平成 24 年度海外炭開発支援事業 海外炭開発高度化等調査 「米国シェールガス開発が米国及びコロンビアの 石炭産業に与える影響調査並びに大西洋及び アジアの石炭市場に与える影響調査」 平成 25 年 3 月 はじめに 海外炭開発高度化等調査は、我が国への海外炭の効率的・安定的供給確保に資するため、 主要産炭国の石炭生産動向やインフラ整備状況及び主要消費国の石炭消費動向等に係る最 新の情報収集・分析を実施し、本邦民間企業等へ情報提供することを目的としている。 米国では、近年の技術革新によるシェールガスの増産により天然ガス価格が下落したこ とから、電力会社が急速に石炭からガスシフトへ動き出した。このため、発電所向けの国 内炭が行先を失い、今後海外市場にその活路を見出そうと主要輸出先である大西洋市場は もとより、需要が増加しているアジア市場向けの輸出拡大に努めている。 一方、大西洋市場では、同市場を主要輸出先としているコロンビアとの競争激化が予想 される。コロンビアの石炭生産者にとっても、欧州危機による欧州市場の石炭需要低迷や 大西洋市場での競争激化から新たな市場を開拓する必要があり、今後はアジア市場の開拓 を積極的に進めようとしている。 このため、シェールガスの生産動向が米国及びコロンビアの石炭産業に与える影響、並 びに米国のシェールガス増産の影響を受けた両国産出の一般炭の動きが大西洋市場及びア ジア市場に与える影響を調査するとともにアジア市場向け輸出ポテンシャルを評価した。 本調査結果が、我が国の石炭需要家や商社をはじめ、石炭取引に係る企業等の参考にな れば幸甚である。 本業務は、平成２３年度までは独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構で実 施していたが、平成２４年度に独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構に移管され たものである。 平成２５年３月 独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物資源機構 石炭開発部 要約 本調査では、米国におけるシェールガスの生産動向が、米国及びコロンビアの石炭産業に 与える影響、 並びに米国のシェールガス増産の影響を受けた両国の一般炭の動きが大西洋市 場及びアジア市場に与える影響を調査し、アジア市場向け輸出ポテンシャルを評価した。 米国の石炭生産量は、2008 年に 11 億 7040 万トンに達した後、減少しており、2011 年に は 10 億 9378 万トン、2012 年には 10 億 1513 万トンとなり、2008 年比で 13%減となった。 地域別では、東部炭がシェールガス増産の影響を最も受けており、生産量は 2008 年の 3 億 9022 万トンをピークに 2012 年には 2 億 9311 万トンまで約 9700 万トン減少した。Illinois Basin の生産量はむしろ増えており、2006 年の 9508 万トンから 2012 年には 1 億 2664 万トンまで 約 3156 万トン増加した。生産コストが安価であり、輸送コストの安いミシシッピ川から輸 出できることが要因であるが、硫黄分が 3% 超と高く、輸出先市場が限定されるのが今後 の増産のネックになると考えられる。Powder River Basin では過去 10 年間、4 億トン以上を 継続的に生産している。 シェールガスの増産が顕著になった 2008 年以降、減産傾向になり、 2012 年は 2008 年比 1 割程度の減産となり、2003 年の生産量水準に戻った。従って、過去 10 年程度のスパンで見ると生産量は増減があるものの横ばいであり、2008 年以降は減少傾 向となっている。 特に東部の石炭需要の落ち込みは、2008 年頃より顕著になっているシェールガスの増産 の影響が大きい。これは東部炭の生産コストが高いためで、試算によると、USD 6.5/MMBtu を上回らない限り、東部で老朽化した石炭火力発電所はガス転換した方が割安である。一方、 西部炭は生産コストが低いため、ガス価格が USD 5/MMBtu になれば新設石炭火力の方がガ ス火力よりもコスト競争力があると考えられる。従って、ガス価格は今後上昇が予想される が、上昇の度合いにより、近年ほどのガス転換は進まない可能性も十分にある。既存の石炭 火力発電所に関しては、熱量等価では石炭は天然ガスの約半額であるため、稼働中の石炭火 力は運転し続けた方が経済的と考えられる。このため、既存の石炭火力の運転は継続され、 更新時期を迎えた石炭火力発電所は、ガス価格次第でガス転換されるか、設備更新により延 命されるかが決まるとみられる。なお、米国では、新設発電所の CO2 排出係数 1000 ポンド /MWh 規制の導入が検討されており、仮に導入された場合は、石炭火力の新設は困難になる。 このような背景から、国内で販売しきれなかった米国炭は、 輸出市場を目指すことになる。 輸出市場としては欧州を中心とした大西洋市場とアジア市場が考えられるが、米国東部炭、 Illinois Basin 炭はフレートの関係上、欧州市場の方が価格競争力が発揮されるため、基本的 には欧州市場に流れている。結果として、欧州を主要市場としていたコロンビア炭、南ア炭 との競争が激しくなっている。本調査の試算では、2030 年における大西洋市場の一般炭輸 入需要は 2 億 2900 万トンであり、コロンビア、南アの余剰輸出キャパシティは 1 億 4800 万トンとなる。 欧州市場での余剰分は、アジア市場に流れる。これまでアジア市場では豪州、インドネシ アが需要の大部分を満たしていたが、インドネシアの一般炭輸出量が増えにくい状況にあり、 本調査の試算では 2030 年に両国だけでは 2 億 2100 万トンの供給が不足する可能性がある。 従って、欧州市場で販売しきれないコロンビア炭、南ア炭は、アジア市場で十分に吸収され る。なお、アジア市場の需給バランスは、コロンビア炭、南ア炭、ロシア炭、PRB 炭など の供給が進展すれば十分にバランス可能である。特に、PRB 炭が新規に供給開始されれば、 需給緩和へのインパクトは大きい。 Summary In this study, the effects of shale gas production trends in the United States (US) on thermal coal production in the US and Colombia, the impacts on the Atlantic and the Pacific coal market, and the export potential of thermal coal to the Asian market were researched and evaluated. After coal production in the US had exceeded 1.17 billion tons in 2008, production declined to 1.09 billion tons in 2011, and by 2012 production had declined by 13% compared with 2008, to 1.02 billion tons. The Appalachian basin was affected most by the increase in shale gas production. Coal production peaked in 2008 at 390 million tons, before production decreased by around 97 million tons to 293 million tons in 2012. On the other hand, production in the Illinois basin increased between 2006 and 2012, from around 95 million tons to more than 126 million tons. The main factors for the increase are low production costs, and low transportation cost to export terminals via the Mississippi river. However, due to the high sulfur content of Illinois coal (over 3%), it is believed that export markets are limited, which could become a bottleneck for future production increases. Production in the Powder River basin has continuously exceeded 400 million tons in the past 10 years. After shale gas production expanded significantly since 2008, coal production in the Powder River basin decreased by about 10% by 2012, and is now back on 2003 production levels. Consequently, coal production in the past 10 years has fluctuated but remained largely flat until 2008, when coal production entered a downward trend. The declining coal demand from the Appalachian basin in particular was largely influenced by the increase in shale gas production., Unless natural gas prices exceed USD 6.5/MMBtu, it is more cost-effective for the old coal-fired power plants to transform to natural gas-fired power plants, because of high production costs of Appalachian coal. On the other hand, production costs in the Western regions are significantly lower, and a new coal-fired power plant would be more cost-competitive than a natural gas-fired power plant at gas prices of USD 5/MMBtu. Consequently, there is a possibility that transformation to gas-fired power plants may somewhat slow down compared to recent years, because gas prices are expected to rise. For existing power plants, continuation of operation is considered more economically viable, since coal prices are about half of natural gas prices in calorific basis. Therefore, continuation of operation of coal-fired power stations until the renewal period is expected, where the plants are either transformed to gas-fired depending on the gas price, or plant life is extended by replacing and refitting equipment. In addition, a new CO2 emission regulation is currently being discussed, which would limit emission to 1000 lbs / MWh for new power plants. If this regulation is passed, construction of new coal-fired power plants will become virtually impossible. From this background, US coal which cannot be sold domestically anymore, is expected to be sold on export markets. The coal export market can be thought of as the Atlantic market (mainly Europe), and the Asian market. Coal from the Appalachian basin and Illinois basin is mainly exported to Europe, because low freight and transportation costs increase the price-competitiveness. As a result, the competition with Colombia and South Africa, whose main export market is Europe, is becoming more severe. This study estimates that import demand in the Atlantic market will be around 229 million tons, and surplus export capacity in Colombia and South Africa will be 148 million tons. It is thought that the surplus coal which cannot be sold on the European market will be aimed at the Asian market. Presently, the majority of coal demand in Asia is met by Australian and Indonesian coal. However, expansion of thermal coal exports is expected to become increasingly difficult for Indonesia. This study estimates that coal demand in Asia will surpass the expected export capacity of Australia and Indonesia by 221 million tons in 2030. Therefore, the surplus coal supply from Colombia and South Africa which could not be sold in the European market is expected to be absorbed by the Asian market. If coal supply from Colombia, South Africa, Powder River basin and Russia continues to expand, coal demand and supply in Asia can be sufficiently balanced. 目次 1． 米国のエネルギー政策、石炭政策、エネルギー需給動向................................................. 1 1.1 米国のエネルギー需給動向 ......................................................................................... 1 1.1.1 一次エネルギーの需給動向 ......................................................................................... 1 1.1.2 石炭の需給動向 ........................................................................................................... 4 1.2 米国のエネルギー・石炭政策 ..................................................................................... 9 1.2.1 石炭政策 ...................................................................................................................... 9 1.2.2 環境政策 ...................................................................................................................... 9 1.2.3 電源構成に係る政策 .................................................................................................. 12 1.2.4 輸出規制 .................................................................................................................... 12 1.3 大統領選の概要とエネルギー政策への影響 ............................................................. 14 1.4 米国における各種エネルギー価格 ............................................................................ 16 1.4.1 石炭価格 .................................................................................................................... 16 1.4.2 天然ガス価格............................................................................................................. 18 2． 米国のシェールガスの生産動向とその影響..................................................................... 20 2.1 シェールガスの生産実績........................................................................................... 20 2.2 シェールガスの生産見通し ....................................................................................... 22 2.2.1 シェールガスの埋蔵量 .............................................................................................. 22 2.2.2 シェールガスの生産見通し ....................................................................................... 23 2.3 米国の発電市場及び石炭産業に与える影響 ............................................................. 26 2.3.1 米国の発電市場に与える影響 ................................................................................... 26 2.3.2 米国の石炭産業に与える影響 ................................................................................... 31 2.4 米国のシェールガスがアジア LNG 市場に与える影響 ............................................. 37 3． 米国の石炭輸出インフラ .................................................................................................. 40 3.1 輸出インフラの全体像 .............................................................................................. 40 3.2 鉄道輸送インフラ...................................................................................................... 43 3.2.1 鉄道インフラの全体像 .............................................................................................. 43 3.2.2 BNSF Railway (BNSF) .............................................................................................. 44 3.2.3 Union Pacific Railroad (UP) ...................................................................................... 50 3.2.4 CSX Transportation (CSX) ........................................................................................ 56 3.2.5 Norfolk Southern Railway (NS) ................................................................................. 61 3.2.6 Canadian National Railway (CN) .............................................................................. 65 3.3 港湾インフラ ............................................................................................................. 68 3.3.1 港湾インフラの全体像 .............................................................................................. 68 3.3.2 東海岸における港湾の整備動向................................................................................ 73 3.3.3 メキシコ湾岸における港湾の整備動向 ..................................................................... 82 3.3.4 西海岸における港湾の整備動向................................................................................ 97 3.3.5 五大湖 ..................................................................................................................... 107 4． コロンビアのエネルギー政策・需給等の動向 ................................................................ 110 4.1 コロンビアのエネルギー需給動向 ........................................................................... 110 4.1.1 一次エネルギーの需給動向 ..................................................................................... 110 4.1.2 石炭の需給動向 ....................................................................................................... 113 4.2 コロンビアのエネルギー政策 ................................................................................. 125 4.2.1 石炭政策 .................................................................................................................. 125 4.2.2 エネルギー政策 ....................................................................................................... 128 4.3 石炭価格 .................................................................................................................. 134 4.4 石炭輸送インフラ.................................................................................................... 136 4.4.1 石炭輸送インフラの全体像 ..................................................................................... 136 4.4.2 鉄道輸送インフラ ................................................................................................... 139 4.4.3 港湾インフラ........................................................................................................... 142 4.5 米国のシェールガスがコロンビアの石炭市場に与える影響 .................................. 147 5． シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響・輸出可能性評価....................... 148 5.1 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の経路 .................................. 148 5.2 シェールガス増産による大西洋市場への影響 ........................................................ 150 5.3 米国・コロンビア炭のアジア市場への輸出増がアジア石炭市場に与える影響 ..... 154 5.4 米国・コロンビア一般炭のアジア市場への輸出ポテンシャルの評価 ................... 157 図目次 図 1-1 米国のエネルギー需給バランス ...............................................................................1 図 1-2 米国の一次エネルギー供給見通し ...........................................................................2 図 1-3 人口・GDP のバックデータ ......................................................................................3 図 1-4 米国における地域別石炭生産量の推移と変化率....................................................4 図 1-5 米国における一般炭生産量の推移 ...........................................................................5 図 1-6 米国における石炭輸出入量の推移（原料炭含む）................................................5 図 1-7 米国における一般炭輸出量の推移 ...........................................................................6 図 1-8 米国における輸入国別石炭輸入量の推移 ...............................................................7 図 1-9 米国における石炭産業のバリューチェーン ...........................................................8 図 1-10 米国のエネルギー・石炭政策の概要 .....................................................................9 図 1-11 RECs 設備概要図 ..................................................................................................... 11 図 1-12 州別の選挙人獲得状況 ...........................................................................................14 図 1-13 オバマ・ロムニ－両候補の支持率 .......................................................................14 図 1-14 米国の地域別の一般炭取引価格の推移 ...............................................................16 図 1-15 API 6 のインデックス推移 ....................................................................................17 図 1-16 インドネシアの低品位炭の価格推移 ...................................................................17 図 1-17 ヘンリーハブの天然ガス価格の推移 ...................................................................18 図 1-18 ガス田別のシェールガス生産原価 .......................................................................19 図 1-19 シェールガス田の寿命 ...........................................................................................19 図 2-1 ガスの生産実績と内訳 .............................................................................................20 図 2-2 地域別シェールガス生産状況 .................................................................................21 図 2-3 シェールガスの埋蔵量 .............................................................................................22 図 2-4 EIA によるガスの生産見通し ..................................................................................23 図 2-5 EIA のシナリオ毎のガス生産見通し ......................................................................24 図 2-6 プレイ別シェールガスの生産見通し .....................................................................25 図 2-7 米国における発電用の石炭及び天然ガスの消費量の推移..................................26 図 2-8 米国における燃料別発電電力量の推移 .................................................................27 図 2-9 熱量等価での石炭とガスの価格比較 .....................................................................28 図 2-10 米国における発電所の新増設見通し ...................................................................29 図 2-11 米国内の主要炭田別の石炭火力とガス火力の発電原価比較 ............................30 図 2-12 米国における地域別石炭生産量の推移と変化率（再掲）................................31 図 2-13 Appalachian Basin の生産キャパシティ、生産量、国内供給量、輸出量 ........33 図 2-14 Patriot Coal operating areas .......................................................................................34 図 2-15 Illinois Basin の生産量、国内供給量、輸出量 .....................................................35 図 2-16 Powder River Basin の生産量、国内供給量、輸出量 ..........................................36 図 2-17 天然ガスの価格体系 ...............................................................................................37 図 2-18 日本市場向け LNG の原価構成 .............................................................................38 図 2-19 欧州市場向け LNG の原価構成 .............................................................................38 図 2-20 石油・天然ガスの熱量等価における価格比率....................................................39 図 2-21 稼働中のリグの用途 ...............................................................................................39 図 3-1 米国の炭田・鉄道網・港湾設備の立地と概況......................................................41 図 3-2 BNSF の営業地域 ......................................................................................................44 図 3-3 BNSF の石炭輸送ルート ..........................................................................................46 図 3-4 BNSF の石炭輸送ネットワークと輸送先の港湾位置図.......................................47 図 3-5 Union Pacific の営業地域 ..........................................................................................50 図 3-6 Union Pacific の運行形式 ..........................................................................................51 図 3-7 Union Pacific の石炭輸送ルート ..............................................................................53 図 3-8 CSX の営業地域 ........................................................................................................56 図 3-9 CSX の石炭輸送ルート.............................................................................................58 図 3-10 CSX の Appalachian Basin から港湾への石炭輸送ルート...................................59 図 3-11 NS の営業地域 .........................................................................................................61 図 3-12 NS の石炭輸送ルート .............................................................................................63 図 3-13 CN の営業地域 .........................................................................................................65 図 3-14 CN の石炭輸送ルート .............................................................................................67 図 3-15 米国における港湾インフラの石炭輸出量現状と 2010 年代後半における取扱 可能量 ................................................................................................................................68 図 3-16 米国における港湾インフラの石炭積出ターミナル別 2010 年代後半の取扱可 能量 ....................................................................................................................................72 図 3-17 米国（東海岸）における石炭の輸出を行うターミナル....................................73 図 3-18 Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナルの全景 ........................................78 図 3-19 DTA 石炭積出ターミナルの全景...........................................................................79 図 3-20 米国（南海岸）における石炭の輸出を行うターミナル....................................82 図 3-21 McDuffie 石炭積出ターミナルの全景 ...................................................................83 図 3-22 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルの全景..................................85 図 3-23 Associated 石炭積出ターミナルでの積出風景 .....................................................89 図 3-24 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルでの積出風景 ...................................90 図 3-25 Deepwater 石炭積出ターミナルの全景 .................................................................93 図 3-26 Port of Houston 石炭積出ターミナルの全景 .........................................................94 図 3-27 Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの全景 ...............................................95 図 3-28 主な港湾の位置（西海岸） ...................................................................................98 図 3-29 Neptune bulk 石炭積出ターミナルの全景 .............................................................99 図 3-30 Millennium 石炭積出ターミナルの完成予想図.................................................. 103 図 3-31 Millennium 石炭積出ターミナルの許認可タイムラインとポイント ............. 105 図 3-32 主な港湾の位置（五大湖）と輸送ルート ......................................................... 108 図 4-1 一次エネルギー生産量推移（1975-2009 年） ..................................................... 110 図 4-2 一次エネルギー輸出量推移（1975-2009 年） ..................................................... 111 図 4-3 一次エネルギー国内供給量推移（1975-2009 年） ............................................. 112 図 4-4 コロンビアの主要炭鉱および石炭埋蔵量 ........................................................... 113 図 4-5 MinMinas による石炭生産量の実績および予測 .................................................. 114 図 4-6 石炭生産量の地域別割合（2011 年）................................................................... 115 図 4-7 石炭種別輸出推移（1991-2011 年） ..................................................................... 120 図 4-8 コロンビアの石炭輸出先（2003-2012 年） ......................................................... 121 図 4-9 県別石炭輸出量の推移ならびに総生産量に対する輸出比率（2003-2011 年） .......................................................................................................................................... 122 図 4-10 セクター別石炭消費量（2011 年）..................................................................... 123 図 4-11 セクター別石炭消費量の推移（2005-2011 年）................................................ 123 図 4-12 コロンビアの輸出品構成および石炭が輸出額に占める割合.......................... 125 図 4-13 発電設備容量の推移（2007-2011 年） ............................................................... 128 図 4-14 電源別発電量（2011 年） .................................................................................... 129 図 4-15 電源別の発電電力量の推移 ................................................................................. 129 図 4-16 UPME によるコロンビアの電力需給予測 ......................................................... 130 図 4-17 世界銀行によるコロンビアの電力供給予測 ..................................................... 131 図 4-18 世界銀行によるコロンビアの発電容量増加予測.............................................. 132 図 4-19 石炭価格の推移 ..................................................................................................... 134 図 4-20 コロンビア石炭輸送インフラ ............................................................................. 137 図 4-21 コロンビアの石炭輸送鉄道 ................................................................................. 139 図 4-22 Fenoco 鉄道（Cesar-Puerto Drummond 間）........................................................ 140 図 4-23 石炭輸出港における石炭輸出割合 ..................................................................... 142 図 4-24 CNR ターミナル設備 ............................................................................................ 