石油市場に関する考察 2016年5月19日 調査部 〔石油市場分析チーム〕 1 石油市場分析 目的・目標 「今般の原油価格低下は、石油市場構造の大きな変革」との観点 から原油価格の動向を分析する体制を2015年初に構築。継続的 に情報収集・分析を加え、その結果を機構内外に提供する。 主に、足元を分析するとともに短期・中期的な見通しを行う。 〈方法〉 a. 公表データ、専門機関のデータ、石油会社・専門家からの聞 き取りなどにより情報収集を行い分析を行う。 b. また、内外のノウハウを利用して定量的な分析を試みる。 〈発表〉 2015年5月及び9月 今回2016年5月 中間報告/最終報告 前回調査アップデート 2 原油市場の構造的な変化 2000年代～ 2013年頃～ 供給 非ＯＰＥＣ生産増 限定的 ＯＰＥＣ生産量でカバー 供給 米国のシェール生産 増大 ＯＰＥＣの市場シェアを奪う 需要 途上国中心に需要堅調 需要 途上国中心に経済鈍化 ＯＰＥＣによる供給増が鍵 ↓ 増産に慎重な態勢で、価格 は上昇しやすい 非ＯＰＥＣによる供給増 ＯＰＥＣも市場シェア確保図る ↓ 生産競争となり、価格は下方 圧力を受けやすい 3 市場分析報告 短期的分析 米国シェール 供給 米国以外 供給 石油需要 需給以外の 要素 財務状況 中期的視野 （３年～５年） 長期的視野 （10－20年） 技術・コスト 生産量モデル予測 探鉱・発見 技術向上 外資導入 対外開放 主要国投資状況 生産量見通し 需要分析 需要量推計 価格分析 地政学 リスク 経済成長 産業構造 変化 利用技術 気候変動 資金規制・ 規模 4 原油価格の推移 原油価格の推移（2003～16年） ﾄﾞﾙ/ﾊﾞﾚﾙ 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 03 04 05 06 07 08 WTI 09 10 Brent 11 12 13 14 15 16 Dubai 5 結論 供給過剰がゆっくり解消 後半、需給の均衡に は価格70-80ドル必要 IEAデータ（2016年3月）及びJOGMEC試算に基づき作成 6 構成： １．供給見通し （１）米国のシェールオイル （２）米国を除く主要産油国 ２．需要見通し ３．需給に基づく価格分析 ４．まとめ 7 １．（１）米国シェールオイル 掘削リグ及び生産概況 シェールの財務動向 シェールの技術動向 2020年までの生産推計 【シェール開発】 8 米国供給：価格、リグ稼働数と生産量の関係 ・価格下落とともに、シェール向けの掘削リグの稼働数は大幅に下落、シェール 生産量も現在減少中。 ・原油価格と生産量の間に高い連動がみられる。 リグ稼働数 2014年10月24日の週：1,262基 リグ稼働数 2016年5月6日の週：280基 原油価格（WTI)（ﾄﾞﾙ/ﾊﾞﾚﾙ） 石油水平坑井掘削リグ稼働数（基） 主要鉱床のシェールオイル生産量（万b/d） 14/7/25 14/10/24 103.26 81.83 1,225 1,262 481 507 15/2/27 49.53 819 534 15/3/20 44.34 692 549 15/6/26 60.06 539 534 15/9/25 45.52 536 527 16/1/8 34.99 447 519 16/2/12 28.15 382 513 16/3/24 40.20 323 505 16/4/8 37.26 310 495 16/5/6 45.16 280 9 484 米国供給：財務動向①ファイナンス • 主にシェール生産する企業50社の2015年決算は減収減益（内48社が赤字、後 掲）。 • 2011～2015年度の設備投資は、主に（営業）キャッシュフローと資産売却によりファ イナンスされていた。 • 2012～13年までは銀行融資・債券発行といったデット・ファイナンスが盛んであった が、油価下落後はファンド等が好機と捉えて資金投入しており、エクイティ（新株） によるファイナンスが増加。今後は不稼動化した資産の売却が増えて来ようが、エ クイティによる資金調達の動きも継続すると推測される。 • 小規模シェール事業者の破綻（Chapter11申請)はみられるが、生産活動は継続。 資金調達動向 （単位：百万ドル） 2011 200,000 150,000 100,000 50,000 0 2011 2012 2013 2014 (50,000) キャッシュフロー エクイティ デット（債券） デット（銀行） 資産売却 投資 2015 キャッシュフロー 96,522 エクイティ 2012 2013 2014 2015 93,702 109,635 113,277 49,438 -6,427 -168 2,486 デット（債券） 921 4,035 7,876 6,086 1,398 デット（銀行） 9,835 27,240 -4,747 9,630 6,985 資産売却 19,277 22,555 34,803 43,465 12,012 投資 114,854 140,646 128,444 154,865 90,997 手許現金 24,642 19,517 32,033 -4,240 10,277 36,449 22,283 【各社公表資料よりJOGMEC作成】 手許現金（百万＄） 10 米国供給：財務動向②ヘッジング • シェール生産企業50社の2011～15年度 決算書より生産量とヘッジ状況を調査。 • 2012～2013年にヘッジ取引（量）が大き く増加したが、2014年度からヘッジ割合 は減少していた（2015年末時点の 29%）。 • ヘッジ価格（加重平均）も2015年67.7$/b （▲22%）に下がっており、足許のヘッジ 取引の環境は一段と厳しい。 