天然ガス価格の上昇・下落リスク

  • 28 Oct 2015
  • By Adila Mchich and Erik Norland

大不況の影に脅えていた2007年以降の金融市場でキャリアをスタートした人は、以下のいずれか一つを信じていたとしても仕方ないだろう。

  1. 米連邦準備理事会は利上げをできない
  2. 天然ガス価格は上昇を持続できない

まれな例外を除けば、天然ガス価格は、基本的に2008年以降は下落が止まっていない(図1)。7年前には、2015年10月限、2016年10月限および2017年10月限のヘンリーハブ天然ガス先物価格は、mmBtu(百万英国熱量単位)当たり8ドルから9ドルで推移していた。 とはいえ、2015年10月限の終値は2.56ドル/mmBtuにとどまった一方、2016年10月限および2017年10月限の先物価格は現在、3ドル/mmBtuを下回って推移している。

一見したところ、天然ガス価格は、終わりのない弱気相場になっているように見えるのはなぜか。その答えは簡単だ。生産量が急増しているからだ。ヘンリーハブ価格が15ドル/mmBtu前後でピークを打った2005年には、米国の生産量は、日量6万5,000 mmcf(百万立方フィート)未満であった。その10年後には、日量約9万 mmcfに達し、約40%増加した(図2)。

図1:一方向の下落か、または急落か

図2:価格変動とその後の生産変動との長期ラグ

過去25年間において、天然ガス市場が経験した3つの局面は以下の通りである。

  1. 1993~2002年:低価格(2015年ドル換算で2~4ドル/mmBtu)が主流であったが、強力なラニーニャの発生により例年よりも厳冬となり、その結果価格が圧迫された2000年に一時的な中断がみられた。ただ、2000年の上昇期間とその後の2001年の下落期間では、生産水準の変化に相関性は見られなかった。
  2. 2003~2008年:高価格が主流となり、6~16ドル(2015年ドル換算)のレンジ内で推移していた。これにより投資と技術革新が勢いづき、2008年に本格稼働し始めたシェールガスの掘削の急拡大が促された。
  3. 2009年から現在まで:生産の急増を背景に天然ガス価格は2~6ドル/mmBtuのレンジ 

供給見通し: 2016年には生産量の伸びが鈍化し始める可能性あり

生産増加について印象的なのは、生産増がもっぱらシェールガスに起因していることである。在来型ガス井とコールベッド井からの供給は、2008年以降減少基調にあるものの、在来型油井の生産は停滞傾向にあり、1993~2008年はほぼレンジ内の動きとなっていた(図3)。

天然ガスの価格安という現実は、(まだ)天然ガスの生産の伸びを食い止めるには至っていない。パーセント表示を見ると、伸び率は低下基調をたどっており、2008~2011年は前年比20~70%に達していたが、その後は10~20%とさらに穏やかになった(図4)。しかし、これは主として、米国シェール生産が2007年の日量約5,000 mmcf から、2011年には日量2万6,000 mmcf、2015年初頭には4万mmcf超まで増えたため、分母の大幅拡大が伸び率に影響したことが要因にある。

図3:シェール井、在来型ガス井、油井、コールべッド井:異なる動きを示すのはどれか?

図4:伸び率の大幅減速か?

シェールガスの生産量の前年比変動率の観点からみると、成長の鈍化は、明らかではない。2010年以前は、生産量の伸びは、前年比で日量2,000~3,000 mmcfのレンジで推移していた。2011年と2012年になると、前年比の生産量の増加は、日量6,000~8,000 mmcf以上に達し、その後直近の数年間は、年間日量3,000~6,000 mmcf に増加ペースが鈍化した(図5)。

これは、2009年以降全般的に天然ガス価格が低い水準にとどまっていたことを勘案すると、目覚ましい成長である。どれほど長く増産を続けられるか、生産レベルがピークに達して減少に転じたら天然ガス価格はどうなるのだろうかと疑問に持つ人がいるに違いない。 

図5:それとも、単に穏やかな伸びにとどまるか?

