中国：石油・天然ガス関連13次五か年 計画の概要と当面の需給、対外投資の 展望 2017年2月23日 調査部 竹原 美佳 1 エネルギー産業の13次五か年計画 エネルギー13次五か年計画 発表時期：2016年12月～2017年1月 エネルギー全体の政策および個別の13次 五か年計画（2016～20年、以下「13・5計画」） 構成： ・12次五か年計画（2011～15年、以下「12・5計画」） の実績（成果と課題） ・「13・5計画」の主要目標 ・ 「13・5計画」の主要任務 高効率、スマートシステム 省エネ、低炭素、エネルギー消費革命 エネルギーサプライサイドの革命 エネルギー技術革命 エネルギーの公平なアクセス エネルギー国際協力 国民のエネルギーサービス享受 煤炭工业 发展“十 三五”规 划 电力发展 “十三五” 规划 能源发展“ 十三五”规 划 石油发展 “十三五” 规划 可再生能 源发展 “十三五” 规划 天然气发 展“十三 五”规划 天然ガスは別途CBM （CMM)、シェールの 13次五か年計画あり エネルギー「13・5」計画に基づき作成 2 エネルギー「13・5計画」の主要目標 エネルギー発展13次五か年計画における １次エネルギー消費構成目標 40 35 石油換算 億トン（toe） 年率2.5%程度 35億toe以下 非化石 15% 天然ガス 8.3～ 10% 石油 17～ 18.7% 石炭 58% 30 非化石 12% 天然ガス 6% 石油 18% 石炭 64% 25 20 15 10 5 エネルギー「13・5計画」の主要目標 消費抑制：35億toe*以内 安全保障：自給率80%以上を維持 安定供給（生産）：約28億toe 低炭素化：1次エネルギー消費比率を石 炭58%以下、非化石15%以上（拘束性**）、 天然ガス8.3～10%（予測性**）、石炭の発電 向け消費55%以上（予測性） 効率向上：GDP単位あたりエネルギー消 費を15年比15%削減、発電端石炭消費 310g／kWh以下、送電ロス6.5%以内 0 消費構成 （15年実績） 石炭 石油 消費構成 （20年目標） 天然ガス 非化石 エネルギー「13・5計画」、天然ガス「13・5計画」に基づき 作成（天然ガスの変動は石油で調整） 石油と天然ガスの消費は石炭と非化石エネ ルギーにより、天然ガスの需要は石炭や石 油からの転換次第で決まる 低炭素：GDP単位あたりCO2排出を2015 年比18%削減 サービス：エネルギー公共サービスの向上 *toe：石油換算トン **拘束性指標：必達目標 **予測性指標：必達ではなく政策の実施により到達する と思われる指標 3 発電設備の低炭素化は進むが発電の太宗は依然 石炭火力か 電力「13・5計画」における発電設備構成目標 20 ＋4.7億kW 億kW 非化石 39% うち水力 19% 原子力 3% 18 16 非化石 35% うち水力 21% 原子力 2% 14 12 10 8 6 2 6.0 非化石 26% うち水 力19% 5.0 発電設備容量 （20年目標） 億kW 石炭火力 ガス火力 石油火力 その他火力 水力（揚水含む） 風力 太陽光／熱 原子力 その他非化石 電源別 目標なし 火力 74% うち ガス 2.9% 3.0 2.0 1.0 0 発電設備容量 （15年実績） 億kW 7.0 6.8～7.2兆kWh 年率5.5% 4.0 化石61% うち石炭 55% ガス6% 化石65% うち石炭 59% ガス5% 4 電力「13・5計画」における発電電力量目標 0.0 発電電力量 （15年実績） 兆kWh 火力 発電電力量 （20年目標） 兆kWh 非化石 電力「13・5計画」に基づき作成、 15年実績は中国電力企業連合会 発電設備容量増強の6割強を非化石エネルギーと天然ガス火力が占める計画だが、 電源別発電設備目標は予測性、発電電力量は電源別の目標設定なし 4 石油「13・5計画」の主要目標 石油「13・5計画」の主要目標 国内探鉱開発、供給安定：主要産地の探鉱強化、原油生産4百万b/d維持 原油・石油製品パイプライン：中露原油（2期）他原油パイプライン新増設5,000km 国家石油備蓄構築加速：2期・3期の着工、国家製品備蓄を含む法整備 石油からの燃料転換（ガス・電化）：工業用重油ボイラーの天然ガス・電化、天然ガス自動車、 