2013年 実績 生産量 (千 b/d) Large Cap （10社） （時価総額100億ドル超） Mid Cap （12社） （時価総額20～100億ドル） Small Cap （28社） （時価総額20億ドル未満） 50社 合計 ヘッジ取引動向 3,500,000 120.00 3,000,000 100.00 2,500,000 生産量 (千 b/d) 60.00 1,500,000 40.00 1,000,000 20.00 500,000 0 0.00 2011 2014年実績 ヘッジ割合 ヘッジ価格 (%) ($/b) 80.00 2,000,000 2012 生産量 (千 b/d) 2014 2015 石油生産（b/d） ヘッジ・ボリューム（b/d） 実現価格（$/b） ヘッジ価格（$/b） 2015年実績 ヘッジ割合 ヘッジ価格 (%) ($/b) 2013 2016年見込み ヘッジ割合 ヘッジ価格 (%) ($/b) 生産量 (千 b/d) 2017年推定 ヘッジ割合 ヘッジ価格 ヘッジ割合 ヘッジ価格 (%) ($/b) (%) ($/b) 1,406 65% 94.3 1,637 24% 85.7 1,677 18% 62.8 1,664 17% 52.6 5% 52.6 518 60% 94.6 640 29% 90.5 718 27% 67.6 678 24% 59.9 4% 62.3 570 107% 91.7 729 81% 86.5 803 55% 71.2 685 55% 56.5 10% 46.6 2,493 73% 93.5 3,006 39% 86.9 3,198 29% 67.7 3,027 27% 55.8 6% 51.9 ＊生産量＝米国の生産量（シェール以外も含む） 企業別データ 後掲 【各社公表資料よりJOGMEC作成】 11 米国供給：財務動向③まとめ • 今後、シェールオイル生産企業が増産に転じる為の資金調達面からの要因 としては、（油価の上昇による）営業キャッシュフローの増加の他に、資産売 却・デット・エクイティによるファイナンスが再び活発化する必要がある。 • ヘッジ取引については、油価が上昇傾向に転じれば活発化しうるであろうが、 米ドル金利は上昇局面にあり、2012～13年のように大量の資金がデリバティ ブ市場に流入してヘッジ取引環境が急激に改善することは考え難い。 • 銀行融資については、米国金融当局による石油ガス業界向け貸出の監督指 針が一段と厳しくなっている。また、担保付貸出を中心とする中堅・中小企業 向けの与信はむしろこれから絞込みが本格化するとみられる（金融機関の油 価見通しは保守的）。 （単位：$/バレル） 金融機関による油価見通しの 2014Q3調査 2014Q4調査 2015Q1調査 2015Q2調査 2015Q3調査 2015Q4調査 2016Q1調査 平均値 2015 2016 2017 2018 2019 2020 81.0 79.3 77.7 76.8 76.8 78.5 77.2 76.2 76.0 76.1 50.5 57.2 61.6 64.6 66.8 51.0 57.7 61.7 64.4 66.2 48.2 54.2 58.5 61.6 63.8 2020以降の価格の上限値 76.8 76.9 72.1 72.4 70.1 42.8 47.4 52.1 55.4 58.2 66.9 35.9 41.8 46.1 49.3 52.1 60.6 2014Q4から 2015Q4から 2015Q1にかけて 2016Q1にかけて の変化率 の変化率 -35.7% -25.9% -19.2% -15.0% -12.2% -24.2% -19.7% -16.8% -15.3% -6.2% -9.3% 【出典：Macquarie Capital, Energy Lender Price Survey Q1 2016】 12 米国供給：技術動向①：コスト削減 ・シェール開発においては、１坑あたりの石油の回収量は年々増加傾向である一 方、掘削コストはこの数年間は減少傾向。損益分岐点は徐々に低下している。 ・背景には、（１）コアエリア/スイートスポット（地質的に地理的に良好な場所）への 集中投資、また技術面では水平長の延長や水圧破砕時のプロパント投入増に よって（２）デザイン最適化が行われているほか、（３）サービス費用低下、（４）掘 削作業の効率化（共有化、集中化）によってもコストが削減されている。 １坑井あたりのコスト（掘削＋水圧破砕） 【出典：Cowan 2011】 【EIA】 13 米国供給：技術動向②：最適化・効率化 • • • 技術改善の余地はあるものの、開発デザインの最適化には限界がみられる。 例えば、Bakkenでは坑井当り初期生産量の上昇が鈍化するなど開発成熟期 に入りつつある。また油価下落を受けて新技術の投資・導入は停滞することも 見込まれる。 多くの会社が既存事業の管理強化等を実施し、操業費2‐3割減を発表。短期 的には、作業効率化（集中化・共有化）の貢献は比較的小さく、サービス費の 低下が寄与。 足元、坑井在庫（掘削未仕上げ井：DUC）が約2000坑積みあがっており、価格 上昇の初期時に増産寄与する可能性。 １坑井の水平長とプロパント量（Eagle Ford) 単位あたりプロパント量 【EIA】 14 米国供給：エリア別（新規・既存） ・価格下落の状況から、各エリアの生産特性がみられる。Bakken（ND州）は、価格 下落前からコア地域への集中や作業効率化が進み、今後のポテンシャルは限定 的、既存井からの生産が累積。Eagle Ford（TX州）は、Bakkenより遅れて生産本格 化し高油価環境で新規生産レートが急上昇したが、足元の掘削減で生産減。 Permian（TX, NM州）は、在来型生産量が半分程度を占めるため生産減退率が小さ く、その上開発途上であるため生産効率化余地が大きい。増産ポテンシャルあり。 15 【EIAデータ等からJOGMEC推計】 米国供給：掘削によるシェール埋蔵量の増加 • 近年の米国の埋蔵量及び資源量の増加はそのほとんどがシェール（タイトオイ ル）。その８割が既存油層への追加掘削等（Extensions）により、新たな埋蔵量 が発見されている。 • 2020年までのスパンにおいては、経済性が得られる限り掘削が行われ、追加 的な埋蔵量の発見と伴に新規坑井からの生産が行われるとみられる。 米国陸上埋蔵量等（10億bbl） 埋蔵量 埋蔵量（タイトオイル） 90.0 80.0 70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 220.0 技術的回収可能量（右軸） 210.0 200.0 190.0 180.0 170.0 160.0 AEO2012 US Crude Oil and Natural Gas Proved Reserves 2014 【EIA】 230.0 技術的回収可能量（タイトオイル） AEO2013 AEO2014 AEO2015 注釈：AEO＝EIAが発表するAnnual Energy Outlook（AEO)、各年のAEOに掲 載される埋蔵量を利用。ただしタイトオイルの数字は、EIAが別途発表する US Crude Oil and Natural Gas Proved Reservesを参照。EIAデータよりJOGMEC 16 米国供給：生産スタディの推計方法 推計モデル：原油価格の変動に応じて, シェール地域ごとにリグ稼動数が増減する 掘削した井戸は、５ヵ月後から生産を開始。 推計方法・前提 １）Bakken, Eagle Ford, Permianを対象 ２）原油価格５ケース（40～80ドルの10ドル ごと固定価格） ３）価格別に、過去の損益分岐点（右図） を基に掘削数を推定（下図） ４）推計期間における埋蔵量制約なし ５）掘削後、５ヶ月後から生産開始 ６)新規井は減退率（TC）60％/年で生産 90‐120 例示：原油価格 50ドルケース<掘削数のEagle Ford推定> 80‐90 例示: Eagle Ford（採算別生産比率） b/d 83% 74% 80USD/bbl 70USD/bbl 66% 60USD/bbl 41% 50USD/bbl 60‐80 50‐60 30‐50 ドル/bbl % under breakeven price 出所： 各種資料からの推定 2014年 17 米国供給：2020年末までのシェール生産量見通し ・40$/bbl：採算割れのため掘削数が減少するが、生産量は2018年頃に下げ止 まり。年平均20万b/d減少。 ・50$/bbl：生産量は微増で推移していき、2019年初めには2015年半ばの水準 まで回復。2020年まで年平均20万b/dの増加を予測。 ・70$/bbl：高油価により掘削数の増加が継続、2020年末までに年平均50万b/d 超の増加が見込まれる。 ※実際には、油価・需給の変動に応じて、生産量も増減すると考えられる。 推計期間（2016-2020)の各種条件設定 要素 前提条件 ・坑井当たりコストは各油価ケースにおいて異なる数 値を適用し、一部は年ごとに変化。 生産性向上 ・坑井当り初月生産量は、成長率が徐々に鈍化。 ・Permian Basinは他に遅れて開発進展中のため生 産性上昇高め設定。 価格ヘッジ 2016年以降の$80のヘッジ割合を得られたデータか ら作成し適用。 坑井在庫 （DUC） グラフには反映せず。油価上昇局面では、1‐2年程度 で日量30万bbl程度の増産効果が推定される。 ※埋蔵量の制約は考慮していない。 推定方法は参考資料参照 18 米国供給：シェール生産量見通し（各地域） ※油価$40～$80の５ケースで試算を実施。 ※Bakken、Eagle Fordは足元ですでに生産量が 減少してきているなかで、特にEagle Fordは高油 価下で掘削数が伸びることもあり、楽観的な見通 し。 ※Permianは他の2プレイに比べて生産開始が遅 かったこともあり、生産性向上の余地が大きいと 思われる。$40ケースにおいても生産量は急激に 落ち込まないとの結果。 19 20 参考：シェール企業の投資・操業動向①聞き取り等 企業/時期 投資動向、技術動向等 政府機関ＥＩＡ 2016/4 ・シェールのファイナンスに関して、銀行は過去6ヶ月から12ヶ月にわたり損失の発生に備え資本を増強してきた。銀行は負債が自らのバラ ンスシートに計上されるためシェール企業の与信枠を引き下げたくないはずで、負債を売却しなければならない。幾つかの銀行やシェール企 業は打撃を受けるだろうが、これは経済及び銀行セクターの小さなセグメントに過ぎない。 ・銀行のシェール企業への融資再開には一定の水準の原油価格が持続することが必要である。もし十分な水準の原油価格が十分持続す れば、マーケットは石油ガスセクターでリスク選好の動きが強まったと見るだろう。または、銀行は償還期間の短いプロジェクトに限って融資 するかもしれない。 ・シェール開発では、技術による効率化は難しく、如何にLow Techで操業できるかが課題。例えば、サプライチェーンでのコスト削減。現在、 シェールの生産減退を予測する装置の技術開発に取り組んでいる。生産中の古い井戸に対してビックデータを用い、減退予測を行う他、セ ンサーによるモニタリング、コンピューティングによるコスト削減計算も24時間/週7日行っている。安価に圧力や温度管理ができ、労働者の 安全もより確保できる。 Eagle Fordの保有資産は損益分岐点がUS$30を切るなど、低油価でも利益を上げられる。しかし資金は限られる中、投資を中断できない大 型案件に集中。油価回復し大型案件の利益により財務体質が強化された時点でシェール事業へ新規投資する。 メジャー 2016/2 大手上流専業 2016/2 中堅上流専業１ 2016/2 中堅上流専業２ 2016/3 資金回収見込みを短期（１～２年程度）、中期（３～５年程度）、長期（５年以上）に分け、当面は中期案件であるメキシコ湾大水深案件に優先 的に投資する。短期案件のシェールは現在の低油価では敢えて投資する時期ではない。 ・Lean Manufacturing の実施、掘削技術改良等による作業の効率化、コスト削減、安全確保を実施中。