価格と供給の関係は、過去10年間の月次データを使用してみると大幅に右下がりであった。経済学では、価格上昇は通常、供給の増加につながり、右上がりの曲線を描く。天然ガスについては、多くの商品相場と同様に、短期的に逆の方向に作用する。供給増は短期的に価格の押し下げ要因となる。右下がりの曲線になるのは、値動きと投資の間では長期ラグが生じているからである。つまるところ、価格安は、減産につながると予想される。今後数年間において、米国の天然ガス生産量がピークに達して、減少に転じるかどうかを確認することになろう。

米国は現在の月次生産量は2.9兆立方フィートである。図6からは、米国の天然ガスの生産量が日量6万~7万 mmcfで、価格は6~14ドル/mmBtuのレンジで推移しているのが一般的であることがわかる。生産量が日量約7万4,000 mmcfsを突破すると、価格は2~6ドル/mmBtuで推移していた。グラフの制限があるので、供給に沿って伸びる需要を無視しており、これについては後程すぐに検討する。需要の伸びを踏まえると、供給を減らしても価格が押し上げられレンジが大幅に引き上がらないのではないかと推測している。

2016年と2017年の天然ガス先物価格が、現在のスポット価格からちょうど10~20%よりも高いという事実は、市場参加者が天然ガスの需要が供給を上回る可能性があるとの考えをほとんど信用していないことを示唆している。とはいえ、需要が供給を上回り、価格が急騰する可能性は、市場参加者が現時点で予想するよりも大幅に高いかもしれない。

図6:右下がりの供給曲線(しかし、短期的のみ)

供給面については、天然ガスと原油ともに、新規投資額は大幅に減少している。Bakers Hughesのリグ(掘削装置)稼働数は、ピークから天然ガスが80%超、原油が50%超減少した。リグ稼働数のデータは、今後の生産に反映されるので現時点で稼働中の掘削リグの生産量については何も教えてくれないため、せいぜいよくみても将来の供給の伸びを示すかなり大まかな指標である。さらに、これまで見てきたように、天然ガスの生産量は、リグ稼働数が減少する中でもここ数年間増加している。Bentek Energyによると、生産者は、8月に掘削リグ1基につき平均1.88井と記録的な高水準で掘削し、2014年の平均の1.6井から17.5%増えた。

米エネルギー情報管理局(EIA)によると、2015年10月13日に発表した直近の掘削生産性レポートによると、リグ1基当たりのガス生産量は、徐々に様々な供給盆地ごとに大きく異なってきている。Marcellus シェールは現在、日量9 mmcfと最高の生産レベルを誇っている。これは、過去4年間と比べて193%の増加に相当する。また、リグ1基当たりの生産量は、Utica シェールとHaynesville シェールにおいて著しい伸びをみせている一方で、Bakken、Eagle Ford、NiobraraおよびPermian盆地では安定している(図 7)。生産量の差は、シェール層の地域構成、ドライガスとウェットガスのリグ、原油主体とガス主体の会社など様々な要因に起因するだろう。

つまり、天然ガスと原油両方のリグ稼働数の減少と価格安を勘案すると、天然ガスの生産量が無制限に増えると考えるのは考えにくい(図8および9)。さらに、天然ガス需要の力強い伸びを踏まえると、天然ガスの生産の伸びが止まれば、価格は大幅高になる可能性があろう。

図7:MarcellusとHaynesvilleの生産はピークに達した可能性があるが、Uticaの生産は急増

図 8:やせ我慢:価格安とリグ稼働数の減少の中で、供給拡大を続けられるか?