146 図 5-1 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の経路............................ 148 図 5-2 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の因子............................ 149 図 5-3 大西洋市場の一般炭（輸入炭）需給の見通し.................................................... 151 図 5-4 世界の主要一般炭サプライヤーの Rotterdam 着の CIF 原価の推計................. 152 図 5-5 世界の主要一般炭サプライヤーの Hong Kong 着の CIF 原価の推計 ............... 152 図 5-6 アジア市場の一般炭貿易見通し ........................................................................... 154 図 5-7 世界の主要一般炭サプライヤーの Hong Kong 着の CIF 原価の推計（再掲） .......................................................................................................................................... 156 図 5-8 コロンビアの石炭輸出シナリオ（Pacific シナリオと MRI 独自シナリオ） .. 157 表目次 表 1-1 米国の一次エネルギー供給見通し ...........................................................................2 表 1-2 人口・GDP のバックデータ ......................................................................................3 表 1-3 米国における石炭輸出入量の推移（原料炭含む）................................................6 表 1-4 米国における一般炭輸出量の推移 ...........................................................................7 表 1-5 米国における輸入国別石炭輸入量の推移 ...............................................................8 表 1-6 New Source Performance Standards の主な規制 ....................................................... 11 表 1-7 天然ガス輸出の許認可の状況 .................................................................................13 表 1-8 エネルギー政策に関する両大統領候補の主張の違い..........................................15 表 2-1 ガスの生産実績と内訳 .............................................................................................20 表 2-2 シェールガスの埋蔵量 .............................................................................................22 表 2-3 EIA によるガスの生産見通し ................................................................................23 表 2-4 米国における発電用の石炭及び天然ガスの消費量の推移..................................26 表 2-5 米国における燃料別発電電力量の推移 .................................................................27 表 2-6 熱量等価での石炭とガスの価格比較 .....................................................................28 表 2-7 米国の主要石炭生産地域ごとのシェールガス増産の影響..................................32 表 3-1 米国の鉄道企業の概要 .............................................................................................43 表 3-2 BNSF の財務状況等の概要 ......................................................................................45 表 3-3 BNSF が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧...................................................48 表 3-4 Union Pacific の財務状況等の概要 ..........................................................................52 表 3-5 Union Pacific が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 ......................................54 表 3-6 CSX の財務状況等の概要.........................................................................................57 表 3-7 CSX が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 .....................................................60 表 3-8 NS の財務状況等の概要 ...........................................................................................62 表 3-9 NS の石炭輸送の用途内訳 .......................................................................................63 表 3-10 NS が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 .....................................................64 表 3-11 CN の財務状況等の概要 .........................................................................................66 表 3-12 CN が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 .....................................................67 表 3-13 米国の石炭積出ターミナルの概要 .......................................................................69 表 3-14 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルの概要 .........................................................74 表 3-15 CNX 石炭積出ターミナルの概要 ..........................................................................75 表 3-16 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナルの概要 ........................................76 表 3-17 Pier IX 石炭積出ターミナルの概要 .......................................................................77 表 3-18 Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナルの概要 ........................................78 表 3-19 DTA 港石炭積出ターミナルの概要.......................................................................79 表 3-20 Shipyard River の概要 .............................................................................................80 表 3-21 McDuffie 石炭積出ターミナルの概要 ...................................................................83 表 3-22 Chipco 石炭積出ターミナルの概要 .......................................................................84 表 3-23 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルの概要..................................85 表 3-24 Blue Creek Coal 石炭積出ターミナルの概要 ........................................................86 表 3-25 United Bulk 石炭積出ターミナルの概要 ...............................................................87 表 3-26 International Marine 石炭積出ターミナルの概要..................................................88 表 3-27 Convent Marine 石炭積出ターミナルの概要 ........................................................89 表 3-28 Associated 石炭積出ターミナルの概要 ................................................................90 表 3-29 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルの概要 ...............................................91 表 3-30 Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナルの概要...............................................91 表 3-31 Burnside 石炭積出ターミナルの概要 ....................................................................92 表 3-32 Deepwater 石炭積出ターミナルの概要 .................................................................93 表 3-33 Port of Houston 石炭積出ターミナルの概要 .........................................................94 表 3-34 Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの概要 ...............................................96 表 3-35 Westshore 石炭積出ターミナルの概要 ..................................................................98 表 3-36 Neptune bulk 石炭積出ターミナルの概要 .......................................................... 100 表 3-37 Oxbow 石炭積出ターミナルの概要..................................................................... 101 表 3-38 Gateway Pacific 石炭積出ターミナルの概要 ...................................................... 101 表 3-39 Millennium 石炭積出ターミナルの概要.............................................................. 104 表 3-40 Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナルの概要 ........................ 106 表 3-41 Superior 石炭積出ターミナルの概要................................................................... 109 表 3-42 Atlantic Canada Bulk 石炭積出ターミナルの概要 .............................................. 109 表 4-1 一次エネルギー生産量（1975-2009 年） ............................................................. 110 表 4-2 一次エネルギー輸出量（1975-2009 年） ............................................................. 111 表 4-3 一次エネルギー国内供給量（1975-2009 年） ..................................................... 112 表 4-4 MinMinas による石炭生産量の実績および予測 .................................................. 114 表 4-5 コロンビア三大石炭生産者の生産予測 ............................................................... 115 表 4-6 コロンビア主要炭鉱の生産量、国内消費量、輸出量（2010 年） ................... 116 表 4-7 コロンビアの石炭品位 ........................................................................................... 117 表 4-8 コロンビアの石炭輸出先（2003-2012 年） ......................................................... 121 表 4-9 県別石炭輸出量の推移 ........................................................................................... 122 表 4-10 セクター別石炭消費量の推移（2005-2011 年） ............................................... 124 表 4-11 石炭関連政府機関 ................................................................................................. 125 表 4-12 UPME によるコロンビアの電力需給予測 ......................................................... 130 表 4-13 UPME 及び世界銀行の前提条件の違い ............................................................. 131 表 4-14 電源別の必要容量 ................................................................................................. 132 表 4-15 石炭価格の推移 ..................................................................................................... 135 表 4-16 県別港湾輸出能力（全貨物） ............................................................................. 142 表 4-17 主要ターミナル ..................................................................................................... 143 単 位 ・略 称 の一 覧 本報告書では、以下のとおり単位、及び略称の統一を図る。 単位 本報告書での表記 意味 備考 MT 百万トン 質量の単位（トンはメートルトン） kT 千トン 質量の単位（トンはメートルトン） USD 米ドル 通貨の単位（米国ドル） MMBtu 百万 BTU 熱量の単位（英国熱量単位） 1MMBtu（British Thermal Unit）=1.0551GJ tcf 兆立方フィート 容積の単位 1tcf（trillion cubic feet） ≒ 28.3 × 109m3 天然ガス 1tcf は約 109 MMBtu（組成により異なる） lb ポンド ヤードポンド法における質量の単位 1lb=453.592g Mst 百万ショートトン トン メートルトン ショートトンは米国ヤードポンド法における質量の 単位 1st≒907kg 特に表記がない限り、トンはメートルトンとする 略称 本報告書での表記 正式名称・意味など AEO Annual Energy Outlook、米国エネルギー見通し。 BLM Bureau of Land Management、米国土地管理局。 DOE Department of Energy、米国エネルギー省。 EIA Energy Information Administration、米国エネルギー情報局。 EPA Environmental Protection Agency、米国環境保護庁。 FERC Federal Energy Regulatory Commission、米国連邦エネルギー規制委員会。 IEA International Energy Agency、国際エネルギー機関。 NEPA National Environmental Policy Act、米国家環境政策法。 USGS United States Geological Survey、米地質調査所。 ANM National Mining Agency CNR Colombian Natural Resources Minminas Ministry of Mines and Energy、コロンビア鉱山エネルギー省。 NIA National Infrastructure Agency、コロンビア国家インフラ局。 SIMCO Sistema de Informacion Minero Colombiano UPME Mining and Energy Planning Unit、コロンビア鉱山エネルギー計画局。 1． 米国のエネルギー政策、石炭政策、エネルギー需給動向 1.1 1.1.1 米国のエネルギー需給動向 一次エネルギーの需給動向 図 1-1 に米国のエネルギー需給バランスを示す。石炭と天然ガスはほぼ国産で、主に原 油を輸入している。 一次エネルギー供給の内訳は石油が 36%、 天然ガスが 26%、石炭が 20%、 再生可能エネルギーが 9.4%となっている。 エネルギー転換部門では、発電用燃料は半分近くが石炭であり、ガスと原子力が約 2 割ず つを占めている。 最終エネルギー消費については、運輸が 38％と最大で、他国より運輸比率が高いのが特 徴である。 エネルギー転換部門 エネルギー供給部門 Nuclear energy Imports 3.54 1.52 Exports Domestic 23.51 Production Exports 2.75 Domestic 22.18 Production Imports Petroleum Imports Crude oil 66% of energy is lost in power generation and distribution 8.05 Energy supply and consumption for inland energy use Natural gas 17.11 4.19 Renewable energy Loss 5.14 26.26 Energy use 70.6 40.04 Coal 13.16 End Use 18.04 Refined products imports plus NGPL direct use 2.77 mln b/d 4.93 19.56 エネルギー最終消費部門 8.26 Petroleum Domestic crude oil 11.99 production 34.99 Net Production 18.64 mln b/d 19.56 11.99 Power plants Petroleum refineries and blenders Nuclear 8.5% Renewables 9.4% Petroleum 36% 5.80 Petroleum exports Petroleum Biomass 0.7% Geothermal 0.4% Solar Wind 1.1% 0.05% 3.0% Hydro 8.0% Nuclear 21.1% Coal 20% Natural Gas 26% Coal 45.9% Natural Gas 19.7% Transportati on 38% Residential 11% Commercial 12% Industrial 35% Unit: Quadrillion BTU, unless stated otherwise 図 1-1 米国のエネルギー需給バランス 出所）EIA, IEA より三菱総合研究所分析・作成 図 1-2 に一次エネルギー供給の見通しを、図 1-3 にシナリオバックデータを示す。 EIA（Energy Information Administration：米国エネルギー情報局）は、米国の一次エネルギ ー供給について、2040 年までの年平均成長率を+0.3%と予測しており、事実上横ばいと見て いる。構成比では、石油が 4.4 ポイント、石炭が 2.2 ポイント減少し、天然ガスが 2.6 ポイ ント、再生可能エネルギー（バイオマス含む）が 4.1 ポイント増加するとしている。 人口は年平均成長率+0.90%と微増、GDP 成長率は年平均+2.48%としており、一人当たり GDP が安定成長するという前提をおいている。人口が+0.9%で増加するのに対して、一次エ ネルギーが+0.3%での増加であるので、一人当たりエネルギー供給は微減し、緩やかなエネ ルギー効率化が進むというシナリオである。 1 140 Projections エネ供給 CAGR +0.3% Total energy consumption [Quad BTU] 120 3.9% 100 3.9% 2.9% 8.6% 80 60 40 20 6.3% 4.6% 8.8% Nuclear 25.1% Natural gas 21.1% Coal 27.7% 23.2% 22.7% 39.7% 0 1990 37.9% 1995 2000 2005 図 1-2 18.9% Liquid petroleum and other petroleum 2010 2015 2020 2025 2030 33.5% 2035 2040 米国の一次エネルギー供給見通し 出所）EIA, Annual Energy Outlook 2013 Early Release より三菱総合研究所作成 表 1-1 米国の一次エネルギー供給見通し 単位：1015Btu 石油 石炭 天然ガス 原子力 バイオマス 再生可能エネルギー 1990 33.55 19.60 19.17 6.10 2.74 3.31 1995 34.44 22.67 20.09 7.08 3.10 3.46 2000 38.26 23.82 22.58 7.86 3.01 3.10 2005 40.39 22.57 22.80 8.16 3.12 3.13 2010 37.76 24.32 20.81 8.43 2.87 3.85 2011 37.02 24.91 19.66 8.26 2.74 4.75 2012 36.4 26.2 17.82 8.05 2.71 4.51 2013 36.14 25.87 18.31 8.1 2.8 4.7 石油 石炭 天然ガス 原子力 バイオマス 再生可能エネルギー 2014 36.48 25.56 18.35 8.24 2.79 4.79 2015 37.04 25.86 18.18 8.57 2.88 4.88 2016 37.29 26.81 17.17 8.78 3.01 4.95 2017 37.42 26.65 17.63 8.98 3.14 4.98 2018 37.52 26.69 17.99 9.15 3.25 5 2019 37.59 26.74 18.38 9.25 3.38 5.02 2020 37.54 26.77 18.59 9.25 3.53 5.05 2021 37.43 26.82 18.68 9.29 3.65 5.09 石油 石炭 天然ガス 原子力 バイオマス 再生可能エネルギー 2022 37.35 26.93 18.98 9.35 3.68 5.1 2023 37.2 27 19.21 9.41 3.72 5.12 2024 37.05 27.15 19.29 9.47 3.76 5.14 2025 36.87 27.28 19.35 9.54 3.82 5.18 2026 36.68 27.41 19.45 9.54 3.84 5.21 2030 36.08 27.95 19.7 9.49 3.94 5.37 2035 35.82 29.06 20.09 9.14 4.23 5.81 2040 36.07 29.83 20.35 9.44 4.91 6.76 出所）EIA, Annual Energy Outlook 2013 Early Release 2 Education, health, social & other services Transportation and warehousing Population 30 Projections 450 人口 CAGR +0.90% 27.3 25 Real GDP [trillion USD] 21.7 20 24.6 350 300 19.0 16.8 14.8 15 12.7% 10.6% 10 17.5% 12.4% 5 250 GDP CAGR +2.48% 200 150 100 53.4% 47.5% 2.5% 24.5% 0 400 Population [millions] Government Commercial Industry 50 2.7% 20.1% 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 図 1-3 人口・GDP のバックデータ 出所）Bureau of Economic Analysis, US Census Bureau,AEO 2013 Early Release より三菱総合研究所作成 表 1-2 GDP 産業 運輸 業務 教育等 政府 人口 GDP 人口 産業 運輸 業務 教育等 政府 人口・GDP のバックデータ 単位（GDP）：十億 USD (2005)、単位（人口） ：千人 1990 1,963 204 3,811 995 1,404 249,622 1995 2,183 263 4,373 1,079 1,423 266,278 2000 2,605 319 5,731 1,174 1,509 282,162 2030 2035 2040 21,355 24,095 27,277 373,504 389,531 405,655 2005 2,707 370 6,694 1,267 1,586 295,516 2010 2,625 357 6,994 1,383 1,658 310,233 出所）Bureau of Economic Analysis, US Census Bureau,AEO 2013 Early Release 3 2015 2020 2025 14,679 16,859 18,985 325,540 341,387 357,452 1.1.2 石炭の需給動向 (1) 石炭需給の状況 米国における地域別石炭生産量の推移を図 1-4 に示す。2008 年のリーマンショック以降、 米国の石炭生産量は約 10%減少している。シェールガスの増産が進み国内の石炭需要が減 少したものの、コロンビアからの輸入を減らすと共に輸出量を増やすことで、国内石炭生産 量の減退は概ね 10%程度に留まっている。 地域別生産量では、コスト競争力で劣る Appalachian Basin（東部）で 2005 年から 2012 年 にかけて 26%減産しているのに対し、コスト競争力のある Powder River Basin（以下 PRB と 略）はほぼ横ばい、Illinois Basin は 36%増となっており、コスト競争力が劣る炭鉱が減産・ 閉山している様子が伺える。 米国における一般炭の生産量の推移を図 1-5 に示す。石炭全体の生産量と同様に、2008 年から約 10%減少している。 Powder River Basin Other Interior Shale gas production Appalachian Total Uinta Region Illinios Basin Other Western 1,400 1,000 1,162 1,145 1,131 93 62 56 93 86 61 56 95 82 60 51 96 82 56 48 99 391 378 390 800 600 397 8 1,170 1,072 1,083 80 49 44 102 79 44 51 105 341 335 1,094 79 46 54 116 1,015 7 80 44 53 6 127 5 336 4 293 3 400 2 200 430 472 479 496 456 468 463 419 0 1 0 2005 2006 図 1-4 2007 2008 2009 2010 2011 2012 米国における地域別石炭生産量の推移と変化率 出所）Compiled from EIA Annual Coal Reports より三菱総合研究所作成 4 SHale gas production [tcf] Production [million short tons] 1,200 9 その他西部 - 20% Illinois + 36% 東部 - 26% PRB - 2.5% 生産量 [MT] 1,100 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 947 950 934 916 2005 2006 図 1-5 2007 2008 875 856 849 2009 2010 2011 米国における一般炭生産量の推移 出所）Coal Information, IEA 石炭輸出入量の推移を図 1-6 に、一般炭輸出量の推移を図 1-7 に示す。石炭輸出の仕向 け先は、2011 年に欧州（トルコ含む）が 50.3%と半分を占めている。一般炭では、欧州と アジアが拡大傾向にありそれぞれ 61%と 19%、逆に近年減少しているカナダ・中南米は 14% のシェアとなっている。一般炭の 2012 年の輸出量は前年比 48%増となっており、特に欧州 は前年比 74%の増加率と高い伸びを示している。欧州ではガス価格が上昇しているため、 火力発電所では石炭火力の設備利用率が改善傾向にあり、石炭需要を下支えしている。また アジアも経済成長に伴い石炭需要が増大しており、2010 年以降アジア向けの一般炭輸出量 が増加傾向にある。 生産者側から見ると、一般炭の輸出に関しては、生産コストと価格の兼ね合いから利益が 上がる状況ではなく、輸出が事業維持のための最後の手段として機能している。国内の長期 供給契約の多くが 2013 年に期限を迎えるため、今後輸出はさらに増える可能性がある。こ のような中、輸出市場において競争力がない炭鉱が、閉山に追い込まれている状況である。 120 Japan 6.4% Exports Rest of Turkey, Europe 13.1% 2.7% Spain 1.7% 80 60 UK 6.4% Rest of the World 28.9% Netherlands 10.7% Imports Europe + Turkey Amount [million short tons] 100 Italy 5.2% 40 Germany 4.4% 20 France 3.7% Belgium 2.9% Brazil 8.6% Canada 6,4% 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 図 1-6 米国における石炭輸出入量の推移（原料炭含む） 出所）EIA data, EIA Quarterly Coal Report 5 50.3% 表 1-3 年 カナダ 18,769 17,633 16,686 20,760 17,760 19,466 19,889 18,389 22,979 10,599 11,400 6,845 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 年 英国 3,294 2,471 1,902 1,480 1,986 1,777 2,565 3,361 5,763 4,589 4,391 6,927 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 米国における石炭輸出入量の推移（原料炭含む） 単位：千 short tons ブラジル 4,536 4,574 3,538 3,514 4,361 4,199 4,534 6,512 6,380 7,416 7,925 8,680 ベルギー 2,890 2,770 2,371 1,816 1,743 2,079 2,166 2,109 3,081 2,690 2,283 3,072 フランス 3,044 2,235 1,305 1,278 1,103 1,261 1,625 2,384 3,469 3,364 3,165 4,042 輸出仕向先 その他欧州 日本 3,936 4,446 2,368 2,070 1,816 1,253 2,352 6 2,360 4,426 4,209 2,081 4,566 332 5,917 5 10,962 1,733 5,582 907 10,612 3,164 14,025 6,923 輸出仕向先 ドイツ イタリア 976 3,711 913 5,408 958 3,077 535 2,826 642 2,105 669 2,455 1,650 3,283 2,321 3,544 2,531 3,197 2,457 2,343 2,663 3,308 4,761 5,589 その他 5,769 3,568 2,550 3,586 6,240 5,371 4,087 7,138 10,122 10,102 21,019 30,869 合計 58,489 48,666 39,601 43,014 47,998 49,942 49,647 59,163 81,519 59,097 81,716 107,259 オランダ 2,623 2,123 1,650 1,993 2,471 2,623 2,091 4,553 7,004 5,878 7,306 10,785 スペイン 2,686 1,645 1,914 1,771 1,529 1,863 1,632 1,483 2,383 1,744 1,947 1,795 トルコ 1,809 887 580 1,097 1,271 1,888 1,226 1,447 1,915 1,428 2,532 2,945 輸入 12,513 19,787 16,875 25,044 27,280 30,460 36,246 36,347 34,208 22,639 19,353 13,088 出所）EIA data, EIA Quarterly Coal Report 英国 その他欧州 中国 北南米 オランダ カナダ 日本 アジア ドイツ メキシコ その他アジア フランス その他中南米 その他 イタリア 韓国 欧州 Steam Coal Exports [million short tons] 60 50 アジア 19% 40 北南米 14% 30 欧州 +ﾄﾙｺ 61% 20 10 0 2005 2006 2007 図 1-7 2008 2009 2010 米国における一般炭輸出量の推移 出所）EIA data, EIA Quarterly Coal Report 6 2011 2012 表 1-4 仕向地 2005 欧州計 米国における一般炭輸出量の推移 単位：千 short tons 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 3,452 5,569 8,747 14,800 10,373 8,751 19,635 34,165 英国 413 1,173 1,690 3,708 2,588 1,348 4,188 9,591 オランダ 917 655 2,516 3,618 2,956 1,873 4,294 7,752 ドイツ 147 628 1,157 1,396 804 1,034 2,639 3,200 31 215 638 1,392 1,225 1,190 2,290 1,263 27 3 152 318 240 676 1,106 4,760 1,917 2,896 2,595 4,369 2,560 2,632 5,118 7,599 北南米計 16,420 15,783 15,583 21,188 9,787 10,508 7,236 7,792 カナダ 15,020 15,332 14,753 19,378 8,210 7,993 2,687 2,384 フランス イタリア ＊ その他欧州 メキシコ 391 197 201 522 706 1,128 1,907 2,713 1,008 254 629 1,288 872 1,387 2,642 2,695 1,271 554 177 1,057 915 4,921 7,825 10,534 韓国 638 423 80 281 432 2,780 5,381 4,282 中国 0 0 0 242 158 1,599 966 3,172 日本 260 4 5 337 219 192 733 651 その他アジア 373 126 92 197 107 349 744 2,428 138 244 2,471 1,925 759 1,421 3,030 3,379 21,281 22,149 26,978 38,971 21,835 25,602 37,727 55,870 その他中南米 アジア計 その他 合計 注） 「その他欧州」はトルコを含む 出所）EIA data, EIA Quarterly Coal Report 米国における石炭輸入量の推移を図 1-8 に示す。石炭輸入量は 2008 年以降減少の一途を 辿っており、直近 5 年間では約 1/4 にまで縮小している。輸入国別ではコロンビアのシェア が大きく、2005 年以降 70%以上を占め続けているが、輸入量全体と同様に 5 年間で約 1/4 に減少している。これらの余剰となったコロンビア炭が欧州市場や大西洋市場へ流れ込み、 競争が激しくなることが予想される。 カナダ コロンビア ベネズエラ ロシア その他欧州 インドネシア 豪州 その他 ウクライナ Coal Imports [million short tons] 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 図 1-8 米国における輸入国別石炭輸入量の推移 出所）EIA data, Annual Energy Review 7 表 1-5 年 カナダ 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1,923 2,571 2,111 2,099 2,878 2,017 2,048 1,967 2,027 1,288 1,767 1,680 1,108 コロン ビア 7,637 11,176 9,205 15,479 16,661 21,215 25,341 26,864 26,262 17,787 14,584 9,500 6,952 米国における輸入国別石炭輸入量の推移 単位：千 short tons ベネズ エラ 2,039 3,335 3,350 4,625 4,436 3,734 4,198 3,425 2,312 1,297 582 779 287 ロシア 1 219 88 69 264 394 941 135 0 0 0 0 14 ウクラ イナ 0 0 0 0 105 35 0 38 37 20 41 125 188 その他 欧州 0 606 122 1 266 130 198 37 1 0 4 2 0 インド ネシア 718 882 962 2,105 2,181 2,468 3,147 3,663 3,374 2,084 1,904 856 518 豪州 その他 168 316 821 330 296 231 245 66 149 152 380 62 0 合計 27 681 216 336 194 237 129 152 45 10 91 83 93 12,513 19,787 16,875 25,044 27,280 30,460 36,246 36,347 34,208 22,639 19,353 13,088 9,159 出所）EIA data, Annual Energy Review (2) 米国における石炭産業のバリューチェーン 図 1-9 に米国における石炭産業のバリューチェーンの概況を示す。輸送インフラに関し ては、鉄道は基本的に専業事業者が石炭輸送を担っている。港湾については、港湾・パイプ ライン大手の Kinder Morgan が、石炭輸出港湾の新設にも積極的で、豪州と比較するとイン フラの流動性は高いといえる。西部の港湾については港湾事業者の動きが鈍いため、石炭会 社が自ら投資を計画中である。 鉄道は他社路線への乗り入れも可能な制度であるが、基本的には垂直統合モデルである。 同一地域で 2 社程度が競争しているが、運賃の値下げ競争は起きにくい。相対契約で公定価 格より多少値引きした運賃で契約している。 マーケティングに関しては、米国内での取引は石炭会社が自社で対応している。輸出につ いては、Xcoal などのマーケターやトレーダーの取り扱いも多い。前述のとおり、国内向け を輸出に振り向け始めた企業が多いため、トレーダーの取扱量は近年増加している。 探査 開発 鉄道 Peabody 米国からの 輸出も積極的 豪州等の石炭資源も 買収継続 基本的に 自社開発 自社開発が基本 鉄道専業 が2社程度 で競争 Consol 石炭ポートフォリオ 調整中（カナダ、ユタ で売却）。Shale Gas に進出。 基本自社開発 最近はShale gas に進出 自社開発が基本 鉄道専業 が2社程度 で競争 バリューチェーンが 狭く、取れる戦略が 限定的 基本は 既存の炭鉱を 開発するだけ 自社開発が基本 中小 石炭会社 鉄道専業 が2社程度 で競争 港湾 基本的に 港湾専業 事業者を 使う 一か所港湾保有 基本的に港湾専 業事業者を使う 基本的に 港湾専業 事業者を 使う 図 1-9 米国における石炭産業のバリューチェーン 8 マーケティング • 国内・海外ともに 自社 • 国内自社 • 欧州自社、アジア はXcoal 国内は自社 海外は トレーダー 1.2 米国のエネルギー・石炭政策 1.2.1 石炭政策 図 1-10 に米国のエネルギー・石炭政策の概要を示す。詳細は以下に記すが、新設発電所 の CO2 排出係数 1000 ポンド/MWh 規制 (453.6 kg/MWh) が導入されると、IGCC（石炭ガス 化複合発電）の場合でも、CCS（二酸化炭素回収・貯留技術）を付設しない限りこの基準を 満たすことはできないため、石炭火力の新設は事実上不可能となる。 LNG の輸出規制は連邦政府が担っているが、ガス開発、石炭開発、石炭輸出は主に州政 府の管轄である。ただし、シェールガス田の環境規制は、連邦の EPA（Environmental Protection Agency：環境保護庁）が徐々に関与を高める方針である。 Cap and Trade（排出権取引）も石炭火力にとっては不利な政策であり、以前はオバマ政権 が導入に熱心であったが、法案が通らず現時点では議論は下火になっている。 環境政策 電源構成政策 インフラストラクチャー Clean Air Act, (EPA) Proposal of Clean Energy Standards Act 2012 上流事業のライセンス付 与は、土地の帰属先に応 じ、州か連邦のBLMが担 う 石炭輸出ターミナル新設 は主に州政府マター LNG輸出ターミナルは連 邦のFERCの許可も必要 発電所の環境規制、ガ ス・石炭生産の排出ガス はClean Air Actの対象 電気事業者にclean energy sourcesからの一 定以上の発電を義務付け 各種排出ガス基準（NOx, PMなど）を規定 石炭・ガス生産共に、土 地の所有者（州又は連 邦）がライセンスを付与す る Clean energyの定義は、 天然ガス、再生可能エネ シェールガス関連のライ ルギー、1991年以降に新 センスのほとんどは州が 設された原子力、CO2排 管轄。現状、リテンション 出係数が820 gr/kWh 未 （生産調整）ができないの 満の石炭火力（事実上、超 で、過剰生産されやすい 臨界に限定） 状況 石炭・LNG輸出ターミナル は共に、環境アセスは州と 連邦（NEPA）双方の許可 が必要（連邦の許可が必 要な理由は鉄道やパイプ ラインが他州も通過するた め） 主要 政策 政策の ポイント 石炭・ガスライセンス シェールガス生産の随伴 ガス処理を2015年から 義務化（現在はフレア処 理） 新設発電所のCO2排出 係数の上限を1000ポンド /MWh（453.6 kg/MWh) を提案中 2015 年よりclean energy シェールガス関連の許認 を24%以上にすることが 可プロセスの連邦の関与 義務化。その後、毎年3% を高める意向であり、注 規制値が上がる仕組み 目 LNG輸出ターミナルは国 内のガス価格への影響を 調査される LNG輸出ターミナルの新 設許認可の中でFERCの 許可取得が特に難しい 注）BLM：Bureau of Land Management（米国土地管理局） FERC：Federal Energy Regulatory Commission（米国連邦エネルギー規制委員会） 図 1-10 米国のエネルギー・石炭政策の概要 1.2.2 環境政策 火力発電所の環境規制、ガス・石炭生産の排出ガス規制は Clean Air Act の対象であり、所 管官庁の EPA は各種排出ガス（NOx、PM 等）の排出基準の規定等を行っている。 本調査に関わりの大きい環境政策としては、EPA が導入を目指している新設発電所の 1000 ポンド/MWh 規制、ならびにシェールガス開発に係る規制が挙げられる。 9 (1) 新設発電所の CO2 排出係数 1000 ポンド/MWh 規制 オバマ政権下で EPA は、新設発電所の CO2 排出量を 1000 ポンド/MWh 未満とすることの 義務化を検討しており、2012 年 3 月 27 日に法案を提出した。これは、グラム換算で 453.6 g-CO2/kWh であり、事実上石炭火力発電所の新設は不可能（但し CCS 付ならば可能）にな るため、その動向が注目されている。 この規制が提案されたのは、 オバマ政権のエネルギー効率化を推進する姿勢が背景として あり、CO2 削減が国家の課題として定められ、Clean Air Act の汚染物質の一つに CO2 が定め られたことによる。EPA としては、Clean Air Act の汚染物質として定められれば、それを規 制する手段を講じる必要があり、CO2 の最大排出源が発電セクターであることから、ここに 規制をかけることとなった。CO2 の直接規制は、この 1000 ポンド/MWh 規制のみである。 2012 年 3 月に法案を提出し、12 月時点では関係者からのヒアリングを行い、パブリック コメントを分析して規制の詳細を決める最終段階にある。また、この規制が及ぼす影響につ いての分析も行っている。この規制に対する産業界、特に東部石炭会社や電気事業者の反応 は芳しいものではないが、EPA としては割安なガス価格が続くとみており、その場合、新 設の発電所はガス火力がコスト的にも有利になるため、 当該規制の影響は少ないとしている。 しかし、安価な PRB 炭を用いる場合は、新設でも石炭火力の競争力があるため、この規制 が影響を及ぼすとの声も多い。 この規制が既存発電所のリプレースやリパワリングにも適用 されるか否かは、今の所不明である。 (2) シェールガス開発に係る規制 ガス開発は主に州政府の所管であるが、シェールガス田の環境規制に関しては、EPA が 連邦レベルでの関与を高めつつあり、シェールガス田の新規開発に係る規制を導入した。こ の規制は Clean Air Act に基づくもので、石油・天然ガスセクターに係る新規汚染源排出基準 （New Source Performance Standards）である。一般からの意見の評価後、2012 年 8 月 16 日 に最終的に策定された。 内容で特に重要なのは、水圧破砕によるガス井を完成させる際に、これまで放出されてい た VOC（揮発性有機化合物）を規制することである。水圧破砕を用いるガス井の形成では、 生産開始前に水が地上へ戻る（フローバック）時に、水を通じた大気中へのメタン放出が問 題となっていた。 