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ロシアの天然ガス地下貯蔵事情 - 石油エネルギー技術センター
JPEC レポート ＪＪＰ ＰＥ ＥＣ Ｃ レ レポ ポー ートト 第 37 回 ２０１１年度 平成 24 年 3 月 15 日 ロシアの天然ガス地下貯蔵事情 <目 次> 1. はじめに 2. 欧州の天然ガス事業の発展 3. ロシアのエネルギー事情 4. 欧州向け天然ガス供給 5. 天然ガス地下貯蔵方式(UGS) 6. ロシアの天然ガス地下貯蔵 7. ロシアの地下貯蔵等の計画 8. まとめ p.1 p.1 p.1 p.3 p.4 p.6 p.7 p.8 １．はじめに 2011年11月にロシアのレニングラード州ブイボルグ(Vyborg)からバルト海を経て、ドイツのグ ライフスヴァルト(Greifswald)をつなぐ、NORD STREAM海底天然ガスパイプラインの2ライン中の 最初の第1ライン(輸送能力：275億m3/年)が完成し、従来のウクライナ経由（２００９年時でロシア 輸出量の約60％の1,230億m3/年が経由）とは別ルートで欧州各国に天然ガスを供給する体制 が整った。残りの第2ライン目は2012年秋に完成予定で、完成後は合計で550億m3/年の輸送 能力を持つことになる。 これに伴い、ロシアの天然ガス会社のガスプロム(Gazprom)は、安定 供給等の為に天然ガス地下貯蔵を建設するとの発表を行なった。このように、天然ガスパイプラ インの発展とともに天然ガスの地下貯蔵が重要となっている為、本文では、欧州における天然 ガス事業の発展も含めて、ロシアの地下貯蔵事情について紹介する。 ２．欧州の天然ガス事業の発展 1940～50年代にイギリス、フランス、イタリア等の欧州各国に国営ガス会社が設立され、国策 を背景に国家ベースで天然ガスの事業運営の独占が始まった。1960～70年代にはロシア、ノ ルウェーからの天然ガス輸入パイプラインが敷設され、さらに1980年代にはアルジェリアからの パイプラインも敷設されて欧州全域にパイプライン網が整備され、欧州各国での天然ガスの普 及促進が進んだ。昨今では欧州域内の天然ガスの枯渇に伴いＬＮＧ受入基地建設も活発化し ている。 ３．ロシアのエネルギー事情 第2次世界大戦後、ソ連は、アメリカ・NATO加盟国との冷戦や計画経済の行き詰まりで、次第 に国が疲弊し、東欧諸国の民主化や各連邦共和国の独立が重なって、1991年に国が崩壊、新 1 JPEC レポート たにロシア連邦が誕生した。国土は日本の約45倍の1,710万m2で、1億4,300万人が住む。 ロシアは、2000年頃から経済成長を支える原油と天然ガスの主要輸出国となってきており、 2009年は原油を約990万BPD生産して、原油・製品を含む700万BPDを輸出した。(図-1 参照) 図-１ ロシア原油・製品生産と消費（1999-2009） 国内には、総原油処理能力540万BPDの40製油所を持ち、国内エネルギー使用量の半分以 上を天然ガスに依存している。 ロシアの天然ガス埋蔵量は、世界最大級で、世界の約１/4の1,680兆cf (48兆m3)を占め、そ の半分以上がシベリアに存在している。 天然ガスの2009年の生産量は、米国に次ぐ19.3兆cf /年(5,500億m3/年)で、95％がシベリア での生産となっている。又、天然ガスの輸出量は、世界最大の7.3兆cf/年（2,000億m3/年）で、 CIS(独立国家共同体)の他、西欧・東欧へ約6.8兆cf/年（1,900億m3/年）輸出している。 また、近年はアジア諸国への輸出も拡大している。(表-1 参照) 表-１ 2009 年の天然ガスの主要輸出先と輸出量 出典：Eastern Bloc Research 2 JPEC レポート ４．欧州向け天然ガス供給 ロシアの主要天然ガスパイプラインは９ラインある。そのうち７ラインが輸出向けで、4ラインは、 ウクライナ、ベラルーシ経由で、その輸送能力は４兆cf(1,100億m3)となっている。