現場レベルではトラックへの部品の 積荷の場所を共有化する等、仕事の共有化を進め作業時間の短縮、コスト削減を図っている。例えば、 ‐リグ移動に要する日数が 2014 年の 7 日から現在は 4.5 日と 36%減少。 ‐掘削費／仕上げ費に関し、2012 年の$13.3M（掘削費$5.4M、仕上げ費$8.0M）が 2015 年は$5.1M(掘削費$3.2M、仕上げ費$1.9M)に62%減 少。 ‐従来の 35 から 50 にフラックステージを変更し、生産性が約 20%向上 等 ・アセットの評価の精緻化（蓄積された Big Date の活用）、仕上げの最適化の実証（フラックサイズ、形状、デザイン、間隔）を進め、生産性 の最大化に取り組んでいる。また、コスト削減の関係では、施設管理のためにドローンを使用している。 小規模シェール企 生産コスト低減では、パイプの接続を溶接から継手（Vitaulic）に変更、ステージ数を 50 から 35 に縮減、ベンダーとの契約の見直し等を行い 生産井コストを 2014 年末と比較し、2016 初は▲30%の約$6M とした。 業 ・その他、Midstream 施設の集中化（5×3,000bbl のタンク保有）によるトラック台数の削減、リース料の低減等を実施。 2016/3 ・コスト削減、生産性向上のためのビッグデータ活用は重要であると理解、ただし慎重に活用しないと却って開発、生産に混乱が生じる可能 性と考えている。 大手サービス企業 足元の掘削費低下は、油価下落後のサービス費削減（40-50%削減を要求された）により、新規技術が応用された結果ではない。油価が堅 調であれば技術開発により損益分岐コストを削減できるが、現状では難しい。油価が下落前は、1年や半年ごとに新技術の応用が試行され 2016/2 てきたが、油価下落後は新技術やR&Dへの投資が行われていない。油価が回復すれば、サービス費も値上がりすると思料。 JOGMECヒューストン事務所・ワシントン事務所 （各社へのヒアリング及びカンファレンス参加） 21 参考：シェール企業の投資・操業動向②2016年計画 企業 Large Cap 生産量 見通し 上流支出額 （百万ドル） 生産量（合計 千boe/d） 2013 2014 2015 2014 2015 2016（Ｐ） ３月時点 Apache 761 654 558 9,100 3,600 1400－1800 55%減 7％－11％減 EOG 510 595 572 8,300 4,700 2600－2400 47%減 5%減 Hess 336 330 375 5,300 4,000 2,400 40%減 8%減 Devon Energy 693 673 679 12,589 5,255 900-1100 Occidental 610 597 668 8,720 5,612 2800－3000 2016年2月1日時点 時価 総額分類 増減 75%減 コアのみで6％減 50％減 6%減 Anadarko 781 843 836 8,560 5,600 2,700 Pioneer 174 196 204 3200?? 2,200 2,000 Concho Resouｒ ces 92 112 143 Continental Resurces 136 174 222 4,050 2,561 920 Chesapeake 670 707 680 6,725 3,614 1300-1800 EnCana 517 478 406 2,511 2,100 900-1000 Newfield Exploration 129 131 150 2,000 1,400 625-675 50%減 横ばい QEP Resources 141 147 149 1,681 975 450-500 50%減 横ばいー９％減 Whitning Petroleum 82 101 144 2,500 500 Sanchez 11 31 53 545 200－250 1100－1300 50％減 9％減 10％増 35%減 横ばい－5％減 64％減 10%減見通し 57%減 0-5%減 MidCap Small Cap 867 各社財務諸表及び2016年年次計画発表より作成 2016年投資計画（各社計画より） 2016年 55％減 10％減見通し 80％減 19％減見通し 国外活動を抑えてPermianに集中。2015年半ばより、60％リグ数削減。Permianは11基のリグ操業か ら2016年半ばには４リグまで削減予定。2016年の北米生産量は、263千－273千boe/dで12－15％ 減。国外は現状維持。 ”Premium”Drilligターゲットエリア（少なくとも40ドルで30％の税引き後ＩＲＲ、60ドルで60％同ＩＲＲ）に 集中する。 *2014年の投資額に買収を含む。 投資の多くが米国国内向けで、最大はPermian Basinが21%。Permian EOR 17%。ガスリグはすべて 取りやめ、石油生産量を増やすためにPermianに集中。 米国陸上リグを2015年の25基から減らす予定。資産売却30億ドル規模を予定 水平掘削リグ稼働数を2015年年末の24基から2016年半ばまでに12基に削減する予定。Eagle Ford は2015年末時点で6基稼働を0基に削減。 Permian 集中。リグ数を昨年の18基より、2016年は11基に削減予定。 価格が回復すれば掘削済み未仕上げ井（ＤＵＣ）の投資を行う。2015年末時点、135のＤＵＣ在庫 が、2016年末にはＤＵＣ在庫245坑の見通し（うち Bakken Shale 195坑, Oklahoma Resource 50 坑）。Bakkenでの掘削計画は、生産性の高いMcKenzie and Mountrail countiesに集中し、平均EUR １坑あたりの900,000 Boeをターゲット。2016年末には１本あたりの平均ＥＵＲ85万boeのハイグレード なDUC在庫が増える。 掘削計画 2016年リグ稼働数 ４－７基、実績は2014年64基、2015年28基。