船舶燃料（バンカリング）、電気自動車など公共輸送部門の燃料転換 技術開発、装備の国産化：深海、深層、非在来型油ガス開発技術、石油工程設備の国産化 2010年 （実績） 累計確認原始埋蔵量（in-place）10億bbl 原油生産量 100万b/d 石油見かけ消費量 百万b/d 原油純輸入量 百万b/d 輸入比率 *1 万km 原油パイプライン距離 原油パイプライン輸送能力 百万b/d 石油製品パイプライン距離 万km 石油製品パイプライン輸送能力 百万b/d 228 4.1 8.8 4.9 55% 2.2 3.6 1.8 2.9 2015年 （実績） 271 4.3 11.2 6.6 59% 2.7 4.2 2.1 4.3 2020年 （目標） 307 4.0＜ 12.0 7.8 65% 3.2 6.6 3.3 6.1 年平均成 年平均成 長率 長率 11→15年 16→20年 3.5% 2.5% 1.1% 4.8% 1.5% 6.9% 3.2% 4.2% 6.3% 3.1% 8.5% 3.5% 4.2% 9.5% 3.5% 石油「13・5計画」に基づき作成 供給安定、輸送・貯蔵インフラ整備、燃料転換、技術開発・装備の国産化 5 低油価による投資縮小で原油生産は減少 500 大慶(Daqing) 勝利(Shengli) 遼河(Liaohe) 西部 その他陸上 CNOOC他 万b/d 400 300 200 100 0 原油生産の約8割は陸上 大慶等東部油田：5割、西部陸上：3割 中国主要地域別原油生産推移、新華社China OGPに基づき作成 SINOPEC CEOは2016年3月に勝利油田について50ドル／ bblでも一部坑井は赤字であり、経済性の低い油井の操業 を停止し5%程度減産を行う計画を表明（実績は約10%以上 の減産）CNPCも大慶油田も同様の対応 2016年の国内原油生産量は前年比7%減（約30万b/d減、2010年以降初めて 400万b/dを下回る） 生産減少は主に東部成熟油田（経済性の低い油井の操 業を停止する計画的な減産を実施） 6 成熟油田減退抑制、西部油田増産による生産 維持は容易ではない 東部 西部 海洋 0.0 百万b/d 0.5 1.0 2015年 1.5 2.0 2.5 2020年 「13・5」計画における生産400万b/d維 持の地域別目標 石油「13・5計画」に基づき作成 東部：松遼盆地、渤海湾盆地（陸上）の大慶・勝利・遼河油 田等 西部：新疆ジュンガル・タリム、オルドス盆地長慶油田等 海洋：海洋油田（渤海、南シナ海等） 長慶油田生産・開発井掘削推移（2012～2015年） 10,000 55 8,000 50 6,000 45 4,000 40 2,000 35 0 国内新規坑井掘削は 15年に前年比25%減 開発・増産を進めて いた西部長慶油田の 掘削も同18%減 30 2012年 2013年 開発井掘削数（左軸） 2014年 2015年 生産量（右軸、万b/d） 長慶油田生産、開発井掘削推移 「産油国政府と国有石油会社の低 油価への対応－ 中国の事例分析－」石 油・天然ガスレビュー2017年1月 陸上は東部大慶、勝利等成熟油田の生産減退ペースを抑制し、西部長慶油田等の増産 を図る（海洋は渤海、南シナ海等の生産維持と深海探鉱加速）ことで生産維持を図る計 画。←国有石油企業は15年以降生産維持、増産のための投資を抑制、投資が 上向いても生産に結びつくには数年を要すると思われる。 7 参考：中国国有石油会社純利益、探鉱 開発投資額推移 国有石油企業3社の上流投資は14年から16年にかけて4割減少 8 参考：CNOOC Ltd.2017年ビジネス戦略 投資額増加の一方、生産目標は引き下げ CNOOC Ltd 2017 strategy Preview ・2017年の投資額：6～7百億元（87～102億ドル） ←16年から引き あげ、15年水準へ ・2017年の生産目標：450～460mmboe（1.23～1.26MMboed） ←16年比3～5%減、2016年は4%減の495MMboed 9 政府の見通し通り原油輸入の伸びは鈍化？ 