図9:原油リグ稼働数は大幅減少しており、それに伴いガスの伸びが減速か反転か

需要見通し:短期的に軟化、長期的に強含み

今夏に経験した天然ガスの需要の伸びは、電力セクターが大半を占め、記録を更新して1日当たり28 bcf(10億立方フィート)に達した。需要は、昨夏の水準から17%増加し、2012年の記録にわずかに1.5 bcf/日量足りなかった。また、9月の電力の燃料使用量も好調だった。増加の要因は2つある。例年よりも気温が高く、3ドル/mmBtuを割り込む弱気な価格環境に起因して石炭からガスへの燃料転換が進んだこと、そして発電所の燃料構成の変化である。また、石炭火力発電がある程度減少したのは、米環境保護局(EPA)などの環境規制当局が水銀・大気有害物質基準(MATS)を導入したことで、その結果として一部の石炭火力発電所は稼働停止に追い込まれたことによる。西部の日照り続きは、水力発電の発電に不利な影響をもたらし、エルニーニョの影響に伴う例年を上回る気温を背景に、発電向けの天然ガスの需要が増加した。米海洋大気局(NOAA)は、米国の今冬の暖房度日は、昨冬よりも7%少なく、10年平均を下回り例年よりも暖冬になると予想していることから、EIAは住宅用天然ガス価格が咋冬よりも4%下落するとみている。

(今冬以降の)長期の需要は、天然ガスが2013年と2014年の発電能力の増加分の大半を占めていたことを踏まえると、伸びが持続する可能性は高い(図10および11)。図11を見てみると、天然ガス火力発電所の稼働率は高水準に達する傾向にあるもの(大体は80%以上)、他方で太陽光および風力発電は稼働率が25%近辺にとどまる傾向にあることを念頭に置くべきだろう。そのため、需要の伸びに対する新規の天然ガス火力発電所の現時点における小幅の寄与は、この図が示すよりもかなり高い公算は大きい。2014年の米国の発電量全体に占める太陽光エネルギーの割合は、わずか0.3%に過ぎない。太陽光のコストはここ数年間で大幅に低下しており、発電量全体に占める割合は今から2020年までに2年ごとに概ね倍増する可能性があるとはいえ、天然ガスの需要への影響はわずかなマイナス程度にとどまりそうだ。2020年代および2030年代に入れば、かなり状況は変わってくるかもしれない。

図10:太陽光も風力も使えないときでも天然ガス発電所は発電できる

図11:電力は国内の天然ガス需要の伸びの主な源泉

国内の天然ガス需要に対する明るい長期トレンドに加えて、液化天然ガス(LNG)の輸出の問題もある。今後5年間にわたり、LNGの輸出施設13か所が稼働する可能性があり、そのうちの一つ目が中国Cheniere EnergyのルイジアナのSabine Passターミナルで、2015年終盤か2016年初頭に稼働するとみられる。Cheniereの施設は、1日当たり2.2 bcfの輸出能力を備える予定で、これは米国の天然ガス生産量全体の約2.3%に相当する。2017年に予定されるメリーランドのDominion Cove Point施設が稼働すれば、1日1.0 bcfの輸出能力が加わることになろう。2018年に予定される7カ所の施設が稼働すれば、9.9 bcfの輸出能力が加わり、2019年以降に稼働する可能性のある4カ所の施設が完成すれば、さらに3.5 bcfの輸出能力が増強される見通しである(図12)。

図12:LNG輸出施設とその理論的輸出能力

施設/企業

稼働予定日

Bcf/日量

2015年の生産に占める比率

全体に占める累積比率

Cheniere Sabine Pass T1-T4

2015年第4四半期または2016年

2.2

2.3%

2.3%

Dominion Cove Point

2017年

1

1.1%

3.4%

Freeport

2018年

1.8

2.0%

5.4%

Cameron LNG

2018年

1.7

1.9%

7.3%

Cheniere Corpus Christi

2018年

2.1

2.3%

9.6%

Cheniere Sabine Pass T5-T6

2018年

1.3

1.4%

11.0%

Southern LNG

2018年

0.5

0.5%

11.5%

Magnolia LNG

2018年

0.5

0.5%

12.0%

Golden Pass LNG

2018年

2

2.2%

14.2%

Jordan Cove

2019年

0.8-1.2

1.1%

15.3%

Lake Charles

2019年

2

2.2%

17.5%

Oregon LNG

2019年

1.25

1.4%

18.9%

Gulf LNG

後日決定

1.3

1.5%

20.4%

出所:Office of Oil and Gas Global Security and Supppy、米エネルギー省、化石エネルギー局、FERC、 Cheniere

在庫:記録的高水準に向かっているのか?