大気中への放出を防ぐために、現在はほぼフレア処理が行われているが、EPA はこの規 制で、フローバック水からガスを分離する RECs（Reduced Emissions Completions）の導入を 義務づけた。RECs の概要図を図 1-11 に示す。分離回収したメタンは製品ラインに流すこ とができる。これまでフレア処理していたメタンを回収するので経済合理性もあるため、産 業界からは概ね賛同を得ている。RECs の導入には猶予期間が設けられており、2015 年 1 月 まではフレア処理も可とされているが、2015 年以降は全てのガス井に RECs の設置が義務 づけられている。 10 図 1-11 RECs 設備概要図 出所）EPA 資料 また貯蔵容器についても、圧力が低下する際に VOC が出るため、年間 6 トン以上排出し ているセグメントには VOC を 95%以上削減するよう規制がかけられた。この他、井戸元か ら輸送・貯蔵セグメントへ入るまでの間の生産・精製時について、圧縮機には 95%の VOC 削減等が、 生産時のガス流量調節器には天然ガス流量 6 scfh (Standard Cubic Feet Per Hour) 以 下等が義務化された。 これらの規制は新規プロジェクトについて段階ごとに導入され、5 年、10 年のスパンを経 て良くなっていくものと EPA ではみている。各種規制の導入時期は、必要な機材の準備に 要する時間等を踏まえて、表 1-6 に示すように設定されている。 表 1-6 対象設備 水圧破砕ガス田 New Source Performance Standards の主な規制 汚染物質 VOC 基準 義務化発効日 フローバックでの排出物 の完全燃焼（フレア） 2012 年 10 月 15 日～ 2015 年 1 月 1 日 RECs 導入 2015 年 1 月 1 日以降 遠心圧縮機 VOC 95％排出削減 2012 年 10 月 15 日 往復圧縮機 VOC 26,000 時間又は 36 ヶ月 後にロッドパッキン交換 2012 年 10 月 15 日 VOC 天然ガス流速 6scfh 以下 2013 年 10 月 15 日 VOC 天然ガス流速 0 2012 年 10 月 15 日 VOC 95％排出削減 2013 年 10 月 15 日 井戸元と精製プラント・ パイプライン と の間の ガス流量調節器 天然ガス精製プラント のガス流量調節器 VOC 排出量 6 トン/年 以上の貯蔵容器 出所）米連邦政府ウェブサイト https://www.federalregister.gov/articles/2012/08/16/2012-16806/oil-and-natural-gas-sector-new-source-perfor mance-standards-and-national-emission-standards-for 地下水については現在規制はなく、規制を検討しているところである。一般的に、政府所 有の土地については EPA も積極的に関わっていくということである。 11 1.2.3 電源構成に係る政策 オバマ大統領はかねてより一般教書演説で、2035 年までに電力の 80%を“クリーンエネ ルギー”由来とする「クリーンエネルギー使用基準（Clean Energy Standard）」を提案してい る。これは、米国にクリーンエネルギー経済を構築し雇用を創出するための、政権の戦略の 要となるものである。 これを反映し 2012 年 3 月、民主党の Jeff Bingaman 議員が Clean Energy Standard Act 2012 という電源構成のクリーン化に係る法案を提出した。これは電気事業者に“クリーンエネル ギー”由来の電力を一定比率以上にするよう義務化するものである。比率は 2015 年に 24% で始まり、毎年 3%ずつ上げられて 2035 年には 84%となる。 29 州1及びワシントン DC 等で実施されている RPS (Renewable Portfolio Standard) 制度に似 ているが、 “クリーンエネルギー”の定義を再生可能エネルギーの他、ガス火力、1991 年以 降に新設された原子力、CO2 排出係数が 820 g/kWh 未満の石炭火力（事実上、超臨界に限 定）等に拡大している。 石炭も“クリーンエネルギー”の対象としているが、事実上、超臨界でなければ新設が不 可能になる。このため、石炭火力を採用しようとする場合、発電容量・投資規模が共に大き くなり、また規模の大きさゆえに EIA（Environmental Impact Assessment：環境アセスメント） が複雑になるという欠点がある。EIA の厳しさは州によって異なるが、例えばカリフォルニ ア州では大型発電所の新設は極めて厳しく対処されており、 大型になる超臨界には不利であ る。 1.2.4 輸出規制 シェールガスが米国で活発に生産されて日本へ輸出されるとした場合、米国からの LNG 輸出には、FERC の環境・安全・安定供給面での許可と、DOE（Department of Energy：米国 エネルギー省）の公衆の利害との検証面での許可の 2 つが必要となる。他に関与する官庁に は、沿岸警備隊（US Coast Guard） 、パイプライン安全室（Office of Pipeline Safety）、及び EPA がある。 天然ガス法（Natural Gas Act）により、FTA (Free Trade Agreement) 締結国については DOE は輸出を許可しなければならないとされるが、米国との FTA を有していない我が国への輸 出を許可するかどうかは、 米国内経済へのインパクトが重要な判断材料になると考えられる。 1 2013 年 1 月時点。 12 表 1-7 天然ガス輸出の許認可の状況 申請状況（2013 年 1 月時点） 申請済み（非 FTA 国） ・ Jordan Cove エネルギープロジェクト(Coos Bay, OR, 0.9 Bcfd) エネルギー省化石エネルギー部 ・ Corpus Christi LNG (Corpus Christi, TX, 1.8 Bcfd) ・ Brownsville (Brownsville, TX, 2.8 Bcfd) 輸出認可 ・ Oregon LNG (Astoria, OR, 1.30 Bcfd) ・ 韓国等 FTA 締結国は自動的に認可 ・ Elba 島 (Elba 島, GE) ・ 日本、中国、EU 等非 FTA 締結国は ・ Gulf LNG Terminal (Jackson County, MI) ・ MPEH Deepwater Port (LO) 個別に認可申請 申請先 認可済み ・ Sabine Pass LNG (Sabine, LA, 2.6 Bcfd) 申請済み ・ Freeport LNG (Freeport, TX, 1.8 Bcfd) ・ Corpus Christi LNG (Corpus Christi, TX, 1.8 Bcfd) ・ Jordan Cove エネルギープロジェクト(Coos Bay, OR, 連邦エネルギー規制委員会 0.9 Bcfd) ・ Southern Union - Trunkline LNG (Lake Charles, LA, 2.4 公共の利便性と必要性の証明 Bcfd) ・ 公聴会を開き、環境保護団体の意見 ・ Cameron LNG (Hackberry, LA, 1.7 Bcfd) や天然ガス価格の上昇圧力につい ・ Cove Point LNG (Cove Point, MD, 0.75 Bcfd) ても考慮 ・ Oregon LNG (Astoria, OR, 1.30 Bcfd) 認可済み ・ Sabine Pass LNG (Sabine, LA, 2.6 Bcfd) 他の関連官庁 沿岸警備隊 環境保護庁 パイプライン安全室 - Bcfd：billion cubic feet per day 出所）http://www.ogj.com/articles/print/vol-110/issue-8/transportation/regulatory-hurdles-economics-cloud.html よ り三菱総合研究所作成 DOE は経済コンサルタントの NERA に LNG 輸出許可に係るマクロ分析を依頼し、2012 年 12 月に発表されたレポートでは、LNG 輸出は米国の利益になるとの結論であった。DOE は 2 ヶ月間のパブリックコメントを経た後、2013 年春に最初の輸出許可を出す見通しとな っている。 大阪ガスと中部電力が参画しているテキサス州の Freeport LNG プロジェクトは申請順位 が 2 番目であり、地元の州から支援も受けられるため、早期の認可が有力視されている。ま た、三菱商事と三井物産がセンプラ・エナジー社の子会社と契約した、ルイジアナ州の Cameron LNG プロジェクトも 2011 年 12 月に申請を行っており、早期の認可が見込まれて いる。いずれも 2017 年からの輸出が予定されている。 13 1.3 大統領選の概要とエネルギー政策への影響 2012 年に行われた米国大統領選挙は、オバマ氏の再選で終わりを迎えた。図 1-12 に州別 の選挙人獲得状況を示す。コロラド州やニューメキシコ州など、旧来の保守州に民主党が浸 透したことが勝因とされる。内陸州にも移民が増えており、人口動態の変化が背景にある。 激戦州のオハイオでは、投資会社 Bain Capital を創業し在籍時にオフショアリングを推進し たロムニー氏に対する、地元の自動車産業のブルーカラーの反発もあり、共和党が破れる結 果となった。また、オバマ政権第 1 期のクライスラーや GM (General Motors)の再生実績が、 保守派のロムニー氏の実績と対比される結果になった。 第 1 回・第 2 回の討論会はロムニー氏が有利に進めたが、選挙直前に上陸したハリケーン Sandy におけるオバマ大統領の対応が評価され、支持率は逆転し、再選へとつながった。 Me. Wash. N.D. Mont. Minn. Ore. Idaho Wyo. Utah Calif. Colo. Mich. Iowa Neb. Nev. N.Y. Wis. S.D. Kan. Ohio Ind. Ill. W.Va. Va. Ky. Mo. N.C. Tenn. Ariz. Okla. N.M. Tex. Alaska S.C. Ark. La. Pa. Ala. Ga. Miss. Fla. Obama 332 Romney 206 Win Win Gain 図 1-12 州別の選挙人獲得状況 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 Support rate オバマ Obama 55% 54% 53% 52% 51% 50% 49% 48% 47% 46% 45% 44% 43% 42% 41% 40% ロムニー Romney 共和党全国 大会でロム ニー氏を大統 領候補に正式 氏名 サントラム氏 が撤退、ロム ニー氏が共和 党候補に指名 民主党全国 大会 1回目の 大統領候補 討論会 2回目の 大統領候補 討論会 0 15 30 45 60 75 90 14 ハリケーン Sandyが東 海岸を直撃 105 120 135 150 165 180 195 図 1-13 オバマ・ロムニ－両候補の支持率 出所）Gallup データより三菱総合研究所作成 3回目（最 終）の 大統領候補 討論会 オバマ氏の再選がエネルギー・石炭・天然ガス業界に与える影響で大きなものとしては、 オバマ大統領が石炭火力の新設を事実上不可能にする新設発電所の CO2 排出係数 1000 ポン ド/MWh 規制（1.2.2(1) 参照）の導入に前向きなことが挙げられる。オバマ大統領の再選に より、規制は導入される見通しであり、石炭火力のリプレースメントは制度上不可となる可 能性がある。 また石炭サプライヤーへのヒアリングでは、オバマ政権は炭鉱開発に係る EIA の許可の ハードルが高いとのことである。法律自体の改正がなくとも、運用で細かい所まで指導され る傾向が強まっている。現政権が後 4 年続くことになったので、炭鉱の新規開発のハードル が高い状況は続くとみられる。 またシェールガスに関しては、 オバマ大統領はシェールガス生産時の環境規制の強化を訴 えているが、シェールガスの大増産はオバマ大領領の任期中にも進んでおり、シェールガス 生産そのものは推進しているため、大きな変化はないと考えられる。 表 1-8 エネルギー政策に関する両大統領候補の主張の違い 民主党 オバマ大統領の主張 共和党 ロムニー候補の主張 新設発電所の CO2 排出係 数 1000 ポンド/MWh 規制 1000 ポンド CO2/MWh の規制導入 に賛成。事実上、石炭火力は新設 不可となる。 CO2 規制を導入することに反対 排出権取引 基本的に支持派であるが、当初導 入を目指した Cap and Trade は各 種反対により実現せず 反対 再生可能エネルギーへの 補助金 賛成 反対 北極圏野生生物保護区域 （Arctic National Wildlife Refuge：ANWR）等での石 油掘削 反対 賛成 Keystone XL パイプライン2 の認可 反対 賛成 出所）三菱総合研究所分析 2 トランスカナダ社が推進する、カナダとテキサス州を結ぶパイプライン計画。エネルギー安全保障に貢 献し雇用創出等の経済効果が期待される一方、漏油事故が発生した際の環境汚染が懸念され、政治的対立 軸となっていた。 15 1.4 米国における各種エネルギー価格 1.4.1 石炭価格 図 1-14 に米国の地域別の一般炭取引価格の推移を示す。東部（Appalachia 堆積盆）は API2 （欧州到着価格）と一定の連動がある。西側の堆積盆ほど割安になり、特に Powder River Basin は常に最も低コストで推移している。生産コストが割安であることに加え、インフラ 制約により東部炭との価格裁定が生じないことが原因である。 Central Appalachia Nothern Appalachia Illinois Basin Unita Basin Powder River Basin 160 140 [USD / short ton] 120 100 Unita Basin 80 Central Appalachia 60 40 Nothern Appalachia Illinois Basin Powder River Basin 20 0 Jul Oct 2008 Jan Apr Jul Oct Jan 2009 Apr Jul Oct 2010 Jan Apr Jul Oct Jan Apr 2011 Jul 2012 Oct Jan 2013 図 1-14 米国の地域別の一般炭取引価格の推移 出所）EIA データより三菱総合研究所作成 ＜参考 1 API 6 のインデックス推移＞ 中国需要の減退により、Newcastle 炭の価格は 2012 年 6 月以降 90 ドルを割っている。 BHP Billiton がレイオフをするなど、豪州の石炭会社は生産コスト調整を開始しており、 新興国需要の弱含みはしばらく続くとの見立ての裏返しと考えられる。 16 Benchmark API6 220 200 Coal price [USD/ton] 180 160 140 120 100 80 86.39 USD/ton (7 Sep 2012) 60 40 20 0 Apr08 Jul08 Oct08 Jan09 Apr09 Jul09 Oct09 Jan10 Apr10 Jul10 Oct10 Jan11 Apr11 Jul11 Oct11 Jan12 Apr12 Jul12 Oct12 図 1-15 API 6 のインデックス推移 注）The API 6 index is calculated as an average of the Argus fob Newcastle 6,000 kcal/kg assessment and the equivalent from IHS McCloskey 出所）Argus Media データより三菱総合研究所作成 ＜参考 2 インドネシアの低品位炭の価格推移＞ 5000kcal 程度までは、Newcastle 炭を熱量でそのままディスカウントするような価格設 定である。 Powder River Basin 炭は、その品質の観点でインドネシアの低品位炭のマーケットの代 替えになる。インドネシア炭の FOB 価格は、4000kcal 程度で USD 40/ton、5000kcal 程度 で USD 60/ton であり、目安となる。 6500 kcal 160 5800 kcal 5000 kcal 4200 kcal 3400 kcal 6500kcal 140 120 5800kcal [USD/ton] 100 80 5000kcal 60 4200kcal 40 3400kcal 20 0 2008.10 2009.2 2009.6 2009.10 2010.1 2010.5 2010.9 2011.1 2011.5 2011.9 図 1-16 インドネシアの低品位炭の価格推移 出所）Argus Media データより三菱総合研究所作成 17 2012.1 2012.5 2012.9 1.4.2 天然ガス価格 図 1-17 にヘンリーハブの天然ガス価格の推移を示す。リーマンショックが起こり、シェ ールガス増産が始まった 2008 年以降、ヘンリーハブの天然ガス価格は急落している。2012 年 4 月には 2 ドル/MMBtu を割り込んだ。 多くのガス田が逆ざやに苦しんでおり、増産が鈍っていることから、2013 年 2 月 28 日時 点では 3.48 USD/MMBtu に上昇している。 20 Henry Hub price [USD/MMBtu] 18 16 14 12 3.48 USD/MMBtu (2013年02月28日) 10 8 6 4 2 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 図 1-17 ヘンリーハブの天然ガス価格の推移 出所）EIA データより三菱総合研究所作成 図 1-18 に大手投資銀行の Goldman Sachs が推計したガス田別のシェールガス生産原価を 示す。Goldman Sachs の予想によると、12%の IRR を出す前提の生産原価は USD 4/MMBtu から USD 6 /MMBtu となっている。このため、既存のシェールガス田の多くが実質赤字生 産であり、実際 BHP は北米のシェールガス資産で減損処理をしている。 通常、原価割れになれば生産を一時停止するなど生産調整がなされるため、原価割れで生 産が続く事はない。赤字にも関わらず掘削の凍結をしないのは、掘削を続けなければライセ ンスを失う仕組みであるからである。このため、需給調整ができないメカニズムとなってお り、過剰生産が行われ逆ざやを招く原因となっている。 18 8 7 6 過去10年平均：5.71 USD/MMBtu [USD/MMBtu] 5 4 3 Henry Hub price: 3.48 USD/MMBtu (2013年02月28日) 2 1 0 図 1-18 ガス田別のシェールガス生産原価 出所）Goldman Sachs 資料より三菱総合研究所作成 生産調整ができないライセンスの問題に加えて、 シェールガス田は寿命が 5 年程度と短い ことも需給調整がされにくい理由の一つである。図 1-19 にシェールガス田の寿命を示す。 ガス田あたりの埋蔵量が少なく、機器・人件費等の生産単価を下げるためにはフル生産を せざるを得ないことから、掘削を開始してしまうと、生産量調整の余地が少なくなる。 随伴する原油で収益性を改善している側面もあるとみられるが、価格適正化に向けて、ラ million cubic feet per year イセンスの与え方、生産開始のタイミングを上手く調整するメカニズムが求められる。 図 1-19 シェールガス田の寿命 注）EUR：Estimated Ultimate Recovery の略。推定究極回収量。 出所）EIA Annual Energy Outlook 2012 19 2． 米国のシェールガスの生産動向とその影響 2.1 シェールガスの生産実績 図 2-1 にガス全体の生産実績を、図 2-2 に地域別のシェールガス生産状況を示す。シェ ールガスの生産量は 2008 年より急激に拡大しており、2011 年のシェールガス生産量は 7.85 tcf となっている。 プレイ別では Barnett play (1.92 tcf)、Haynesville-Bossier (1.42 tcf)、Fayetteville (0.79 tcf)の順に生産量が多い。 Dry gas supply [trillion cubic feet] 30 25 Net imports 20 15 Conventional onshore 43.0% Shale gas 31.7% Non-associated offshore 10 Coalbed methane 6.5% 20.8% 5 10.3% Unconventional onshore Alaska 2.1% 14.0% 0 1992 Tight gas 22.5% 1.2% 9.7% Associated with oil 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012e 注 1）2012 年データは予測値 注 2）シェールガス、炭層メタン、タイトガスは 2006 年から分類されている 図 2-1 ガスの生産実績と内訳 出所）EIA データより三菱総合研究所作成 表 2-1 ガスの生産実績と内訳 単位：tcf 石油随伴 ガス アラスカ 非在来型 タイトガ ス 炭層メタ ン シェール ガス 非随伴ガス 洋上 在来型 純輸入 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2011 2012* 2.76 2.61 2.53 2.7 2.8 2.56 2.28 1.95 2.04 2.11 2.08 2.48 0.41 2.04 0.42 3.26 0.44 3.64 0.43 4.45 0.42 5.18 0.43 6.49 0.44 7.5 0.42 8.62 0.37 10.85 0.36 12.66 0.35 15.42 0.32 15.56 - - - - - - - 5.71 6.75 5.68 5.86 5.76 - - - - - - - 1.84 1.87 1.99 1.71 1.67 - - - - - - - 1.07 2.23 4.99 7.85 8.13 4.11 4.38 4.73 4.51 4.07 3.83 3.35 2.42 2.07 1.85 1.58 1.65 8.51 1.94 8.08 2.47 7.44 2.81 6.63 2.97 6.52 3.38 5.66 3.33 5.19 3.4 5.06 2.94 4.95 2.68 4.59 2.21 3.58 1.95 3.89 1.72 注）2012 年データは予測値 出所）EIA データ 20 Bakken Marcellus Fayetteville Barnett Eagle Ford Current plays HaynesvilleBossier Prospective plays Basins 図 2-2 地域別シェールガス生産状況 出所）EIA 資料より三菱総合研究所作成 21 2.2 シェールガスの生産見通し 2.2.1 シェールガスの埋蔵量 図 2-3 に、EIA と USGS（米地質調査所）がそれぞれ発表したシェールガスの埋蔵量を示 す。 EIA は 2011 年時点で Marcellus プレイだけで 410 tcf の埋蔵量があるとしていた。ところ が翌年には、140 tcf と半分以下に大幅下方修正している。また、USGS による評価はさらに 保守的に見積もられており、Marcellus プレイの埋蔵量は 84 tcf とされている。 このように、シェールガスの埋蔵量についての評価は、今の所正確には定まっていない。 450 410 tcf 400 Reserves [Tcf] 350 300 250 200 140 tcf 150 100 tcf 84 tcf 100 Haynesville 75 tcf 50 0 Marcellus AEO 2011 Marcellus AEO 2012 75 tcf 60 tcf 61 tcf Gulf Coast Barnet-Woodford 32 tcf Barnet Fayetteville 32tcf 43 tcf Marcellus USGS 2011 Northeast (Except Marcellus) Mid-Continent 図 2-3 シェールガスの埋蔵量 Southwest 44 tcf Rocky Mountains 出所）EIA, USGS データより三菱総合研究所作成 表 2-2 シェールガスの埋蔵量 単位：tcf Marcellus AEO 2012 AEO 2011 410.4 USGS 2011 140.5 Haynesville 75 Barnett 43 Antrim 84.2 20 Gulf Coast Floyd-Neal & Eagle Ford Conasauga 21 Southwest BarnettWoodford 32 Northeast (Except Marcellus) New Greater Big Albany Sittstone Sandy Devonian Low 4 計 14 計 8 Fayetteville 100 Mancos 75 11 32 Lewis 21 12 出所）EIA, USGS データ 22 Cincinatti Arch 7 計 6 60 Rocky Mountains WillistonHilliard-Baxter Shallow Niobraran -Mancos 7 61 1 Mid-Continent Cana Woodford Woodford 22 計 4 計 44 2.2.2 シェールガスの生産見通し 図 2-4 に EIA による AEO 2013 (Early Release) のレファレンスシナリオにおける、米国の ガス生産量の見通しを示す。このシナリオでは、米国は 2020 年から天然ガスの純輸出国に なるとされている。2040 年のシェールガス生産量は 13.63 tcf で、ガス生産量全体の半分以 上を占めると予測されている。 35 US becomes net exporter 30 Production [trillion cubic feet] Net imports, 2.6 (10.9%) 25 20 16.7 (56.4%) 15 10 5 Shale gas 4.86 (20.3%) Tight gas 6.34 (26.5%) 2.06 (8.6%) 0 2010 2015 7.34 (24.8%) 1.83 (6.2%) Associated with oil 2020 図 2-4 2025 2030 2035 2040 EIA によるガスの生産見通し 出所）Annual Energy Outlook 2013 Early Release, EIA 表 2-3 EIA によるガスの生産見通し 単位：tcf 石油随伴ガス タイトガス シェールガス 炭層メタン 他の非随伴ガス陸上 非随伴ガス洋上 アラスカ 純輸入 2010 2.06 6.34 4.86 1.69 4.18 1.85 0.35 2.6 2015 2.78 5.85 8.85 1.64 3.29 1.32 0.3 1.42 2020 2.8 6.4 11.05 1.71 2.97 1.41 0.28 -0.14 2025 2.63 6.56 12.84 1.66 2.61 1.55 0.73 -1.58 2030 2.03 6.67 14.17 1.69 2.31 1.73 1.19 -2.1 2035 2 6.96 15.33 1.73 2.07 2.07 1.18 -2.55 2040 1.83 7.34 16.7 2.11 1.87 2.11 1.18 -3.55 出所）Annual Energy Outlook 2013 Early Release, EIA 図 2-5 に AEO 2012 の各シナリオ、及び AEO 2011 と AEO 2010 のレファレンスシナリオ におけるガス生産量の見通しを示す。2010 年版より 2011 年版が上回り、2011 年版よりも 23 2012 年版の 1 シナリオ3を除く全シナリオの方が高くなっており、年を経る毎にガス生産量 の見通しは上方修正されていることがわかる。 石油高価格 低成長 高EUR AEO2011ﾚﾌｧﾚﾝｽ AEO2012ﾚﾌｧﾚﾝｽ 高成長 石炭高価格 技術的可採資源量高 石油低価格 石炭低価格 低EUR AEO2010ﾚﾌｧﾚﾝｽ 36 Production [trillion cubic feet] 34 32 高成長 石炭高価格 石油高価格 AEO2012 ﾚﾌｧﾚﾝｽ 石炭低価格 石油低価格 低成長 30 28 26 24 22 20 18 2010 2015 図 2-5 2020 2025 2030 2035 EIA のシナリオ毎のガス生産見通し 注）EUR：Estimated Ultimate Recovery の略。推定究極回収量。 出所）Annual Energy Outlook 2012, EIA EIA の見通しは比較的保守的とされており、より高い見通しを出している専門家もいる。 例えばライス大学では、図 2-6 に示すようにプレイ別にシェールガスの生産見通しを出し ており、2040 年のシェールガス生産量を 25 tcf 弱と見込んでいる。 このレベルまでシェールガスの生産量が増えるのであれば、一定の輸出余力は生じるもの と考えられる。 3 Low Estimated Ultimate Recovery (EUR) シナリオ。1 ガス井あたりの推定総生産量が、レファレンスシナ リオより 50%低いシナリオ。 24 図 2-6 プレイ別シェールガスの生産見通し 出所）Shale Gas and U.S. National Security, Rice University 25 2.3 米国の発電市場及び石炭産業に与える影響 2.3.1 米国の発電市場に与える影響 米国における発電用石炭消費量及び発電用ガス消費量の推移を図 2-7 に示す。2009 年に 発電用石炭消費量は大きく落ち込み、その後も 2008 年以前の水準まで戻っていない。 一方、 天然ガスの発電用消費量は増加傾向が続いている。 電力会社 業務部門 IPP 産業部門 石炭計 ガス計 25 21.4 20.9 20.8 20.4 20.2 21.4 21.1 21.1 燃料消費量 [quadrillion Btu] 19.7 18.7 20 18.6 15 10 7.1 6.9 7.2 6.9 6.5 8.2 7.6 8.1 7.9 8.7 8.9 5 0 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 石炭 ガス 2001 2002 図 2-7 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 米国における発電用の石炭及び天然ガスの消費量の推移 出所）EIA data, Electric Power Annual 表 2-4 米国における発電用の石炭及び天然ガスの消費量の推移 単位：兆 Btu 石炭 IPP 合計 電力 会社 業務 部門 2001 20,232 16,171 3,442 36 2002 20,418 15,518 4,265 2003 20,784 15,391 2004 20,940 15,610 2005 21,350 2006 産業 部門 ガス IPP 合計 電力 会社 583 6,928 2,773 2,723 81 1,351 32 603 7,136 2,307 3,482 76 1,270 4,793 42 557 6,499 1,809 3,450 61 1,179 4,695 43 593 6,913 1,857 3,750 74 1,232 15,398 5,339 43 571 7,221 2,198 3,838 70 1,115 21,060 15,211 5,250 42 557 7,613 2,546 3,848 69 1,149 2007 21,364 15,436 5,371 43 514 8,182 2,809 4,220 72 1,082 2008 21,052 15,189 5,324 44 495 7,901 2,803 4,046 68 984 2009 18,703 13,744 4,481 40 438 8,138 2,981 4,063 77 1,017 2010 19,687 14,333 4,800 38 516 8,694 3,359 4,191 87 1,057 2011 18,554 13,551 4,484 35 483 8,913 3,512 4,222 89 1,090 出所）EIA data, Electric Power Annual 26 業務 部門 産業 部門 米国における燃料別発電電力量の推移を図 2-8 に示す。石炭火力の占める割合は、2001 年の 51%から 2011 年には 42%にまで 9 ポイント減少している。とりわけ 2009 年以降の減 少が顕著であり、シェールガスの生産量が増え始めた時期（2008 年頃）と一致している。 一方、ガス火力の占める割合は、2001 年の 17%から 2011 年の 25%へと 8 ポイント増加して いる。 石炭 天然ガス 石油 原子力 水力 その他再生可能 その他 4,500 4,000 発電量 [TWh] 3,500 3,000 2,500 天然ガス 25% 天然ガス 17% 2,000 1,500 1,000 石炭 51% 石炭 42% 500 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 図 2-8 米国における燃料別発電電力量の推移 出所）EIA data, Electric Power Annual 表 2-5 米国における燃料別発電電力量の推移 単位：TWh 石炭 天然ガス 2001 1,904 639 2002 1,933 2003 1,974 2004 石油 原子力 水力 その他 再生可能 その他 合計 125 769 217 71 12 3,737 691 95 780 264 79 16 3,858 650 119 764 276 79 21 3,883 1,978 710 121 789 268 83 21 3,971 2005 2,013 761 122 782 270 87 20 4,055 2006 1,991 816 64 787 289 97 21 4,065 2007 2,016 897 66 806 248 105 19 4,157 2008 1,986 883 46 806 255 126 17 4,119 2009 1,756 921 39 799 273 144 18 3,950 2010 1,847 988 37 807 260 167 19 4,125 2011 1,733 1,014 30 790 319 194 20 4,101 出所）EIA data, Electric Power Annual 1.2.2(1) 「新設発電所の CO2 排出係数 1000 ポンド/MWh 規制」で述べたように、EPA は 2012 年 3 月に新設発電所の CO2 排出係数を 1000 ポンド/MWh 未満とする新基準を提案して いるため、そもそも石炭火力発電所の新設は法的に事実上不可能になる可能性がある。この 27 法案が成立すると、IGCC（CCS 無しの場合）でもこの基準を達成するのは困難であるので、 火力発電は事実上 GTCC（ガスタービンコンバインドサイクル）のみしか建設できないこと になる。 ただし既存の石炭火力発電所に関しては、図 2-9 に示すように熱量等価では石炭は天然 ガスの約半額であるため、稼働中の石炭火力は運転し続けた方が経済的である。 Steam Coal (All America) Steam Coal (Central) Steam Coal (Northern) Steam Coal (Illinois) Steam Coal (Unita) Steam Coal (PRB) Natural Gas Pipeline 5.0 4.5 〔USD cent/Million cal〕 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 注）地域別データは 2009 年より 図 2-9 熱量等価での石炭とガスの価格比較 出所）IEA データおよび EIA データより三菱総合研究所作成 表 2-6 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 全米平均 0.51 0.57 0.61 0.55 0.65 0.77 0.83 0.81 1.01 Central 1.26 0.82 1.11 熱量等価での石炭とガスの価格比較 単位：USD cent/千 kcal 一般炭価格 Northern Illinois 1.26 0.82 1.04 1.20 0.71 0.73 Unita PRB 1.13 0.62 0.59 0.28 0.18 0.28 パイプラインガス 価格（1 月の値） 0.94 3.75 1.05 1.90 2.34 2.45 3.91 2.53 2.96 2.36 2.33 1.78 出所）IEA データより三菱総合研究所作成 図 2-9 に示すとおり、エネルギー価格自体は天然ガスよりも石炭の方が割安（約半額） であるが、減価償却費など固定費を含むと、新設発電所の場合はガス火力の方が安くなる。 大手電気事業者へのヒアリングによると、石炭火力発電所のガス転換が進む理由は以下の 二点である。一点目が、東部炭を使用する石炭火力発電所が更新時期に達した際、ガス火力 発電所に更新した方が設備投資を含む発電原価が割安になること。二点目が、規制対応であ る。EPA は Mercury and Air Toxics (MATS) rule を 2015 年より施行し、また前述の 1000 ポン 28 ド/MWh 規制が提案されている。水銀規制は 2015 年 4 月からの施行が決まっており、大手 電気事業者へのヒアリングでは、 水銀規制の施行日に一部の老朽化した石炭火力発電所は改 良工事をせず、廃止するとしている。対策コストと、発電所の残存寿命を考慮した結果、廃 止した方が経済合理性が高いとの判断である。 従って、これら経済合理性の観点から新設・更新の発電所は GTCC の採用が多いと考え GW られる。事実、EIA でも石炭火力は今後ほとんど新設されない見通しとしている（図 2-10） 。 図 2-10 米国における発電所の新増設見通し 出所）EIA, Annual Energy Outlook 2012 このように EPA の新規制の有無によらず、ガス価格が USD 3.5/MMBtu 前後では新設はガ ス火力の方が割安である。しかしながら、図 1-17 に示したような天然ガス価格の大幅な下 落を受けて米国内では、化学業界において基礎化学製品であるエチレンの増産や、鉄鋼業界 において鉄の直接還元法が検討されるなど、 ガスの需要が高まる動きも見られている。 また、 1.2.4 節に記したとおり、日本等への LNG 輸出が認可される見通しとなっている。これらの 動向を勘案すると、現状の安価なガス価格水準が長期に亘り継続される蓋然性は低い。 そこで、 Powder River Basin、 Illinois Basin、 Appalachian Basin の石炭価格を USD 15/short ton、 USD 40/short ton、USD 60/short ton とし、ガス価格が USD 3.5/MMBtu から USD 6.5/MMBtu に振れた場合の新設石炭・ガス火力発電所の発電原価を、三菱総合研究所が持つ米国の発電 所のコストモデルを用いて比較した（図 2-11） 。 結果、ガス価格が USD 3.5/MMBtu の際は、安価な Powder River Basin 炭を使う場合でも、 新設ガス火力発電所の方が安価であるが、ガス価格が USD 5/MMBtu の場合、Powder River Basin 炭を使った新設石炭火力発電所の方が割安になり、ガス価格が USD 6.5/MMBtu にな ると、原則的に石炭火力発電所を新設した方が割安になることが分かった。 29 8 7 LCOE [¢/kWh] 6 5 4 3 2 1 0 Powder Illinois Basin Appalachia River Basin Basin 高位 中位 低位 (6.5 (5 (3.5 $/mmBtu) $/mmBtu) $/mmBtu) Coal Gas 図 2-11 米国内の主要炭田別の石炭火力とガス火力の発電原価比較 出所）MRI LCOE（発電原価）モデルより作成 従って、国内の石炭需要の動向をみるポイントは、EPA の規制と、ガス価格ということ になる。 現地のエキスパートへのヒアリングでは、多くのシェールガス田が逆ザヤになっている現 状を踏まえると、ガス価格は長期的に USD 5/MMBtu 程度を目指す値動きになるとの意見が 多かった。その水準では、Powder River Basin 周辺など安価な石炭が入手可能な場所では、 老朽化した石炭火力発電所は更新した方が有利であり、西部の石炭火力発電容量はあまり減 らない可能性が高い。 ガス価格が USD 5/MMBtu 強になると、Powder River Basin 炭に加え、Illinois 炭を使った 新設石炭火力発電所でもコスト競争力を有することになる。三菱総合研究所では、USD 5/MMBtu を上回る水準まではガス価格が上がる可能性があると考えており、比較的安価な 石炭を調達可能な中西部の石炭火力発電所は、 設備更新などでできる限り維持される可能性 が高いとみている。 逆に、石炭価格が割高な東部に立地する発電所については、ガス価格が USD 6.5/MMBtu を十分に上回る水準にならない限り、更新時期に来れば、閉鎖する方が合理的となる。 30 2.3.2 米国の石炭産業に与える影響 シェールガスの増産を受け、米国の石炭生産は直近のピーク時である 2008 年よりも約 1 。国内需要はそれ以上に減少しているが、1.1.2(1) 節で述べたと 割減少している（図 2-12） おり、1) 主にコロンビアからの石炭輸入の絞り込み、2) 米国東部・南部からの輸出増によ り、生産量をできる限り維持している。 シェールガスの影響の度合いは炭田ごとに異なり、最も影響を受けたのが東部であり、 2005 年から 2012 年までに生産量は 26%減少した。これに対し、Illinois 炭の生産量は 36% 増えており、PRB 炭はほぼ横ばいである。なお、PRB 炭は 2005 年以降 2008 年まで増産基 調が続き、2008 年以降は一部炭鉱の生産調整の影響で、生産量は減っている。なお、2012 年の PRB 炭の生産量は、2005 年と比較すると 2.5%の減産である。 Powder River Basin Other Interior Shale gas production Appalachian Total Uinta Region Illinios Basin Other Western 1,400 1,000 1,162 1,145 1,131 86 61 56 95 82 60 51 96 82 56 48 99 391 378 390 93 62 56 93 800 600 397 8 1,170 1,072 1,083 80 49 44 102 79 44 51 105 341 335 1,094 79 46 54 116 1,015 7 80 44 53 6 127 5 336 4 293 Shale gas production [tcf] Production [million short tons] 1,200 9 3 400 2 200 479 430 472 2005 2006 496 456 468 463 419 0 1 その他西部 - 20% Illinois + 36% 東部 - 26% PRB - 2.5% 0 図 2-12 2007 2008 2009 2010 2011 2012 米国における地域別石炭生産量の推移と変化率（再掲） 出所）Compiled from EIA Annual Coal Reports より三菱総合研究所作成 従って、シェールガスの増産による石炭会社への影響は、Appalachian Basin、Illinois Basin、 及び Powder River Basin の 3 つの地域ごとに検討するのが適切であり、以下では表 2-7 に示 す観点で影響を考察する。 31 表 2-7 堆積盆 Appalach ian basin Illinois basin 生産 生産量推移 コスト (MT)* (USD/ton) 60 35 Powder River basin 米国の主要石炭生産地域ごとのシェールガス増産の影響 15 2005: 397 ↓ 2008: 390 (-1.8%) ↓ 2011: 336 (-13.8%) 2005: 93 ↓ 2008: 99 (6.5%) ↓ 2011: 116 (17.2%) 2005: 430 ↓ 2008: 496 (15.3%) ↓ 2011: 463 (-6.7%) 対応パターン 事例・備考 欧州等への輸出 増 Appalachian basin からの輸出は、 39MT（2006）から 77MT（2011）に 増加。 閉山、減産による 生産調整 Arch Coal による閉山(East Kentucky, Eastern, Knott County) 倒産 Patriot Coal の倒産 欧州、アジアなど への輸出増 ミシシッピ川経由、欧州、アジア向 けの輸出を増やしている （Peabody の Kinder Morgan との 港湾利用契約など） 輸出量は 24 万トン(2006)から 7.7MT (2011)に増加 基本的に増産（閉 山、減産事例は少 数） 各社、基本的に増産。Patriot Coal の倒産事例はあるが、炭鉱 の閉山は少ない。硫黄分が高い ため、受け入れ可能な顧客に限 りがあることが課題。 コストカットによる 生産維持 2008 年をピークに生産量は微 減。Cloud Peak Energy、Peabody などがレイオフ、外注費抑制によ るコスト削減を進める。 生産調整 Alpha NR 、Arch Coal （Black Thunder Mine) 等で生産調整。閉 山数はまだ少なく、基本的に生産 量の調整で対処している。 注）MT = million short tons. 変化率は 3 年前からの変化率。 出所）三菱総合研究所作成 32 (1) Appalachian Basin に与える影響 Appalachian Basin の生産キャパシティ、生産量、国内供給量、輸出量の推移を図 2-13 に 示す。 Productive capacity Total production Domestic distribution Exports 90 501 507 486 500 80 473 436 391 400 363 378 347 321 341 60 336 335 279 300 70 418 390 293 273 250 50 40 200 30 20 100 Exports [million short tons] Production, domestic consumption [mn st] 600 10 0 2006 2007 2008 2009 2010 CONSOLが CONSOL が Allianceが Buchanan mine Pontikiの減産 mine 84を閉山 の生産休止 閉山等 事例 2011 2012 0 Alpha NR が 8 炭鉱閉山 (一般炭 6.4MT、原料 炭 1.6MT) Arch coal 複 数炭鉱閉山 (一般炭3MT) Patriot Coal 倒産 図 2-13 Appalachian Basin の生産キャパシティ、生産量、国内供給量、輸出量 出所）EIA 統計より三菱総合研究所作成 シェールガス増産の影響を最も受けており、生産量は 2008 年の 3 億 9,022 万ショートト ン（以下 st）をピークに 2012 年には 2 億 9,311 万 st まで約 9700 万 st 減少した。国内供給、 輸出量については 2011 年までの実績が公開されており、2009 年からの 3 年間で、国内生産 は約 500 万 st 減の 3 億 3,602 万 st、国内供給は 2,900 万 st 減の 2 億 4,980 万 st、輸出は 3,411 万 st 増の 7,645 万 st となっている。従って、国内供給が減っている分は、輸出を増やすこ とで生産量の減少を緩やかにする構図となっている。 輸出マーケットで競争力がない炭鉱については閉山されており、Arch Coal、Consol、Alpha Natural Resources など主要企業は軒並み複数の鉱山を閉山している。また、Patriot Coal など の倒産する炭鉱会社も出てきている。 33 ＜石炭会社倒産事例：Patriot Coal＞ Patriot Coal は、Appalachia と Illinois Basin に 12 炭鉱を有する石炭会社であった。同 社の Appalachia 炭の生産原価は推計約 USD 70/ton、Illinois 炭は推計約 USD 43/ton と、 Illinois 炭は採算が取れたが Appalachia 炭はコスト高でマージンをほとんど確保できな い状況に陥った。 会社全体としては赤字に転落、 最終的に 2012 年 6 月に連邦破産法の第 11 章を申請し、 破たんした。炭塵肺疾患のヘルスケア対策費や年金等の負担が大きく、生産原価を下げ る余地が小さかったのが原因とされている。 前述のとおり、米国の石炭会社はできる限り輸出で生産維持を図っているが、生産原 価が高い炭鉱・企業から順番に、閉山・倒産している状況にある。 図 2-14 Patriot Coal operating areas (2) Illinois Basin に与える影響 Illinois Basin の生産キャパシティ、生産量、国内供給量、輸出量の推移を図 2-15 に示す。 34 Total production Domestic distribution Exports 140 10 100 9 116 120 95 95 96 96 99 102 96 105 105 108 8 97 7 6 80 5 60 4 3 40 Exports [million short tons] Production, domestic consumption [mn st] 127 2 20 0 1 2006 2007 図 2-15 2008 2009 2010 2011 2012 0 Illinois Basin の生産量、国内供給量、輸出量 出所）EIA 統計より三菱総合研究所作成 Illinois Basin の生産量はむしろ増えており、2006 年の 9,508 万 st から 2012 年には 1 億 2,664 万 st まで約 3,156 万 st 増加した。仕向け先は、国内供給、輸出量の双方が継続的に増加し ている。従って、シェールガス増産の影響でマージンが低いといった課題はあるものの、生 産量が減るほどの影響は受けておらず、むしろコスト競争力の高さを上手く活用し、国内外 の市場を開拓している様子が伺える。 米国では鉄道輸送コストが高いことが輸出競争力を削ぐ一因になっているが、Illinois Basin は安価なミシシッピ川のバージ輸送を活用できる点も有利になっており、また増産余 地もあるため、今後も生産量は伸びるとの予想が多い。課題は 3%を超える硫黄分の高さに あり、国内外とも、硫黄分の高い石炭を受け入れ可能な市場規模に限りがあることが、一定 以上の増産はできない理由との意見が多い。 (3) Powder River Basin に与える影響 Powder River Basin の生産キャパシティ、生産量、国内供給量、輸出量の推移を図 2-16 に示す。 35 Total production Domestic distribution Exports 500 20 489 485 497 490 512 499 471 463 487 472 18 481 459 438 16 14 400 12 300 10 8 200 Exports [million short tons] Production, domestic distribution [mn st] 600 6 4 100 2 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0 図 2-16 Powder River Basin の生産量、国内供給量、輸出量 出所）EIA 統計より三菱総合研究所作成 Powder River Basin では過去 10 年間、4 億トン以上を継続的に生産している。シェールガ スの増産が顕著になった 2008 年以降、減産傾向になり、2012 年は 2008 年比 1 割程度の減 産となり、2003 年の生産量水準に戻った。従って、過去 10 年程度のスパンで見ると生産量 は増減があるものの横ばいであり、2008 年以降は減少傾向となる。 シェールガスの影響としては、周辺の発電所における石炭引き渡し価格が USD 15/ton 程 度に抑えられているため、Powder River Basin の石炭会社はほとんど利益が出ないことにあ る。このため、2009 年には Rio Tinto が Powder River Basin の石炭資産の売却を決めた他、 Peabody、Alpha Natural Resoruces、Ambre Energy など各社はレイオフ、減産、ドラッグライ ンなど生産設備の一部休止などにより、コスト削減を行っている。2008 年以降の減産は、 主にこのようなコスト削減の動きの影響と考えられる。 36 2.4 米国のシェールガスがアジア LNG 市場に与える影響 世界の天然ガス市場は大きく 3 地域に分かれており、歴史的に、 米州のヘンリーハブ市場、 欧州大陸の石油製品バスケット、日本向け LNG の JCC（Japan Crude Cocktail：日本輸入原 油平均 CIF 価格）の 3 つの価格形成メカニズムが並存してきた。天然ガスは気体であるた め、石炭や石油と比較して輸送インフラの流動性が低いため、このように異なる価格形成メ カニズムを生む要因となってきた。 このうち欧州は、大陸では石油製品価格にリンクするロシア産等ガスの長期契約と、英国 の NBP (National Balancing Point) スポット価格、その他ベルギーの Zeebrugge 他の市場価格 があるが、 国際パイプラインや LNG 基地の整備が進みインフラ流動性が向上してきたため、 裁定が働き収斂していくものと見込まれる。 Oil product NBP JCC Henry Hub Oil-linked market Gas-on-gas market 図 2-17 天然ガスの価格体系 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 1.2.4 節で記したように日本向け LNG 輸出が認可され実現した場合、北米からシェールガ ス由来の LNG を日本に輸送した際の原価構成は、液化コストは USD 2.13 /MMBtu、輸送コ ストは USD 2.54 /MMBtu 程度であり、LNG 液化プラントのガス投入価格が USD 5 /MMBtu であれば、日本への輸出原価（CIF ベース）は USD 10.56/MMBtu 程度になる（図 2-18） 。 米国産シェールガスの LNG 輸出が経済的に成り立つポイントは 2 つあり、1）米国内の ガス価格が長期的に安いこと、2）JCC マーケットが 10 ドル台後半を常に超えること、の双 方が継続する必要がある。 37 $12 $0.89 Cost, USD/MMBtu $10 $2.54 $8 $2.54 $2.13 $6 $0.89 $2.13 $4 $2 $5.00 $5.00 $0 Production Liquefaction 図 2-18 Tanker Transport Regasification Total 日本市場向け LNG の原価構成 出所）三菱総合研究所分析（液化、輸送コストは DOE スタディの値を採用） $12 Price, USD/MMBtu $10 $0.81 $8 $1.27 $1.27 $2.13 $6 $0.81 $2.13 $4 $2 $5.00 $5.00 $0 Production Liquefaction 図 2-19 Tanker Transport Regasification Total 欧州市場向け LNG の原価構成 出所）三菱総合研究所分析（液化、輸送コストは DOE スタディの値を採用） しかしながら、ヘンリーハブ価格が長期的に安いとは限らない。そもそも現状のヘンリー ハブ価格は逆ザヤであり、経済的に不合理な生産は続かない（シェールオイルなどに生産が シフトし、随伴するガスを販売するようなモデルに代わる）。図 2-20 に示すように、天然 ガス価格と石油価格が 7 倍という異常なレベルで乖離し始めているため、 いずれ裁定が入る 38 と考えられる（歴史的には 2.5 倍程度に収まる） 。工業原料としてナフサから天然ガスにス イッチングが始まっており、物理的に石油と天然ガスの裁定取引されているに等しい。 石油価格は世界的に裁定が効いているため、 米国だけの事情では価格変動しない。 従って、 天然ガス価格は世界の石油価格に吊られ上昇しやすい状況にある。 Ratio Henry Hub to Brent Ratio Henry Hub to WTI 12 Price ratio on heating value equivalent 10 8 6 4 2 0 図 2-20 石油・天然ガスの熱量等価における価格比率 出所）IEA データより三菱総合研究所作成 Gas Rigs Oil Rigs 100% 90% Rig count share 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 図 2-21 稼働中のリグの用途 出所）Baker Hughes より三菱総合研究所作成 39 3． 米国の石炭輸出インフラ 3.1 輸出インフラの全体像 米国の石炭生産は、Powder River Basin を中心とする西部と、Appalachian Basin や Illinois Basin らからなる東部とに分かれている。このうち、現時点では輸出の大部分は、東部の炭 田を産地とし、東部の港湾を経由して行われている。 石炭輸送を担う主な鉄道会社は、石炭部門の売上高が大きい順に BNSF Railway（BNSF） （西部から中部の大部分をカバー） 、Union Pacific Railroad（UP）（同じく、西部から中部の 大部分をカバー）がある。鉄道会社は、路線保有（Below Rail）と運行事業（Above Rail） の双方を行う垂直統合型の企業であるが、第三者アクセスは認められており、各社は自社が 保有する鉄道網を中心に、近隣の他社路線にも乗り入れながら運行事業も営んでいる。 主な輸出用の石炭積出ターミナルは、東海岸では、Hampton Roads（Lamberts Point 石炭積 出ターミナル（Norfolk、NS 社）など）、メキシコ湾岸では、New Orleans（United Bulk 石炭 積出ターミナル（Cavant、Oiltanking Holding Americas 社（所有者） ）など）がある。西海岸 では、California（Oxbow 石炭積出ターミナル（Long Beach、Oxbow 社（所有者） ）があるも のの規模は小さく、カナダの石炭積出ターミナルも活用されている。 石炭積出ターミナルの新設が西海岸を中心に計画されており、特に、Pacific Northwest に おいて、複数の積出能力が数十 MT の石炭積出ターミナルが建設中である。 40 Western Basins (Excluding Powder River Basin) 113 MT Green River, Uinta, and Denver Basins Neptune Bulk Terminal Owner User Current Capacity Capacity increase Campotex Bulk Terminal, Teck Resources, Bunge Canada 9MT 9MT Main operating companies Peabody Energy Arch Coal Rio Tinto Foundation Coal Kiewit Corporation Western Fuels Association Chevron Main operating companies Rio Tinto North American Coal Corp. Westmoreland Coal Company Powder River Basin 420 MT San Juan Basin Main operating companies Peabody Energy BNSF BNSF Volume/capacity 0.7 – 0.8 Subbituminous coal Union Pacific Canadian National Volume/capacity 0.8 – 1.0 Lignite Canadian National CSX Transportation Volume/capacity >1.0 CSX Transportation Norfolk Southern User Current Capacity Capacity increase West Shore Terminal Investment User Current Capacity Seattle Portland Owner Oxbow User Current Capacity 1.2MT Capacity increase 1.5MT Boston Detroit Denver San Jose Los Angeles San Diego Albuquerque Pier IX Phoenix Owner Kinder Morgan User Current Capacity 15MT FortWorth Lamberts Houston Austin San Antonio McDuffie Burnside Bulk IMT Owner Trafigura User Capacity increase 10MT Associated Terminals Deepwater Owner User Current Capacity Associated Terminals 9MT St. James Storedorig Corpus Christi Owner User Current Capacity St. James Storedorig Partners 9MT Owner Kinder Morgan User Peabody Current Capacity 8MT Capacity increase 12MT Convert Marine Terminal Owner Foresight / Cline User Current Capacity 4MT Capacity increase 4MT Owner Armstrong Coal User Armstrong Coal Capacity increase 6-10MT Cooper / Consolidated United Bulk Owner User Current Capacity Cooper, Consolidated 5MT Owner OTA User Current Capacity 11MT Capacity increase 0.9MT 米国の炭田・鉄道網・港湾設備の立地と概況 出所）三菱総合研究所作成 41 Owner User Miami Current Capacity Capacity increase Alabama State Government Walter Energy / Drummond 10MT 20MT Chipco Armstrong Coal Terminal Copyright (C) Mitsubishi Research Institute, Inc. 図 3-1 Owner NS Railroads User Current Capacity 38MT Jacksonville Tampa Cherokee Basin Owner Kinder Morgan User Peabody Current Capacity 1.8MT Capacity increase 7.2MT Atlanta Dallas Tucson Forest City Basin Arkoma Basin Owner CSX Railroads User Current Capacity 7MT Memphis Interior Basins (Excl. Illinois Basin) 1.6 MT Owner Cline User Current Capacity 2MT Capacity increase 8MT Chesapeake Bay Richmond Las Vegas 2.5MT Owner Consol User Current Capacity 14MT Capacity increase 2MT Washington San Francisco Kinder Morgan CNX Columbus Indianapolis Sacramento Owner User Current Capacity New York Pittsburgh 38MT Long Beach Main operating companies CONSOL Energy Foundation Coal Murray Energy Massey Energy Alliance Resource Partners Patriot Coal Main operating companies Peabody Energy Murray Energy 25.5MT Chicago Port of St. Helens / Port of Morrow User Capacity increase Appalachian Basin 305 MT Illinois Basin 105 MT Fairless Hills Longview Ambre Energy Kinder Morgan Future terminal Minneapolis Owner Carrix User Peabody Capacity increase 48MT Owner CP Midwest Energy Resources Owner Cherry Point Millennium Bulk Terminals Arch Coal, User Ambre Energy Capacity increase 44MT Coal terminal Superior Terminal 33MT 4MT Owner Coal Terminals KCS Other Owners West Shore Terminal Owner Current Level of Service Coal Route Bituminous coal・Anthracite Main operating companies Rio Tinto Arch Coal Peabody Energy Ambre Energy North American Coal Corp Main operating companies BHP Billiton Peabody Energy North American Coal Corp Black Mesa Field Rail Networks Coal Basins Northern Great Plains Owner User Current Capacity Cooper Marine 8 Timberlands 1MT Bulk Material Handling Plant Owner User Current Capacity Alabama State Government 2.5MT DTA Arch Coal/ Peabody Arch Coal/ User Peabody Current Capacity 19MT Owner Shipyard River Terminal Owner Kinder Morgan User Current Capacity 2.5MT Capacity increase 5MT Blue Creak Coal Terminal Owner Walter Energy User Walter Energy Capacity increase 5.4MT 3.2 3.2.1 鉄道輸送インフラ 鉄道インフラの全体像 米国には鉄道会社が 5 社あるが、うち 1 社は本社がカナダにあり、米国に本社を置く主要 鉄道事業者は、BNSF Railway (BNSF)、Union Pacific Railroad (UP)、CSX Transportation (CSX)、 Norfolk Southern Railway (NS)の 4 社である。 表 3-1 に示すとおり、路線距離は BNSF が最大であるが、自社所有でみると UP が米国内 で展開する鉄道事業者としては最大である。米国東部、中部は CSX と NS が、米国西部は BNSF と UP が主な営業地域としている。 2011 年の売上高は UP が 195.6 億 USD と最も高く、次いで BNSF の 192.3 億 USD、CSX の 117.4 億 USD である。一方、石炭部門の売上をみると、BNSF が UP を抜いて 50.7 億 USD とトップになっている。輸送実績は、各社単位が異なるため比較が困難であるが、全輸送量 に占める石炭の割合は、BNSF、UP、CSX においてはいずれも 25%程度である。 表 3-1 米国の鉄道企業の概要 BNSF Railway (BNSF) 概 要 本社 所在地 主な 営業地域 営業地域内 炭田 鉄道事業資産 路線長 [マイル] 業績・投資 機関車 貨車 売上高(2011) [十億 USD] 石炭部門売上 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 投資 [十億 USD] Fort Worth, Texas Western US, Central US Powder River Basin, Raton Basin, Uinta Region,Northern Great Planes, Illinois Basin 22,929 (自社所有) 9,236 （他社所有） 機関車：6,869 貨車：78,632 CSX Transportation (CSX) Jacksonville, Florida Norfolk Southern Railway (NS) Norfolk, Virginia Eastern US Eastern US Powder River Basin, Uinta Basin, Illinois Basin, Green River Basin Appalachian Basin, Illinois Basin Appalachian Basin, Illinois Basin Illinois Basin 26,027 (自社所有) 5,535 （他社所有） 機関車：8,213 貨車：74,545 15,898 (自社所有) 3,815 （他社所有） 機関車：4,116 貨車：68,512 15,493 (自社所有) 4,271 （他社所有） 機関車：3,991 貨車：8,7643 5,839* (自社所有) 236* （他社所有） 機関車：430* 貨車：19,896* Union Pacific Railroad (UP) Omaha, Nebraska Western US, Central US Canadian National Railway (CN) Montreal, Quebec Canada , Central US 輸送実績 19.23 19.56 11.74 11.17 9.03 5.07 4.08 3.71 3.46 0.62 3.27 3.29 1.82 1.92 2.46 3.54 3.12 2.30 2.4 1.73 全貨物輸送量 [車両数] 9,458,000 9,072,000 6,476,000 7,114,700 4,873,000 石炭輸送量 [車両数] 2,309,000 (24.4%) 2,164,000 (24%) 1,533,000 (23.7%) 1,619,600 (22.8%) 464,000 (9.5%) 注）いずれも 2011 年の値、CN の鉄道事業資産は米国の値のみ 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 43 3.2.2 BNSF Railway (BNSF) (1) 企業概要 BNSF Railway（以下、BNSF）は、Texas 州、Fort Worth に本社を置く鉄道事業者である。 米国の 28 の州と、カナダの 2 つの州において鉄道路線を有しており、営業地域は図 3-2 に 示すように米国西部から中部の大部分をカバーしており、東は Atlanta、南は New Orleans にまで達している。 BNSF の財務状況等は表 3-2 に示すとおりである。従業員数は 4 万人を超え、路線距離は 約 32,000 マイルで、うち約 23,000 マイル（70%）が自社所有となっており、米国内で展開 する大手鉄道事業者の一つである。 2011 年の売上高は 192.3 億 USD で、石炭輸送の占める割合は 26.3%（50.7 億 USD）とな っている。同社では安全性と効率性向上のため、石炭輸送ネットワークの構築に対して過去 10 年間で 35 億 USD の投資を実施しており、米国鉄道協会の報告によると、BNSF の 2011 年の米国西部の鉄道交通のシェアは、およそ 48%となっている。 図 3-2 BNSF の営業地域 注）実線が自社所有路線、点線が他社所有路線の trackage right での運行路線 出所）BNSF “Fact Sheet” 44 表 3-2 概要 本社所在地 主な営業地域 営業地域内産炭地 BNSF の財務状況等の概要 Fort Worth, Texas Western US, Central US （West of the Mississippi River） Powder River Basin, Raton Basin (San Juan), Uinta Region, Northern Great Planes, Illinois Basin 鉄道事業資産 (2011) 路線長 [マイル] 機関車 貨車 シャーシ、コンテナ 財務 総収益 [十億 USD] 営業支出 [十億 USD] その他支出及び法人税 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 取扱品目 (2011) 消費者製品 石炭 工業製品 農業製品 その他 合計 自社所有 22,929 (複線区間 4,631) 非電化 4,346 39,671 1,733 他社所有 9,236 (複線区間 333) 非電化 2,505 38,961 4,402 合計 32,303 (複線区間 4,964) 非電化 6,869 78,632 6,135 2011 2010 2009 19.23 15.00 13.85 13.96 12.14 10.64 2.02 1.81 1.19 3.27 2.66 2.01 売上高 [十億 USD] 輸送量 [車両] 車両当たりの 平均輸送単価 [USD/車両] 6.01 (31.2%) 5.07 (26.3%) 4.10 (21.3%) 3.77 (19.6%) 0.29 (1.5%) 4,595,000 (48.6%) 2,309,000 (24.4%) 1,498,000 (15.8%) 1,056,000 (11.2%) － － 19.23 9,458,000 2,003 出所）BNSF 資料より三菱総合研究所作成 45 1,307 2,194 2,740 3,569 (2) 石炭セグメントの概要 石炭セグメントでは、図 3-3 に示すような各炭鉱からの輸送ルートが設定されている。 Powder River Basin の Black Thunder 炭鉱や North Antelope Rochelle 炭鉱、Cordero Rojo 炭鉱 （以上、Wyoming 州） 、Absaloka 炭鉱（Montana 州）等からは、図 3-4 の青丸に示す 22 の 港湾・ターミナル（カナダ 2 箇所、米国 20 箇所）に輸送可能である。 同社のユニット•トレインは 4 機関車と 125 車両から構成されており、Powder River Basin から太平洋岸北西部への輸送ルートでは、各ユニット・トレインは年間 50 万～60 万トン程 度、石炭を輸送している。なお、年間 12 万トン程度、24 車両程度の変動がある。片道約 1,500 マイルで、積み込み、積み出しを含め、1 往復の所要日数は 9 日間である。 Powder River Basin から太平洋岸北西部の Spokane（Washington 州）への輸送ルートは図 には 1 つしか記載されていないが、現在では 2 つ存在する。北ライン（High Line とも呼ば れる）と Montana Rail Link (MRL)を主とするラインである。どちらのラインでも、Sandpoint を経由した後、Pasco へ移動し Columbia 川を通って Vancouver（Washington 州）まで運ばれ る。 Powder River Basin →Judith Gap（Montana 州）→Cut Bank（Montana 州）→Libby （Montana 州）→Sandpoint（Idaho 州）→Spokane（Washington 州） Powder River Basin →Bozeman（Montana 州）→Missoula（Montana 州）→Montana→ Sandpoint（Idaho 州） 現在は、ほとんどすべての石炭が、北ラインより短いルートである MRL 線経由で輸送さ れており、主にカナダの Westshore 石炭積出ターミナルに輸送されている。 このうち、大豆・トウモロコシ等穀物の主要生産地である米国中部は、季節により路線が 混雑しており、通常よりも輸送に時間を要する箇所が存在するといった課題が生じている。 図 3-3 BNSF の石炭輸送ルート 出所）BNSF “GUIDE TO COAL MINES” 46 図 3-4 出所）BNSF ウェブサイト BNSF の石炭輸送ネットワークと輸送先の港湾位置図 http://www.bnsf.com/customers/where-can-i-ship/?map=Coal、2013 年 1 月 10 日取 得 同社が石炭輸送サービスを提供する炭鉱は表 3-3 のとおりである。Powder River Basin で は Wyoming 州の 13 炭鉱、Montana 州の 5 炭鉱に接続している。同社の 2011 年の石炭輸送 量は、2 億 7,500 万トンである。Wyoming 州では米国のボイラー用石炭の約 40%が生産され ており、可採埋蔵量は約 250 億トンに上る。また、Montana 州は実に 500 億トン以上の可採 埋蔵量を有しており、米国では 5 番目に大きな石炭生産地となっている。同社の石炭輸送量 のうち Powder River Basin からの輸送が 90%を占めており、主要サービスエリアとなってい る。 上記以外にも、高品質の石炭（発熱量が高く、硫黄や灰の含有量、含水率は低い性状）が 生産される Raton Basin や褐炭ではあるが、3,600～3,900 kcal/kg の発熱量を有する Great Northern Planes にも接続している。 また、Uinta Region へは、三級鉄道である Utah Railway を経由して、Illinois Basin へは他 社路線に乗り入れることにより接続可能である。 47 表 3-3 BNSF が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 炭田 州名 Wyoming Powder River Basin Montana Uinta Region Utah Raton Basin (San Juan) New Mexico Great Northern Planes North Dakota 炭鉱名 Antelope Mine Belle Ayr Mine Black Thunder Mine Buckskin Mine Caballo Mine Clovis Point loadout(Wyodak) Coal Creek Cordero Rojo Mine Dry Fork Mine Eagle Butte Mine East Thunder Mine North Antelope Rochelle Mine Rawhide Mine Absaloka Mine Decker Mine Rosebud Mine Signal Peak Mine Spring Creek Mine Castle Valley Mine Deer Creek Mine Dugout Canyon Horizon Mine SUFCO Mine West Ridge Mine Lee Ranch Mine El Segundo Mine Beulah Mine Freedom Mine 石炭の種類 一般炭 （亜瀝青炭） 90% 一般炭 （亜瀝青炭） 一般炭 （亜瀝青炭） 10% 一般炭 （亜瀝青炭／ 瀝青炭） 褐炭 出所）BNSF 資料より三菱総合研究所作成 48 石炭輸送全体に占 める割合（％） (3) 拡張投資計画 2011 年には、同社は以下の投資を実施した。 投資額 [十億 USD] 投資対象 Capital Investment (excl. Equipment) Core network and related assets 2.24 Positive train control 0.29 New Equipment Acquisition Freight cars acquisition 0.32 Locomotive acquisition 0.46 Other Investments Efficiency expansion 0.21 Total Net Cash used in Investment Activities 3.53 出所）BNSF 資料より三菱総合研究所作成 2012 年は 39 億 USD の投資を計画しており、内訳は以下のとおりである。これらの投資 により、主に Kansas City の石炭ルートにおける速度、処理能力の改善及びインターモーダ ル輸送の改善を図るとしている4。 投資額 [十億 USD] 投資対象 Capital Investment (excl. Equipment) New Equipment Acquisition Other Investments Core network and related assets 2.1 Positive train control 0.3 locomotive, freight car and other equipment acquisitions terminal, line and intermodal expansion and efficiency Total Net Cash used in Investment Activities 1.1 0.4 3.9 出所）BNSF 資料より三菱総合研究所作成 4 http://www.bnsf.com/media/news-releases/2012/february/2012-02-01a.html（2012 年 2 月発表） 49 3.2.3 Union Pacific Railroad (UP) (1) 企業概要 Union Pacific Railroad（以下、UP）は、Nebraska 州、Omaha に本社を置く鉄道事業者であ る。米国の 23 の州において鉄道路線を有しており、営業地域は図 3-5 に示すように、BNSF 同様、米国西部から中部の大部分をカバーしており、東は Chicago、南は New Orleans にま で達している。運行形式は図 3-6 に示すように、ほとんどが単線である。 UP の財務状況等は表 3-4 に示すとおりである。従業員数は約 45,000 人、路線距離は約 32,000 マイルで、うち約 26,000 マイル（80%）が自社所有となっており、路線距離ベース では米国内で展開する鉄道で最大である。 2011 年の売上高は 195.6 億 USD、このうち運賃収入は 185.1 億 USD であるが、石炭輸送 による収入の占める割合は 22%（40.8 億 USD）と同社のセグメントの中で最も高くなって いる。 自社所有路線 他社所有路線 図 3-5 Union Pacific の営業地域 出所）Union Pacific “2011 annual report” 50 単線および複線 三線および四線 図 3-6 Union Pacific の運行形式 出所）Union Pacific Corporation “2011 FACT BOOK” 51 表 3-4 Union Pacific の財務状況等の概要 概要 本社所在地 主な営業地域 営業地域内産炭地 鉄道事業資産 (2011) Omaha, Nebraska Western US, Central US Powder River Basin, Uinta Basin, Illinois Basin, Green River Basin 路線長 [マイル] 機関車 貨車 シャーシ、コンテナ 財務 総収益 [十億 USD] 営業支出 [十億 USD] その他支出及び法人税 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 取扱品目 (2011) 農業製品 自動車 化学製品 エネルギー 工業製品 インターモーダル 合計 自社所有 26,027 (複線区間 4,408) 5,575 40,253 26,478 他社所有 5,535 (複線区間 1,561) 2,638 34,292 64,990 合計 31,898 (複線区間 5,978) 8,213 74,545 91,468 2011 2010 2009 19.56 16.97 14.14 13.83 11.98 10.76 2.44 2.21 1.49 3.29 2.78 1.89 売上高 [十億 USD] 輸送量 [車両] 車両当たりの 平均輸送単価 [USD/車両] 3.32 (18%) 1.51 (8%) 2.82 (15%) 4.08 (22%) 3.17 (17%) 3.61 (20%) 934,000 (10%) 653,000 (7%) 921,000 (10%) 2,164,000 (24%) 1,146,000 (13%) 3,254,000 (36%) 18.51 9,072,000 3,561 2,311 3,055 1,888 2,762 1,109 2,040 出所）Union Pacific 資料より三菱総合研究所作成 (2) 石炭セグメントの概要 石炭セグメントでは、図 3-7 に示すような炭鉱からの輸送ルートが設定されており、目 的地までユニット・トレインと呼ばれる専用の貨車で輸送している。 Southern Powder River Basin の Black Thunder 炭鉱や Antelope 炭鉱等からは、五大湖や Mississippi 川、Ohio 川を経由して東部へ輸送しており、輸出炭は、西海岸の Long Beach (Oxbow)石炭積出ターミナルからアジアへ、Mississippi 川のターミナルから欧州へ輸出され ている。通常、下記のルートで運行されていると考えられる。 52 Southern Powder River Basin→米国南部 Southern Powder River Basin→North Platte→Chicago Southern Powder River Basin→North Platte→Kansas City→St Louis Southern Powder River Basin の石炭輸送における、2011 年の 1 列車当たりの輸送量は 15,790 トンである。平均車両数は 132.5 車両で 1 車両当たりの積載量は 119.2 トンとなっており、 積載量の増加や輸送時間の短縮により輸送効率の向上を図っているが、このうち、大豆・ト ウモロコシ等穀物の主要生産地である米国中部は、季節により路線が混雑しており、通常よ りも輸送に時間を要する箇所が存在するといった課題が生じている。 図 3-7 Union Pacific の石炭輸送ルート 出所）Union Pacific Corporation “2011 FACT BOOK” 同社が石炭輸送サービスを提供する炭鉱は表 3-5 のとおりである。Powder River Basin で は Wyoming 州の 10 炭鉱に接続している。同社の 2011 年の石炭輸送量は、2 億 5,800 万ト ンであるが、このうち Powder River Basin からの輸送が 75%（193.5 MT）を占めており、主 要サービスエリアとなっている。 上記以外にも、 Colorado 及び Utah の Uinta Basin にも接続しており、 輸送量は 31 MT（12%） である。 53 表 3-5 炭田 Union Pacific が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 州名 炭鉱名 石炭の種類 Antelope Belle Ayr Mine Black Thunder Caballo Mine Powder River Basin Wyoming Southern Powder River Basin Mines (SPRB) Caballo Rojo Coal Creek Cordero Mine Jacobs Ranch North Antelope/Rochelle Complex Black Thunder South Bowie #2 Mine Colowyo Mine Elk Creek Mine Colorado Colorado Mines Twentymile Mine Uinta Basin West Elk Mine Dugout Canyon Mine Utah Horizon Mine Utah Mines Skyline Mine Sufco Mine Green River Basin Wyoming Southern Wyoming Mines Black Butte Mine Kemmerer Mine 54 亜瀝青炭, 8,800 Btu/lb. (4,900 kcal/kg), 硫黄分 0.22% 亜瀝青炭, 8,550 Btu/lb. (4,750 kcal/kg), 硫黄分 0.31% 亜瀝青炭, 8,800 Btu/lb. (4,900 kcal/kg), 硫黄分 0.32% 亜瀝青炭, 8,500 Btu/lb. (4,720 kcal/kg), 硫黄分 0.38% 亜瀝青炭, 8,450 Btu/lb. (4,690 kcal/kg), 硫黄分 0.32% 亜瀝青炭, 8,375 Btu/lb. (4,650 kcal/kg), 硫黄分 0.33% 亜瀝青炭, 8,350 Btu/lb. (4,640 kcal/kg), 硫黄分 0.37% 亜瀝青炭, 8,686 Btu/lb. (4,825 kcal/kg), 硫黄分 0.430% 亜瀝青炭, 8,800 Btu/lb. (4,900 kcal/kg), 硫黄分 0.21 - 0.24% 亜瀝青炭, 8,800-8,900 Btu/lb. (4,900-4,940 kcal/kg), 硫黄分 0.2% 瀝青炭, 12,000 Btu/lb. (6,700 kcal/kg), 硫黄分 0.5% 10,250 Btu/lb. (5,700 kcal/kg), 硫黄分 0.37% 12,000+ Btu/lb. (6,700 kcal/kg), 硫黄分 0.43% 瀝青炭（一般炭）, 11,350 Btu/lb. (6,300 kcal/kg), 硫黄分 0.50%／ 瀝青炭（ストーカ）, 11,400 Btu/lb. (6,330 kcal/kg), 硫黄分 0.41% 瀝青炭（一般炭） 11,800 Btu/lb. (6,550 kcal/kg), 硫黄分 0.50% 瀝青炭, 12,000 Btu/lb. (6,700 kcal/kg), 硫黄分 0.45% 瀝青炭, 12,000 Btu/lb. (6,700 kcal/kg), 硫黄分 0.65% 11,700 Btu/lb. (6,500 kcal/kg), 硫黄分 0.45% 11,400 Btu/lb. (6,330 kcal/kg), 硫黄分 0.4% 亜瀝青炭 C, 9,400-10,000 Btu/lb. (5,220-5,550 kcal/kg), 硫黄分 0.3-0.7% 9,500-10,000 Btu/lb. (5,270-5,550 kcal/kg), 硫黄分 輸送量（MT） と石炭輸送 全体に占め る割合（％） 193.5MT, 75% 31 MT, 12% 33.5 MT, 13% 炭田 州名 炭鉱名 石炭の種類 Medicine Bow Mine Seminoe II Mine Shoshone Mine Monterey Mine No. 1 Illinois Basin Illinois Southern Illinois Mines Gateway Mine Rend Lake Mine 0.6-1.0% 瀝青炭(生), 10,400 Btu/lb. (5,770 kcal/kg), 硫黄分 0.6% 瀝青炭(生), 11,000 Btu/lb. (6,110 kcal/kg), 硫黄分 0.65% 瀝青炭, 10,840 Btu/lb. (6,020 kcal/kg), 硫黄分 63% 瀝青炭, 10,300 Btu/lb. (5,720 kcal/kg), 硫黄分 1.0% Illinois #6 3" x 0" 洗炭, 11,000 Btu/lb. (6,110 kcal/kg), 硫黄分 3.0% 瀝青炭 注）Volume, MT(Coal tonnage) は、Powder River Basin の値を基に算出 出所）Union Pacific 資料より三菱総合研究所作成 55 輸送量（MT） と石炭輸送 全体に占め る割合（％） 3.2.4 CSX Transportation (CSX) (1) 企業概要 CSX Transportation（以下、CSX）は、Florida 州、Jacksonville に本社を置く鉄道事業者で ある。 米国の 23 の州と、 カナダの 2 つの州において鉄道路線を有しており、 営業地域は図 3-8 に示すように Mississippi 川以東から東は District of Columbia、南は Florida、北はカナダの Ontario 州および Quebec 州にまで達している。大西洋や Mississippi 川、St. Lawrence 海路等 を通じて、様々な地域に鉄道輸送を行っている。 CSX の財務状況等は表 3-6 に示すとおりである。従業員数は約 31,000 人、路線距離は約 21,000 マイルで、うち約 16,000 マイル（75%）が自社所有となっており、米国内で展開す る大手鉄道事業者の一つである。 2011 年の売上高は 117.4 億 USD で、石炭輸送の占める割合は 31.6%（37.1 億 USD）と、 同社のセグメントの中で最も高くなっている。 図 3-8 CSX の営業地域 注）自社所有路線のみ 出所）CSX 提供資料 56 表 3-6 概要 本社所在地 主な営業地域 営業地域内産炭地 鉄道事業資産 (2011) CSX の財務状況等の概要 Jacksonville, Florida （Eastern US）East of the Mississippi River, the District of Columbia and the Canadian provinces of Ontario and Quebec Appalachian Basin, Illinois Basin 路線長 [マイル] 機関車 貨車 シャーシ、コンテナ 財務 総収益 [十億 USD] 営業支出 [十億 USD] その他支出及び所得税 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 取扱品目 (2011) 農業製品 産業 住宅·建設 石炭 インターモーダル その他 合計 自社所有 15,898 (複線区間 3,521) 3,941 55,945 － 他社所有 3,815 (複線区間 1,171) 175 12,567 － 合計 20,998 (複線区間 4,818) 4,116 68,512 － 2011 2010 2009 11.74 10.64 9.04 8.33 7.57 6.77 1.59 1.51 1.14 1.82 1.56 1.13 売上高 [十億 USD] 輸送量 [車両] 車両当たりの 平均輸送単価 [USD/車両] 1.80 (15.3%) 3.15 (26.8%) 1.36 (11.5%) 3.71 (31.6%) 1.43 (12.2%) 0.6 (2.5%) 846,000 (13.1%) 1,088,000 (16.8%) 720,000 (11.1%) 1,533,000 (23.7%) 2,289,000 (35.3%) － － 11.74 6,476,000 1,813 2,129 2,891 1,883 2,419 626 出所）CSX 資料より三菱総合研究所作成 (2) 石炭セグメントの概要 石炭セグメントでは、図 3-9 に示すような各炭鉱からの輸送ルートが設定されている。 Appalachian Basin 及び Illinois Basin から Baltimore 港、Norfolk 港への輸送ルートがあり、 ここから欧州や南アメリカ、アジアへ輸出されている。また、図には記載されていないが、 Southern Appalachian Basin から Mobile へのルートも存在する。 輸出炭は下記 3 ルートで運行されているが、Central Appalachian Basin から Newport News への片道 350 マイルのルートが一般的であり、2012 年の輸送量は 3,000 万トン弱であった5。 5 2010 年の港湾別輸送割合は、Baltimore25%、Newport News60%、Mobile15%である（CSX 提供資料より） 。 57 Northern Appalachian Basin →Baltimore（Curtis Bay、CNX’s terminal） Central Appalachian Basin →Newport News（Kinder Morgan、DTA） Southern Appalachian Basin →Mobile 大豆・トウモロコシ等穀物の主要生産地である米国中部は、季節により路線が混雑してお り、通常よりも輸送に時間を要する箇所が存在するといった課題が生じている。 図 3-9 CSX の石炭輸送ルート 出所）CSX “Form 10-K” 58 Baltimore Newport News Coal Reserves Mobile New Orleans 図 3-10 CSX の Appalachian Basin から港湾への石炭輸送ルート 出所）CSX 提供資料より 同社が石炭輸送サービスを提供する炭鉱は表 3-7 のとおりである。同社の近年における 輸出炭の輸送実績は、2009 年 2,300 万トン、2010 年 3,000 万トン、2011 年 4,020 万トンと年々 増加傾向にあり、最新の 2012 年実績は過去最高の 4,500 万トンとなっている。輸出炭のお よそ 35%は、ボイラーなどの用途に使われる一般炭であり、天然ガスや炭素価格の高騰等 の市場変化が生じている欧州向けが増加している。2010 年の輸出炭の 40%は欧州市場向け だが、アジア向けが急速に伸びている（20%弱）。米国の国内石炭市場は、特に東部ではシ ェールガスの影響により今後も継続的な低迷が予想されるため、 輸出炭の比率は今後上昇す ることが予想される。 米国国内のシェールガス革命等の影響により、国内市場向けの石炭輸送量は、2006 年ピ ーク時の 1 億 6,200 万トンから 50%近く減少している。特に Northern Appalachia では年間 8,000 万トンから 4,000 万トンまで下落している。 59 表 3-7 CSX が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 炭田 Appalachian Basin Illinois Basin Northern Appalachian coal Central Appalachian coal Southern Appalachian coal 州名 Kentucky, West Virginia, Ohio, Pennsylvania Tennessee, Kentucky, Virginia, West Virginia Alabama, Tennessee Illinois － 注）Volume は 2012 年の値 出所）CSX 資料より三菱総合研究所作成 60 石炭の種類 一般炭 （瀝青炭） 一般炭 （瀝青炭） 輸送量（MT）と 石炭輸送全体に 占める割合（％） 12MT, 26% 30MT 未満, 63% 5MT, 11% 不明 3.2.5 Norfolk Southern Railway (NS) (1) 企業概要 Norfolk Southern Railway（以下、NS）は、Virginia 州、Norfolk に本社を置く鉄道事業者で ある。米国の 22 の州とコロンビア特別区において鉄道路線を有しており、営業地域は図 3-11 に示すように米国東部及び中西部の大部分をカバーしており、東は New York、南は Miami にまで達している。垂直統合型の鉄道事業を展開しており、基本的には自社路線に自 社の車両を走らせている。自社で旅客は手掛けておらず、Amtrak が自社路線を走行してい る。主に東部を営業地域とする CSX とは、上下一体で競争を行っている。 NS の財務状況等は表 3-8 に示すとおりである。従業員数は約 30,000 人、路線距離は約 20,000 マイルで、うち約 15,000 マイル（77%）が自社所有となっており、米国内で展開す る大手鉄道事業者の一つである。 2011 年の売上高は 117.4 億 USD で、石炭輸送の占める割合は 31.6%（37.1 億 USD）と、 同社のセグメントの中で最も高くなっている。米国に本社を置く主要鉄道事業者 4 社中でも 石炭事業では NS が最も大きい。 