(図-2 参照) 図-2 欧州向け輸出天然ガスパイプライン 出典：Wikipedia、Major russian gas pipelines to europe.png 欧州向けの天然ガス供給ルートとしては、ウクライナ、ベラルーシルートが主流であるが、 2006-2007年にかけての両国とロシア間での価格紛争で、欧州への天然ガス供給が一時的に 途絶えたことがあったことから欧州諸国は、安定的な原料供給ルートとして他のルートを考え、 北側ルートのNORD STREAM、南側ルートのSOUTH STREAM等を検討した。(表-2 参照) NORD STREAMについては、前述のように、2011年秋に第1ラインが完成し、275億m3/年が 欧州に供給され始めた。又、2012年秋の第2ラインが完成すれば合計550億m3/年が欧州に供 給されることになる。 SOUTH STREAMは、ロシアの天然ガスを黒海、ブルガリア経由で中・南欧州に供給するル ートであるが、競合するNABUCCOより建設費用が2倍程度かかる為、実施が危ぶまれている。 NABUCCOは、非ロシア産の天然ガス（カスピ海、中東）を欧州に供給するルートで2012年に 3 JPEC レポート 投資是非が決まる予定と言われている。 表-2 欧州3ガスパイプライン計画の概要 名称 天然ガス 供給地 Nord Stream ロシア South Stream ロシア 中央アジア Nabucco Stream カスピ海 周辺 経由国 バルト3国（バルト海）、 ポーランド海域、 ドイツ (黒海)、ブルガリア、 －ギリシャ、イタリア －セルビア、ハンガリー、 クロアチア、スロベニア、 オーストリア トルコ ブルガリア、 ルーマニア ハンガリー オーストリア 総延長距離 輸送量 建設費用 建設開始 稼動開始 1,222ｍ 550億ｍ3/年 148億 ユーロー 2010年 2011年-2012年 総延長未定 (海底部分 900 km） 630億ｍ3/年 190-240億 ユーロー 2012年 2015年 3,893ｋｍ 310億ｍ3/年 120-150億 ユーロー *2012年に投資決定 2013年 2017年 この大量の天然ガスの安定供給の為とロシア国内への天然ガス供給のバッファーとしてガス プロムは、各種の地下貯蔵方式を検討している。 ５．天然ガス地下貯蔵方式(UGS) 天然ガス貯蔵は、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、天然ガス 供給システムにおいては必要不可欠なものであるが、大規模になると地上貯蔵施設より安 全かつ安価である地下貯蔵施設が有利になっている。また、すべての地下貯蔵施設は、利 用度の高い天然ガス消費地に設置されている。通常秋-冬の需要期に使用する為に、春－夏 の不需要期に貯蔵される。 世界の天然ガス地下貯蔵施設は、季節の需要変動が大きく、ピーク負荷低減要求の高い欧 米での利用が多く、2005 年時点(約 630 ヶ所)では、世界の約 3/4 を占める北米(米国、カナダ) を筆頭に欧州約 15％、ロシア約 10％と続いている。 地下貯蔵方式としては、主に枯渇ガス田貯蔵方式（Depleted gas reservoir）、帯水層貯蔵 方式(Aquifer reservoir)、岩塩層貯蔵方式(Salt formation) の 3 方式があるが、初期設備コス ト、貯留層維持の為に必要なクッションガス注 1）比率等から枯渇ガス田貯蔵方式が多く、地下貯 蔵施設が多い米国での貯蔵方式別比率は、枯渇ガス田方式が 65％近くを占めている。 しかし、近年ではクッションガスが少なく貯留、抜出しの期間が短い岩塩層貯蔵方式が増 加の傾向を示している。(表-3 参照) 注 1）クッションガス（またはベースガス）：貯蔵した天然ガスを排出するために必要な天然ガスで、貯蔵層に残る天然ガス。 4 JPEC レポート 表‐3 米国の地下貯蔵方式別比率 貯蔵方式 枯渇ガス田 帯水層 岩塩層 天然ガス年間利用量(2008 年を 100 として） 1998 62.7 7.9 8.7 71.3 2005 66.5 9.0 14.4 89.8 2008 65.0 10.0 25.0 100 出典：Natural gas storage を参照 貯蔵の 3 方式については、各々以下の特徴を持つ。(表-4 参照) 1) 枯渇ガス田貯蔵方式 (Depleted gas reservoir) 代表的な貯蔵方式。天然ガスを生産した後の枯渇ガス田である為、地質的にも再利用可能 で、天然ガス田のインフラと注入設備が利用できる。