2010年 （実績） 原油生産量 100万b/d 石油見かけ消費量 百万b/d 原油純輸入量 百万b/d 2015年 （実績） 4.1 8.8 4.9 4.3 11.2 6.6 年平均成 年平均成 長率 長率 11→15年 16→20年 4.0＜ 1.1% 12.0 4.8% 1.5% 7.8 6.9% 3.2% 2020年 （目標） 石油「13・5計画」に基づき作成 9.0 8.0 百万b/d 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 政府計画 輸入実績 石油「13・5計画」では原油純輸入 量は20年までに17%増（年平均 3.21%増）16年の原油輸入実績は 前年比13%増←政府19年見通し相当 CNPC経済技術研究院（ETRI）は17 年の同国石油製品生産量を前年 比4.3%増、ガソリン、軽油、ジェット 燃料の需要の伸びを同2%増（約 20万b/d増）と予測 原油純輸入政府見通しと輸入実績（17年はCNPC-ETRI予測） 政府計画は石油「13・5計画」、輸入実績は海関統計に基づき作成 17年輸入見通しはChina OGP（CNPC・ETRI予測）等に基づき試算 石油需要の伸びは鈍化するが一定の伸びが見込まれる。原油輸入の増加 は政府見通しを上回るのではないか。 10 輸入原油は今後どこから調達？ UAE 3% その他 17% 中国の主要国からの原油輸入（2015・16年） ﾛｼｱ 14% 0 20 40 60 80 100 120 140 ｻｳｼﾞｱﾗﾋﾞｱ ﾛｼｱ 13% ｻｳｼﾞｱﾗﾋﾞｱ ｱﾝｺﾞﾗ ｲﾗｸ ｱﾝｺﾞﾗ ｵﾏｰﾝ 12% ｲﾗﾝ ﾍﾞﾈｽﾞｴﾗ ｲﾗﾝ 8% ｵﾏｰﾝ ｲﾗｸ 5% ﾍﾞﾈｽﾞｴﾗ 9% 10% ﾌﾞﾗｼﾞﾙ ｸｳｪｰﾄ UAE ｻｳｼﾞｱﾗﾋﾞｱ ｱﾝｺﾞﾗ ｲﾗｸ ｵﾏｰﾝ ｲﾗﾝ その他 ｸｳｪｰﾄ 4% ﾌﾞﾗｼﾞﾙ 5% ﾛｼｱ ﾍﾞﾈｽﾞｴﾗ ﾌﾞﾗｼﾞﾙ ｸｳｪｰﾄ UAE その他 2015年 2016年 国別原油輸入比率（2016年） China OGPに基づき作成 中露原油パイプラインと国有石油企業の長期売買契約に加え2016年は地方製 油所（ティーポット）の調達増でロシアが輸入相手国首位に（16年がピークか？）。 中東からの輸入総量は増加しているが、ロシアや中南米など他地域の輸入増加 で相対的にシェアが低下。基本的には中東からの調達が増加すると思われるが 17年はOPEC減産合意によりシェアが低下する可能性。中南米からの調達はブラ ジルとの“Loan for Oil”追加等で若干増加の可能性。 11 参考：ロシアからの原油調達 120 万b/d 100 80 60 40 “Loan for Oil”（中国からロシアへの融資協定とロシア 20 0 から中国への長期原油輸出協定） 2009年合意時スキーム 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 ESPO（CNPC） ESPO（SINOPEC） カザフスタン（CNPC) 輸入実績（ロシア） Rosneftと国有石油会社の原油売買契約とロシアから の輸入実績 新華社China OGP他に基づき作成 Rosneftとの原油売買契約（CNPC・SINOPEC） 2社計50万b/d Rosneftとのカザフスタン経由輸出契約（CNPC） 20万b/d 契約量計70万b/d 東シベリア太平洋（ESPO）原油パイプライン 大慶支線1期：11年11月稼働（30万b/d） 大慶支線2期：建設中、18年1月稼働予定 （全長941km、輸送能力30万b/d） 輸送能力計60万b/d 12 参考：ブラジルからの原油調達 50 万b/d 40 30 20 10 0 Sinopec CNPC・SINOPEC・Zhenhua 輸入実績 Petrobrasと国有石油会社の原油売買契約とブラジル からの輸入実績（3社輸入開始時期未詳、2017年以 降と仮定） 新華社China OGP他に基づき作成 “Loan for Oil”（中国からブラジルへの融資協定とブラ ジルから中国への長期原油輸出協定） 2009年合意時スキーム Petrobrasとの原油売買契約 （SINOPEC、09年） 09年：15万b/d 10～19年：20万b/d Petrobrasとの原油売買契約（CNPC、 Sinopec、Zhenhua2016年12月） 