他社所有路線 西側鉄道との接続地点 （全ての線を表示してはいない） 図 3-11 NS の営業地域 注）実線が自社所有路線、点線が他社所有路線の trackage right での運行路線 出所）NS “2011 ANNUAL REPORT” 61 表 3-8 概要 本社所在地 主な営業地域 営業地域内産炭地 鉄道事業資産 (2011) NS の財務状況等の概要 Norfolk, Virginia （Eastern US） West of the Mississippi River Appalachia Basin , Illinois Basin, 路線長 [マイル] 機関車 貨車 シャーシ、コンテナ 財務 自社所有 15,493 (複線区間 2,613) 4,346 3,859 79,120 他社所有 4,271 (複線区間 1,108) 2,505 132 8,523 合計 20,141 (複線区間 3,901) 6,869 3,991 87,643 2011 2010 2009 11.17 9.52 7.97 7.96 6.84 6.01 1.29 1.18 0.93 1.92 1.50 1.03 売上高 [十億 USD] 輸送量 [車両] 車両当たりの 平均輸送単価 [USD/車両] 3.46 (31.0%) 1.44 (1.9%) 1.37 (12.2%) 1.24 (11.1%) 0.78 (7.0%) 0.76 (6.8%) 2.13 (19.1%) 11.17 1,619,600 (22.8%) 599,400 (8.4%) 373,700 (5.3%) 665,000 (9.3%) 332,200 (4.7%) 314,300 (4.4%) 3,210,500 (45.1%) 7,114,700 総収益 [十億 USD] 営業支出 [十億 USD] その他支出及び法人税 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 取扱品目 (2011) 石炭 農業製品 化学製品 金属・建設 自動車 紙・木材 インターモーダル 合計 2,135 2,400 3,662 1,867 2,348 2,404 663 1,570 出所）NS 資料より三菱総合研究所作成 (2) 石炭セグメントの概要 石炭セグメントは NS の最大の収入源であり、2011 年の鉄道営業収益の約 31%を占めて いる。2011 年に石炭取扱量は 1 億 7,790 万トンだが、東部 Coal Basin である Applachia Basin から積み出されるものである。また西部からも Memphis や Chicago を経由して輸送されて いる。輸送した石炭の用途内訳は表 3-9 であるが、2011 年の国内向け電力用は約 1.2 億ト ンと最も多くなっている。輸出炭の多くは原料炭であるが、近年は一般炭の輸出も開始して いる。 接続先の港湾は自社保有もしくは契約している港湾となるが、東部では自社運営の 62 Lamberts point と Baltimore から欧州、アジアへ輸出している。2010 年の輸出量は 2,275 万ト ンであるが、70%以上を占める 1,660 万トンが Lamberts point に、710 万トンが Baltimore に 輸送された。 表 3-9 NS の石炭輸送の用途内訳 電力用（国内） 輸出用 治金用（国内） 産業用 合計 2011 122.004 28.461 19.702 7.713 177.880 2010 120.737 22.750 19.771 7.573 170.831 単位：MT 2009 120.278 17.885 11.848 7.509 157.520 石炭セグメントでは、図 3-12 に示すような各炭鉱からの輸送が行われている。石炭輸送 で使用される路線は限定的であり、図 3-11 に示した路線をすべて使用しているわけではな い。 取扱い量の 70%は Appalachia Basin であるが、Central Appalachia Coalfield から Lamberts Point への輸送は、通常 Central Appalachia Coalfield→Lamberts Point のルートで運行されてい る。また、Pittsburg 南部→Baltimore のルートも存在する。なお、大豆・トウモロコシ等穀 物の主要生産地である米国中部は、季節により路線が混雑しており、通常よりも輸送に時間 を要する箇所が存在する。 ━ NS および鉄道運行事業 子会社 図 3-12 NS の石炭輸送ルート 出所）NS 提供資料 63 同社が石炭輸送サービスを提供する炭鉱は表 3-10 のとおりである。同社の 2012 年の石 炭輸送実績は 9,970 万トンであるが、このうち Appalachia Basin からの輸送が 70%（6,940 万トン）を占めており、特に Central Appalachia Basin からの輸送が 4,040 万トンで、主要サ ービスエリアとなっている。その他、Illinois Basin や Western 地域にも接続している。 表 3-10 NS が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 炭田/エリア Northern Appalachia Basin Central Appalachia Basin 州名 Kentucky, West Virginia, Ohio, Pennsylvania Tennessee, Kentucky, Virginia, West Virginia 石炭の種類 輸送量（MT）と 石炭輸送全体に 占める割合（％） 一般炭 （瀝青炭） 26.7MT, 27% 一般炭 （瀝青炭） 40.4MT, 41% Southern Appalachia Basin Alabama, Tennessee 一般炭 （瀝青炭） 2.3MT, 2% Illinois Basin Indiana 一般炭 （瀝青炭） Western － － 12.9MT, 13% 17.4MT, 17% 出所）NS 提供資料及び NS 資料より三菱総合研究所作成 (3) 拡張投資計画 同社へのヒアリングによると、現状の石炭輸送インフラには余裕があるため、拡張投資の 必要はないとの認識を示している。 64 3.2.6 Canadian National Railway (CN) (1) 企業概要 Canadian National Railway（以下、CN）は、カナダの Quebec 州、Montreal に本社を置くカ ナダ国内最大の鉄道事業者である。カナダだけでなく米国東部にも鉄道路線を有しており、 営業地域は図 3-13 に示すように、東は Auburn、南は New Orleans にまで達している。 CN の財務状況等は表 3-11 に示すとおりである。従業員数は約 23,000 人、路線距離は約 20,000 マイルで、うち米国内が 6,075 マイル（自社所有：5,839 マイル）である。 2011 年の売上高は 90.3 億 USD で、石炭輸送の占める割合は 6.8%（6.2 億 USD）と、同 社のセグメントの中では低くなっている。 図 3-13 CN の営業地域 出所）CN “2011 Investor Fact Book” 65 表 3-11 CN の財務状況等の概要 概要 本社所在地 主な営業地域 営業地域内産炭地 鉄道事業資産 (2011) Montreal, Quebec Canada , Central US Illinois Basin 路線長 [マイル] 機関車 貨車 シャーシ、コンテナ 財務 総収益 [十億 USD] 営業支出 [十億 USD] その他支出及び法人税 [十億 USD] 純利益 [十億 USD] 取扱品目 (2011) 石油・化学製品 金属・鉱物 林産物 石炭 穀物・肥料 インターモーダル 自動車 その他 合計 自社所有 5,839 (複線区間 517) 350 15,942 － 他社所有 236 (複線区間 34) 80 3,954 － 合計 6,077 (複線区間 551) 430 19,896 － 2011 2010 2009 9.03 8.30 7.37 5.73 5.27 4.96 0.84 0.93 0.56 2.46 2.10 1.85 売上高 [十億 USD] 輸送量 [車両] 車両当たりの 平均輸送単価 [USD/車両] 1.42 (15.7%) 1.01 (11.1%) 1.27 (14.1%) 0.62 (6.8%) 1.52 (16.9%) 1.79 (19.8%) 0.48 (5.4%) 0.92 (10.2%) 560,000 (11.5%) 1,013,000 (20.8%) 443,000 (9.1%) 464,000 (9.5%) 592,000 (12.1%) 1,584,000 (32.5%) 217,000 (4.5%) － － 9.03 4,873,000 1,853 2,536 2,993 2,867 1,332 2,573 1,130 2,230 出所）CN 資料より三菱総合研究所作成、鉄道事業資産は米国のみの値 (2) 石炭セグメントの概要 石炭セグメントでは、図 3-14 に示すような米国の各炭鉱からの輸送ルートが設定されて いる。Illinois Basin や米国西部の鉱山から Mississippi 川を経由して米国南部の港に輸送して いる。 なお、大豆・トウモロコシ等穀物の主要生産地である米国中部は、季節により路線が混雑 しており、通常よりも輸送に時間を要する箇所が存在する。 66 2011 年から、他社路線により、Powder River Basin の石炭を Prince Rupert の Ridley 港へ輸 送するサービスを開始した。これはアジアへの輸出を後押しするものである。 図 3-14 注）○：Terminals CN の石炭輸送ルート □：Mines、米国内の炭鉱は No.10～13 出所）CN “2011 Investor Fact Book” 同社が石炭輸送サービスを提供する炭鉱は 13 炭鉱存在するが、そのうち米国は表 3-12 に示すとおり、Illinois Basin の 4 炭鉱に接続している。また、前述のとおり、2011 年から他 社路線により Powder River Basin の石炭の取り扱いも開始している。石炭の輸送量は公表さ れていないが、2011 年に石炭輸送に使用した貨車数は 46.4 万車両と報告されている。 表 3-12 CN が石炭輸送サービスを提供する炭鉱一覧 炭田 Illinois Basin 州名 Indiana, Kentucky 炭鉱名 Crown, III. Galatia Pond Creek Sugar Camp 石炭の種類 一般炭 （瀝青炭） 出所）CN 資料より三菱総合研究所作成 67 石炭輸送全体に 占める割合（％） 100% 3.3 港湾インフラ 3.3.1 港湾インフラの全体像 米国の港湾は東海岸、メキシコ湾岸、西海岸およびセントローレンス川を経由する五大湖 沿岸の 4 つのエリアに分類できる。 東海岸には 7 つの石炭積出ターミナルが稼働しており、そのうち、Baltimore 港にある 2 つのターミナル （CNX 石炭積出ターミナル、 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナル）、 James 川河口付近（Hampton Roads と呼ばれる地域）の 3 つのターミナル（Pier IX 石炭積出 ターミナル、Lamberts Point 港石炭積出ターミナル、DTA 港石炭積出ターミナル）の計 5 つのターミナルで、東海岸からの石炭の輸出の大部分を占める。 メキシコ湾岸には稼働中・計画中合わせて 14 ヶ所のターミナルが存在する。メキシコ湾 岸の石炭積出ターミナルの特徴としては、鉄道による輸送のみではなく、Mississippi 川を利 用したバージによる水上輸送を利用している点である。そのため、メキシコ湾岸の石炭積出 ターミナルは Mississippi 川河口付近に集中している。 西海岸で稼働中のターミナルはカナダを含め 4 つ （米国では 1 つ） のターミナルであるが、 バージによる中継港も含め計画、建設中の石炭積出ターミナルが多い。これは、アジア向け の輸出拡大が見込まれるためである。しかし、新設の場合は港湾に接続する鉄道路線の拡張 も合わせて必要であり、周辺住民の理解を得られるかが最も大きな問題である。 五大湖のターミナルの石炭輸送能力が米国全体の石炭輸送能力に占める割合は小さいが、 Superior 湖からカナダの Atlantic Canada Bulk 石炭輸送ターミナルまで運び、そこで石炭を 載せ替えて輸出する計画があり、今後の石炭取扱量の増加が見込まれる。 米国における 2010 年代後半におけるターミナル別の取扱可能量を図 3-15 に示す。 なお、 各計画を単純に合算した値であり、実現可能性は考慮していない点は注意が必要である。 ④五大湖 2011年 2010年代後半 0.0MT 5.0MT Seattle ②西海岸 Pacific Northwest Portland 2011年 2010年代 後半 0 MT 92MT Minneapolis Chicago California 1.2MT Denver 2.7MT Indianapolis Sacramento San Francisco San Jose Boston Detroit Pittsburgh New York Columbus Washington Richmond Las Vegas Los Angeles Phoenix San Diego Memphis Albuquerque Atlanta Fort Worth Tucson Dallas Austin San Antonio Houston ③メキシコ湾岸 Texas New Orleans 2010年代 後半 2015年 2010年代 後半 2015年 2010年代 後半 9.3MT 27.6MT 44.9MT 72.8MT 14MT 39.4MT 図 3-15 Tampa Mobile 2011年 Jacksonville Miami 米国における港湾インフラの石炭輸出量現状と 2010 年代後半における取扱可能量 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 68 ①東海岸 Baltimore 2011年 2010年代 後半 21.0MT 25.4MT Hampton Roads 72MT 72MT 表 3-13 石炭輸出 ターミナル名 エリア 米国の石炭積出ターミナルの概要 積出量 場所 所有者 オペレーター 実績 積出能力 現在 積出能力 拡張後 拡張予定 なし 接続する鉄道 東海岸 Fairless Hills Fairless Hills Pennsylvania 州 Fairless Hills Kinder Morgan 社 Kinder Morgan 社 0.1MT （2011 年） 1.5MT Consol Energy 社 CNX Marine Terminals 社 12.6MT （2011 年） 14MT CSX 社 CSX 社 NA 7MT Kinder Morgan 社 Kinder Morgan 社 NS 社 NS 社 Alpha 社 / Arch 社 / Peabody 社 Virginia General Partnership 社 Kinder Morgan 社 Kinder Morgan 社 NA 2.5MT 9MT CSX 社 / NS 社 Alabama 州 Docks Department Cooper Marine & Timberlands 社 Alabama 州 Docks Department 10MT （2010 年） 10MT 30MT CSX 社 / NS 社 NA 1MT NA 3MT Walter Energy 社 実績なし （工事中） CSX 社 / NS 社 Baltimore CNX Chesapeake Bay Coal Pier Maryland 州 Baltimore Maryland 州 Baltimore 14.5MT （16Mst） 10.9MT （12Mst） CSX 社 / NS 社 CSX 社 Hampton Roads Pier IX Lamberts Point DTA Virginia 州 Newport News Virginia 州 Norfolk Virginia 州 Newport News 12MT （2011 年） 19.8MT （2011 年） 11MT （2011 年） 15MT 38MT 19MT 拡張予定 なし 拡張予定 なし 拡張予定 なし CSX 社 NS 社 CSX 社 Charleston Shipyard River Terminal South Carolina 州 Charleston メキシコ湾岸 Mobile McDuffie Chipco Bulk Materials Handling Plant Blue Creek Coal Terminal Alabama 州 Mobile Alabama 州 Mobile Alabama 州 Mobile Alabama 州 Mobile Alabama 州 Cooper Marine & Timberlands 社 Alabama 州 Walter Energy 社 69 拡張予定 なし 拡張予定 なし 5.4MT （6Mst） バージにて運び込み CSX 社 / CN 社 / BNSF 社 バージにて運び込み 石炭輸出 ターミナル名 エリア 積出量 場所 所有者 オペレーター 実績 積出能力 現在 積出能力 拡張後 接続する鉄道 New Orleans United Bulk Terminal International Marine Terminal Convent Marine Terminal Associated Terminals St. James Stevedoring Cooper / Consolidated Burnside Terminal Louisiana 州 Davant Louisiana 州 Port Sulphur Louisiana 州 Convent Louisiana 州 Reserve Louisiana 州 Convent Louisiana 州 Darrow Louisiana 州 Darrow Oiltanking Holding Americas 社 United Bulk Terminal 社 NA 10.9MT （12Mst） 11.8MT （13Mst） バージにて運び込み Kinder Morgan 社 Kinder Morgan 社 NA 7MT 20MT バージにて運び込み Foresight Energy 社 （Cline Mining グループ） NA 4MT 8MT IC 社 Associated Terminals 社 9MT 23MT 拡張予定 なし 拡張予定 なし 拡張予定 なし Foresight Energy 社 （Cline Mining グルー プ） Associated Terminals 社 St. James Stevedoring Partners 社 Cooper 社 / Consolidated 社 Trafigura 社 / Impala 社 St. James Stevedoring Partners 社 Cooper 社 / Consolidated 社 Trafigura 社 / Impala 社 9MT 5MT バージにて運び込み バージにて運び込み バージにて運び込み 実績なし （工事中） 10MT バージにて運び込み UP 社 / BNSF 社 / KCS/Tex-Mex 社 UP 社 / BNSF 社 バージの接続も可能 Houston Deepwater Port of Houston Texas 州 Pasadena Texas 州 Houston Kinder Morgan 社 Kinder Morgan 社 4.5MT 1.8MT （2Mst） 9.1MT （10Mst） Port of Houston Authority Kinder Morgan 社 5.2MT 5.5MT 8.5MT Texas 州 Corpus Christi Port of Corpus Christi Authority Cline Mining 社 /Ambre Energy 社 NA 2MT 10MT （カナダ） British Columbia 州 North Vancouver Canpotex Bulk Terminals 社 /Teck Resources 社 /Bunge Canada 社 Neptune Bulk Terminals 社 NA 9MT 18MT Corpus Christi Port of Corpus Christi BNSF 社 / KCS 社 / UP 社 西海岸 Pacific Northwest Neptune bulk terminal 70 CN 社/ Canadian Pacific Railway 社 積出量 石炭輸出 ターミナル名 エリア 場所 Westshore Terminal （カナダ） British Columbia 州 Delta 所有者 オペレーター 実績 積出能力 現在 積出能力 拡張後 接続する鉄道 Westshore Terminals Investment 社 Westshore Terminals Limited Partnership 社 27MT （2011 年） 33MT 37MT CP 社 / CN 社 / BNSF 社 Gateway Pacific Washington 州 Cherry Point SSA Marine 社 Pacific International Terminals 社 （SSA Marine 社の子会 社） 実績なし （計画中） 48MT （2017 年） BNSF 社 Millennium Washington 州 Longview Alcoa 社（土地） /Ambre Energy 社 /Arch Coal 社 Millennium Bulk Terminals-Longview 社 実績なし （計画中） 44MT （2017 年） BNSF 社 Port of St. Helens / Port of Morrow Oregon 州 Columbia City / Boardman Ambre Energy 社 /Kinder Morgan 社 Ambre Energy 社 /Kinder Morgan 社 実績なし （工事中） 38MT UP 社 / BNSF 社 Oxbow Terminal California 州 Long Beach Oxbow 社 Metropolitan Stevedore 社 NA 1.2MT 2.7MT UP 社 / BNSF 社 Atlantic Canada Bulk Terminal （カナダ） Nova Scotia 州 Sydney Harbourside Commercial Park 社 Provincial Energy Ventures 社 （Xcoal 社の子会社） NA NA 3-5MT Sydney Coal Railway 社 Superior Terminal （Atlantic Canada Bulk Terminal まで輸送） Wisconsin 州 Superior Midwest Energy Resources 社 Midwest Energy Resources 社 18.9MT （2009 年） 25.5MT 拡張予定 なし California 五大湖 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 71 BNSF 社 / UP 社 ②西海岸 Neptune注） 18.0MT Westshore 37.0MT Gateway 48.0MT Millenium 44.0MT St.HelensMorrow 38.0MT Seattle Portland Oxbow 5.0MT Minneapolis 2.7MT Other 計 ④五大湖 計 Chicago 16.8MT Denver 204.5MT Indianapolis Sacramento San Francisco San Jose Boston Detroit Pittsburgh Columbus Washington Richmond Las Vegas Los Angeles San Diego Tucson Memphis Albuquerque Phoenix Atlanta Fort Worth Dallas ③メキシコ湾岸 Texas/New Orleans Austin San Antonio Jacksonville Southwest Houston IMT 20.0MT Chipco 1.0MT McDuffie United Bulk 11.8MT Bulk Materials 3.0MT Blue Creek 5.4MT Mid-Stream 20.9MT Charleston 9.0MT Texas 27.8MT Others 9.3MT Convert Marine Burnside 8.0MT 10.0MT 30.0MT ①東海岸 CNX Marine 14.5MT Chesapeak/CSX 10.9MT Pier IX 15.0MT DTA 19.0MT Lamberts Point 38.0MT Others 計 1.5MT 98.9MT Tampa 156.0MT 計 New York Miami *: US shipper capacity 注）Neptune Bulk 石炭積出ターミナルにおける米国炭の扱いはほとんどない。 図 3-16 米国における港湾インフラの石炭積出ターミナル別 2010 年代後半の取扱可能量 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 72 3.3.2 東海岸における港湾の整備動向 (1) 東海岸における港湾の概要 東海岸では、Fairless Hills 港石炭積出ターミナル、Baltimore 港の CNX 石炭積出ターミナ ル、Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナル、Hampton Roads の Pier IX 石炭積出ター ミナル、Lamberts Point Pier VI 石炭積出ターミナル、DTA 石炭積出ターミナル、Charleston の Shipyard River 石炭積出ターミナルの 7 つのターミナルで石炭の輸出を行っている（図 3-17） 。 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルは石炭輸出量が少なく、Shipyard River 石炭積出ター ミナルは輸出ターミナルから輸入ターミナルへの転換を計画中であり、東海岸の石炭輸出は、 Baltimore 港の 2 つ（CNX 石炭積出ターミナル、Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナ ル） 、Hampton Roads の 3 つ（Pier IX 石炭積出ターミナル、Lamberts Point Pier VI 石炭積出 ターミナル、DTA 港石炭積出ターミナル）のターミナルで大部分を占める。 本節では、上記の 7 つの石炭積出ターミナルについて概要を解説する。 図 3-17 米国（東海岸）における石炭の輸出を行うターミナル 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 73 (2) Fairless Hills 港石炭積出ターミナル Fairless Hills 港石炭積出ターミナルは、Pennsylvania 州 Fairless Hills に位置する Delaware 川に面する石炭積出ターミナルであり、エネルギー輸送インフラ会社である Kinder Morgan 社が運営している。輸出輸入双方のターミナル設備を持つ。広大な鉄道インフラがあり石炭 以外の貨物も扱う。 1）概要 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルの概要は表 3-14 のとおりである。 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルは、Kinder Morgan 社が運営しており、鉄道会社 2 社 （CSX 社、NS 社）が接続する。石炭以外に様々なばら積み貨物（バルク）を取り扱ってお り、石炭は積み込み、積み下ろしをする貨物の中の 1 つに過ぎず、東海岸で石炭の輸出を行 う石炭積出ターミナルの中でも輸出量は最も少ない。 表 3-14 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルの概要 場所 Pennsylvania 州 Fairless Hills 所有者 Kinder Morgan 社 オペレーター Kinder Morgan 社 積出量 実績 0.1MT（2011 年） 能力 1.5MT バース数：3 港湾設備 バース長：2,200 feet (670.6 m) 水深：40 feet (12.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 ストックヤード CSX 社 NS 社 100acres (404,686m2) （うち 90acres (364,217m2) が屋外） 屋内貯蔵施設：208,000 平方 feet (19,329m2) 時間当たり平均 700 トン コークバケット： 1 基（41m3） 荷役設備 石炭バケット： 1 基（23m3） 可動式クレーン： 3 基（同時に 2 基稼働） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Fairless Hills 港石炭積出ターミナルでは、現在計画中の拡張予定はない。 74 (3) Baltimore 港 CNX 石炭積出ターミナル CNX 石炭積出ターミナルは、Maryland 州 Baltimore に位置する Baltimore 港に存在し、エ ネルギー会社である Consol Energy 社の子会社である CNX Marine Terminal 社により運営さ れている。 1）概要 CNX 石炭積出ターミナルの概要は表 3-15 のとおりである。 CNX 石炭積出ターミナルは、 所有者である Consol Energy 社の子会社 CNX Marine Terminal 社が運営しており、鉄道会社 2 社（CSX 社、NS 社）が接続する。Consol Energy 社が自社の 石炭輸出拡大のため、拡張工事を進めている。 表 3-15 CNX 石炭積出ターミナルの概要 場所 Maryland 州 Baltimore 所有者 Consol Energy 社 オペレーター CNX Marine Terminals 社 実績 積出量 能力 12.6MT（2011 年） 拡張前：12.7MT（14Mst） 拡張後：14.5MT（16Mst） バース数：1 港湾設備 バース長：1,150 feet (350.5 m) 水深：50 feet (15.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 ストックヤード CSX 社 NS 社 0.9MT（1Mst） 貨車 500 車輌分のトラックを有する 時間当たり平均 3,000 トン 時間当たり最大 7,000 トン 貨車回転式ダンパー：1 基 荷役設備 スタッカー／リクレイマー：2 基 シップローダー：1 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Consol Energy 社は積出能力を約 2MT 分拡張し、年間 14.5MT まで引き上げるプロジェク トを実施しており、2011 年末までにベルトコンベアとシューターを改修した。さらに 2012 年末までにバース及びダンパーとリクレーマーを追加した。 また、周囲にはまだ拡張の余地があり、さらなる拡張計画の実現可能性の検討を進めてい る。 75 (4) Baltimore 港 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナル Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナルは、Maryland 州 Baltimore に位置する Baltimore 港であり、鉄道会社である CSX 社が運営している。 1）概要 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナルの概要は表 3-16 のとおりである。 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナルは、 鉄道会社である CSX 社が運営しており、 自社路線のみが接続している。 表 3-16 Chesapeake Bay Coal Pier 石炭積出ターミナルの概要 場所 Maryland 州 Baltimore 所有者 CSX 社 オペレーター CSX 社 実績 積出量 能力 NA 拡張前：7MT 拡張後：10.9MT（12Mst） バース数：2 港湾設備 バース長：909 feet (277.1 m) 水深： 50 feet (15.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 ストックヤード CSX 社 0.35MT 20acres (80,937m2) の屋外貯蔵スペース 時間当たり平均 3,000 トン 貨車回転式ダンパー：1 基 荷役設備 散水式粉塵防止装置：1 基 地下式フィーダー：1 基 シップローダー：1 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 CSX 社が 2011 年に人員増強するとともに、ダンパーシステムの改良などの改修を実施し た。周辺に利用できる土地がなく拡張の余地がない。 (5) Hampton Roads Pier IX 石炭積出ターミナル Pier IX 石炭積出ターミナルは、Virginia 州 Newport News に位置する Hampton Roads にあ り、エネルギー輸送インフラ会社である Kinder Morgan 社が運営している。 1）概要 Pier IX 石炭積出ターミナルの概要は表 3-17 のとおりである。 76 Pier IX 石炭積出ターミナルは、エネルギー輸送インフラ会社である Kinder Morgan 社が運 営しており、鉄道会社は 1 社（CSX 社）のみが接続している。 表 3-17 Pier IX 石炭積出ターミナルの概要 場所 Virginia 州 Newport News 所有者 Kinder Morgan 社 オペレーター Kinder Morgan 社 積出量 実績 12MT（2011 年） 能力 15MT バース数：1 バース長：1,200 feet (365.8 m) 港湾設備 水深： 50 feet (15.2 m) 最大受入船型：ケープサイズ 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 ストックヤード CSX 社 1.36MT 65acres (263,046m2) 時間当たり平均 3,000 トン 時間当たり最大 8,000 トン 貨車回転式ダンパー：1 基 荷役設備 散水式粉塵防止装置：1 基 地下式フィーダー：1 基 シップローダー：1 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 輸出と輸入双方のターミナル設備がある。安価であるコロンビア産石炭の輸入を計画して 輸入ターミナルが整備されたが、米国産の石炭価格が低下したため使用されていない。周囲 の土地にも余裕があり拡張可能である。 (6) Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナル Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナル（図 3-18）は、Virginia 州 Norfolk に位置す る Hampton Roads にあり、鉄道会社である NS 社が運営している。 77 図 3-18 出所）NS 社 ウェブサイト Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナルの全景 http://www.nscorp.com/nscorphtml/images/slider_images/ns_pier6_coal/5.jpg 1）概要 Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナルの概要を表 3-18 に示す。 Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナル最大の特徴は、ストックヤードがなく、石炭 を積載した貨車を停車させておき、 貨車から直接輸送船に積み込む方式を採用していること である。敷地には 62 マイル（100 km）分の線路がある。貨車と本船の間に一時貯蔵用のサ イロを設けているが、サイロの石炭はすぐに輸送船に積み込まれるため、長時間保存される ことはない。2 隻同時に積み込みができるシップローダーを備えている。 表 3-18 Lamberts Point 港 Pier VI 石炭積出ターミナルの概要 場所 Virginia 州 Norfolk 所有者 NS 社 オペレーター NS 社 積出量 実績 19.8MT（2011 年） 能力 38MT バース数：2 バース長：1,860 feet (566.9 m) 港湾設備 水深： 50 feet (15.2 m) 最大受入船型：ケープサイズ 接続する鉄道 NS 社 400acres (1,618,743m2) 貯炭能力 ストックヤード 62 マイル（100 km）分の線路 貨車 6,000 両停車可（1 両あたり 95t（105st）） 積出能力 時間当たり平均 3,000 トン 78 貨車回転式ダンパー：2 基 荷役設備 シップローダー：2 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 輸出能力に対して需要が充分下回っており、拡張の必要性はない。輸出量の増加には、港 の拡張よりも貨車の増強が必要である。 (7) DTA(Dominion Terminal Associates) 港石炭積出ターミナル DTA 港石炭積出ターミナル（図 3-19）は、Virginia 州 Newport News に位置する Hampton Roads にある。 図 3-19 DTA 石炭積出ターミナルの全景 出所）DTA ウェブサイト http://www.dominionterminal.com/DTAWebApp/ 1）概要 DTA 港石炭積出ターミナルの概要は表 3-19 のとおりである。 DTA 港石炭積出ターミナルは、石炭会社である Alpha 社、Arch 社、Peabody 社の 3 社が 共同で保有、運営している。 表 3-19 DTA 港石炭積出ターミナルの概要 場所 Virginia 州 Newport News 所有者 Alpha 社、Arch 社、Peabody 社 オペレーター Virginia General Partnership 社 積出量 港湾設備 実績 11MT（2011 年） 能力 19MT バース数：2 79 バース長： 1,242 feet (378.6 m) 水深： 50 feet (15.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 CSX 社 1.7MT 100acres (404,686m2) 時間当たり平均 3,000 トン 貨車回転式ダンパー：1 基 散水式粉塵防止装置：1 基 荷役設備 スタッカー／リクレイマー：2 基 シップローダー：2 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 DTA 港石炭積出ターミナルでは、周囲の土地に余裕があり拡張の余地はあるが、現在計 画中の拡張予定はない。 (8) Charleston 港 Shipyard River 石炭積出ターミナル Shipyard River 石炭積出ターミナルは、South Carolina 州 Charleston に位置する Charleston 港にあり、石炭以外に様々な貨物を取り扱っている。東海岸の石炭積出ターミナルの中では 輸出量が 2 番目に少ない。 輸入を目的として整備されたターミナルであるが輸入ターミナル の需要が少ないため、輸出ターミナルへの転換を計画中である。 1）概要 Shipyard River 石炭積出ターミナルの概要は表 3-20 のとおりである。 Shipyard River 石炭積出ターミナルは Kinder Morgan 社が運営しており、鉄道会社 2 社 （CSX 社、NS 社）が接続する。 表 3-20 Shipyard River の概要 場所 South Carolina 州 Charleston 所有者 Kinder Morgan 社 オペレーター Kinder Morgan 社 実績 積出量 能力 拡張前：2.5MT 拡張後：9MT バース数：1 港湾設備 水深： 45 feet (13.7 m) 接続する鉄道 貯炭能力 NA ストックヤード CSX 社 NS 社 屋外：0.25MT 屋根付き：0.05MT 80 60acres (242,811m2) 積出能力 NA 荷役設備 NA 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 輸入ターミナルの需要が少ないため、輸出ターミナルに転換するよう Norfolk Sothern 社 が Kinder Morgan 社と交渉している。この交渉には CSX 社も加わっており、拡張の規模は 10MT 程度で一般炭も輸出される予定とされているが、基本的には原料炭を輸出する計画で ある。 81 3.3.3 メキシコ湾岸における港湾の整備動向 (1) メキシコ湾岸における港湾の概要 メキシコ湾岸の石炭積出ターミナルの特徴としては、鉄道による輸送のみではなく、 Mississippi 川を利用したバージによる水上輸送を利用している点である。そのため、メキシ 。 コ湾岸の石炭積出ターミナルは Mississippi 川の河川沿いに集中している（図 3-20） メキシコ湾岸では、 Mobile の McDuffie 石炭積出ターミナル、Chipco 石炭積出ターミナル、 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナル、Blue Creek Coal 石炭積出ターミナル、New Orleans の United Bulk 石炭積出ターミナル、 International Marine 石炭積出ターミナル、 Convent Marine 石炭積出ターミナル、Associated 石炭積出ターミナル、St. James Stevedoring 石炭積出 ターミナル、Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナル、Burnside 石炭積出ターミナル、 Houston の Deepwater 石炭積出ターミナル、 Port of Houston 石炭積出ターミナル、Corpus Christi の Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの 14 ヶ所で石炭の輸出を行っている。 本節では、上記の 14 ヶ所の石炭積出ターミナルについて概要を解説する。 図 3-20 米国（南海岸）における石炭の輸出を行うターミナル 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 82 (2) McDuffie 石炭積出ターミナル McDuffie 石炭積出ターミナル（図 3-21）は、Alabama 州 Mobile に位置する Mobile 港に ある。Alabama 州 Docks Department により運営されている。 図 3-21 McDuffie 石炭積出ターミナルの全景 出所）Alabama State Port Authority ウェブサイト http://www.asdd.com/facilities_mcduffie.html 1）概要 McDuffie 港石炭積出ターミナルの概要は表 3-21 のとおりである。McDuffie 石炭積出ター ミナルは Alabama 州 Docks Department が運営しており、鉄道会社 2 社（CN 社、CSX 社）が 接続する。 表 3-21 McDuffie 石炭積出ターミナルの概要 場所 Alabama 州 Mobile 所有者 Alabama 州 オペレーター Alabama 州 Docks Department 実績 積出量 能力 10MT（2010 年） 10MT（現在） 30MT（拡張後） バース数：3 港湾設備 バース長：1,000 feet (304.8 m) 水深：45 feet (13.7 m) 接続する鉄道 CN 社 CSX 社 2MT 貯炭能力 ストックヤード 63acres (254,952m2) 地面容量：2.3MT 83 積出能力 時間当たり平均 2,400 トン 粉塵防止装置 スタッカー／リクレイマー：6 基 ダブル・スタッカー：2 基 シップローダー：1 基（移動式） 荷役設備 シップアンローダー：3 基 バージローダー：3 基 バージアンローダー：2 基 自動サンプラー：2 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 現状は米国最大の輸入ターミナルであり、今後は輸出も強化していく計画である。 (3) Chipco 石炭積出ターミナル Chipco 石炭積出ターミナルは、Alabama 州 Mobile に位置する Mobile 港にあり、Cooper Marine & Timberlands 社が運営している。 1）概要 Chipco 石炭積出ターミナルの概要は表 3-22 のとおりである。Chipco 石炭積出ターミナ ルは Cooper Marine & Timberlands 社が運営しており、鉄道からのアクセスはなく、積荷はバ ージにより運び込まれる。 表 3-22 Chipco 石炭積出ターミナルの概要 場所 Alabama 州 Mobile 所有者 Cooper Marine & Timberlands 社 オペレーター Cooper Marine & Timberlands 社 積出量 実績 NA 能力 1MT バース数：1 港湾設備 バース長：700 feet (213.4 m) 水深：40 feet (12.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 荷役設備 ストックヤード バージにて運び込み 0.18MT（0.2Mst） 20 acres (80,937m2) 時間当たり平均 750 トン 粉塵防止装置 荷役はブルドーザー、クレーン、フローティングクレーンにて行う。 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 84 2）拡張計画 Chipco 石炭積出ターミナルでは現在計画中の拡張予定はない。 (4) Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナル Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナル（図 3-22）は、Alabama 州 Mobile に位 置する Mobile 港にある。Alabama 州 Docks Department により運営されている。 図 3-22 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルの全景 出所）Alabama State Port Authority ウェブサイト http://www.asdd.com/facilities_mcduffie.html 1）概要 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルの概要は表 3-23 のとおりである。Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルは Alabama 州 Docks Department が運営しており、 鉄道会社 3 社（CSX 社、CN 社、BNSF 社）が接続する。 表 3-23 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルの概要 場所 Alabama 州 Mobile 所有者 Alabama 州 オペレーター Alabama 州 Docks Department 積出量 実績 NA 能力 3MT バース数： 2 港湾設備 バース長：1,564 feet (476.7 m) 水深：40 feet (12.2 m) CSX 社 接続する鉄道 CN 社 BNSF 社 0.18MT（0.2Mst） 貯炭能力 ストックヤード 35 acres (141,640m2) 地面容量：0.4MT 屋根付き：0.1MT 積出能力 荷役設備 時間当たり平均 1,100 トン 粉塵防止装置：設備なし ブルドーザー：3 基 85 バージローダー：1 基 シップローダー：1 基 タワーアンローダー：2 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Bulk Materials Handling Plant 石炭積出ターミナルでは現在計画中の拡張予定はない。 (5) Blue Creek Coal 石炭積出ターミナル Blue Creek Coal 石炭積出ターミナルは、Alabama 州 Mobile に位置する Mobile 港にあり、 Walter Energy 社が運営している。 1）概要 Blue Creek Coal 石炭積出ターミナルの概要は表 3-24 のとおりである。Blue Creek Coal 石 炭積出ターミナルはかつて Mobile River 石炭積出ターミナルという名称であった。現在改修 工事中で 2014 年に完工予定である。 表 3-24 Blue Creek Coal 石炭積出ターミナルの概要 場所 Alabama 州 Mobile 所有者 Walter Energy 社 オペレーター Walter Energy 社 積出量 実績 NA 能力 改修後： 5.4MT（6Mst） バース数：未定 港湾設備 バース長：1,000 feet (304.8 m) 水深：40 feet (12.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 ストックヤード バージにて運び込み 0.07MT 35 acres (141,640m2) 積出能力 NA 荷役設備 NA 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 現在工事が進められており、2014 年に完成した後の積出能力は 5.4MT（6Mst）程度とな る見込みである。 (6) United Bulk 石炭積出ターミナル United Bulk 石炭積出ターミナルは、Louisiana 州 Davant に位置し、Mississippi 川に面して 86 いる。運営会社の United Bulk Terminal 社は、2012 年 5 月に Oiltanking Holding Americas 社の 子会社によって買収されている。 1）概要 United Bulk 石炭積出ターミナルの概要は表 3-25 のとおりである。United Bulk 石炭積出タ ーミナルは United Bulk Terminal 社が運営しており、鉄道の接続はないためバージと輸送コ ンベアを用いて積荷を運び込んでいる。しかし海に近く、大型の輸送船にも対応できるのが 強みであり、また、石炭以外に石油コークスやリン酸塩も扱っている。 