3 つの方式のうちで最も経済的。貯蔵す る為には、貯留層の圧力を維持する為に回収できないクッションガスとして貯留層容量の 50%の天然ガスを必要とする。 2) 帯水層貯蔵方式 (Aquifer reservoir) 帯水層としては枯渇ガス田と同様の多孔性と透過性地層であれば使用できるが、長期間に 亘る圧力テストによる安全性の確認が必要となる。又、新たにインフラが必要となる為、枯渇 ガス田貯蔵方式より設備投資が高くなる。貯蔵の為に新たに天然ガスを注入する為、クッショ ンガスとして貯留層容量の 50-80%の天然ガスを必要とする。 3) 岩塩層貯蔵方式 (Salt formation) 岩塩層は、浸透性がないので天然ガスの貯蔵に適している。 貯留層に注入された天然ガス のほとんどを利用可能なワーキングガス注 2）として取り出すことができる。設備コスト高により通 常は他の 2 方式に比べ約 1/100 程度の小容積となる為に、ベース負荷運転調整用には適さ ず緊急時や想定外の需要急増時の迅速な供給に適している。又、クッションガスは貯留層容 量の 20-30%の天然ガスで済む為、天然ガス価格が割高な場合には有利になる。 注 2）ワーキングガス：貯蔵層内天然ガスからクッションガスを差し引いたガスのことで、必要時に市場に供給できる 実質使用可能な天然ガス。 表‐4 天然ガス貯蔵施設運転 貯蔵方式 クッションガス 貯蔵期間（日） 取出期間（日） 設備費($/1000cf) 枯渇ガス田 50% 200-250 100-150 5-6 200-250 20-40 100-150 10-20 10-25 帯水層 50%-80% 岩塩層 20%-30% 出典：Natural gas storage を参照 5 JPEC レポート ６．ロシアの天然ガス地下貯蔵 ロシアの天然ガス貯蔵施設は、冬季需要量の最大 20％まで供給でき、寒波時には最大 30％まで供給できる能力を持つ。2008-2009 年の冬季の天然ガス供給量は 640 億 m3 で、日 間平均 5 億ｍ3/日、最大日間使用時 6.2 億ｍ3/日を供給した。 ロシア連邦では、 25 箇所で地下貯蔵設備が稼動しており、 17 箇所で枯渇ガス田貯蔵方式、 8 箇所で帯水層方式を用いている。岩塩層方式はロシアではまだ経験がないが、1968 年に アルメニアで実績があり、建設予定として 2 箇所が上っている。 (図-3 、表-5 参照) 図-3 ロシアの地下貯蔵分布図 （出典：Gazprom、Underground Gas Storage Facilities ） 6 JPEC レポート 表－5 UGS の設置年代と基数 設置年代 1950– 1960 1960– 1970 1970– 1980 1980– 1990 1990– 2007 施設名称 Amanakskoye、Kaluzhskoye Mikhailovskoye、Shchyolkovskoye、Gatchinskoye Yelshano-Kurdyumskoye (2 reservoirs) Peschano-Umetskoye Dmitriyevskoye、Kiryushkinskoye、Kasimovskoye、 Nevskoye、Severo-Stavropolskoye (green suite) Kanchurinsko-Musinsky Complex (Kanchurinskoye) Sovkhoznoye、Stepnovskoye (2 reservoirs) Severo-Stavropolskoye (Khadum) Krasnodarskoye、Punginskoye Kanchurinsko-Musinsky Complex (Musinskoye) Uvyazovskoye、Kushchevskoye Karashurskoye (2 reservoirs) 合計 At the construction stage At the design stage 基数 2 6 9 4 4 25 Volgogradskoye (salt cavern) Kaliningradskoye (salt cavern) Bednodemyanovskoye、Shatrovskoye Udmurtsky Reserving Complex (5 reservoirs) 2 7 （出典：GAZPROM、50th Anniversary of Underground Gas Storage in Russia ） ７．