10年間10万b/d（開始時期不明） 13 石油需要に影響をもたらす要因 経済成長 構造改革vs景気対策 高い成長目標（2020年まで平均6.5%） “2017年は中国共産党人事の年” 企業債務と金融リスク 地方製油所（ティーポット）の動向と過剰能力 精製過剰能力、石油製品輸出増加 ティーポットの取り締まり・輸入枠削減 小型車（1,600cc以下）取得税減税延長 減税幅半減5%→7.5% 国家石油備蓄構築による備蓄積み増し 法整備、基地建設、国家石油製品備蓄他 石油からの燃料転換 重油ボイラー、公共交通機関の天然ガス・電化 14 参考：セクター別GDP成長率推移 セクター別GDP貢献率（2006～2015年、%） 16.0% 14.0% 14.2% 12.7% 12.0% 10.0% 5.8% 6.7% 8.0% 9.6% 4.5% 6.0% 4.0% 6.3% 7.1% 2.0% 10.6% 9.2% 4.2% 4.1% 4.7% 4.8% 2008 2009 6.1% 9.5% 7.7% 7.7% 7.3% 6.9% 6.7% 3.5% 3.7% 3.5% 3.7% 3.5% 3.8% 3.7% 3.4% 2.8% 2.7% 2012 2013 2014 2015 2016 4.2% 4.9% 0.0% 2006 2007 一次産業 2010 2011 二次産業 三次産業 GDP 国家統計局に基づき作成 16年GDP：6.7%増、三次産業52% 15 参考：中国の石油需給推移 中国の石油需給推移（13年1月～16年12月、万トン／月） 原油生産 原油純輸入 石油製品純輸出入 2社精製処理量 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 -200 1月 3月 5月 7月 9月 11月 1月 3月 5月 7月 9月 11月 1月 3月 5月 7月 9月 11月 1月 3月 5月 7月 9月 11月 新華社、海関統計に基づき作成 精製処理能力増強（能力過剰）、地方製油所（ティーポット）の原油輸入・ 稼働率増加、余剰石油製品の輸出増加（主に国有石油企業） 16 参考：自動車販売 自動車種別販売比率（2016年） SUV 37% 350 軽バン （交叉 型） 3% 300 250 200 乗用車 50% MPV（多 目的 車） 10% 乗用車 MPV（多目的車） 自動車販売台数増減（2012～2016年、万台） 150 100 50 0 -50 -100 2012年 SUV 軽バン（交叉型） 中国汽車工業協会に基づき作成 16年販売台数は前年比15%増 の約2,440万台 乗用車 2013年 2014年 MPV（多目的車） SUV 2015年 2016年 軽バン（交叉型） 16年は引き続きSUVの販売が好調 17 天然ガス「13・5計画」の主要目標 天然ガス「13・5計画」の主要 目標 累計確認埋蔵量*1 天然ガス生産量*2 うち在来型 うちタイトサンドガス うちシェールガス うちCBM生産（利用量） うちCMM抽出（利用量） 天然ガス輸入量 天然ガス見かけ消費量 天然ガスの1次エネルギーに占 める比率 ガス利用人口 都市人口天然ガス化率 天然ガスパイプライン距離 天然ガスパイプライン1次輸送 能力 LNG受入能力 地下貯蔵ワーキングガス量 TCM BCM/ｙ BCM/ｙ BCM/ｙ ％ 2010年 2015年 2020年 （実績） （実績） （目標） 321 459 565 95 135 210 120 37 5 30 4（4） 10（9） 14（5） 14（7） 17 61 108 193 4 6 8.3～10 億人 ％ 万km 4 3 43 6 4.7 57 10 BCM 96 280 400 1,610 2 4,380 6 15 万ｔ／年 BCM 天然ガス「13・5計画」に基づき作成 *1：2020年目標は在来型、*2：2020年生産量は計画で示されたまま（内訳の 合計とは合わない） 国内探鉱開発、供給増加：海洋 と陸上、在来と非在来ガスを共 に開発。 ・四大生産基地（西部タリム、 オルドス（長慶）、四川、海洋） ・非在来ガス（シェールガス、 CBM等） 天然ガスパイプライン網構築（中 央アジアD、中露東ルート等新 増設4万km） ガス貯蔵、ピーク調整設備建設 （地下貯蔵ワーキングガス9BCM 増強←拘束性、LNG受入基地能 力増強目標なし、既存基地拡張 優先、新設は適宜 市場化、高効率利用（石炭から の燃料転換、交通輸送分野（自 動車、船舶等、ガス発電設備1.1 億kW、発電設備の5%超） 18 天然ガスは石炭、石油からの燃料転換政策に よる増産 四川(Sichuan) 140 120 タリム(Talimu) 長慶(Changqing) CNOOC その他 BCM 100 80 60 40 20 0 天然ガス生産の8割は陸上 四大生産基地（西部タリム、オルドス（長慶）、 四川、海洋）の生産が7割 新華社China OGPに基づき作成 2016年の天然ガス生産量はシェール・CBM等非在来型ガスの増産で 前年比8%増（10BCM増）の140BCM、シェールガス生産は7BCM←1年 遅れで政府生産目標（6.5BCM）達成 CBMは5BCM、石炭合成ガスは1.6BCM 19 天然ガス需給の不確実性 2010年 （実績） 95 17 108 2015年 （実績） 135 61 193 2020年 （目標） 210 天然ガス生産量 BCM/ｙ 天然ガス輸入量 BCM/ｙ 52～105 天然ガス見かけ消費量 BCM/ｙ 262～315 天然ガスの1次エネルギーに占 ％ 4 6 8.3～10 める比率 天然ガス「13・5計画」に基づき作成、輸入量・消費量は1次エネルギーに 占める消費の比率8.3～10%で試算 天然ガス「13・5計画」では天然ガスは国 30% 2,400 25% 1,900 20% 1,400 15% 900 10% 400 (100) 2006年 （億m3／年） 5% 2008年 国産ガス 2010年 LNG 2012年 輸入パイプラインガス 2014年 輸出 2016年 0% 内供給主体とあり、消費・輸入見通しの 記載なし（1次エネルギー消費に占める 目標から20年の需要を、生産量見込み －需要で輸入量を算出） CNPC（ETRI）は17年の天然ガス消費を 前年比5.9%増の216BCM、2020年の需 要（ベースシナリオ）を年8%増の 280BCMと予測、都市ガスの成長、発電 の着実な増加、工業用燃料も有望だが 政府目標達成には政策的支援と行政 指導の強化が必要と指摘 消費成長(%) 天然ガス需要、供給ともに伸びは石油に比べ高い。しかし需要、国産天然ガ ス供給、輸入ガス供給のいずれも不確実性あり 20 天然ガス（非在来含む）の増産は容易ではない 2015年 （目標） 在来型（タイトサンドガスを含 む）生産 シェールガス生産 CBM・CMM利用 計 2015年 （実績） 2015年目標 未達 2020年 （目標） BCM/ｙ 139 125 -14 157 BCM/ｙ BCM/ｙ 7 10 156 5 9 138 -2 -1 -17 30 16 203 天然ガス「12・5計画」、「13・5」計画等に基づき作成 前回の「12・5計画」時の生産目標はいずれも未達 需要の伸び鈍化で在来型への投資を抑制 政府はシェールガスの2020年生産目標を下方修正（60～100BCM→30BCM） 現在シェールガス主力生産地域であるSinopecの重慶涪陵（Fuling）鉱区は1期の生 産能力（5BCM/y）の構築を終え、現在2期17BCM/yの開発中だが、1期に比べ難易 度上昇。他の鉱区開発も難航しており30BCMの目標達成は容易ではないと見られ る。 政府はシェールガス、CBMの2020年供給見通しを下方修正したが、2020年 の国産天然ガス供給は政府見通しを下回る可能性。 21 輸入天然ガスはどこから調達するのか？ ﾊﾟﾌﾟｱﾆｭｰｷﾞﾆｱ 4% LNG 20年のLNG長期契約：約4,100万ｔ （55BCM)←輸入実績は契約量を下回 その他LNG 3% る 豪州 22% パイプライン 20年のパイプライン長期契約（ロシ アを除く）：約85BCM←輸入実績は契 トルクメニスタ ン 40% カタール 9% インドネシア 5% マレーシア 5% ミャンマー 5% 中国国別天然ガス輸入（2016年） China LNG Weekly他に基づき作成 ウ ズ ベ キ ス カザフス タ タン ン 1% 6% 約量を下回る 13・5計画で建設が明記された輸入 ガスパイプラインの供給は20年以 降（段階的） 中央アジアパイプライン（Line D）30BCM 露中天然ガスパイプライン（東ルート） 38BCM 2016年の天然ガス純輸入量は前年比23%増（13BCM増）の70BCM 輸入比率34%に上昇（LNGは天然ガス輸入の48%、約2,600万ｔ） 2020年時点の輸入ガス契約量はLNGとパイプライン計140BCMだが、輸入量は契約量 を下回る可能性。