表 3-25 United Bulk 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Davant 所有者 Oiltanking Holding Americas 社 オペレーター United Bulk Terminal 社 実績 積出量 能力 NA 10.9MT（12Mst）（現在） 11.8MT（13Mst）（拡張後） バース数：3 港湾設備 バース長：1,880 feet (573.0 m) 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 荷役設備 バージにて運び込み 1.6MT（1.8Mst） 150 acres (607,028m2) 時間当たり平均 2,200 トン ブルドーザー：6 基 粉塵防止装置（積出中のみ稼働） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 2013 年までに積出能力を現在の年間 10.9MT（12Mst）から 11.8MT（13Mst）に拡張する 予定である。 (7) International Marine 石炭積出ターミナル International Marine 石炭積出ターミナルは Mississippi 川に面した Louisiana 州 Port Sulphur に位置している。運営は Kinder Morgan 社が手掛けている。 1）概要 International Marine 石炭積出ターミナルの概要は表 3-26 のとおりである。International Marine 石炭積出ターミナルは Kinder Morgan 社が運営している。鉄道の接続がないため積荷 の輸送はバージと輸送コンベアを用いて行う。 87 表 3-26 International Marine 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Port Sulphur 所有者 Kinder Morgan 社 オペレーター Kinder Morgan 社 実績 積出量 能力 NA 7MT（現在） 20MT（拡張後） バース数：1 港湾設備 バース長：760 feet (231.6 m) 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 荷役設備 バージにて運び込み 2.3MT（2.5Mst） 150 acres (607,028m2) 時間当たり平均 2,500 トン 粉塵防止装置（放水車による） ブルドーザー：6 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 2012 年から 2014 年にかけて拡張工事を行っており、積出能力は現在の年間 7.3MT（8Mst） 程度から 11.8～12.7MT（13～14Mst）に向上する予定である。また、それ以降も 2 次、3 次 の拡張が計画されており、積出能力は最終的に 20MT 程度に向上することとなる。 (8) Convent Marine 石炭積出ターミナル Convent Marine 石炭積出ターミナルは、 外洋まで 160 マイル （257 km） ほど離れた Louisiana 州 Convent の Mississippi 川岸に位置する。かつては IC Rail Marine Terminal と呼ばれていた が、2011 年に所有権が鉄道会社である Canadian National Railway (CN)社から石炭会社である Foresight Energy 社と Cline Mining グループが出資する Raven Energy 社に 7,300 万 USD で譲 渡され、名称も変更された。 1）概要 Convent Marine 石炭積出ターミナルの概要は表 3-27 のとおりである。Convent Marine 石 炭積出ターミナルは石炭会社である Cline Mining 社と Foresight Energy 社が出資する Raven Energy 社が運営しており、かつての所有者である CN 社（この南部営業地域で 1998 年に買 収した Illinois Central Railroad (IC Rail)社の路線）が鉄道アクセスを提供している。 88 表 3-27 Convent Marine 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Convent 所有者 Foresight Energy 社（Cline Mining グループ） オペレーター Foresight Energy 社（Cline Mining グループ） 実績 積出量 NA 4MT（現在） 能力 8MT（拡張後） バース数：1 港湾設備 バース長：900 feet (274.3 m) 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 貯炭能力 積出能力 荷役設備 CN 社 ストックヤード 0.9MT（1Mst） 90 acres (364,217m2) 時間当たり平均 2,500 トン 散水式粉塵防止装置 ブルドーザー：1 台 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Cline Mining 社は本ターミナル購入時に、積出能力を現在の 2 倍の 8MT 程度にまで拡張 することを発表しており、将来的に更に拡張する可能性にも言及している。 (9) Associated 石炭積出ターミナル Associated 石炭積出ターミナル（図 3-23）は、Louisiana 州 Reserve を拠点として Mississippi 川下流地域の水上で積荷作業を行っており、Associated Terminals 社がこの事業を運営してい る。 図 3-23 Associated 石炭積出ターミナルでの積出風景 出所）Associated Terminals 社ウェブサイト http://associatedterminals.com/locations_details.php?id=23 89 1）概要 Associated 石炭積出ターミナルの概要は表 3-28 のとおりである。Associated Terminals 社 所有の水上クレーンにより、貨物をバージから貨物船に積み込んでいる。Mississippi 川上の、 外洋から 56～141 マイル（90～227 km）離れた地域で作業が行われている。 表 3-28 Associated 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Reserve 所有者 Associated Terminals 社 オペレーター Associated Terminals 社 積出量 実績 9MT 能力 NA 港湾設備 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 バージにて運び込み 貯炭能力 Mississippi 川の河川上 ストックヤード 積出能力 クレーン 1 基につき、時間当たり平均 550 トン 荷役設備 フローティングクレーン：11 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Associated 石炭積出ターミナルでは現在計画中の拡張予定はない。 (10) St. James Stevedoring 石炭積出ターミナル 石炭積出ターミナル（図 3-24）は、Louisiana 州 Convent を拠点として Mississippi 川下流 地域の水上で積荷作業を行っており、St. James Stevedoring Partners 社がこの事業を運営して いる。 図 3-24 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルでの積出風景 出所）St. James Stevedoring Partners 社ウェブサイト http://www.sjstevedore.com/WHAT_WE_DO/Stevedoring 90 1）概要 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルの概要は表 3-29 のとおりである。St. James Stevedoring Partners 社所有の水上クレーンにより、海から 122～158 マイル（196～254 km） 離れた河川上で貨物をバージから貨物船に積み込んでいる。 表 3-29 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Convent 所有者 St. James Stevedoring Partners 社 オペレーター St. James Stevedoring Partners 社 積出量 実績 9MT 能力 NA 港湾設備 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 バージにて運び込み 貯炭能力 Mississippi 川の河川上 ストックヤード 積出能力 クレーン 1 基につき、時間当たり平均 550 トン 荷役設備 フローティングクレーン：8 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 St. James Stevedoring 石炭積出ターミナルでは現在計画中の拡張予定はない。 (11) Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナル Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナルは、Louisiana 州 Darrow を拠点として Mississippi 川下流地域の水上で積荷作業を行っており、Cooper / Consolidated 社がこの事業を運営して いる。 1）概要 Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナルの概要は表 3-30 のとおりである。Cooper / Consolidated 社所有の水上クレーンにより、海から 133～180 マイル（214～290 km）離れた 河川上で貨物をバージから貨物船に積み込んでいる。 表 3-30 Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Darrow 所有者 Cooper / Consolidated 社 オペレーター Cooper / Consolidated 社 積出量 実績 5MT 能力 NA 港湾設備 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 バージにて運び込み 91 貯炭能力 ストックヤード Mississippi 川の河川上 積出能力 クレーン 1 基につき、時間当たり平均 550 トン 荷役設備 フローティングクレーン：10 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Cooper / Consolidated 石炭積出ターミナルでは現在計画中の拡張予定はない。 (12) Burnside 石炭積出ターミナル Burnside 石炭積出ターミナルは Louisiana 州 Darrow に位置し、 Mississippi 川に面している。 Impala 社（コモディティ取引大手の Trafigura 社の子会社）により運営されている。 1）概要 Burnside 石炭積出ターミナルの概要は表 3-31 のとおりである。アルミナ精錬所と並んで 1956 年に建設されたが 2008 年 1 月に閉鎖された本ターミナルを、Impala 社が 2011 年に買 収し、現在改修工事を行っている。工事は 2013 年中に完工予定であるが、一部は既に開業 しており、2012 年春より石炭輸送の取り扱いが開始されている。 表 3-31 Burnside 石炭積出ターミナルの概要 場所 Louisiana 州 Darrow 所有者 Trafigura 社/Impala 社 オペレーター Trafigura 社/Impala 社 積出量 実績 NA 能力 10MT（改修後） バース数：1 港湾設備 バース長：875 feet (266.7 m) 水深：47 feet (14.3 m) 接続する鉄道 鉄道・バージ双方の接続を予定 貯炭能力 150 acres (607,028m2) ストックヤード 積出能力 時間当たり平均 5,000 トン 荷役設備 NA 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 現在改修工事中であり、完工後には積出能力が年間 10MT となる予定である。 (13) Deepwater 石炭積出ターミナル Deepwater 石炭積出ターミナル（図 3-25）は Texas 州 Pasadena の Pasadena Freeway 沿いに あり、また Houston 船舶水路（Houston 港の一部）に面している。エネルギー輸送インフラ 92 会社である Kinder Morgan 社が運営している。 図 3-25 Deepwater 石炭積出ターミナルの全景 出所）Kinder Morgan 社ウェブサイト http://www.kindermorgan.com/business/terminals/petcoke.cfm 1）概要 Deepwater 石炭積出ターミナルの概要は表 3-32 のとおりである。Deepwater 石炭積出ター ミナルはエネルギー輸送インフラ会社である Kinder Morgan 社が運営しており、鉄道会社 3 社 （UP 社、 BNSF 社、 KCS/Tex-Mex 社 （米国 1 級鉄道事業者である Kansas City Southern Railway の子会社である Texas Mexican Railway））が接続する。 表 3-32 Deepwater 石炭積出ターミナルの概要 場所 Texas 州 Pasadena 所有者 Kinder Morgan 社 オペレーター Kinder Morgan 社 実績 積出量 能力 4.5MT 1.8MT（2Mst）（現在） 9.1MT（10Mst）（改修後） バース数：1 港湾設備 バース長：1,100 feet (335.3 m) 水深：40 feet (12.2 m) （計画） UP 社 接続する鉄道 BNSF 社 KCS/Tex-Mex 社 貯炭能力 積出能力 荷役設備 ストックヤード 0.59MT（0.65Mst） 136 acres (550,372m2) 時間当たり平均 950～1,100 トン 散水式粉塵防止装置 ブルドーザー：9 基 93 シップローダー：1 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 積出能力を現在の年間 1.8MT（2Mst）から 9.1MT（10Mst）に拡張し、またシップローダ ーやループトラックを新設する計画がある。 (14) Port of Houston 石炭積出ターミナル Port of Houston 石炭積出ターミナル（図 3-26）は Texas 州 Houston の Penn City Road 沿い にあり、また Houston 船舶水路（Houston 港の一部）に面している。エネルギー輸送インフ ラ会社である Kinder Morgan 社が運営している。 図 3-26 Port of Houston 石炭積出ターミナルの全景 出所）Kinder Morgan 社ウェブサイト http://www.kindermorgan.com/business/terminals/petcoke.cfm 1）概要 Port of Houston 石炭積出ターミナルの概要は表 3-33 のとおりである。Port of Houston 石炭 積出ターミナルはエネルギー輸送インフラ会社である Kinder Morgan 社が運営しており、鉄 道会社 2 社（UP 社、BNSF 社）が接続する。また、バージによる接続も可能である。 表 3-33 Port of Houston 石炭積出ターミナルの概要 場所 Texas 州 Houston 所有者 Port of Houston Authority オペレーター Kinder Morgan 社 積出量 港湾設備 実績 5.2MT 能力 5.5MT バース数：1 94 バース長：800 feet (243.8 m) 水深：40 feet (12.2 m) （計画） UP 社 接続する鉄道 BNSF 社 バージの接続も可能 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 0.5MT（0.6Mst） 時間当たり平均 950～1,200 トン 粉塵防止装置 荷役設備 シップローダー：1 基（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 積出能力を約 3MT 増加させる工事が進行中である。更に 3MT 上積みする構想もあるが、 ヒアリングによると本ターミナルに接続する鉄道やバージの供給能力がこれに追いつかな い恐れがあり、実現の見込みは低い。 (15) Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナル Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナル（図 3-27）は Texas 州の Corpus Christi 湾に面し ており、所有者である Port of Corpus Christi Authority と、石炭会社である Cline Mining 社及 び Ambre Energy 社の間でそれぞれリース契約が結ばれている。 図 3-27 Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの全景 出所）Ambre Energy 社ウェブサイト http://www.ambreenergy.com/gulf-states-bulk-terminal 1）概要 Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの概要は表 3-34 のとおりである。Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルは現在、石炭会社である Cline Mining 社及び Ambre Energy 社に 95 貸与されており、鉄道会社 3 社（BNSF 社、KCS 社、UP 社）に接続しており、石炭の供給 元となる炭鉱が多いことが特徴である。 表 3-34 Port of Corpus Christi 石炭積出ターミナルの概要 場所 Texas 州 Corpus Christi 所有者 Port of Corpus Christi Authority オペレーター Cline Mining 社/Ambre Energy 社 積出量 実績 NA 能力 2MT バース数：2 港湾設備 バース長：1,250 feet (381.0 m) 水深：45 feet (13.7 m) BNSF 社 接続する鉄道 KCS 社 UP 社 貯炭能力 ストックヤード 18 acres (72,843m2) （Cline Mining 社） 14.5 acres (58,679m2) （Ambre Energy 社） 積出能力 時間当たり平均 1,000～1,200 トン 荷役設備 NA 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 オペレーターである Cline Mining 社、Ambre Energy 社が拡張を計画中で、積出能力は 2014 年までに年間 10MT に増加する予定である。 96 3.3.4 西海岸における港湾の整備動向 (1) 西海岸における港湾の概要 西海岸では、Ridley 石炭積出ターミナル（カナダ） 、Westshore 石炭積出ターミナル（カナ ダ） 、Neptune bulk 石炭積出ターミナル（カナダ） 、Long Beach (Oxbow)石炭積出ターミナル の 4 ヶ所で石炭の輸出を行っている。 また、Gateway Pacific 石炭積出ターミナル、Port of Grays Harbor 石炭輸出ターミナル、 Longview (Millennium)石炭積出ターミナル、Port Westward 石炭輸出ターミナル、Port of St. Helens / port of Morrow 石炭積出ターミナル、Coos Bay 石炭輸出ターミナルの 6 ヶ所の新設 。これは、アジア向けの輸出拡大が見込まれるためである。 計画がある（図 3-28） 米国からアジアへ太平洋を通って輸出する場合、 東海岸やメキシコ湾岸はパナマ運河を通 過するか、南米大陸を迂回する必要があり通過コストや船舶サイズの制約を受けるため、西 海岸の石炭積出ターミナルから輸出することが最も現実的である。しかし、新設の場合は港 湾に接続する鉄道路線の拡張も合わせて必要であり、周辺住民の理解を得られるかが最も大 きな問題である。 ターミナルの新設に関しては、連邦や州が実施する環境アセスメント（EIA：Enviornment Impact Assessment） の 仕 組 み に 則っ た環 境 影響評 価 報 告書 （ EIS ： Enviornment Impact Statement）の提出が義務付けられており、受理されるまでに 3 年程度の時間を要する。また、 民主党政権下では石炭産業のような保守的な業界に対する反対意見が強く、 西海岸の州は民 主党支持層が多いため予定通りに受理されないことも考えられる。また、資金調達の問題も 挙げられる。 輸出先となるアジアとのオフテイク契約の締結等による中長期での実現性の高 い販売計画がなければ、金融機関からの融資も得られない。このように、西海岸の石炭積出 ターミナルの新設については障害が多い。 本節では、既設の 3 つのターミナル（Westshore 石炭積出ターミナル、Neptune Bulk 石炭 積出ターミナル、Oxbow 石炭積出ターミナル）および、計画中のうち輸出能力が高く拡張 計画の実現性が高い 3 つのターミナル（Gateway Pacific 石炭積出ターミナル、Millennium 石 炭積出ターミナル、Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナル）の計 6 つの石炭 積出ターミナルについて概要を解説する。Westshore 石炭積出ターミナルはカナダの石炭積 出ターミナルであるが、米国産出の石炭を多く取り扱っている。Neptune Bulk 石炭積出ター ミナルもカナダに位置しており、事実上 Teck Resources 社の専有ターミナルであるため米国 炭の扱いはほとんどないと考えられる。 97 図 3-28 主な港湾の位置（西海岸） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 (2) Westshore 石炭積出ターミナル Westshore 石炭積出ターミナルはカナダの British Columbia 州 Delta に位置する Roberts Bank 港にあり、アメリカとの国境からはわずか 500 メートルの距離である。Westshore Terminals Investment 社の子会社である Westshore Terminals Limited Partnership 社が運営を担っている。 1）概要 Westshore 石炭積出ターミナルの概要は表 3-35 のとおりである。Westshore 石炭積出ター ミナルは Westshore Terminals Limited Partnership 社が運営しており、鉄道会社 3 社（CP 社、 CN 社、BNSF 社）が接続する。 表 3-35 Westshore 石炭積出ターミナルの概要 場所 カナダ British Columbia 州 Delta 所有者 Westshore Terminals Investment 社 オペレーター Westshore Terminals Limited Partnership 社 98 積出量 実績 27MT（2011 年） 能力 33MT バース数：2 バース長：（バース 1）1,140 feet (347.5 m)/ 港湾設備 （バース 2）860 feet (262.1 m) 水深：（バース 1）75 feet (22.9 m) / （バース 2）68 feet(20.7 m) CP 社 接続する鉄道 CN 社 BNSF 社 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 2.2MT 時間当たり最大 14,000 トン スタッカー／リクレイマー：4 基 荷役設備 回転式ダンパー：2 基 シップローダー：3 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 2012 年の拡張工事の結果、年間積出能力が 29MT から 33MT へ拡張された。Cloud Peak Energy 社担当者へのヒアリングの結果、37MT まで増加させる計画があるとの回答を得られ た。 (3) Neptune Bulk 石炭積出ターミナル Neptune Bulk 石炭積出ターミナル（図 3-29）はカナダの British Columbia 州 North Vancouver に位置し、資源会社 3 社により保有されている Neptune Bulk Terminals 社が運営を行ってい る。Neptune Bulk 石炭積出ターミナルはほぼ Teck Resources 社の専有となっており、米国炭 はほとんど扱われていない。 図 3-29 Neptune bulk 石炭積出ターミナルの全景 出所）Neptune Bulk Terminals 社ウェブサイト http://www.neptuneterminals.com/about/ 99 1）概要 Neptune Bulk 石炭積出ターミナルの概要は表 3-36 のとおりである。Neptune Bulk 石炭積 出ターミナルは Neptune Bulk Terminals 社が運営しており、鉄道会社は CN 社および Canadian Pacific Railway 社が接続している。 表 3-36 Neptune bulk 石炭積出ターミナルの概要 場所 カナダ・British Columbia 州 North Vancouver Canpotex Bulk Terminals 社/Teck Resources 社/Bunge Canada 所有者 社 オペレーター 実績 積出量 能力 Neptune Bulk Terminals 社 NA 9MT（現在） 18MT（拡張後） バース数：1 港湾設備 バース長：753 feet (229.5 m) 水深：50 feet (15.2 m) 接続する鉄道 貯炭能力 ストックヤード 積出能力 CN 社 Canadian Pacific Railway 社 0.6MT 時間当たり最大 5,400 トン 回転式ダンパー：1 基 荷役設備 スタッカー／リクレイマー：1 基 シップローダー：2 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 2015 年までに積出能力を年間 18MT に拡張する計画が、規制当局に承認されている。 (4) Oxbow 石炭積出ターミナル Oxbow 石炭積出ターミナルは California 州 Long Beach の Long Beach 港に位置する。従来 は Metropolitan Stevedore 社が運営を行っていたが、Oxbow 社が石炭輸出能力を増強する投 資を行うことを発表した。 1）概要 Oxbow 石炭積出ターミナルの概要は表 3-37 のとおりである。Oxbow 石炭積出ターミナル は Metropolitan Stevedore 社が運営しており、鉄道会社 2 社（UP 社、BNSF 社）が接続して いる。 100 表 3-37 Oxbow 石炭積出ターミナルの概要 場所 California 州 Long Beach 所有者 Oxbow 社 オペレーター Metropolitan Stevedore 社 実績 積出量 NA 1.2MT（現在） 能力 2.7MT（拡張後） バース数：4 港湾設備 バース長：1,900 feet (579.1 m) 水深：50 feet (15.2 m) UP 社 接続する鉄道 貯炭能力 BNSF 社 ストックヤード 0.2MT 積出能力 時間当たり最大 6,000 トン 荷役設備 シップローダー：2 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 積出能力を 1.5MT 分増強し、年間 2.7MT にする投資を行うことが発表されている。しか し、California 州は環境規制が極めて厳しく、貨車やストックヤードの石炭を覆うような規 制があり非常にコストがかかるため、拡張が難しいという見方もある。 (5) Gateway Pacific 石炭積出ターミナル Gateway Pacific 石炭積出ターミナルは SSA Marine 社が新規に建設を計画しているターミ ナルで、Washington 州 Cherry Point が建設予定地となっている。 1）概要 Gateway Pacific 石炭積出ターミナルの概要は表 3-38 のとおりである。Gateway Pacific 石 炭積出ターミナルは SSA Marine 社（及び子会社の Pacific International Terminals 社）が運営 することとされており、鉄道は BNSF 社の路線が接続する予定である。ケープサイズに対 応する仕様となっており、 パナマックスまでしか対応できない他のターミナルと比較して輸 送コストが安価になることが期待できる。 表 3-38 Gateway Pacific 石炭積出ターミナルの概要 場所 Washington 州 Cherry Point 所有者 SSA Marine 社 オペレーター SSA Marine 社（子会社の Pacific International Terminals 社） 積出量 港湾設備 実績 計画中 能力 25/39/48MT（完工後。需要に応じて決定する） バース数：3 101 バース長：（バース 1）1,156 feet (352.3 m)/ （バース 2）1,247 feet (380.1 m)/ （バース 3）647 feet (197.2 m) 水深：80 feet (24.4 m) 接続する鉄道 BNSF 社 貯炭能力 屋外：80 acres (323,749m2) ストックヤード 積出能力 NA 荷役設備 スタッカー／リクレイマー 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 2011 年からパブリックヒアリングを実施する等の許認可手続きを開始しているが受理さ れるまで最短でも 2015 年までかかり、その後の建設工事も 2 年程度を要するため、利用開 始は順調に行っても 2017 年または 2018 年になるとみられる。 積出能力をどの程度確保する かは現時点では未定で、需要の状況を見て決定されるが、年間 25 MT、39 MT、48 MT のい ずれかとする予定である。 反対運動としては、関係者ヒアリングによると、Native American tribes（所謂インディア ン）団体による反対が特に影響が大きいとのことである。インディアン団体は「拒否権」は 有しないものの、州政府と定期的に連絡会を持っており、インディアン団体の意見は慎重に 取り扱われている。Gateway Pacific Terminal の近隣には Lummi Nation と呼ばれるインディ アン部族がおり、同ターミナルの建設に反対している。 (6) Millennium 石炭積出ターミナル Millennium 石炭積出ターミナルは Washington 州 Longview に位置し、Columbia 川に面して いる。現在、Ambre Energy 社及び Arch Coal 社が再開発を計画中である。 102 石炭輸出 フェーズ1: 石炭輸出 フェーズ2: • • 輸出能力増強のため 追加のインフラ建設 鉄道から貯炭場や船への 石炭輸送インフラ建設 バルクターミナル（拡張用地）: • 製造業の原材料の輸送・保管設備 をもつバルクターミナルを拡張 石炭輸出 フェーズ2: • ドック3にシップローダー建設 • 輸出能力を年間44MTに増強 Dock 3 Dock 2 Dock 1 バルクターミナル（既存）: 石炭輸出 フェーズ1: • ドック2 および3の建設、ドック2にはシップローダー • ドック3は停泊ドックとして運用 • 輸出能力は年間25MT 図 3-30 • ドック1はWenatchee市へアルミナ を輸送するのに使用中 • 石炭輸送の予定はなし Millennium 石炭積出ターミナルの完成予想図 出所）Millennium Bulk Terminals-Longview 社資料より三菱総合研究所作成 1）概要 Millennium 石炭積出ターミナルの概要は表 3-39 のとおりである。元は Alcoa 社が所有す るアルミニウムの精錬所であったが、2000 年に操業を停止して以降は遊休状態にあったも のを Ambre Energy 社及び Arch Coal 社が 2011 年に買い取った。 その間に別の 2 社が所有し、 パイプラインの売却や無許可での構造物の建設が行われていたため、 現在はその構造物を取 り壊しつつ、再開発の許認可手続きを進めている。ヒアリング結果によると、もとは工業地 帯にあるアルミニウムの輸入用に用いられていたターミナルを石炭用に改修するのみであ るため、再開発の許認可手続きに係る期間は、他の新設ターミナルに比べて短くなるものと みられている。 土地の所有権は Alcoa 社にあり、建物の所有者は Millennium Bulk Terminals 社となる。 鉄道は BNSF 社の路線が従来から接続している。サイト内に 8 トラック分のレールヤー ドを確保しており、 積出能力上限まで稼働しても一日当たり貨車 5 編成程度と想定すると全 て停留させることができ、 オフピーク時である夜間に貨車を移動させられるので鉄道の混雑 の問題は起こらないものと考えられている。 KEPCO と Ambre 社との間で 3MT のオフテイク契約を結んでおり、Ambre 社は本ターミ ナルおよび Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナルからの輸出を予定している。 ターミナルのサイズはパナマックスまでの対応であり、 ケープサイズの貨物船の入港はで きない。 103 表 3-39 Millennium 石炭積出ターミナルの概要 場所 Washington 州 Longview 所有者 Alcoa 社（土地）/Ambre Energy 社（62%）/Arch Coal 社（38%） オペレーター Millennium Bulk Terminals-Longview 社 積出量 実績 計画中 能力 44MT（完工後） バース数：1 港湾設備 水深：43 feet (13.1 m) 接続する鉄道 BNSF 社 貯炭能力 1.5MT ストックヤード 積出能力 NA 荷役設備 シップローダー：2 基 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 現在は EIS の対象範囲の策定中であり、2013 年よりドラフトの作成（12 ヶ月）、2014 年 より確定版の作成（12 ヶ月）を予定している。順調に行けば 2015 年に終了し、2010 年代後 半（最短で 2017 年）に完工するという計画である。ただし、EIS 終了後に環境団体が請願 （petition）を実施することができるため、計画が遅延する可能性がある。第一フェーズ完 工時に年間 25MT、第二フェーズ完工後には 44MT の積出能力を備えるとされている。 第一フェーズでは、4 億 USD を投資してレールヤード 5 トラック、2 ストックパイルと なる。第二フェーズでは 2 億 USD を投資し、完工後はレールヤード 5 トラック、4 ストッ クパイルとなる。 104 2013 Draft EIS 2014 2015 Formal EIS 2016 工事 Financial 2017 建設 完工 着工許可 close 主な イベント US Army Corps of Engineers Public petition Washington State Department Possible lawsuit of Ecology 米国では EIA は規 KEPCO が 3MT 契約したのみ 制当局側が実施 ポイント ファイナンスクロージャーができてい 州の EIA はより厳し ない点の方が課題 い基準になる模様 Fish Window＊を 2 回ま たぐ必要あり 注）Fish Window：水中で行われる建設作業に対し、魚類の回遊を考慮して最も影響の小さい時期に制限さ れる建設期間のこと 図 3-31 Millennium 石炭積出ターミナルの許認可タイムラインとポイント (7) Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナル Port of St. Helens は Oregon 州 Columbia City に位置する。Port of Morrow は同じ Oregon 州 の Boardman に建設予定のターミナルである。Ambre Energy 社が両ターミナルの開発を計画 しており、Port of St. Helens については Kinder Morgan 社もこれに加わることが発表されて いる。 1）概要 Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナルの概要は表 3-40 のとおりである。採 掘された石炭をまず鉄道で Port of Morrow まで運び、そこからはバージで Columbia 川を下 り、Port of St. Helens にて貨物船に積み替えるという流れでの輸出が計画されている。 石炭積出ターミナルの新設において最も障壁となるのは、大気汚染や鉄道のトラフィック 増加による騒音被害等を危惧する住民の反対運動である。特に西海岸ではリベラルな思想の 住民が多く、石炭のような保守的な産業は反対運動を受けやすい傾向がある。 そのため、西海岸までの輸送にバージを利用し、鉄道にて近隣の大都市である Oregon 州 Portland の通過を避けることや、バージやストックヤードにおける石炭を物理的に覆い隠す ことで、住民の反対運動を受けるリスクを回避し、反対運動を受けにくい計画としている。 KEPCO と Ambre 社との間で 3MT のオフテイク契約を結んでおり、Ambre 社は本ターミ ナルおよび Millennium Bulk 石炭積出ターミナルからの輸出を予定している。 105 表 3-40 Port of St. Helens / Port of Morrow 石炭積出ターミナルの概要 場所 Oregon 州 Columbia City/ Boardman 所有者 Ambre Energy 社/Kinder Morgan 社 オペレーター Ambre Energy 社/Kinder Morgan 社 実績 積出量 能力 港湾設備 新設工事中につきデータなし 8MT（Ambre Energy 社）/30MT（Kinder Morgan 社） （いずれも完工後） NA UP 社（Port of Morrow 付近の既存線を延伸） 接続する鉄道 BNSF 社（Port of St. Helens 付近に旧来の路線があるが、改良 が必要） 貯炭能力 ストックヤード NA 積出能力 NA 荷役設備 NA 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Port of St. Helens は既存貨物港のため、開発の許認可プロセスが少ないとみられている。 Kinder Morgan 社は Port of St. Helens（内の Port Westward 工業団地）にて 2 段階に分けての 工事を計画 （投資金額は第一フェーズで 1 億 8,000 万 USD、完工時点で計 4 億 5,000 万 USD） しており、それぞれが年間 15MT ずつの積出能力を確保する見通しである。 Port of Morrow も手続は順調だが工事に時間を要するため、完工は 2014 年または 2015 年 と予想される。積出能力は最終的に 8MT まで拡大させる計画となっている。 ただし、現地ヒアリングによると環境保護に対しては Washington 州よりも Oregon 州の方 が厳しく、現実的に利用を開始できるのは 2020 年または 2021 年になると見込まれる。 106 3.3.5 五大湖 (1) 五大湖における港湾の概要 五大湖では、Superior 石炭積出ターミナル、Presque isle dock 石炭積出ターミナル、Sandusky dock 石炭積出ターミナル、Ashtabula coal dock 石炭積出ターミナル、Conneaut dock 石炭積出 ターミナル、Gateway 石炭積出ターミナルの 6 ヶ所で石炭の輸送を行っている。 本節では、輸出能力が高く、拡張計画の実現性が高い Superior 石炭積出ターミナルについ て概要を解説する。 (2) Superior 石炭積出ターミナル Superior 石炭積出ターミナルは Wisconsin 州 Superior にあり、五大湖の 1 つである Superior 湖に面している。Midwest Energy Resources 社が運営を行っている。 1）概要 Superior 石炭積出ターミナルの概要は表 3-41 のとおりである。同ターミナルからの石炭 の出荷は主として米国内やカナダ向けであるが、Xcoal 社がこれをインド、中国等のアジア 向けに輸出することを模索している。輸出経路としては、同ターミナルから五大湖、セント ローレンス水路を経て、カナダの Nova Scotia 州 Sydney で本船に積み替え、アジアに向かう というルートが想定されている（図 3-32） 。 107 図 3-32 主な港湾の位置（五大湖）と輸送ルート 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 Xcoal 社は既に Sydney 港内の Atlantic Canada Bulk 石炭積出ターミナルに用地を確保して おり、 本船として利用するケープサイズ船が入港できる水深を確保するために浚渫工事を実 施している。Atlantic Canada Bulk 石炭積出ターミナルの概要は表 3-42 のとおりである。 108 表 3-41 Superior 石炭積出ターミナルの概要 場所 Wisconsin 州 Superior 所有者 Midwest Energy Resources 社 オペレーター Midwest Energy Resources 社 積出量 実績 18.9MT（2009 年） 能力 25.5MT バース（ドック）長：1,200 feet (365.8 m) 港湾設備 水深：28 feet (8.5 m) BNSF 社 接続する鉄道 貯炭能力 UP 社 ストックヤード 積出能力 5MT 時間当たり最大 11,500 トン フィーダー：9 台 荷役設備 シップローダー（移動式） 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 表 3-42 Atlantic Canada Bulk 石炭積出ターミナルの概要 場所 カナダ・Nova Scotia 州 Sydney 所有者 Harbourside Commercial Park 社 オペレーター Provincial Energy Ventures 社（Xcoal 社の子会社） 積出量 実績 NA 能力 3-5MT（計画） バース長：1,170 feet (356.6 m) 港湾設備 水深：55 feet (16.8 m) 接続する鉄道 Sydney Coal Railway 社 貯炭能力 0.7MT ストックヤード 積出能力 NA 荷役設備 ガントリークレーン：１台 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 2）拡張計画 Atlantic Canada Bulk 石炭積出ターミナルの整備は 2014 年に完了する予定である。 109 4． コロンビアのエネルギー政策・需給等の動向 4.1 コロンビアのエネルギー需給動向 4.1.1 一次エネルギーの需給動向 Mining and Energy Planning Unit (UPME) はコロンビアの一次エネルギー需給バランスに 関するデータを定期的に収集・公開している。 UPME が 2011 年 5 月に発表した“Actualización y Revisión de los Balances Energéticos Nacionales de Colombia 1975 - 2009”改訂版にエネルギー バランスが記載されている。2013 年 1 月の現地ヒアリングの時点では当該報告書が最新と のことであり、当該報告書には 2009 年までのデータの記載がある。まず、図 4-1 および表 4-1 に一次エネルギー生産量の推移を示す。 〔Tcal〕 天然ガス 石油 石炭 木質バイオマス バガス 廃棄物 水力 風力 1,400,000 1,200,000 1,000,000 800,000 600,000 400,000 200,000 0 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 図 4-1 一次エネルギー生産量推移（1975-2009 年） 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 表 4-1 一次エネルギー生産量（1975-2009 年） 単位：Tcal 天然ガス 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 31,898 32,146 30,614 35,399 35,262 37,595 39,376 40,844 43,279 41,361 41,033 40,396 39,618 39,065 39,424 40,779 41,198 40,420 40,270 41,665 58,038 80,381 125,863 170,970 245,970 281,148 296,902 298,363 300,388 312,517 293,294 296,790 280,336 277,199 277,352 石油 78,306 73,075 68,727 65,345 62,146 62,695 67,409 72,192 76,658 84,393 88,877 152,233 195,681 189,413 203,565 221,569 213,948 221,558 228,737 236,790 298,103 324,580 377,144 372,644 411,184 347,007 304,304 290,516 272,193 266,482 265,057 265,656 267,454 296,664 337,783 石炭 24,700 23,706 24,894 24,756 24,556 25,362 25,938 28,740 32,846 43,141 58,331 69,791 94,861 98,157 122,863 133,041 130,202 142,350 141,135 147,323 167,310 192,166 212,823 218,147 212,901 248,573 285,425 256,649 325,183 350,369 387,888 430,247 454,364 477,764 473,248 木質 バイオマス 35,733 34,536 34,069 34,912 33,653 33,118 32,611 32,430 32,503 31,954 31,415 31,011 30,664 30,480 30,135 29,580 31,584 34,826 32,891 33,737 33,473 31,195 30,701 29,125 27,971 27,136 26,439 27,377 27,674 27,828 26,973 26,817 25,354 25,073 24,816 バガス 8,745 9,378 8,936 9,712 10,210 10,751 9,888 10,693 11,009 11,675 12,654 12,383 12,676 12,642 12,578 12,991 12,838 14,830 15,663 16,226 16,581 16,677 16,798 17,199 17,704 17,906 17,674 16,775 18,164 16,778 17,471 17,090 19,237 19,347 17,677 廃棄物 494 472 519 523 583 608 649 669 1,091 1,223 1,245 1,379 1,453 1,405 1,450 1,639 1,645 2,232 2,760 2,800 2,850 3,111 3,115 3,300 3,220 3,159 3,159 3,150 3,120 3,103 3,098 3,093 3,091 3,078 3,814 水力 9,964 10,470 10,701 12,359 13,575 14,791 14,605 15,601 15,732 17,548 18,880 21,841 23,801 25,103 27,420 28,151 28,386 22,811 28,520 32,822 32,751 36,128 32,225 31,515 34,503 31,549 32,386 34,777 37,038 39,243 40,155 41,480 43,054 44,792 42,028 風力 合計 162 155 197 153 169 180 189,840 183,783 178,460 183,006 179,985 184,920 190,476 201,169 213,118 231,295 252,435 329,034 398,754 396,265 437,435 467,750 459,801 479,027 489,976 511,363 609,106 684,238 798,669 842,900 953,453 956,478 966,289 927,607 983,760 1,016,482 1,034,091 1,081,370 1,093,043 1,144,086 1,176,898 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 110 続いて、図 4-2 および表 4-2 に一次エネルギーの輸出量の推移を示す。1980 年代に入る と、石炭と石油の採掘が積極的に行われ輸出量も増加した。1980 年代は石油の輸出が多か ったが、2000 年以降、石炭の輸出が増加している。 