100 bcf純増した後の2015年10月9日終了週の在庫水準は引き続き底堅く、約3,733 bcfに達した。これは、前年比および5年平均比(季節調整後)でそれぞれ14%および4%の純増となった(図13)。米エネルギー省(EIA)は、当期の暖房シーズンの在庫が過去最高水準の3,956 bcfに達すると予想している。とはいえ、高水準の在庫と米国北部とカナダでの例年よりも暖冬になる可能性という現実は、既に天然ガスの価格に織り込み済みかもしれない。

図13:在庫水準は増加傾向にあり、今冬に過去最高水準に達する可能性あり

実現ボラティリティとインプライドボラティリティ:市場は潜在的な価格変動を適切に織り込んでいるか?

天然ガス・オプションの90日のインプライドボラティリティは、過去数ヵ月間の大半において最近のレンジの中央近辺で推移し、その後天然ガス価格が下落した10月終盤にレンジの上限に近づいている。(図14)。興味深いことに、インプライドボラティリティは、約6ヶ月後に急低下しており、1年後のインプライドボラティリティは、30%未満に織り込まれていることである(図15)。これは、天然ガスのヒストリカルボラティリティをかなり下回っており、これはほとんどの場合50%近辺で推移することが多く、レンジは30~70%である(図16)。したがって、在庫水準の増加を伴う暖冬を通過すれば、先物とオプションのカーブはともに需要が供給を上回る可能性に関して軽視し過ぎている可能性がある。過去に発生したエルニーニョは、夏の強い需要と時折連動していたこともあり、これは翌年に価格を押し上げる要因になる可能性がある。さらに、エルニーニョは、むしろ迅速に(1973~74年と1998~99年の場合と同じように)ラニーニャに変化する可能性があり、その後の冬は需要増につながることもありえる。そのため、目先について価格がかなり落ち込むと見方をとることには、慎重になるべきである。さらに、天然ガスのオプションは、インプライドボラティリティで見ると、原油に近い、または原油ほど高くないかのいずれかであり、天然ガスが通常、原油よりもボラティリティが高いことを踏まえると、過去の水準に比べて少々異常な状態に見える。

図14: 90日のインプライドボラティリティで例外なし

図15:長期のインプライドボラティリティは低下している

図16:天然ガスは通常、原油よりもボラティリティが高い

結論:

  • 天然ガス価格の弱気相場は永遠に続かず、まもなく終了する可能性がある。
  • 短期的には、特にエルニーニョにより米国北部とカナダが例年よりも暖冬になれば、天然ガス価格は引き続き下落圧力を受けかねない。
  • 天然ガスの先物とオプションは、2016年と2017年の価格高騰の可能性に関して、あまりに軽視され過ぎているかもしれない。
  • 天然ガスの供給は、天然ガスと原油の価格安による設備投資への影響を踏まえると、現在のペースで成長を続けることはできない可能性がある。
  • 天然ガスの長期の国内需要は、エルニーニョにより一時的に押し下げられたとしても、ほぼ確実に拡大傾向が続くと思われる。
  • LNGの輸出は、価格が低水準にとどまっているときのみ機能するが、米国の価格の下限が形成されそうだ。
  • 天然ガス価格が急上昇すれば、海外の競合他社に比べてエネルギーコスト安の恩恵を受けているものの、ドル高に苦しんでいる米国の産業にとってかなりの弱気材料になりかねない。
  • 天然ガス価格が急上昇して、mmBtu当たり10ドル超を果たすというのは中心シナリオではないが、可能性を除外できない。 

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