ロシアの地下貯蔵施設の増強計画 (図-3 の Exploration areas for UGSFｓ参照) ロシアの地下貯蔵施設は、1958 年に最初の地下貯蔵施設が建設されて以降 50 年以上も経 過しているが、季節変動の平準化とピーク負荷の低減の為の役割を十分に果たしている。 また、この間、負荷変動に対し、迅速かつ安定供給を維持する為に、地下貯蔵施設の機能を 高めている。具体的には、天然ガス生産時の技術を生かして、垂直井掘削に加えて水平井掘 削を行なうことで、垂直井単独よりも少ない井戸数での供給能力を向上させている。また、最新 鋭の設備導入により、運転の信頼性向上とともに環境への安全性も高めている。 ガスプロムは、2011 年 1 月に決定した 2011-2015 年の行動計画に沿って、日間最大供給能 力を需要量の40％まで高めるべく、まず、既存老朽地下貯蔵設備の更新と増強を行い、最新鋭 の高効率、かつ環境に優れた設備に変更後、新設地下貯蔵施設の建設を検討している。 また、2030 年までに年間天然ガス輸出量の 5％超のワーキングガス容量の地下貯蔵施設を 海外に建設する計画である。 現在、建設計画中の地下貯蔵施設は以下の通り。 ・Bednodemyanovskoye UGS facility： 中央ロシアの寒波時の変動吸収と安定した輸出用。ワーキングガス容量は 50 億ｍ3。 ・Shatrovskoye UGS facility： ロシア国内天然ガス供給量増対応用。ワーキングガス容量は１0 億ｍ3。 又、上記表-5 に加えて、以下の施設も計画中。 7 JPEC レポート ・Arbuzovskoye UGS facility： タタルスタン共和国への安定供給用。ワーキングガス容量は 5-6 億ｍ3。 ・Novomoskovskoye UGS facility： 国内 3 基目の岩塩層貯蔵方式。ワーキングガス容量は 3.4 億ｍ3。 ・極東 UGS facility： 地下貯蔵施設に適した地質構造を西シベリアと極東にて探索中。 イルクーツク州に岩塩層貯蔵方式の Angarskoye 地下貯蔵施設の建設許可取得中。 ・欧州(NORD STREAM)： NORD STREAM の地下貯蔵施設は、中欧および北西欧地域に既設施設の再構築と新設 で対応する計画。オランダの Bergermeer とドイツの Katharina は新設予定。 ・欧州(SOUTH STREAM)： ロシア地域内の Severo-Stavropolskoye と Kushchevskoye 地下貯蔵施設が需要となる。 オーストリア 2 施設目の Haidach、セルビアの Banatski Dvor が建設予定。 ・欧州(その他)： 英国の Saltfleetby、チェコ共和国の Damborice を検討中。 ８．まとめ 天然ガスについては、重要なエネルギー源として需要が年々増加している。特に欧州では 天然ガスへの依存度が高まっており、ロシア・中東等から欧州向けの各種天然ガスパイプライン 計画が進展するにつれて、安全・安定供給の面からますます貯蔵能力の高い地下貯蔵施設へ の関心が高まっている。 施設数の多い枯渇ガス田貯蔵方式は、油井や天然ガス生産井の施設を利用できることが優 位であり、今後生産時の技術（垂直掘削+水平掘削）が活用されていけば、さらに有利になると 思われる。又、クッションガスが少なく貯留、抜出しの期間が短い岩塩層貯蔵方式も有望である 為、コスト削減の対応が望まれる。 昨年の東日本大震災では、新潟からの天然ガスパイプラインによる代替供給で早期に復旧 が完了し、天然ガスパイプラインが地震に強いことが実証された。また、昨年末の資源エネルギ ー庁の委員会で「天然ガスシフトを始め、環境負荷に最大限配慮しながら、化石燃料を有効活 用すること」を基本的方向として、天然ガスシフトに向けた基盤整備（広域パイプラインの敷設、 大規模地下貯蔵施設の整備等）に関する専門的検討を行うため、「天然ガスシフト基盤整備専 門委員会」が設置され、2012年５-６月を目処に取りまとめが行われる予定となっている。 