〔Tcal〕 天然ガス 石油 石炭 700,000 600,000 500,000 400,000 300,000 200,000 100,000 0 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 図 4-2 一次エネルギー輸出量推移（1975-2009 年） 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 表 4-2 一次エネルギー輸出量（1975-2009 年） 単位：Tcal 天然ガス 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 26 12,590 15,348 石油 石炭 合計 44,216 73,311 72,946 82,697 89,758 85,520 91,565 100,504 95,071 156,522 162,655 215,012 229,788 259,630 193,887 143,067 146,968 115,764 110,359 111,379 110,384 122,121 138,744 176,717 11 124 780 969 881 620 580 1,137 1,804 4,688 20,580 33,046 58,096 65,785 81,165 96,330 118,781 97,500 119,600 115,102 118,781 161,077 179,270 195,397 194,558 230,042 252,643 237,314 296,689 330,869 365,716 404,632 419,738 440,447 433,915 11 124 780 969 881 620 580 1,137 1,804 4,688 20,580 77,262 131,407 138,731 163,862 186,088 204,301 189,065 220,104 210,173 275,303 323,732 394,282 425,185 454,188 423,929 395,710 384,282 412,453 441,228 477,095 515,016 541,885 591,781 625,980 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 111 輸出を除いた一時エネルギー国内供給量については、2009 年時点で石油が 40%以上を占 め、天然ガスが 22.6%、水力が 11.3%、石炭が 10.4%となっている（図 4-3 および表 4-3）。 天然ガス 〔Tcal〕 石油 石炭 木質 バイオマス バガス 廃棄物 水力 風力 太陽光,他 400,000 350,000 300,000 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000 0 1975 1977 1979 1981 図 4-3 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 一次エネルギー国内供給量推移（1975-2009 年） 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 表 4-3 一次エネルギー国内供給量（1975-2009 年） 単位：Tcal 天然ガス 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 16,595 17,577 19,356 23,771 25,314 27,737 30,234 32,032 35,229 35,761 35,680 35,552 36,466 35,976 36,326 37,592 37,982 37,261 34,225 35,592 41,221 47,869 57,960 64,957 54,903 62,577 64,954 65,559 64,109 66,215 69,229 73,674 75,617 75,525 84,223 石油 79,238 81,017 80,707 77,379 76,576 75,076 79,485 83,522 94,331 99,538 98,134 106,963 119,304 117,520 119,578 131,541 130,427 127,409 128,622 139,928 142,152 159,032 159,551 144,141 151,197 153,583 161,093 145,285 155,573 156,763 156,430 158,820 153,746 156,373 160,718 石炭 22,687 22,189 22,747 22,991 23,192 24,323 24,781 25,802 28,439 29,608 30,537 30,153 37,914 30,245 35,042 15,978 20,094 33,609 35,238 40,334 36,094 27,980 33,139 31,516 25,169 27,032 26,619 21,893 24,269 21,237 13,381 23,959 23,526 27,777 38,641 木質 バイオマス 35,733 34,536 34,069 34,912 33,653 33,118 32,611 32,430 32,503 31,954 31,415 31,011 30,664 30,480 30,135 29,580 31,584 34,826 32,891 33,737 33,473 31,195 30,701 29,125 27,971 27,136 26,439 27,377 27,674 27,828 26,973 26,817 25,354 25,073 24,816 バガス 8,308 8,909 8,489 9,226 9,699 10,213 9,394 10,158 10,459 11,091 12,022 11,764 12,043 12,009 11,949 12,341 10,236 5,244 6,751 6,767 6,851 6,834 7,041 7,151 7,109 7,106 7,843 8,175 8,507 9,806 7,771 7,890 9,053 9,053 9,053 廃棄物 494 472 519 523 583 608 649 669 1,091 1,223 1,245 1,379 1,453 1,405 1,450 1,639 1,645 2,232 2,760 2,800 2,850 3,111 3,115 3,300 3,220 3,159 3,159 3,150 3,120 3,103 3,098 3,093 3,091 3,078 3,814 水力 9,964 10,470 10,701 12,359 13,575 14,791 14,605 15,601 15,732 17,548 18,880 21,841 23,801 25,103 27,420 28,151 28,386 22,811 28,520 32,822 32,751 36,128 32,225 31,515 34,503 31,549 32,386 34,777 37,038 39,243 40,155 41,480 43,054 44,792 42,028 風力 太陽光,他 162 155 197 153 169 180 347 3,095 3,443 5,640 8,917 出所）UPME “Actualizacion y Revision de los Balances Energeticos Nacionales de Colombia 1975-2009” 112 合計 173,019 175,170 176,588 181,161 182,592 185,866 191,759 200,214 217,784 226,723 227,913 238,663 261,645 252,738 261,900 256,822 260,354 263,392 269,007 291,980 295,392 312,149 323,732 311,705 304,072 312,142 322,493 306,216 320,290 324,357 317,539 339,025 337,037 347,480 372,390 4.1.2 石炭の需給動向 (1) 埋蔵量 Colombian Geological Service（SGC）によれば、一般炭予想埋蔵量は 135 億 6,500 万トン、 原料炭予想埋蔵量は 19 億 4,700 万トンで、それらをあわせた石炭予想埋蔵量の合計は 155 億 1,300 万トンである（図 4-4） 。 6,000 5,000 4,000 2,735 3,000 2,000 1,000 0 LA GUAJIRA 6,000 5,171 5,000 4,000 3,000 2,500 2,000 2,000 1,000 1,500 0 722 1,000 CESAR 500 0 CORDOBA NORTE DE ANTIOQUIA 2,500 2,000 1,500 1,000 447 356 500 0 NORTE DE SANTANDER 2,500 2,000 2,500 2,230 1,500 2,000 1,000 500 2,500 402 1,500 88 856 1,000 0 500 2,000 SANTANDER 1,500 0 BOYACA 1,000 448 500 0 ANTIOQUIA ANTIGUO CALDAS 2,500 2,500 2,000 2,000 1,500 500 1,262 1,500 1,000 1,000 231 555 500 0 0 VALLE DEL CAUCA CUNDINAMARCA 単位：百万トン 図 4-4 一般炭 原料炭 コロンビアの主要炭鉱および石炭埋蔵量 出所）Ingeominas 資料および “El carbon colombiano,” Servicio Geologico Colombiano, 2012 をもとに三菱総合 研究所作成 113 (2) 生産 コロンビアでは、一般炭国内生産量の約 90％は 14 の露天掘りプロジェクトによるもので ある。これらは大西洋の近くに位置する La Guajia 県（主要炭鉱：Cerrejon Norte、Patilla、 Oreganal）と Cesar 県（主要炭鉱：La Loma、Descanso、Tesoro、La Jagua）に立地している。 一方、原料炭は内陸部の 1000 以上の坑内堀り炭鉱で生産されており、主な炭鉱としては、 Boyaca、Cundinamarca、Santander、および Norte de Santander が挙げられる。 図 4-5、表 4-4 に MinMinas 発表の 2007～2012 年の石炭生産量実績および 2013～2014 年 の生産量予測を示す。2013 年 1 月のヒアリング時点では、2012 年の推定生産量は 9,200 万 トンとのことであった。MinMinas は、当初 2012 年の石炭層生産量を 9,700 万トンと予測し および Prodeco ていたが、 Fenoco 鉄道における 1 ヶ月のストライキによる 400 万トンのロス、 の 3 鉱山でのストライキによる 100 万トンのロスにより、予測よりも 500 万トン下回る結果 となった。 MinMinas は、今後のコロンビアの石炭生産量の合計を 2013 年には 1 億 1,000 万トン（低 位ケース）～1 億 1,900 万トン（高位ケース）、2014 年には 1 億 1,500 万トン（低ケース）～ 1 億 2,400 万トン（高ケース）と予測しており、これらの予測生産量に達するために必要な 最低投資額は、2013 年は 12 億ドル、2014 年は 5 億ドルと試算している。 低位ケース 〔百万トン〕 高位ケース 140 124 119 120 115 110 100 85.8 80 73.5 69.9 92 74.4 72.8 60 2013年 必要投資額 12億ドル 40 2014年 必要投資額 5億ドル 20 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 図 4-5 MinMinas による石炭生産量の実績および予測 出所）MinMinas ヒアリング 表 4-4 MinMinas による石炭生産量の実績および予測 単位：MT 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 低位ケース 69.9 73.5 72.8 74.4 85.8 92 110 115 高位ケース 69.9 73.5 72.8 74.4 85.8 92 119 124 注）太枠は MinMinas による予測値 出所）MinMinas ヒアリング 114 図 4-6 に、石炭の地域別生産量を示す。Cerrejon が立地する La Guajira 県、Drummond、 Predeco が立地する Cesar 県で大部分の石炭が生産されている。 Cordoba, 312 Norte de Santander, 1,902 Antioquia, 334 Santander, 202 Boyaca, 2,754 Valle del Cauca, 109 Cundinamarca, 3,063 Cesar, 43,688 La Guajira, 33,356 単位：kT 図 4-6 石炭生産量の地域別割合（2011 年） 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME をもとに三菱総合研究所作成 なお、MinMinas ではコロンビアの三大石炭生産会社である Cerrejon（La Guajira 県）、 、Prodeco（Cesar 県）の石炭生産量を表 4-5 の通り予測している。 Drummond（Cesar 県） 表 4-5 コロンビア三大石炭生産者の生産予測 石炭生産会社 （出資者） 2012 年生産量 単位：MT 生産予測（想定年） Cerrejon (33.3% BHP Billiton, 33.3% Anglo American, 33.3% Xstrata) 32 40（2014 年） Drummond (80% Drummond, 20% Itochu) 26 35（2017 年） Prodeco (100% Glencore) 14 21（2019 年） 出所）MinMinas ヒアリング 115 コロンビアの主要炭鉱における石炭生産量を表 4-6 に示す。 表 4-6 コロンビア主要炭鉱の生産量、国内消費量、輸出量（2010 年） 生産量 地域 県名 La Guajira 北部 Cesar Cordoba 内陸部 炭鉱名 Cerrejon Zona Norte Consorcio Cerrejon-Patilla Carbones Colombianos del Cerrejon-La Comunidad Carbones del Cerrejon-La Comunidad Carbones del Cerrejon-Oreganal 合 計 La Loma-Drummond Drummond Ltd.-El Descanso Carbones El Tesoro S.A. Carbones de la Jagua Consorcio Minero Unido S.A. C.I Prodeco S.A. Compania Carbones del Cesar S.A. Comercializadora Internacional Colombian Natural Resources I SAS Norcarbon S.A.-area La Divisa Emcarbon S.A.-Diamond Ltda. Vale Coal Colombia Ltd. 合 計 Carbones del Caribe-area La Guacamaya y Mina Bijao 合 計 Antioquia Boyaca Cundinamarca Norte de Santander Santander Valle del Cauca Casanare Cauca 合 計 合 資本 一般炭 原料炭 合計 国内 供給量 単位：MT 輸出量 Cerrejon 15.35 0.00 15.35 0.00 15.35 Cerrejon 5.62 0.00 5.62 0.00 5.62 Pacific Coal 1.23 0.00 1.23 0.00 1.23 Cerrejon 5.18 0.00 5.18 0.00 5.18 Cerrejon 3.72 0.00 3.72 0.00 3.72 Drummond 31.10 18.07 0.00 0.00 31.10 18.07 0.00 0.00 31.10 18.07 Drummond 2.95 0.00 2.95 0.00 2.95 Prodeco 1.41 0.00 1.41 0.00 1.42 Prodeco 1.57 0.00 1.57 0.00 1.57 Prodeco 1.75 0.00 1.75 0.10 1.65 Prodeco 5.23 0.00 5.23 0.00 5.23 CNR 1.52 0.00 1.52 0.52 1.00 Pacific Coal 0.51 0.00 0.51 0.00 0.51 CNR （旧 Vale） 2.99 0.00 2.99 0.47 2.53 36.02 0.00 36.02 1.59 34.43 0.10 0.00 0.10 0.10 0.00 0.10 0.15 2.14 1.64 1.48 0.095 0.00 0.00045 0.00099 5.50 0.00 0.54 0.42 0.64 0.04 0.00 0.00 0.00 1.64 0.10 0.15 2.68 2.06 2.12 0.14 0.00 0.00045 0.00099 7.14 0.10 0.12 2.27 1.30 0.69 0.13 0.00 0.00030 0.00099 4.51 0.00 0.02 0.41 0.76 1.42 0.0049 0.00 0.00045 0.00 2.62 72.72 1.63 74.35 6.20 68.15 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 複数炭鉱 計 注： 内陸部には多数の炭鉱があるため、炭鉱名に県名を記載。 出所）“El carbon colombiano,” Servicio Geologico Colombiano 2012, をもとに三菱総合研究所作成 116 各地域における石炭の品位を表 4-7 に示す。 表 4-7 県 コロンビアの石炭品位 炭鉱 含水 量 灰分 (%) (%) 揮発 性物 質 (%) (%) 硫 黄 分 (%) 11.94 6.94 35.92 45.20 0.43 6,437 11.39 10.32 33.37 66.63 0.72 6,038 10.29 5.61 36.79 47.31 0.59 6,454 7.14 5.32 35.70 51.84 0.62 7,004 14.49 14.49 14.49 9.24 9.24 9.24 37.55 37.55 37.55 38.73 38.73 38.73 1.31 1.31 1.31 5,156 5,156 5,156 11.64 8.11 40.06 40.20 0.48 5,793 13.16 11.96 36.69 38.18 0.55 5,379 9.84 8.49 11.10 7.9 38.45 37.77 40.61 45.91 1.04 1.09 5,606 6,174, 7.25 7.92 37.99 46.84 0.72 6,538 4.08 15.56 31.75 48.61 1.80 5,952 22.22 19.03 28.69 25.05 30.33 37.32 18.76 18.60 0.67 0.43 3,029 3,461 2.69 22.38 28.15 46.79 2.85 6,160 2.83 20.63 36.72 39.84 4.02 6,188 8.11 16.30 35.18 40.42 1.42 5,588 炭素 熱量 kcal/kg Cerrejon Norte La Guajira Cerrejon Central Cerejon Sur La Loma Cesar La Jagua de lbirico CordobaNorte de Antioquia Antioquia-Anti guo Caldas Alto San Jorge VeneciaFredonia AmagaAngelopolis VeneciaBolombolo Titiribi RiosucioQuinchia AranzazuSantagueda YumboAsnazu Valle del CaucaCauca Sinclinal La Loma El Boqueron El Descanso Sur La Jagua Cerro Largo San Pedro Sur San Pedro Norte Alto San Jorge Amaga-Nechi Angelopolis Rincon Santo Bolombolo Corcovado El Balsal Aranzazu Santagueda Golondrinasrio Canaveralejo Canaveralejorio Pance Rio Pancerio Guachinte Rio Guachinterio Asnazu Rio Dindequebrada Honda Mosquera-El Hoyo PedregosaMosquera Limoncito-Yegu as El Vergel Quilcace-El Hoyo 117 県 (%) (%) 硫 黄 分 (%) Caparrapi 5.19 5.34 30.09 50.38 0.58 7,247 Guaduas 4.12 5.61 22.43 67.83 0.59 7,128 1.98 11.23 34.88 51.91 0.91 7,046 3.42 12.67 20.80 63.10 1.53 7,246 4.12 9.76 18.01 68.11 0.93 7,439 3.66 9.46 26.90 60.07 0.80 7,463 4.67 10.62 33.85 50.86 1.06 7,066 3.92 10.43 33.53 52.12 0.69 7,077 1.04 14.42 24.33 60.21 1.38 7,219 4.42 14.21 35.70 45.67 1.04 6,283 3.56 10.00 25.19 61.25 0.80 7,467 4.69 12.18 33.71 49.42 1.07 6,901 9.48 11.40 38.03 41.09 1.53 6,261 4.29 9.57 30.19 55.96 1.23 7,278 1.47 8.36 30.94 59.25 1.00 7,700 5.75 13.10 38.34 42.80 1.21 6,500 2.70 25.95 28.11 43.23 1.76 6,063 1.63 7.65 33.38 57.33 1.37 7,775 1.18 18.72 30.48 49.62 2.01 6,825 1.18 10.09 29.05 59.67 2.15 7,719 4.61 4.61 29.77 61.01 0.62 7,234 6.33 7.51 19.00 67.16 0.93 6,546 1.81 0.80 14.47 8.58 15.13 32.25 68.59 58.37 3.46 0.70 7,113 7,868 5.18 4.71 14.23 75.88 0.75 7,161 炭鉱 Guataqui-Jerusalen-Guaduas -Caparrapi Guatavita-Sesq uileChoconta Tabio-rio Frio-Carmen de Carupa Cundinamarca (%) 揮発 性物 質 (%) Checua-Lengua zaque Suesca-Chocon ta Guatavita Carmen de Carupa Tabio-rio Frio Cogua-Sutataus a-Guacheta Lenguazaque-C ucunuba-Nemoc on SuescaAlbarracin ZipaquiraNeusa Zipaquira-embal se del Neusa Embalse del Neusa-vereda Lagunitas Paramo de la BolsaMacheta Boyaca Checua-Lengua zaque Suesca-Albarra cin Tunja-Paipa-D uitama Sogamoso-Jeri co Betania Umbitalaguna de Toba Flanco occide ntal San Luis Flanco orient al Santander Termic os Coquiz ables termic os Coquiz ables Cimitarra Sur Capitanejo-San Miguel Miranda Molagavita Paramo del Almorzadero 118 含水 量 灰分 炭素 熱量 kcal/kg 県 (%) 揮発 性物 質 (%) (%) 硫 黄 分 (%) 3.29 12.59 12.90 71.22 1.44 7,114 2.96 9.97 36.15 50.92 1.34 7,333 2.31 7.46 26.99 63.24 0.83 7,845 3.76 9.46 36.81 49.96 0.62 7,091 2.84 10.17 34.82 52.18 0.85 7,404 2.56 7.65 33.67 56.12 0.85 7,737 2.42 17.10 34.59 45.89 0.89 6,829 3.36 11.90 35.29 49.45 1.27 7,204 2.71 5.95 30.55 60.80 0.71 7,863 8.33 17.06 28.67 47.33 0.62 5,507 2.02 12.12 26.66 59.20 1.43 7,403 2.17 18.05 36.61 43.17 0.78 6,339 2.53 11.30 35.63 50.54 0.81 7,384 2.69 14.88 38.49 43.94 0.83 6,909 2.74 7.50 36.70 53.06 0.70 7,549 3.67 9.18 37.57 49.59 0.95 7,002 4.31 8.64 39.17 47.88 0.95 6,843 10.39 30.89 36.09 22.63 3.67 3,701 含水 量 炭鉱 (%) Chitaga Pamplona-Pam plonita HerranToledo Salazar Tasajero Norte de Santander ZuliaChinacota Catatumbo Llanura Amazonica Pamplonita Pamplona Toledo Herran Norte Centro Sur Los Este Cuerv os Los Oeste Cuerv os Carbo Sur nera Los Zulia Cuerv Sur os Los Cuerv Santia os go Carbo nera Los Cuerv San os Cayet ano Carbo nera Los Cuerv San os Pedro Carbo nera Villa Los del Cuerv Rosari os o Zulia Norte-Sardinata El Carmen Leticia 灰分 炭素 熱量 kcal/kg 出所）El carbon colombiano, Servicio Geologico Colombiano 2012, Minercol 2003 をもとに三菱総合研究所作成 119 (3) 輸出 石炭の輸出量は 1991 年には約 1,500 万トンであったが、2011 年には 5 倍以上増加し、約 8,000 万トンとなっている。 無煙炭、 原料炭の輸出量は 1991 年からほとんど変化しておらず、 輸出量の増加は一般炭によるものである。 無煙炭 一般炭 原料炭 合計 図 4-7 石炭種別輸出推移（1991-2011 年） 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME 図 4-8 および表 4-8 に 2003 年から 2012 年までの石炭輸出先の内訳を示す。2012 年 1 月 から 11 月までの仕向け先輸出割合（トンベース）は6、多い順にヨーロッパ 40.6%、中南米 22.1%、トルコ 10.8%、北米 10.6%、アジア 9.1%、イスラエル 6.6%、アフリカ・中近東 0.3% となっている。コロンビア炭は歴史的に北米への輸出が多く、ピーク時の 2006 年には輸出 量が 42.2%を占めていたが、2012 年には 10.6%まで減少している。この減少は、シェールガ ス革命に起因する米国内での石炭需要の減少によるものである。 天然ガス増産による天然ガ ス価格の下落が、石炭火力発電から天然ガス火力発電へのシフトを促し、その結果、米国の 石炭輸入量が著しく減少したためである。 6 本報告書作成時点では、2012 年 12 月の輸出量はまだ発表されていないため。 120 北米 100% 90% 5.7 3.6 中南米 5.5 0.1 ヨーロッパ 7.9 0.1 6.2 4.6 トルコ 4.5 3.8 アジア 3.3 5.0 イスラエル 3.2 4.5 3.7 80% 70% 46.4 45.1 37.3 35.6 40.1 34.4 38.0 50% 10.7 10.9 11.3 12.7 9.1 10.8 45.6 19.0 18.8 12.5 17.3 32.9 32.3 39.3 42.2 21.4 37.6 37.6 10% 0% 6.6 40.6 30% 20% 7.5 3.5 7.2 2003 2004 2005 図 4-8 2006 2007 2008 06-12年の割合変化 アジア 0.07%から 9.1%まで 40.5 60% 40% 4.7 12.8 アフリカ・中近東 30.8 2009 23.1 2010 22.1 14.4 10.6 2011 2012 中南米 11.3%から 22.1%まで 北米 42.2%から 10.6%まで コロンビアの石炭輸出先（2003-2012 年） 注： 2012 年は 12 月のデータがないため、2012 年は 1 月～11 月の累計値を用いた。UPME 統計によると、 2008 年に 800 万トン以上がケイマン諸島に輸出されている。ケイマン諸島の人口は 2,000 で、非常 に小規模なエネルギー需要であるため、この数字はおそらくケイマンベースの銀行や商社に関連す る金融取引に起因しているものと思われる。そのため、この図に示す輸出先には、ケイマン諸島へ の輸出は含まない。 出所）SISTEMA DE INFORMACION MINERO COLOMBIANO (SIMCO) 表 4-8 コロンビアの石炭輸出先（2003-2012 年） 単位：MT ヨーロッパ 北米 中南米 アフリカ・中近東 アジア イスラエル トルコ 合計 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 23.68 23.05 20.42 21.64 26.21 19.04 27.84 27.43 37.00 29.05 16.75 16.48 21.52 25.70 24.56 20.84 21.14 16.70 11.70 7.62 5.53 6.36 5.85 6.86 8.28 10.54 12.91 12.48 17.36 15.81 0.16 0.63 0.12 0.08 0.83 0.37 1.01 0.27 0.35 0.18 9.22 0.13 0.05 0.04 0.04 0.03 0.09 0.50 2.84 6.49 2.91 2.81 4.35 3.76 2.95 1.80 2.20 3.42 6.08 4.72 1.82 1.70 2.42 2.78 2.45 2.75 3.08 2.71 5.88 7.72 50.99 51.09 54.71 60.87 65.32 55.43 68.68 72.23 81.22 71.59 注： 2012 年は 12 月のデータがないため、2012 年は 1 月～11 月の累計値を用いた。2008 年のケイマン諸 島への輸出は中南米に含まない。 出所）SISTEMA DE INFORMACION MINERO COLOMBIANO (SIMCO) コロンビアにおける過去数年間の石炭輸出先の大きな変化は、ヒアリングでも確認されて おり、コロンビア大手生産会社によると、以前は全輸出量の約 50%を米国に輸出していた が、2010 年には 22%、2011 年には 14%、2012 年には 12%にまで減少した。同社では、ヨー ロッパを中心にアジアに対しても輸出を増やすことにより、 米国向け輸出量の減少に対応し ている。 図 4-9 および表 4-9 に 2003 年から 2011 年までの県別石炭輸出量の推移ならびに総生産 量に対する輸出比率を示す。2011 年では Cesar 県が全輸出量の 52.6%、La Guajira 県が 42.4% で、この 2 県だけで輸出の 95.0%を占めている。2011 年の 2 県の輸出量は、2010 年比で Cesar 県が 24.5%増、La Guajira 県が 3.0%増である。 121 Cesar La Guajira Cundinamarca Norte de Santander Boyacá Atlántico Bogotá, D.C. その他 輸出率 90 94.8 91.7 94.3 93.4 92.0 86.4 70 〔MT〕 34.4 50 40 30.4 27.6 25.8 21.7 31.5 0 29.0 60 33.4 32.7 70 50 40 30 20 10 90 80 60 30 94.7 97.1 〔%〕 80 100 100.0 18.6 2003 図 4-9 26.8 26.2 2004 2005 34.3 32.5 31.1 30.9 30.1 42.7 20 10 2006 2007 2008 2009 2010 2011 0 県別石炭輸出量の推移ならびに総生産量に対する輸出比率（2003-2011 年） 注： Cesar 県の値は、隣接する Magdalena 県における生産量を含む。ただし、Magdalena 県の生産量は少 量である。 出所）SISTEMA DE INFORMACION MINERO COLOMBIANO (SIMCO) 表 4-9 県別石炭輸出量の推移 単位：MT 2003 Cesar La Guajira Cundinamarca Norte de Santander Boyacá Atlántico Bogotá, D.C. その他 合計 18.6 30.4 0.8 1.2 0.1 0.0 0.0 0.0 50.9 2004 26.8 21.7 0.9 1.3 0.0 0.4 0.0 0.0 51.1 2005 2006 26.2 25.8 0.7 1.1 0.1 0.8 0.0 0.0 54.7 30.1 27.6 0.7 1.4 0.1 0.9 0.0 0.1 60.9 2007 30.9 31.5 0.9 1.1 0.0 0.9 0.0 0.1 65.3 2008 31.1 29.0 0.6 1.2 0.2 0.8 0.2 0.5 63.5 2009 32.5 32.7 0.6 1.3 0.6 0.2 0.3 0.6 68.7 2010 34.3 33.4 0.7 1.8 0.8 0.2 0.5 0.6 72.2 2011 42.7 34.4 1.1 1.5 0.5 0.2 0.4 0.4 81.2 2012 36.3 31.3 1.5 1.3 0.7 0.3 0.2 0.1 71.6 注： 2012 年は 1 月～11 月の累計。Cesar 県の値は、隣接する Magdalena 県における生産量を含む。ただ し、Magdalena 県の生産量は少量である。 出所）SISTEMA DE INFORMACION MINERO COLOMBIANO (SIMCO) 122 (4) 国内消費 コロンビアは 2011 年に石炭 610 万トンを消費しており、 用途はコークス 43%、発電 14%、 鉄鋼業 12%、 セメント業 12%の順となっている。 2011 年のセクター別石炭消費量を図 4-10、 消費量の推移を図 4-11 および表 4-10 に示す。 ガラス・陶磁器, 1.94% ロス, 0.7% 化学, 1.99% 食品・飲料・タ バコ, 2.63% その他, 0.7% 民生, 2.77% 織物, 4.26% 製紙・印刷, 5.93% コークス, 43.21% セメント, 11.88% 鉄鋼業, 11.62% 発電, 13.59% 図 4-10 セクター別石炭消費量（2011 年） 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME をもとに三菱総合研究所作成 コークス 発電 セメント 鉄鋼業 製紙・印刷 織物 民生 食品･飲料・タバコ 化学 ガラス・陶磁器 ロス 8,000 7,000 6,000 〔Kt〕 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 2005 2006 2007 2008 2009 図 4-11 セクター別石炭消費量の推移（2005-2011 年） 出所）CADENA DEL CARBON, UPME をもとに三菱総合研究所作成 123 2010 2011 表 4-10 セクター別石炭消費量の推移（2005-2011 年） 単位：kT 発電 コークス 民生 食品･飲料・タ バコ 織物 製紙・印刷 化学 セメント ガラス・陶磁器 鉄鋼業 その他 ロス 棚卸 合計 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 970.00 1881.20 98.00 1,139.00 1,875.66 96.00 1,209.00 2,439.71 96.00 1,147.00 4,183.18 93.00 1,751.00 1,477.74 125.00 1,581.42 3,153.93 79.86 829.05 2,635.51 169.24 184.00 101.00 108.00 115.00 118.00 75.68 160.39 299.00 416.00 139.00 833.0 136.00 902.71 5.0 68.00 -2,520.81 3,411.10 164.00 228.00 76.00 457.00 75.00 750.22 2.00 68.00 -1,091.05 3,940.83 174.00 242.00 81.00 486.00 80.00 769.40 3.00 78.00 -438.94 5,327.17 186.00 259.00 87.00 518.00 85.00 686.67 4.00 78.00 -1,700.75 5,741.10 191.00 266.00 89.00 533.00 87.00 550.85 5.00 36.00 821.64 6,051.24 122.73 170.59 57.14 342.06 55.95 492.74 2.84 37.00 29.82 6,201.77 260.10 361.53 121.09 724.91 118.58 708.61 6.01 42.90 -38.47 6,199.46 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME をもとに三菱総合研究所作成 124 4.2 コロンビアのエネルギー政策 4.2.1 石炭政策 (1) 概要 図 4-12 に示すように、石炭は、石油・天然ガスに次ぐ重要な輸出商品で、石炭が輸出総 額に占める割合は、2008 年には 13.4％、2009 年には 16.5％、2010 年には 15.1％、2011 年に は 14.7％であった。 石油・天然ガス 金 その他の鉱物 輸出額 〔USD 億〕 18% 15.1% 165.5 12% 10% 27.8 139.1 300 0 16% 14% 11.7% 400 100 14.7% 13.4% 500 200 全輸出額に占める石炭の割合 16.5% 700 600 その他 179.7 163.3 25.2 144.3 15.1 15.4 21.0 279.5 102.7 35.0 50.4 54.2 60.2 84.0 2007 2008 2009 2010 2011 図 4-12 6% 4% 164.9 122.1 73.2 8% 全輸出額に占める石炭の割合 〔%〕 石炭 800 2% 0% コロンビアの輸出品構成および石炭が輸出額に占める割合 出所）SISTEMA DE INFORMACION MINERO COLOMBIANO (SIMCO) コロンビアにおける主要石炭関連政府機関を表 4-11 に示す。かつてコロンビアでは石油 セクターを重視する傾向があったが、石炭を中心とした鉱業セクターの強化のため、2012 年 5 月に The National Mining Agency (ANM)が設立された。旧 INGEOMINAS の一部が ANM 内に移転、INEGOMINAS の主業務は新設の Colombian Geological Service （SGC）が引き継 いでいる。 表 4-11 石炭関連政府機関 組織 Ministry of Mines and Energy (MinMinas) Mining and Energy Planning Unit (UPME) National Mining Agency (ANM) Colombian Geological Service (SGC) 役割 鉱業・エネルギー部門の政策策定 鉱業・エネルギー統計の収集、開示、ロイヤルティの算出に使うリ ファレンス価格の決定などを担っている。MinMinas による政策策 定を支援。 鉱業権の付与・管理、指定区域の情報収集・管理・公開 旧 INGEOMINAS。石油、天然ガス、鉱業セクターの地下資源の腑 存量の把握などを担う。 出所）ANM ヒアリング 125 (2) The National Mining Agency (ANM)の設立 1）鉱業権の付与・管理 コロンビアでは、民間による土地所有権の範囲は地上であり、地下資源は国の所有物であ るとの概念に基づき、ANM が民間企業への鉱業権付与および監督を担っている。これまで コロンビアでは、鉱業権の付与は「先着順」ベースで行ってきたが、現在では、開発予定の 鉱山に対して入札・競売システムを導入しており、海外投資家も応札が可能となる見込みで ある。 ANM は 2,000 万ヘクタールを越える新規開発地域を競争入札指定区域として管理してい る。コロンビア政府は今後 10 年間にわたり、これらの指定区域を競売にかける予定で、下 記の 11 鉱物をこの競売の優先対象として指定している。 金、プラチナ、銅、鉄鉱石、ウラン、石炭（一般炭・原料炭とも）、ニオブ、タンタル、 マグネシウム、カリウム、リン酸塩鉱物 ANM では、2013 年内の初オークション実施に向けて準備を進めている。現行の法律では、 鉱業権の契約期間は 30 年であるが、新システムでも契約期間は同じになる見込みである7。 2）投資家への情報提供 ANM は鉱物資源の埋蔵量などの情報整備も実施しており、企業が投資をしやすい環境を 整えている。 (3) 石炭産業に対する対外投資促進のための活動 コロンビアの石炭産業に支払われたロイヤルティは、2008 年は 1.03 兆ペソ、 2009 年は 1.30 兆ペソ、2010 年は 0.93 兆ペソ、2011 年は 1.27 兆ペソであった。また、コロンビアの鉱山セ クターに対する直接投資（FDI）の総額は 2008 年が 17.98 億ドル、2009 年が 30.25 億ドル、 2010 年が 20.66 億ドル、2011 年が 21.62 億ドルであった。 このように、コロンビア政府は石炭産業の重要性を認識しているものの、税制優遇・補助 金交付等の特別措置は実施していない。しかし、FDI 促進のため、新組織である ANM が国 内の鉱山プロジェクトへの FDI 誘致を支援する役割を担っている。 (4) 石炭輸送インフラの促進 MinMinas では、コロンビア経済にとって重要な石炭セクターを支援するため、内陸部か ら港へ効率よく石炭を輸送し、コストを削減するためのインフラ計画を進めている。 7 Law No. 685 of 2001。社会・環境に関する条項も含まれる模様。ANM には、すでに 20,000 件の新規鉱業 権への申し込みがあり、10,000 件の資格審査を行っている最中である。 126 2013 年には、下記の内容を含む「河川計画（Plan Rio）」を作成した。 • Magdalena 川の水深は浅く、蛇行箇所が数箇所あり、通常のバージが通行するのが 困難であるため、内陸部の Barranca と Bararanquilla を結ぶ航路、および運河の支 線を経由してさらに Catagena まで結ぶ航路の改良工事を行う。 • 内陸部の Barranca と Capulo にトランスファー用のセンターを追加する。 • Barranquilla と Catagena の港湾を 500 万トン/年のキャパシティに拡張する。 なお、リオ計画には「Carare 鉄道計画」の研究と設計作業も含まれている。 「Carare 鉄道計画」とは、コロンビア内陸部の主に原料炭を生産している地域から大西洋 岸を結ぶ新たな鉄道路線を建設し、既存の鉄道網を強化するための提案である。この計画の 主要なプレーヤーはブラジルのグループ企業 Votorantim で、コロンビアで鉱山の利権を持ち、 コロンビアの鉄鋼メーカーの Paz del Rio を管理下に置く主要な鉄鋼メーカーである。 しかし、Carare 鉄道計画を経済的に実現可能にするためには、年間 1000 万トン以上の輸 送量を確保しなければならず、10 億ドル以上の費用がかかると推計されている。 Boyaca 県、Cundinamarca 県、Santander 県、および Norte de Santander 県にある炭鉱は、大 西洋沿岸にある港まで効率良く石炭を輸送する手段がない。現状では、内陸部の石炭を大西 洋沿岸の港まで輸送する費用は USD 60-65/トンであるが、もし鉄道輸送が実現すれば、輸 「Carare 鉄道計画」は大西洋沿岸にある港湾 送費用は USD 25-30/トンになる見込みである。 から Magdalena 川沿いの輸送ネットワークを結ぶ 3 本の鉄道線からなり、その総距離は 520km である。現在 6,000 万ドルをかけて FS 調査が行われている。 コロンビア政府は、今のところ「Carare 鉄道計画」の実行に対する最終的な決断は下して いないが、MinMinas は PPP（Public-Private Partnership: 官民連携）による開発を望む意向を 発表している。 127 4.2.2 エネルギー政策 (1) 概要 コロンビアでは、今後 20 年で電力需要が倍増すると予測されており、電源開発はエネル ギ ー 政 策 の 最も 重 要 な課 題 と な っ てい る 8 。 2011 年 の コ ロ ンビ ア の 発電 設 備 容 量は 14,424MW であった。水力発電への依存度が高く、設備容量の約 67%が水力、27%がガス火 力、5%が石炭火力となっており、石炭火力への依存度は低い。図 4-13 に 2007～2011 年の 発電設備容量内訳の推移を示す9。 〔MW〕 水力 石炭 天然ガス 26 26 56 3675 3739 3759 700 700 700 8991 8996 9010 2007 2008 2009 風力 その他 16,000 14,000 12,000 10,000 56 55 3928 3932 700 701 9721 9718 2010 2011 8,000 6,000 4,000 2,000 0 図 4-13 発電設備容量の推移（2007-2011 年） 出所）Principales indicadores, UPME より三菱総合研究所作成 図 4-14 に 2011 年の電源別発電量を示す。発電量ベースでは、水力が 83.5%と最も多く、 次に天然ガスが 13.0%を占めている。石炭は 2.8%で非常に少ない。 8 9 電力需給予測については後述 (2) を参照。 Minas y Energia 2007-2011, UPME 128 石炭, 1,632.10, 2.78% その他, 316.86, 0.54% 石油, 109.71, 0.19% 水力, 48,928.14, 83.45% 図 4-14 天然ガス, 7,641.89, 13.03% 単位：GWh 電源別発電量（2011 年） 出所）Boletin Estadistico de Minas y Energia 2007-2011 より三菱総合研究所作成 コロンビアでは、水力発電への依存が高いため、乾燥期には貯水量の低下などから電力不 足になりやすく、図 4-14 にみられるように、2009 年から 2010 年に起きたエルニーニョ現 象期間中は、水力発電源からの発電が総発電量の 50%以下まで減少している。このような 状況では、 需要の変化に対応しやすい天然ガス火力が水力発電のバックアップとして適して おり、 稼働率が低い場合に経済性が低下する石炭火力による発電はコロンビアにおいては必 ずしも最適ではない状況である。 図 4-15 電源別の発電電力量の推移 出所）NEON データベースより三菱総合研究所作成 129 (2) 電力需給予測 コロンビアでは、UPME が「発送電網拡大基準計画（Plan de Expansion de Referencia Generation-Transmision） 」を定期的に作成・発行している。2011 年 12 月発表の最新計画「発 送電網拡大基準計画 2011-2025） 」には、2031 年までの国内電力需給予測が含まれている。 UPME による電力需給予測の 3 ケースを図 4-16、表 4-12 に、その設定条件を表 4-13 に示 す。 高位ケース 中位ケース 低位ケース 160,000 140,000 120,000 〔GWh/年〕 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 図 4-16 UPME によるコロンビアの電力需給予測 出所）UPME「発送電網拡大基準計画 2011-2025（Plan de Expansion de Referencia Generation-Transmision 2011-2025） 」 表 4-12 UPME によるコロンビアの電力需給予測 単位：GWh/年 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 高位ケース 中位ケース 低位ケース 56,146 56,146 56,146 58,202 57,417 56,650 60,609 59,258 57,890 62,565 60,749 58,911 66,981 63,820 60,846 70,336 66,464 62,861 73,828 69,249 65,021 77,296 71,925 67,012 81,018 74,749 69,078 84,952 77,707 71,218 89,289 80,993 73,632 93,832 84,392 76,095 98,118 87,718 78,645 102,078 90,957 81,085 106,137 94,172 83,388 110,282 97,331 85,834 114,630 100,672 88,448 119,189 104,204 91,114 123,930 107,841 93,828 128,860 111,584 96,638 134,006 115,475 99,550 139,376 119,524 102,550 出所）UPME「発送電網拡大基準計画 2011-2025（Plan de Expansion de Referencia Generation-Transmision 2011-2025） 」 これとは別に、 世界銀行もコロンビアを含むラテンアメリカ数ヶ国の電力供給将来予測を 130 発表している。