2016年 総仕上げ数 280－350坑予定、実績は2014年 1169坑、2015年547坑。2016年 総掘削Spud数 85－125坑予 定、実績は2014年 1173坑、2015年499坑。2016年は、掘削投資よりも仕上げへの投資配分を増や す。操業の質を高め、資本の投下効率を引き上げる、サービス費用削減、これらによって事業の経 済性を可能とする。 2016年生産量見通しは34万ー36万boe/d。2015年は405,900boe/d.2015年12月時点では1500－ 1700百万ドル予定だったが、2016年２月にさらに40％削減。投資額の50％が、Permian Ｂａｓｉｎの シェールオイル事業。そのほかは、Eagle FordとDuvernay とMontney（カナダ）。この３つのエリアで 全体の95％投資。今後もSimultaneous drilling, Cluster spacingとtighter well fracsで、コスト削減と 回収率向上。2015年は掘削費用をPermiaｎで30％削減。将来の財務リスク回避のために、２月19 日、液分生産の75％（今年分）をヘッジ。 投資の80％をAnadarko Basinに振り向けることで2015年より20％超の増産計画。米国内の生産見 通しはほぼ横ばい、2016年も非戦略的地域の追加的な売却を実施する。Anadarko Basinにて、4－ 6基のリグ稼働を計画し、年内80坑を掘削予定。 2015年末に9基稼働していたリグを３－４基（各１基は、Williston, Permian, Pinedale）に減らす。予算 は、昨年から持ち越したＤＵＣ在庫を仕上げすことによって手当てする。掘削コストの削減、新規井 戸での生産性向上、優良資産の確保によって石油生産を維持させる（ガスは微減）。 投資額の85％をBakkenのコアエリアとNiobraraに投資する。2016年末には、DUC在庫が168坑まで 増加（Niobrara 95坑, Williston 73坑）. これにより価格上昇によって再び増加可能とする。2016年上 半期に2016年投資計画の大半を支出する計画。下半期は四半期あたり80百万ドルまで事業投資 額を絞る。 54%減 6%減 22 参考：シェール企業の業績① 単位：百万ドル 2013年度 企業 売上高 2014年度 純利益 売上高 2015年度 純利益 売上高 純利益 時価総額 Large Cap （時価総額100億ドル超） ConocoPhillips Occidental Petroleum EOG Resources Anadarko Petroleum Pioneer Natural Resources Apache Noble Energy Hess Corp Devon Energy Concho Resources （Large Cap計） 57,874 20,170 14,597 14,581 3,497 15,911 5,051 14,079 10,579 2,320 158,659 9,156 5,903 2,197 801 ▲ 838 2,188 978 5,052 ▲ 20 251 25,668 55,151 19,312 17,147 18,470 4,334 12,691 5,174 11,560 18,649 2,660 165,148 6,869 616 2,915 ▲ 1,750 930 ▲ 5,403 1,214 2,317 1,607 538 9,854 30,810 12,480 8,656 9,486 3,924 6,383 3,133 6,687 12,642 1,804 96,005 ▲ 4,428 ▲ 7,829 ▲ 4,525 ▲ 6,692 ▲ 273 ▲ 23,119 ▲ 2,441 ▲ 3,056 ▲ 14,454 66 ▲ 66,751 57,709 51,632 38,924 24,693 18,729 16,811 14,219 13,867 13,376 11,992 261,953 3,614 11,719 1,998 1,769 821 1,857 1,927 5,313 17,679 475 2,789 417 50,376 764 1,753 565 280 ▲ 19 147 116 1,123 474 153 159 ▲ 22 5,493 4,242 11,180 2,424 1,974 1,852 2,288 2,320 5,428 22,306 810 3,294 545 58,664 977 3,046 507 104 674 900 634 906 1,273 247 784 155 10,209 2,612 5,787 1,453 1,311 1,573 1,557 1,181 2,941 12,140 603 2,023 393 33,573 ▲ 354 ▲ 2,204 ▲ 2,409 ▲ 114 941 ▲ 3,362 ▲ 714 ▲ 2,271 ▲ 14,856 ▲ 1,225 ▲ 149 ▲ 68 ▲ 26,784 8,571 8,523 8,475 7,321 6,039 5,323 4,167 3,862 2,985 2,661 2,369 2,143 62,441 Mid Cap （時価総額20-100億ドル） Continental Resources Marathon Oil Cimarex Energy Cabot Oil & Gas Antero Resources Newfield Exploration Range Resources Murphy Oil Corporation Chesapeake Energy Gulfport Energy QEP Resources PDC Energy （Mid Cap計） 23 参考：シェール企業の業績② 単位：百万ドル 2013年度 企業 売上高 純利益 2014年度 売上高 2015年度 純利益 売上高 純利益 時価総額 Small Cap （時価総額20億ドル未満） Carrizo Oil & Gas Laredo Petroleum Whiting Petroleum WPX Energy SM Energy EP Energy Oasis Petroleum Denbury Resources Ultra Petroleum EXCO Resources Sanchez Energy Bonanza Creek Energy Energy XXI Stone Energy Northern Oil & Gas Bill Barrett Corp W & T Offshore Halcon Resources Breitburn Energy Comstock Resources Approach Resources Swift Energy Penn Virginia Linn Energy Clayton Williams Energy Resolute Energy SandRidge Energy Goodrich Petroleum （Small Cap計） 総合計 520 665 2,795 2,555 2,293 1,142 2,494 944 759 314 422 1,202 966 369 566 984 1,000 661 418 272 585 430 2,154 429 350 1,983 203 27,477 236,512 44 118 366 ▲ 1,185 171 228 410 238 22 8 69 151 118 53 ▲ 193 51 ▲ 1,233 ▲ 44 41 72 ▲2 ▲ 150 ▲ 691 ▲ 25 ▲ 114 ▲ 609 ▲ 114 ▲ 2,202 28,959 710 794 3,025 3,059 2,522 2,099 1,390 2,417 1,249 660 666 559 1,235 768 432 464 949 1,148 856 555 258 548 634 3,777 468 329 1,559 209 33,339 257,151 226 266 65 164 666 731 507 635 543 121 ▲ 55 20 7 ▲ 190 164 15 ▲ 12 283 406 ▲ 57 56 ▲ 283 ▲ 431 ▲ 452 44 ▲ 22 203 ▲ 383 3,237 23,299 429 ▲ 1,155 613 ▲ 2,210 2,092 ▲ 2,219 1,819 ▲ 1,736 1,557 ▲ 448 1,241 ▲ 3,748 790 ▲ 40 1,244 ▲ 4,385 850 ▲ 3,207 313 ▲ 1,192 476 ▲ 1,471 293 ▲ 746 1,153 ▲ 2,445 532 ▲ 1,091 203 ▲ 975 205 ▲ 488 507 ▲ 1,045 550 ▲ 2,007 645 ▲ 2,622 252 ▲ 1,047 131 ▲ 174 246 ▲ 1,654 304 ▲ 1,606 1,827 ▲ 4,760 232 ▲ 98 155 ▲ 742 769 ▲ 3,735 79 ▲ 410 19,508 ▲ 47,457 149,086 ▲ 140,992 1,725 1,708 1,589 1,581 1,338 1,086 1,025 710 383 351 267 262 249 237 212 196 177 154 143 89 75 4 13,563 337,958 24 参考：シェールオイル企業のヘッジ状況① 企業 2013年度末時点 2014年度末時点 2015年度末時点 Production Hedge Hedge Production Hedge Hedge Production Hedge Hedge (b/d) Portion (%) Price ($/b) (b/d) Portion (%) Price ($/b) (b/d) Portion (%) Price ($/b) Large Cap （時価総額100億ドル超） ConocoPhillips Occidental Petroleum EOG Resources Anadarko Petroleum Pioneer Natural Resources Apache Noble Energy Hess Corp Devon Energy Concho Resources （Large Cap計） 330,000 176,000 212,100 158,904 75,220 146,907 63,025 108,000 77,700 57,879 1,405,735 0% 0% 54% 67% 251% 43% 127% 83% 235% 147% 65% 0.00 350,000 0.00 183,000 96.01 282,000 100.58 202,740 90.02 89,639 90.77 133,667 90.49 66,556 109.70 127,000 91.49 130,000 89.95 72,107 94.34 1,636,709 0% 0% 10% 0% 107% 0% 84% 0% 107% 94% 24% 0.00 364,000 0.00 187,000 91.00 283,300 0.00 232,000 73.43 105,347 0.00 123,666 88.06 80,170 0.00 147,000 90.75 60,000 88.80 94,403 85.75 1,676,886 0% 0% 0% 36% 74% 0% 59% 0% 0% 107% 18% 0.00 0.00 0.00 54.46 62.97 0.00 70.10 0.00 0.00 66.09 62.79 95,860 126,000 36,659 8,825 619 38,904 10,485 45,523 112,603 6,348 27,972 7,972 517,769 96% 0% 0% 