長期的にはロシア・中央アジアからの輸入が増加の見通し 22 参考：天然ガス需給推移 天然ガス需給前年同期比増減（2014Q1～2016Q4） 需給左軸（億m3）、対前年同期比消費成長（%） 80 16% 70 14% 60 12% 50 10% 40 8% 30 6% 20 4% 10 2% 0 0% -10 -20 -2% 14Q1 14Q2 14Q3 国内生産 14Q4 15Q1 15Q2 LNG輸入 15Q3 15Q4 16Q1 ﾊﾟｲﾌﾟﾗｲﾝｶﾞｽ輸入 16Q2 16Q3 16Q4 -4% 見かけ消費 新華社China OGP等に基づき作成 国産ガス供給は輸入ガス長期契約の影響を受ける可能性 23 天然ガス需要に影響をもたらす要因 経済成長 構造改革vs景気対策 “2017年は中国共産党人事の年” 高い成長目標（2020年まで平均6.5%） 企業債務と金融リスク 石炭や石油からの燃料転換と政府の支援 「煤改気」プログラムの進展 石炭・重油ボイラー、公共交通機関の天然ガス・電化 24 参考：省別GDP（16年Q4） 遼寧省、黒竜江省、チベット自治区、新疆ウイグル自治区は未発表のためQ3の値） 25 参考：電力消費推移（セクター別） 70,000 億kWh 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 電力消費増減（億kWh） 0 2005 2010 一次産業 2011 2012 二次産業 2013 三次産業 2014 2015 2016 5,000 生活消費 中電連に基づき作成 16年：前年比5%増の5.9億kWh 4,000 3,000 2,000 1,000 0 -1,000 2011 2012 一次産業 2013 二次産業 2014 三次産業 2015 2016 生活消費 中電連に基づき作成 16年：工業用需要回復 サービス・家庭11%増 26 「13・5計画」における対外投資（石油・天然ガス） 石油・天然ガス「13・5計画」における国際協力・対外投資 エネルギーと金融分野の協力を進め、企業の対外進出のレベルを向上 ロシア・中央アジア、中東、アフリカ、米州、アジア太平洋地域における油ガス協力事 業を向上あるいは推進 中国に優位性のある設備、技術、標準、サービスの対外投資を拡大。一帯一路沿線 国とのインフラ設備の相互接続を図る “グローバルエネルギーガバナンス”（全球能源治理）への積極的な参加、原油先物 市場の建設、IEA、エネルギー憲章条約等の国際組織との協力を通じ2国間あるいは 多国間のエネルギー協力を進め、発言権を得る。 具体的な数値目標なし 27 対外投資の現状 中国国有石油企業（NOCs）の国外資産・企業M&Aは2009 ～2013年の急拡大から2014年以降は鈍化。主な要因は低 油価、汚職取り締まり。当面保有資産の管理と入札への参 加（ex：CNOOCのメキシコ深海鉱区）等に注力か（既存整 理・売却の動きは現状なし）。 国家開発銀行等政策銀行の融資、“一帯一路”沿線国へ のインフラ・サービス等の輸出は政策的奨励分野 活発な非国有石油企業による対外投資（北京燃気、GeoJade Petroleum） 28 参考：中国NOCsの国外上流投資のトレンド 企業 NOCs国外投資 活発化 ’05～ 08 NOCs NY・香港等 でIPO ’00～‘01 NOCs国外投資 開始 ‘93 需給 政策 ‘90s NOCs国外投資 資産・企業買収 減速 ’14～ ガス純輸入国 ’06 石油純輸入国 ’93 走出去 （国外進出 奨励）’96～ NOCs国外投資 資産・企業買収 急拡大 ’09 ～’13 石油産業 改革（二大 石油集団、 IPOへ）‘98 パッケージ投 資（Loan For Oil）’09～ ‘00s ‘10s 国有企業 改革、汚職 取り締ま り’13～ パッケージ 投資（一帯 一路）’13～ 各種資料に基づきJOGMEC作成 ’09～’13は高額の国外上流資産・企業買収（M&A）が相次ぎ、M&A投資額は年 150～250億ドル、世界の上流M&Aの10%前後（特にSINOPECが積極的なM&Aを 実施。