UPME と世界銀行予測の主な違いを、表 4-13 に示す。具体的には、UPME 高位ケースと中位ケースの GDP 成長率が、世界銀行の仮定よりもかなり高くなっている。 一方で、電力需要の伸び率は UPME の中位ケースの 3.7%と世界銀行の 3.6%がほぼ一致して いる。世界銀行によるコロンビアの電源別の将来の電力供給予測を図 4-17 に示す。 図 4-17 世界銀行によるコロンビアの電力供給予測 出所）世界銀行 Meeting the Electricity Supply/Demand Balance in Latin America & the Caribbean（2010 年 9 月） 表 4-13 UPME 及び世界銀行の前提条件の違い UPME「発送電網拡大基準計画 2011-2025（Plan de Expansion de Referencia Generation-Transmision 2011-2025）」 2011 年 12 月 世界銀行「ICEPAC シナリオ」 予測期間 2011－2031 年 2008－2030 年 2025 年に 82.1TWh 電力需要 2025 年 高位ケース：110.3 TWh 中位ケース：97.3 TWh 低位ケース：85.8 TWh 2011－2031 年の平均年間上昇率 高位ケース：4.4% 中位ケース：3.7% 低位ケース：2.9% 高位ケース： 2008 年時点で 0.5%だが徐々に上昇し 2014 年には 6.0%。その後 2020 年までは 6.0%を維持するが 2024 年に 4.5%まで低下し 2031 年まで 4.5%を維持。 2008-2030 年の平均年間上昇率：3.6% 資料名 発表日 電力需要年間 上昇率 GDP 成長 中位ケース： 2008 年時点で 0.5%だが徐々に上昇し 2014 年には 5.0%。その後 2020 年までは 5.0%を維持するが 2024 年に 4.0%まで低下し 2031 年まで 4.0%を維持。 2010 年 9 月 2008-2030 年の平均年間成長率：3.1% 2010 年：1% 2011 年：4% 2012-2014 年：5% 2015-2030 年：3% 低位ケース： 2008 年時点で 0.5%だが徐々に上昇し 2014 年には 4.0%。その後 2020 年までは 4.0%を維持するが 2024 年に 3.5%まで低下し 2031 年まで 3.5%を維持。 出所）UPME「発送電網拡大基準計画 2011-2025」および世界銀行「ICEPAC シナリオ」 131 また、UPME は 2025 年までに必要な新規発電容量の推計も行っている。 表 4-14 電源別の必要容量 年 水力 天然ガス 2011 632.9 160 2012 39.9 2013 879.9 2014 535.2 2015 400 石炭 164 単位：MW 石油 202 2016 2017 700 2018 600 2019 100 2020 100 2021 600 2022 300 300 2023 700 2024 800 100 300 300 2025 SUBTOTAL 6,087.9 760 TOTAL 864 202 7,913.9 出所）UPME 「発送電網拡大基準計画 2011-2025」 世界銀行による発電設備の新増設予想を図 4-18 に示す。なお、2010 年公開の世界銀行の 予測は、2008 年から 2030 年までの期間を対象とするため、2011 年から 2025 年の UPME の 予測と比較する際には注意が必要である。 図 4-18 出所）世界銀行 世界銀行によるコロンビアの発電容量増加予測 Meeting the Electricity Supply/Demand Balance in Latin America & the Caribbean（2010 年 9 月） 132 世界銀行では 2012 年から 2030 年までの間に約 10.5 GW の発電容量が増えると予測して いる。この点は、2012 年から 2025 年の間に 7.1 GW の発電設備の増設を予測している UPME と大きな違いはないが、電源構成の面で両者の間には違いがあり、UPME 予測では、新規 発電設備の 4 分の 3 は水力発電になるが、世界銀行は、水力発電とほぼ等しい割合で天然ガ スと石油が増設されると予測している。 なお、石炭については、UPME の予測においても、新規石炭火力発電の増設の可能性を 低くとらえており、2011 年末時点で約 0.7GW ある石炭火力発電所が、2025 年までに増設さ れる容量は 1GW 未満程度であるとみている。従って、将来において、コロンビア国内の石 炭消費量は低いと考えられる。 133 4.3 石炭価格 2006 年から 2011 年までのトン当たりの一般炭の平均国内価格は、 それぞれ 55.0 USD、 37.0 USD、47.4 USD、43.1 USD、52.5 USD、60.4 USD である。また、2006 年から 2011 年までの、 トン当たり一般炭平均 FOB 価格は 46.4 USD、48.4 USD、74.3 USD、77.0 USD、77.3 USD、 96.8 USD である（図 4-19、表 4-15） 。 〔USD/t〕 一般炭国内 一般炭FOB 原料炭FOB コークスFOB 無煙炭FOB 400 350 300 250 200 150 100 50 図 4-19 20 11 20 09 20 07 20 05 20 03 20 01 19 99 19 97 19 95 19 93 19 91 19 89 19 87 19 84 0 石炭価格の推移 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME 一般炭国内：UPME-SIMCO, comercializadoras y termoelectricas 一般炭 FOB、原料炭 FOB、コークス FOB、無煙炭 FOB：UPME-SIMCO, DANE comercio Exterior 134 表 4-15 石炭価格の推移 単位：USD/t 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 一般炭国内 一般炭FOB 原料炭FOB コークスFOB 無煙炭FOB 46.94 55.25 73.17 79.50 38.69 44.78 111.29 36.98 37.84 35.88 99.52 84.37 30.22 34.41 96.49 92.90 29.33 29.29 83.74 32.14 25.29 71.65 92.61 28.00 39.76 40.67 64.35 100.00 38.10 38.18 78.51 165.55 37.27 37.66 57.38 107.97 31.43 34.68 69.62 149.75 29.26 29.57 27.63 75.88 102.75 26.70 32.25 29.35 69.62 117.96 23.69 34.09 30.50 74.08 79.50 24.76 34.46 30.00 78.99 113.14 18.89 30.90 28.00 89.33 93.33 22.61 27.86 28.19 91.66 94.70 14.00 26.06 23.78 79.81 50.94 13.07 30.68 23.40 74.60 78.93 13.25 30.66 30.00 76.48 76.12 14.37 27.60 22.54 77.36 78.01 28.57 35.11 33.41 111.61 91.41 20.66 45.16 60.93 151.19 100.30 55.00 46.37 72.97 128.83 107.05 37.00 48.42 68.27 133.88 116.65 47.42 74.28 126.97 191.54 121.50 43.14 76.95 102.37 194.37 108.46 52.47 77.31 125.84 291.44 159.85 60.37 96.77 189.59 357.28 261.72 出所）CADENA DEL CARBON 2012, UPME 一般炭国内：UPME-SIMCO, comercializadoras y termoelectricas 一般炭 FOB、原料炭 FOB、コークス FOB、無煙炭 FOB：UPME-SIMCO, DANE comercio Exterior 135 4.4 4.4.1 石炭輸送インフラ 石炭輸送インフラの全体像 コロンビアの主要な石炭生産地域および輸送インフラを図 4-20 に示す。 コロンビアでは、一般炭の約 90%が国の北部に位置する La Guajira 県と Cesar 県の 2 つの 地域で生産されている（図 4-20 内、青および紫色箇所） 。La Guajira 県で生産される石炭の 大部分は Cerrejon により採掘され、 カリブ海沿岸の Cerrejon 専用の Puerto Bolivar に Cerrejon 所有の鉄道により運搬されている。同様に、Cesar 県で生産される石炭は、Drummond、 Glencore、Colombian Natural Resources（CNR）の三社で採掘され、個々が所有・運営する別々 の港に三社共同所有の Fenoco 鉄道により運搬されている。これらの港は、すべてカリブ海 沿岸の Magdalena 県 Santa Marta 市近郊に立地している。 上記の大型炭鉱以外の一般炭と原料炭は、主にコロンビア内陸部の Norte de Santander 県、 Santander 県、Cundinamarca 県、および Boyaca 県の 1,000 以上の小規模な鉱山で採掘されて いる。内陸部では、鉄道インフラが未整備あるいは全く整備されていないため、 、これらの 地域で生産される輸出用石炭は、トラックによりさまざまな道路を経由して大西洋沿岸の Barranquilla や Cartagena、太平洋沿岸の Buenaventura に運搬されている。 この他、バージ輸送も一部で行われており、特に北部から西部を経由してカリブ海沿岸を 結ぶ全長 1,500km の Magdalena 川は、内陸部から大西洋沿岸への石炭輸送手段として将来重 要なルートとなる可能性がある。しかし、非常に浅い箇所や蛇行している箇所が何ヶ所もあ るため、十分な大きさのバージによる航行は、川の大部分で困難であるのが現状である。コ ロンビア政府は、内陸部の Barranca から Barranquilla および Cartagena（運河の支線を経由） への航行条件を改善する計画を策定している。ただし、この計画の実行時期は不明で、河川 の改良工事が行われるまでの間は、内陸部で生産される石炭は、引き続き主に道路を経由し て運ばれる見込みである。 136 Puerto de Santa Marta Puerto Prodeco Company Current Capacity 15.5MT None; this port will be closed by Expansion Plans 2014 (shift to Puerto Nuevo) Puerto Drummond Company Drummond Current Capacity Expansion Plans Glencore 30MT 40MT by 2015-16 Puerto Nuevo Company 5.4MT None Glencore Sincelejo Cerrejon Current Capacity Expansion Plans 0MT Current Capacity (not yet opened) 21-23MT Expansion Plans (from second half of 2013) (Various) PANAMA 35MT To 40MT by 2015-16 Company 3.4MT 4.1MT by 2020 Current Capacity Expansion Plans Expansion Plans Main Colombian Coal Rail Links; Cerrejon Cartagena ports Company Cerrejon Current Capacity Barranquilla (Various) Current Capacity Expansion Plans Company Santa Marta Barranquilla ports (Magdalena River mouth) Company Puerto Bolivar Coal terminal Company operated by Carbosan 5.9MT Current Capacity (Multi-use port) Expansion Plans None Coal Basins La Guajira Rio Cordoba Colombian Natural Resources (Goldman Sachs) 7.5MT 12-15MT by 2015-16 Company Monteria Current Capacity Expansion Plans Cesar Others Railways Active Cucuta Inactive Main Colombian Coal Rail Links; FENOCO Current Capacity Expansion Plans Current Capacity Expansion Plans Coal terminal Future terminal Medellin Manizales Buenaventura ports Company Coal Terminals Bucaramanga Cauca liver Company VENEZUELA Fenoco (jointly owned by Drummond, Glencore, and CNR) ～50MT 100MT by 2016 33MT 40MT by 2015-16 (Various) Pereira 1.9MT 2.7MT by 2020 Bogota Ibague Tulua COLOMBIA Cali Neiva Popayan Pasto ECUADOR BRAZIL PERU 0 図 4-20 コロンビア石炭輸送インフラ 出所）各種資料より三菱総合研究所作成 137 100 200km 4.4.2 鉄道輸送インフラ (1) 鉄道輸送インフラの全体像 コロンビアには石炭用の鉄道が 2 本あり、1 つが Fenoco 鉄道、もう 1 つが Cerrejon 所有 による鉄道である。コロンビアの石炭輸送鉄道を図 4-21 に示す。 石炭生産地 1. La Guajira 2. Cesar 3. Cordoba-Norte de Antioquia 4. Antioquia-Antiguo Caldas 5. Valle del Cauca-Cauca 6. Hulia – Tolima 7. Cundinamarca 8. Boyaca 9. Santander 10. Norte de Santander 11. 内陸平原地帯 12. アマゾン川流域地帯 図 4-21 コロンビアの石炭輸送鉄道 出所）El carbon colombiano, Servicio Gelologico Colombiano, 2012 (2) Fenoco 鉄道 図 4-22 に示す Fenoco 鉄道は、Drummond（41.6％） 、Glencore（41.6％）、および CNR（16.8％） による共同所有だが、3 社それぞれが機関車と貨車から成る編成列車を個別に所有している。 139 各企業は、Fenoco 鉄道線の南端から支線を引き、Cesar 県内の自社炭鉱と Fenoco 鉄道の北 端に位置する Magdalena 県内の港を結んでいる。Fenoco 鉄道は Cesar 県からカリブ海沿岸ま での約 225 キロの距離を走っている。 Fenoco 鉄道では、現在、既存の線路に平行して第 2 鉄道線を敷設している。現段階で全 225 キロのうち、 約 47 キロが未完成の状態である。Fenoco 所有企業による投資額は 2 億 5000 万ドル規模で、鉄道線完成後の Fenoco 鉄道輸送能力は、年間 1 億トン以上に増加する見込 みである（現状の 2 倍） 。 図 4-22 Fenoco 鉄道（Cesar-Puerto Drummond 間） 出所）Drummond 140 Drummond は Fenoco 鉄道の 41％の株式を所有しており、Drummond 鉱山地域から Puerto Drummond までの距離は 192 キロである（内陸部山脈部分は含まず）。Drummond は 31～32 両の機関車と 1,500 両の回転式ダンプ貨車を所有しており、1 編成は、機関車 2～3 両と貨車 120～130 両で構成されている。アルミ貨車 1 両当たりの石炭運搬量は 50 トンであるため、 1 編成列車あたりの石炭運搬量は合計で約 6,000 トンである。所要時間は片道で 4.5～5 時間 である。鉄道による運搬能力を増強するため、Drummond では新しい車両を輸入する予定と なっている。 CNR は機関車 11 両と貨車 526 両を所有している。CNR の 1 編成は 2 つの機関車と 104 の貨車で構成されており、港への 1 往復の所要時間は約 21 時間である。1 日当たり 5 編成 がそれぞれ 6,300 トンの石炭を運ぶため、CNR では 1 日に炭鉱から港に約 3 万トンの石炭 を運搬することが可能である。 (3) Cerrejon 鉄道 Cerrejon は、自社所有の専用鉄道により、La Guajira 県の炭鉱から採掘した一般炭をカリ ブ海沿岸の Puerto Bolivar 港まで運搬している（約 150km）。現在の鉄道輸送能力は 3,300 万 トン/年である10。1 編成は、貨車 107 両と機関車 2 両で構成されており、個々の貨車が 110 トンを運搬するため、1 編成あたりの輸送能力は 12,000 トンである。一日あたり平均 9 編成 で鉱山と港の間の往復し、積込みから積出までにかかる時間は往復で約 12 時間である。 10 三菱総合研究所ヒアリング 141 4.4.3 港湾インフラ (1) 港湾インフラの全体像 表 4-16 にコロンビアにおける貨物の県別港湾輸出能力を示す。貨物輸出能力の 89.2%が 大西洋（カリブ海）側に集中しており、太平洋側は 10.8%にとどまる。 表 4-16 県別港湾輸出能力（全貨物） 県名 単位：MT 割合（%） 積込能力 Cartagena 89.0 29.4 Morrosquillo 65.0 21.4 Magdalena 62.0 20.4 La Guajira 36.0 11.9 Barranquilla 15.5 5.1 Turbo 1.5 0.5 San Andrés 0.6 0.2 270.0 89.2 30.0 9.9 2.6 0.9 太平洋側 32.6 10.8 合計 302.6 100.0 大西洋側合計 Buenaventura Tumaco 注：積込能力は理論値 出所）National Infrastructure Agency (NIA)ヒアリング 図 4-23 には、港湾別の石炭輸出割合を示す。 Buenaventura, 1.5% Cartagena, 1.2% Barranquilla, 1.5% Santa Marta, 50.2% La Guajira, 45.6% 図 4-23 石炭輸出港における石炭輸出割合 出所）NIA ヒアリング コロンビアでは、北部地域の石炭生産地に近い La Guajira 県と Magdalena 県に大きな港が 集中しており、コロンビアから輸出されるほとんどの石炭は、この地域のターミナルを経て 輸出されている（表 4-17） 。 142 表 4-17 港湾名 所有者 主要ターミナル ターミナル 石炭積込能力 （2013 年 1 月） （MT/年） 2012 年取扱量 （MT） 40＊ 32.76 5.9＊＊ - 15.5 14＊ Puerto Bolivar Cerrejon Puerto Bolivar Magdalena 県 カリブ海沿岸 民間企業・自治体のコン ソーシアム Puerto de Santa Marta Glencore Puerto Prodeco Glencore Puerto Nuevo 21-23 0 Drummond Puerto Drummond 30 24.8 Colombian Natural Resources (CNR) (Goldman Sachs) Socieda Portuaria Rio Cordoba（SPRC） 7.5 6.0 * 概算 ** 全ての貨物 出所）ヒアリングおよび Platts 資料をもとに三菱総合研究所作成 (2) Cerrejon-Puerto Bolivar Cerrejon が所有・運営している Puerto Bolivar の輸出能力は 2012 年後期で 3,500 万トンで あったが、炭鉱と港を結ぶ鉄道の輸送能力に限界があるため、実質的な輸出能力は 3,300 万 トンである。Puerto Bolivar では、18 万トン級ケープサイズの利用が可能で、これまでの最 大積載量は 17 万 6,000 トンである。この港では、24 時間以内にケープサイズ船に石炭を積 み込むことが可能で、平均で 1 日に 1 隻（ケープサイズ船以外も含む）のペースで積み込み が行われている。 Drummond、Glencore、CNR とは異なり、Cerrejon の Puerto Bolivar では、1985 年以来、直 接積載を行っている。現在、第 2 の積載設備を建設中で、2013 年末に完成する予定である。 2015～2016 年を目処に行われている第 1 拡張工事が終了すると、4,000 万トンの輸出能力に なる見込みである。これは、鉄道輸送能力の限界を考慮に入れた積込能力で、港自体の理論 上の積込能力は 6,000 万トンである。 (3) Magdalena 県カリブ海沿岸 以下、Magdalena 県における主要な港湾を北から南の順で整理する。 Puerto de Santa Marta は多目的港で、石炭の取扱量は比較的少量である。その他の港は Glencore、Drummond、CNR が自ら所有する港であり、この地域の港を運営する事業者は、 コロンビア政府の新しい規制により直接積載への移行過程にある。 Santa Marta 以外の港は、 Fenoco 鉄道により 200km 以上離れた Cesar 県内陸部の自社鉱山から石炭を輸送している。 1）Carbosan-Puerto de Santa Marta Puerto de Santa Marta は多目的港で、民間企業と自治体のコンソーシアム Carbosan が所 有・運営している。 港の積込能力は 590 万トンであるが、 石炭の利用はその一部のみである。 Santa Marta 内の石炭ターミナルは Carbosan が運営を行っている。Glencore と CoalCorp も自 社石炭の一部をこの港から輸出している。この港は鉄道へのアクセスを持っておらず、スト レージ容量も非常に小さい。現時点では港湾の積込能力を拡張する予定はない模様である。 143 2）Glencore-Puerto Prodeco 現在 Glencore は、Santa Marta 近隣の Simon Bolivar 空港のすぐ隣にある Puerto Prodeco を 使用しているが、Santa Marta 観光エリア付近の土地利用規制の変更に伴い 2014 年に閉鎖の 予定となっている。そのため、現在建設中の Puerto Nuevo に移行する計画となっている。 Puerto Prodeco の積込能力は 1,550 万トンである。 3）Drummond-Puerto Drummond Drummond は、カリブ海沿岸の Cienaga にある 100%所有の Puerto Drummond を運営し、 自社生産による石炭の全てをこの港まで鉄道で運搬している。港の現在の積込能力は年間 3,000 万トンであるが、4,000 万トンにするための拡張工事が進められている。 Drummond では、バージによるオフショアでの積込みから、直接積込みへの移行を進めて おり、2014 年 1 月 1 日より開始予定となっている。運河は、すでに 21〜22 メートルの深さ に浚渫されており、18 万～18 万 6,000 トンレベルの船舶に対して直接積込むことが可能に なる予定である。 4）Glencore-Puerto Nuevo 既述の通り、現在 Glencore が使用している Puerto Prodeco の閉鎖に伴い、その代替設備と して建設されている港である。工事は最終段階に入っており、2013 年後半には運営を開始 する。直接積載が可能で、公共港だが実際には 100%Glencore が使用予定で、2,100~2,300 万 トンの積込能力を予定している。 5）Columbian Narural Resources (CNR) - Socieda Portuaria Rio Cordoba CNR 全額出資子会社の Socieda Portuaria Rio Cordoba（SPRC）が CNR 専用港である Rio Cordoba を運営している。Rio Cordoba の積込能力は 750 万トンである。現時点ではオフシ ョアでの積載を行っており、ケープサイズ船は海岸から 11 キロ、パナマックス船は 7 キロ、 ハンディマックス船は 5 キロ離れたアンカーポイントから石炭を積み込んでいる。Rio Cordoba の現在の積載速度は、ケープサイズ船では 1 日あたり 1 万 7,000 トン、パナマック ス船では 1 万 3,000 トンである。 Rio Cordoba では、2 ヶ所のストックパイルの中央を走るコンベアベルトで石炭を運搬し ている。1 つのストックパイルが 14 万トンの貯蔵能力を持つため、合計で 28 万トンの貯蔵 能力を有する。また、CNR は、バージを 10 隻所有しており、2012 年 11 月時点では 4 つの フローティングクレーンが稼動していた。 同エリア内の他の石炭生産会社と同様に、CNR もコロンビア政府の規制により、直接積 載へと移行しつつある。 CNR は直接積載設備建設工事に約 2 億 5000 万ドルを投資しており、 これにより Rio Cordoba 港は年間 1,200〜1,500 万トンの積込能力になる模様である。毎時 5,000 トンの積載速度で、2014 年開始を予定している。 なお、Santa Marta-Cienaga 地域は重要な観光地であるため、今後新しい港の建設は無い模 様である。 144 以下、CNR ターミナルにおける各設備を示す（図 4-24） 。 貨物積み下ろし駅 一般炭ストックヤード （手前はベルトコンベア） ストックヤード パワーショベルによる石炭運搬 コンベアによる石炭運搬 コンベアの両側にストックヤードを配置 ストックヤードからバージへと続くコンベア バージ積込み設備 145 クレーンによるバージから船への積込み 沖へと続くベルトコンベア バージ積込み設備 図 4-24 CNR ターミナル設備 出所）三菱総合研究所撮影 146 4.5 米国のシェールガスがコロンビアの石炭市場に与える影響 4.1.2 (3) で述べたように、シェールガス革命により、米国の発電源が石炭から天然ガスに 大きくシフトした結果、米国における石炭需要が減少し、2006 年に 42%以上あったコロン ビアの北米向け石炭輸出量が、2012 年には 10%まで減少した11。 2012 年のコロンビアの石炭輸出量は 2011 年の輸出量を下回る傾向にある。これは、月単 位で契約している Fenoco 鉄道労働者のストライキと Prodeco 鉱山のストライキが原因であ る。しかし、2012 年の輸出量を 2011 年の輸出量と比較した場合、欧州向けの石炭輸出量も 微量ながら減少傾向にあるため、シェールガス・ブームの起きている米国から欧州市場への 石炭の輸出増加も原因の一つであると考えられる。 コロンビア大手石炭会社 2 社のヒアリングでは、2012 年の石炭輸出量は 2011 年を上回っ ている。これは、比較的生産コストの低い大規模生産者は、米国炭の競争力の上昇にあまり 影響を受けないが、生産コストの高い小規模生産者の方が、よりシェールガス革命の影響を 受けやすいことを示唆している。 11 本報告書作成時点では、2012 年 11 月のデータが最新であるため、2012 年は 1 月～11 月のデータを分析。 147 5． シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響・輸出可能性評価 5.1 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の経路 現地の石炭会社などエキスパートとのディスカッションの結果、 米国におけるシェールガ スの増産は、図 5-1 に示す 2 つの経路で欧州・アジア石炭市場に影響を与えると考えられ る。一つ目の経路が、米国炭が欧州市場に流入することにより、これまで欧州に輸出されて いたコロンビア炭、南ア炭がアジアを目指す経路。もう一つが、PRB 炭、Illinois 炭が直接 アジアに流入する経路である。 1 米国炭の欧州市場への流入 競合激化 2 4 欧州市場での競合激化 PRB炭、Illinois炭がアジアに直接流入 3 欧州市場の頭打ちのため南ア炭・コロンビア 炭がアジア市場に流れる 図 5-1 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の経路 出所）三菱総合研究所作成 (1) 経路 1：東部炭の欧州への流入の余波を受けたコロンビア・南ア炭のアジアへの流入 これまで述べたとおり、シェールガスの増産が最も影響を与えているのは東部炭である。 従って、国内での需要減を補うため、利益があまりなくても輸出市場を目指すインセンティ ブが最もある地域となる。 仕向け先は、欧州市場が中心になる。これは、東部炭はもともと生産原価が高いため、ア ジア市場では競争力が低く、 輸出するならばフレートの関係で他国炭よりも有利になる欧州 市場で販売するのが合理的であるためである。 欧州市場は、歴史的にはコロンビア炭、南ア炭が主に供給されていたが、とりわけ南ア炭 はアジア市場に輸出してもマージンは十分確保できることから、 スイングサプライヤーとし ての役割を増していくものと考えられる。 このように、 シェールガスの影響を受けた米国炭の流入による欧州市場の競争激化により、 アジア市場でもマージンを確保できるコロンビア炭、南ア炭については、アジア市場にも流 148 れていくと考えられる。 (2) 経路 2：PRB 炭・Illinois 炭のアジアへの直接流入 米国炭の中で、PRB 炭は価格競争力が高く、西海岸の港湾が建設されれば、アジア市場 向けのフレートでも有利になる。 これはシェールガスの増産とは直接関係のない動きではあ るが、アジア市場に影響を与えるポテンシャルは大きい。 Illinois Basin 炭も比較的価格競争力があり、また輸送インフラが整っているため、メキシ コ湾からの輸出となるためフレート上不利であるものの、現在でもアジア向けに輸出がなさ れている。ただし、同炭はサルファーが 3%と高いため、受け入れ可能な発電施設が極めて 限定されていることが足かせになるとみられる。 (3) 経路 1・2 に係る 4 つの因子 以上から、図 5-2 に示すとおり、経路 1 の因子が 3 つ、経路 2 の因子が 1 つ、計 4 つの 因子が考えられる。 本章では、 これら 4 つの因子に着目しながら、欧州石炭市場への影響と、 アジア石炭市場への影響を分析していく。 1 米国炭の欧州市場への流入 国内需要を失った米国炭が、炭鉱存続のため低利益でも輸出を目指す。東部炭は、欧州市場のみでコスト競争 力が保たれるため、原則欧州市場に流れる。 2 欧州市場での米国炭・コロンビア炭の競合 欧州では電力需要の伸びの鈍化、再生可能エネルギーの増加により、石炭輸入は微増程度。従い、米国炭の 流入増により、米国炭・コロンビア炭の競合が生じる。 3 欧州市場の頭打ちのためアジア市場に流れる 欧州市場は限られたパイを奪い合う構図であり、溢れた石炭はアジアに向かう。アジア向けは、コロンビア炭、南 アに競争力がある。それでも、アジア着のCIFベースでは豪州炭の高コストな部類と同程度のコストの見込み。 4 PRB炭、Illinois炭がアジアに直接流入 コスト競争力の観点では、東部炭をアジアに輸出するのは市況が良くない限り厳しい。Illinois炭は3%のサル ファーを受け入れられるかが焦点。インフラ問題さえ解決できれば、PRB炭は有望。 図 5-2 シェールガス増産が欧州・アジア市場に与える影響の因子 出所）三菱総合研究所作成 149 5.2 シェールガス増産による大西洋市場への影響 (1) 大西洋市場における輸入炭需給見通し 大西洋市場（欧州・カナダ・中南米）における一般炭の需給見通しを、図 5-3 に示す。 2011 年の米国及びコロンビアから大西洋市場への一般炭輸出量はそれぞれ、約 2,740 万トン と約 7,200 万トンである12。2012 年については米国の一般炭輸出量のみ速報値があり、4,100 万トンとなっている。 大西洋市場全体の輸入需要はおよそ 2 億トン程度で推移しているため、 2 ヶ国が占めるシェアは約 5 割となる。2 ヶ国以外では、ロシア、南アフリカが主要なサプ ライヤーとなっている。 大西洋市場の大部分を占める欧州市場では、人口増が期待できないことから、電力需要の 伸び余地は少なく、また欧州指令により 2020 年までに欧州平均で 20%の再生可能エネルギ ーの導入を規定していることから、 石炭をはじめとする火力発電の発電量はあまり伸びる余 地がない。 他方、欧州内の石炭生産が滞るといった理由から、三菱総研の需給モデルによる計算では 輸入需要は 2030 年時点で最大 2 億 5,000 万トン程度まで増える可能性がある （高位ケース）。 中位ケースでは 2 億 2,900 万トン、CO2 価格を USD 25/ton に上昇した場合の低位ケースでは 1 億 3,700 万トンとなる。なお、CO2 価格の上昇は現時点では見込みにくいため、2 億トン 強の輸入需要となる可能性が高い。この市場を、米国、南ア、コロンビア、ロシアの 4 ヶ国 が価格競争力、品位、供給力などの観点で分け合っていく構図になる。 仮に米国炭の輸出量が 2012 年実績のままで維持されたとしても、南ア炭は Richards Bay と接続する鉄道の拡張により輸出能力が増えるほか、コロンビアも増産を計画しているため、 仮にこれらの輸出能力を全て欧州市場に仕向けるとすれば、余剰供給力は、大西洋市場にお ける輸入炭の需要中位ケースにおいて 1 億 4,800 万トンとなる。これら余剰供給力は基本的 にアジアに仕向けられるため、南ア炭、コロンビア炭のアジア向け供給量は増えていくと考 えられる。なお、大西洋市場の需要次第で、これら両国からアジア向けの仕向け量は 1 億 2,800 万トンから 2 億 4,100 万トンのレンジとなる。 12 Coal Information 2012（IEA） 150 南ア 輸入（低位） 378MT 400 Exports, Imports [MT] 350 300 250 200 150 100 50 余剰分（需要低位ケース）：241 MT ロシア等 輸入（高位） 余剰分（需要中位ケース）：148 MT コロンビア 輸入（中位） 余剰分（需要高位ケース）：128 MT 米国 その他 図 5-3 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 0 大西洋市場の一般炭（輸入炭）需給の見通し 出所）三菱総合研究所分析 (2) コスト構造とインパクト 図 5-4 に、世界の主要一般炭サプライヤーの Rotterdam 着の CIF 原価13を三菱総合研究所 が独自に推計したものをまとめた。同図ではインドネシア、豪州の原価も参考に計算してい るが、両国はよりマージンの取れるアジア市場に全量供給すると考えられ、これらの石炭が 欧州まで回ってくることは起こらない。結果としては、やはりコロンビア炭、イリノイ炭、 南ア炭が、供給力、コスト競争力の両点で最もポテンシャルがあることが分かる。 米国東部炭は、生産原価や鉄道コストが高いが、コロンビア炭よりも熱量も高いため、熱 量ベースでは下図よりもコスト差が縮まるとみられる。とはいえ、相対的に原価が高い状況 には変わりなく、サプライヤーは自社のマージンを削って供給しているのが実態である。た だし、詳細は後述するが、米国東部からアジア市場では価格競争力が極めて低いため、米国 東部炭にとって事実上の唯一の市場が欧州市場となっている。このため、サプライヤー各社 は、閉山を避けるため、コストが合う限りは自社のマージンを削ってでも大西洋市場に石炭 を供給すると考えられる。なお、2012 年は米国から大西洋市場に 4,100 万トンが輸出された ため、少なくともこの規模の供給は続くと考えられる。 前節で述べたとおり、大西洋市場の需要中位ケースで 1 億 4,800 万トンの供給力が余剰と なるため、米国、コロンビア、南ア、ロシアの 4 ヶ国の中で、より需要のあるアジア向けに 輸出できる国は、余剰分をアジアに輸出していくものと考えられる。 13 生産原価に輸送費を加算したもの。利益は入っていない。 151 120 100 Colombia high cost Venezuela CIF Cost [USD/T] 80 Indonesia low cost (Freight) 60 40 US (Illinois) Colombia low cost 20 South Africa Russia (West) Indonesia high cost Indonesia low cost (FOB) Australia (QLD) Australia (NSW) US (East) 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Export potential [MT] 図 5-4 世界の主要一般炭サプライヤーの Rotterdam 着の CIF 原価 13 の推計 出所）三菱総合研究所分析 そこで、図 5-5 に三菱総合研究所による世界の主要一般炭サプライヤーの Hong Kong 着 の CIF 原価の推計を示した。上述の 4 ヶ国のうち、南アはアジア市場でも価格競争力が高 いことが分かる。つまり、南アはスウィングサプライヤーとして機能できるため、大西洋市 場の競争が激化した際は、無理に大西洋市場で販売せず、仕向け先をアジアに変えることが できる。コロンビアについては、大西洋市場で販売した方がマージンを取りやすいとみられ るが、 アジア市場においても豪州の中で比較的高コストな炭鉱と同レベルの原価になると考 えられ、アジア市場にも供給することは十分可能である。これはコロンビアの石炭会社への ヒアリングでも裏付けられており、 基本的には今後も大西洋市場で販売したいと考えている が、主にスポットでアジア市場にも販売したいとしている。 140 120 Venezuela CIF Cost [USD/metric ton] 100 Colombia high cost 80 60 Indonesia low cost (Freight) Russia (East) 40 South Africa Indonesia high cost 20 Indonesia low cost (FOB) Australia (NSW) US (PRB) Australia (QLD) Colombia low cost US (East) US (Illinois) 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Export potential [MT] 図 5-5 世界の主要一般炭サプライヤーの Hong Kong 着の CIF 原価 13 の推計 出所）三菱総合研究所分析 152 800 従って、今後、大西洋市場で供給過多となった場合、東部炭は引き続き大西洋市場に供給 を続け、南アがマージン次第でアジア市場に供給先を切り替える可能性が高い。コロンビア は大西洋市場に供給できる限り供給するが、供給力が余剰になる場合、余剰分はアジアで販 売するとみられる。 ただし、東部炭でも一部の炭鉱では割安な価格で販売しているところもあり、既にアジア 市場向けに輸出が行われていることから、引き続きアジア市場に対して少量ながらも供給が 継続されるものと考えられる。 このように欧州では需要の伸びが見込めないにもかかわらず供給ポテンシャルが大きい ため、価格は抑制される傾向にある。また世界的には、中国需要の減退も石炭価格低迷の大 きな要因と考えられる。 153 5.3 米国・コロンビア炭のアジア市場への輸出増がアジア石炭市場に与える影響 (1) アジア市場における輸入炭需給 2011 年の米国及びコロンビアからアジア市場への一般炭輸出量はそれぞれ、約 740 万ト ンと約 830 万トンである14。アジア市場の一般炭輸入需要は、2011 年は 5 億 5,700 万トンで あり、2030 年までには 8 億 3,900 万トン以上に増えると見込まれている（中位ケース）。中 国やインドの経済成長率が約 7%で推移した場合の高位ケースでは 12 億 7,000 万トン、需要 がそれほど伸びない低位ケースでは 7 億 7,600 万トンとなる。 アジア市場は豪州とインドネシアが大部分の一般炭を供給しており、 豪州は増産余地が大 きいとみられるが、インドネシアがエネルギー・鉱物資源省の資料によれば今後輸出を増や さないとの見通しになっている。このため、2030 年には豪州の輸出量が 4 億 6,000 万トン、 インドネシアの輸出量が 1 億 5,800 万トンとした場合、両国だけでは 2 億 2,100 万トンの供 給が不足する。 従って、欧州と比較するとアジアの一般炭市況はひっ迫しやすいと考えられ、シェールガ ス増産の影響を受けた米国炭、南ア炭、コロンビア炭がこれら不足分を充足できるかがポイ ントになる。 豪州 中国 インドネシア 南ア モザンビーク モンゴル インド ロシア 米国 コロンビア その他 輸入（低位） 輸入（中位） 輸入（高位） 1,400 1,200 1,000 [MT] コロンビア 米国 800 ロシア 南ア 600 インドネシア 400 豪州 200 0 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 図 5-6 アジア市場の一般炭貿易見通し 出所）三菱総合研究所分析 14 Coal Information 2012（IEA） 154 (2) シェールガスの影響を受けたコロンビア・南アフリカ炭の影響 前節で述べたとおり、コロンビア炭、南アフリカ炭の供給力が今後も増えるため、欧州市 場だけでは需要が不足し、 2030 年で両国から 1 億 4,800 万トン程度がアジア向けに仕向けら れると考えられる。これに加え、ロシアが 2030 年に 7,500 万トンをアジア向けに輸出する とすれば、これら 3 国でアジアの一般炭需給が充足される規模になる。 従って、アジア市場には大西洋市場だけでは余剰となるコロンビア、南アの供給力を吸収 する需要があるとみられ、両国炭のアジア市場への流入が進むと考えられる。 (3) 米国炭の供給可能性 EIA 統計によると、米国一般炭のアジア市場への 2012 年の輸出量は 956 万トンである。 米国炭のアジア市場への輸出の実現性に係る課題はコストと西海岸のインフラ整備である。 三菱総合研究所の分析によれば、フレートを含めると、Illinois 炭であっても比較的高コス トの豪州 Queensland 炭よりやや高い供給原価になり、米国東部炭はさらに高いと考えられ る（図 5-7） 。 従って、市況次第ではあるが、現在の Newcastle 炭の価格では、一般的な生産コストの東 部炭は、アジア市場には販売できないことになる。一方、米国の貿易統計によれば、2012 年に中国市場向けに一般炭 213 万トンを輸出しており、FOB 価格は平均で USD 83.44/ton で あった。FOB 価格から、一部は東部炭が輸出されているとみられる。従って、東部炭の一 般的な生産原価ではアジア向けの価格競争力はないが、 スポット的に生産原価が安い東部炭 （例えば、原料炭のバイプロダクトで生産される一般炭など）がアジア市場にも流入してい る様子が伺える。 Illinois 炭については、フレートを含む供給原価は USD 80/ton 程度とみられ、安くはない が、商業的に供給は可能な水準にある。ただし、硫黄分が 3%以上と高いため、これを受け 入れ可能な発電所が限られることが課題になる。 155 140 120 Venezuela CIF Cost [USD/metric ton] 100 Colombia high cost 80 60 Indonesia low cost (Freight) Russia (East) 40 South Africa Indonesia high cost 20 Indonesia low cost (FOB) Australia (NSW) US (PRB) Australia (QLD) Colombia low cost US (East) US (Illinois) 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Export potential [MT] 図 5-7 世界の主要一般炭サプライヤーの Hong Kong 着の CIF 原価の推計（再掲） 出所）三菱総合研究所分析 PRB 炭は USD 73/ton の供給原価となり、熱量がやや低いことを踏まえても、価格競争力 は高い。従って、インフラが整備されれば、買い手はつく可能性が高い。 なお、図 5-6 の推計では、主に西部の新設 2 港（Gateway Pacific ターミナルおよび Millennium ターミナル）と Oxbow ターミナルの石炭積出能力に、直近のアジア市場への輸 出量が継続されると想定し、2030 年で 1 億 400 万トンの供給を見込んだ。この場合、アジ アの石炭需給を上回る供給力が想定されるため、米国炭、特に西部炭のアジア市場への輸出 は、アジアの一般炭市場の需給を緩める上で効果的である。 156 5.4 米国・コロンビア一般炭のアジア市場への輸出ポテンシャルの評価 (1) コロンビア炭 図 5-8 に、NIA へのヒアリングで得た、コロンビアの一般炭輸出シナリオ（アジアに輸 出が進むとみる Pacific シナリオ）と、三菱総合研究所の試算結果（MRI シナリオ）を示す。 コロンビアでは 2030 年で約 1 億 8 千万トンの輸出量を見込んでいる。前述のとおり、三 菱総合研究所の推計では、欧州市場は 2 億 2,900 万トンの需要が見込まれるため、理論的に は 1 億 8 千万トンの輸出は欧州市場で全量吸収可能ではあるが、 米国炭などとの競合がある ため、MRI シナリオでは 2030 年時点で欧州市場で 1 億 3,050 万トン程度販売可能とみてい る。 コロンビア炭は欧州で販売した方がアジアで販売するよりもマージンが大きいため、 基本 的には欧州市場を優先すると考えられるが、余剰分となる 4,950 万トンはアジアに仕向けら れる。 前節での分析のとおり、アジアの一般炭市場は今後逼迫すると見込まれ、4,950 万トンは 十分吸収可能である。このため、コロンビアからは 2030 年に 4,950 万トン程度がアジア向 けに仕向けられるとみられる。 Pacific Atlantic 200 180 Coal Exports [MT/year] 160 140 120 134.8 130.5 100 112.0 80 60 40 105 90.6 88.4 14.4 17.6 180.0 78.4 20 2.8 0 107.1 143.5 2011年 （実績） 予測輸出量 Pacific 2015年 MRI 31.5 予測輸出量 Pacific 2020年 45.2 36.4 MRI 予測輸出量 Pacific 49.5 MRI 2030年 図 5-8 コロンビアの石炭輸出シナリオ（Pacific シナリオと MRI 独自シナリオ） 出所）National Infrastructure Agency (NIA)へのヒアリング、独自試算より三菱総合研究所作成 (2) 米国東部炭・Illinois 炭 東部炭は、コスト競争力がないアジア市場で無理に売るよりも、フレート上有利になる欧 州市場を目指す方が合理的である。ただし、実際には、原料炭に付随して生産されるような 販売価格を下げられる一般炭や、 一般炭専業でも安価に生産可能な炭鉱については、統計上、 アジア市場にも販売されているようである。従って、今後も東部炭は基本的に欧州で販売さ れるが、一部はアジア市場に流れる構図が続くと考えられる。 Illinois 炭も欧州市場の方が競争力がある点は変わりないが、サルファーが 3%と高く、混 157 炭しなければ使えないため、需要に上限がある。従って、ハイサルファー炭であっても、デ ィスカウントして購入したいユーザーを中心に、販売が進むとみられる。 大手石炭会社へのヒアリングでは、パナマ運河の拡張工事が終わると 11 万トンの大型船 が通行可能となるが、通航料を含めると、ケープサイズで喜望峰を回る方が安いと予想され ている。従って、パナマ運河拡張の影響は小さく、アジアへの輸出増加の要因とはならない とみられる。 前述したように、2012 年の米国一般炭のアジア市場への輸出は 956 万トンであり、この レベルの供給は続くと見込まれる。 (3) 米国 Powder River Basin 炭 Powder River Basin 炭の生産原価は低く、USD 15/ton の場合はフレートを含めると Hong Kong 着の原価は USD 79/ton と見込まれ、豪州 New South Wales 炭の平均的なコスト並にな る。大規模炭鉱であればより低い USD 10/ton での生産も可能であり、この場合は Hong Kong 着の原価が USD 74/ton と見込まれ、インドネシアの割安な炭鉱からの石炭価格に近い水準 となる。また、品位面で競合するインドネシア炭の生産コストは上昇しており、中期的には 相対的な価格競争力は高まると考えられる。 需要の観点でも、アジアの一般炭需要を豪州、インドネシアだけで満たすことは難しいと 考えられ、これらの国と同水準の価格競争力を持つ PRB 炭のニーズは十分にある。 課題は輸出インフラの整備で、州政府の EIA 許可と、ファイナンスが得られるかが課題 になる。環境団体の反対は激しいが、手順に乗っ取り EIA の手続きを行えば、仮に裁判所 の判断を仰ぐことになっても、時間の問題との見方も少なくなかった。 課題はファイナンスで、豪州のように、石炭会社が自社で債務保証できないことから、オ フテークアグリーメントを十分積み上げられるかが課題になる。 158 平成 24 年度海外炭開発支援事業 海外炭開発高度化等調査 「米国シェールガス開発が米国及びコロンビアの石炭産業に与える影響調査並 びに大西洋及びアジアの石炭市場に与える影響調査」 平成 25 年 3 月 発行 発行： 〒105-0001 東京都港区虎ノ門 2 丁目 10 番 1 号 虎ノ門ツインビルディング http://www.jogmec.go.jp/ 本報告書の内容を公表する際は、あらかじめ独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 の許可を受けてください。
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