34% 0% 185% 105% 26% 62% 39% 131% 141% 60% 99.70 0.00 0.00 101.90 0.00 91.29 92.82 97.14 93.80 102.80 90.52 89.05 94.65 0% 0% 0% 15% 0% 183% 95% 0% 40% 14% 43% 120% 29% 0.00 0.00 0.00 97.00 0.00 89.80 90.65 0.00 93.39 62.25 89.24 88.66 90.51 0% 14% 6% 0% 0% 107% 42% 33% 32% 16% 47% 80% 27% 0.00 56.57 50.00 0.00 0.00 89.67 64.19 52.01 52.05 62.38 55.43 77.27 67.55 Mid Cap （時価総額20-100億ドル） Continental Resources Marathon Oil Cimarex Energy Cabot Oil & Gas Antero Resources Newfield Exploration Range Resources Murphy Oil Corporation Chesapeake Energy Gulfport Energy QEP Resources PDC Energy （Mid Cap計） 122,000 157,000 42,846 10,852 3,592 50,814 11,151 59,900 115,890 7,353 46,977 11,841 640,216 146,622 171,000 51,132 16,701 5,693 58,482 11,189 61,119 115,068 7,942 53,650 19,134 717,733 Production=米国のみ 25 参考：シェールオイル企業のヘッジ状況② 企業 Laredo Petroleum Whiting Petroleum WPX Energy SM Energy EP Energy Oasis Petroleum Denbury Resources Ultra Petroleum EXCO Resources Sanchez Energy Bonanza Creek Energy Energy XXI Stone Energy Northern Oil & Gas Bill Barrett Corp W & T Offshore Halcon Resources Breitburn Energy Comstock Resources Approach Resources Swift Energy Penn Virginia Linn Energy Clayton Williams Energy Resolute Energy SandRidge Energy Goodrich Petroleum （Small Cap計） 総合計 2013年度末時点 2014年度末時点 2015年度末時点 Production Hedge Hedge Production Hedge Hedge Production Hedge Hedge (b/d) Portion (%) Price ($/b) (b/d) Portion (%) Price ($/b) (b/d) Portion (%) Price ($/b) 15,033 73,973 16,216 38,082 36,800 30,501 66,286 3,277 3,255 7,969 10,650 28,300 18,888 11,087 9,575 19,227 27,803 15,482 6,340 3,956 10,756 8,759 33,500 10,115 9,586 39,121 3,666 569,794 2,493,299 103% 57% 92% 136% 142% 89% 87% 75% 138% 100% 89% 50% 48% 99% 92% 50% 192% 130% 93% 154% 14% 434% 204% 60% 106% 119% 139% 107% 73% 88.39 18,907 84.98 91,781 95.25 25,326 89.41 45,753 97.71 54,753 92.28 40,775 93.03 70,606 93.23 9,340 95.03 6,126 91.82 16,656 89.49 15,394 87.04 30,100 96.44 15,255 90.43 14,112 94.08 10,992 97.52 19,660 88.07 35,033 93.70 21,729 98.67 11,816 86.34 5,545 97.68 9,619 93.65 12,192 92.46 72,900 96.83 11,490 86.34 9,556 91.64 29,797 94.50 4,636 91.73 728,771 93.52 3,005,696 111% 63% 83% 88% 105% 65% 75% 51% 49% 84% 65% 37% 59% 94% 100% 0% 137% 123% 57% 92% 0% 394% 61% 41% 137% 93% 76% 81% 39% 80.99 20,849 59.94 129,315 94.98 35,644 88.55 52,603 91.19 60,488 89.95 44,085 86.69 69,165 90.03 9,679 91.09 6,416 89.72 19,629 88.22 16,636 89.45 41,800 91.91 16,414 89.54 14,161 90.59 12,058 0.00 21,236 88.00 32,929 93.51 30,816 96.56 8,463 85.47 5,156 0.00 6,592 90.20 13,197 94.48 62,400 55.65 11,663 83.43 8,962 91.47 26,301 55.65 3,660 86.51 803,372 86.90 3,197,991 86% 48% 81% 29% 82% 73% 28% 0% 39% 36% 33% 35% 24% 35% 56% 24% 89% 80% 0% 44% 0% 182% 71% 38% 84% 42% 0% 55% 29% 70.84 53.29 61.50 88.01 80.28 54.99 78.50 0.00 61.89 70.11 85.00 52.63 59.38 77.50 80.47 40.00 76.36 85.79 0.00 47.56 0.00 80.41 90.11 41.65 77.48 89.40 0.00 71.21 67.69 26 １．