国内成長の限界により、開発資産・企業の買収による性急な規模拡大を 図った側面） 29 参考：国外投資資産・企業買収急拡大（’09～’13） CNPC SINOPEC CNOOC ・Eniの東アフリカ資産 （Area4権益20％を含 む）42.1億ドル（2013 年） ・Kazmunaigasから Conocophillipsのカシャ ガン権益8.3% 50億ド ル（2013年） ・Addax買収 88.19億 ドル（2009年） ・Galpのブラジル子会 社株式51.8億ドル （2011年） ・ConocoPhillipsのオイ ルサンド資産 46.5億 ドル（2010年） Repsolブラジル資産の 40% 71億ドル（2010 年） ・加Nexenを179億ドル （2012年） 各種資料に基づき作成、買収金額（負債を含む場合もある）、時期は合意段階 買収後トラブルに見舞われている事例もあるが、現状資産の 売却事例はなし 30 2016年以降の主な国外上流投資 企業名 非国有石油企 Geo-Jade 業 Petroleum（洲 際油気） 合意時期 16年3月 カナダBankers Petroleumを5.75億カナ ダドル（4.4億米ドル）で買収 ENN（新奥） 16年3月 豪Santos株式11.7%を7.5億ドルで取得 CEFC （華信能 源） 16年9月 台湾CPCからチャドPermit H権益35%を 取得（取得額未公表） Beijing Gas 16年11月 ロシアRosneftからVerkhnechonsk油田 20%を11億ドルで取得 CEFC （華信能 源） 17年2月 アブダビからADCO権益4%を取得（サイ ンボーナス8.8億ドル） 17年2月 アブダビからADCO権益8%を取得（サイ ンボーナス17.7億ドル） 国有石油企業 CNPC その他16年12月、CNOOOC Ltd.メキシコ深海入札（ラウンド1.4）Block1、4落札 非国有石油企業が積極的 31 対外投資に影響をもたらす要因 政府の対外投資・運用に対する厳しい姿勢 政府は対外投資を奨励する一方で “急速に成長したがリ スクコントロール、収益力が下がっている”と指摘。 資本流出規制 中国は資本流出圧力に直面、資本規制策を講じている模様 国有石油企業の財務、既往投資 国有石油企業は低油価の中コスト削減、既往投資案件の手 当を優先。09～13年のようなM&Aラッシュの再来は考えにくい が油価上昇局面において選択的に投資を行って行く姿勢 32 まとめ① エネルギー「13・5計画」は前回の五か年計画と同様に消費 総量の抑制、効率の向上、低炭素化を図りつつ自給率を維 持することを目指している。石油と天然ガスの消費は石炭と 非化石エネルギーによる。特に天然ガスは石炭や石油から の転換次第。 石油「13・5計画」のポイントは供給安定、輸送・貯蔵インフラ （備蓄）の整備、石油からの燃料転換、技術開発・装備の国 産化。成熟油田の減退抑制、西部陸上や深海開発加速に より生産維持を図る計画だが、低油価による投資抑制の影 響脱却には一定の時間を要する。基本的には中東からの 調達が増加、17年はOPEC減産によりシェア低下の可能性。 33 まとめ② 天然ガス「13・5計画」のポイントは国内供給増加、ガス貯蔵、 ピーク調整設備等のインフラ整備、市場化、高効率利用（石 炭からの燃料転換）。需要、生産、輸入ガス供給のいずれも 不確実性あり。国内供給は政府予測を下回り、ガス（LNG）輸 入量は長期契約を下回る可能性。長期的にはロシア・中央 アジアからの輸入が増加の見通し。 国有石油企業の対外投資は低油価、汚職取り締まり等の影 響で抑制的、非国有石油企業による対外投資が活発。政府 の対外投資・運用に対する厳しい姿勢と資本流出規制の影 響が懸念要因。国有石油企業はコスト削減、既往投資案件 の手当を優先しつつ選択的に投資を行って行く姿勢。 34
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