日本でも天然ガスの利用が高まる中、貯槽は重要な位置づけであり、大規模になるほど地下 貯蔵は重要性を増すと思われるが、残念ながら大規模帯水槽や岩塩貯槽は国内には存在しな い。また、広域パイプラインとしては、新潟－仙台ライン、札幌－勇払ライン、新潟－東京ライン 等があるが規模が小さいのが現状である。 8 JPEC レポート ＜出典および参考資料＞ (1) Gazprom、Gazprom commences large UGS facility construction、 http://www.gazprom.com/press/news/2011/november/article122884/ (2) Naftogaz、Natural Gas Transmission、Ukraine’s gas transmission system、 http://www.naftogaz.com/www/2/nakweben.nsf/0/B9D8558AE5F6C551C22574090 044D7A8?OpenDocument&Expand=2.2.3&# (3) IEEJ（日本エネルギー経済研究所）、欧州ガス事業の動向とわが国との比較、 http://eneken.ieej.or.jp/data/pdf/1493.pdf (4) Wikipedia、Russia、 http://en.wikipedia.org/wiki/Russia#History (5) EIA、Russia、 http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=RS (6) Wikipedia、Major russian gas pipelines to europe.png http://en.wikipedia.org/wiki/File:Major_russian_gas_pipelines_to_europe.png (7) Wikipedia、Nord Stream、 http://en.wikipedia.org/wiki/Nord_Stream (8) Wikipedia、South Stream、 http://en.wikipedia.org/wiki/South_Stream (9) Wikipedia、Nabucco pipeline、 http://en.wikipedia.org/wiki/Nabucco_pipeline (10) Wikipedia、Natural gas storage、 http://en.wikipedia.org/wiki/Natural_gas_storage (11) Gazprom、Underground Gas Storage Facilities、 http://gazprom.com/production/transportation/underground-storage/ (12) Gazprom、50th anniversary of underground gas storage in Russia、 http://gazprom.com/f/posts/38/422682/50-years-underground-gas-storage-russia-en.pdf (13) Gazprom、Oleg Aksyutin: We will expand UGS capacities、 http://gazprom.com/press/reports/aksutin-ugs/ (14) METI、天然ガスシフト基盤整備専門委員会について、 http://www.enecho.meti.go.jp/info/committee/kihonmondai/8th/8sankou4.pdf (15) METI、化石燃料の現状と課題（Ｐ６－P９）、 http://www.enecho.meti.go.jp/info/committee/kihonmondai/13th/13-8.pdf 本資料は、一般財団法人 石油エネルギー技術センターの情報探査で得られた情報を、整理、分 析したものです。無断転載、複製を禁止します。本資料に関するお問い合わせは [email protected] までお願いします。 Copyright 2012 Japan Petroleum Energy Center all rights reserved 9