（２） 米国以外の主要国供給 低油価による産油国の財政赤字への対応 増産凍結の動向 低油価による上流投資削減その他の供給への 影響 2020年までの主要国生産見通し 27 本報告における米国以外の主要国 中期供給見通しの前提 見通しの前提：中期（2020年頃まで）供給見通しでは価格により供給を変動 させず、政府・公的機関の見通しや生産・開発中油田の積み上げを基に試 算・評価。 １．サウジラビア、UAE 、クウェート等のOPEC中東主要国は政府が上流投資を決定しているた め、油価低迷による投資計画の変更はないと見る。 ２．OPEC・非OPECの一部で投資決定が縮小・遅延していることは供給見通しに織り込み済み だが、以下の理由から低油価による投資削減の供給への影響が本格化するのは2020年以降と 見る。 （１）OPEC・非OPECを問わず、産油国の油田開発は総じて大型化、企業が開発を決定してから 実際に生産開始するまで数年の期間を要する。よって当初2015年以降に建設開始が見込まれ た案件が油価低迷などにより遅れても、実際の生産に大きく影響を及ぼすのは2020年前後以降 と思われる。 （２）既に建設中の大型開発案件は、将来の投資資金回収に向けてそのまま工事を完工させ、順 次生産開始していくと思われる。 （３）既に生産中の油田は、生産操業を停止することなく、一部を除きいずれも生産を続けるとみ る。これは、石油会社側の判断として、生産を止めて収入を失うよりも、原油価格（販売価格）が 油田生産の操業コストを一時的に割り込んだとしても、生産を止めずに赤字操業・開発費支払い 繰り延べ対応にて価格回復を待つ方が長期的には収益に繋がると思われるため。生産を一旦 停止すると、企業にとって、それに伴う供給先との契約問題、再稼働時の追加費用、油層へのダ メージなど負担やリスクが様々な面で発生する。 28 供給に影響が生じると 思われる要素 国（特に注目する事業） 本報告における主要国 OPEC主要国（中東） サウディアラビア 5か国計2,356万b/d* UAE （24%） *NGLを除く クウェート OPEC主要国 （中東以外） 4カ国計635万b/d （7%） 非OPEC主要国 4カ国計2,077万b/d （22%） イラン 政治（制裁・サウジアラビア）、 外資投資遅延 イラク 低油価、外資投資縮小 ベネズエラ 低油価、財政赤字 リビア 政治、治安 ナイジェリア 低油価、財政赤字、外資投資縮小 アンゴラ 低油価、財政赤字、外資投資縮小 ロシア 低油価、財政赤字、政治（制裁）、 外資投資遅延 カナダ（オイルサンド） 低油価、投資縮小 メキシコ 低油価、投資縮小 ブラジル（プレソルト） 低油価、政治（汚職）、投資縮小 非OPECその 他 24% OPEC主要 国 38% 米国 シェール 5% 米国（シェー ルを除く） 8% 非OPEC主 要国 22% OPEC非主 要国 3% 石油供給（2016年1月）：9,651万bbl 主要国13カ国合計（60%） 5,745万b/d （NGL・バイオ燃料等を含む） OPEC主要国：38%（OPEC NGL7%を含む） 非OPEC主要国：22% 主要13か国供給：60% 米国：13%（うちシェール：5%） 29 米国を除く主要国：OPEC主要国の生産見通し 2015年 2020年 生産能力・政府目標 自然減退対応 実績 見通し ◎既存油田拡張 1,012 1,017 高水準～安定生産 サウジアラビア +5 2021年まで1,230万b/d超の生産能力維 備考 国内需要増による輸出減 少の可能性 持 UAE 288 315 +27 増産中 政府目標2021年生産能力320～350万 b/d ◎既存油田拡張・新規油 田開発 海洋生産を2024年までに 200万b/dに増強（現行 130～140万b/d） クウェート 274 増産中 政府目標2020年400万b/d（野心的） ◎既存油田拡張 中立地帯生産再開による 生産上振れの可能性 イラク 399 増産中 政府目標2020年700万b/d（野心的） △投資縮小、遅延 イラン 286 285 +11 445 +46 354 +68 増産中 政府目標2021年470万b/d △制裁、外国投資・技術導 外国投資・技術導入状況 入の遅れ により上振れの可能性 ベネズエラ 240 横ばい PDVSA目標2019年600万b/d（野心的） △投資削減、経済・政治情 経済・政治リスクによりさ 勢 らに下振れの可能性 横ばい～増産 △政治情勢 19年以降増産へ △投資縮小、遅延（政治・ 経済） リビア 40 その他主要国 356 OPEC主要国計 2,895 247 +7 53 +13 361 +5 3,077 +182 政治リスクにより下振れ の可能性 前提：IEA、IHS、Woodmac等を参照。現在生産・増産投資中油田の生産を評価、コンデンセート（OPEC 全体で15年の668万b/dから20年に715万b/d<47万b/d>）は除く OPEC主要産油国は、安定生産～増産。イランは外国投資・技術導入の遅れで 今後の増産は緩やかと予想 30 米国を除く主要国：非OPEC主要国の生産見通し ・ロシアは政治（制裁）要因により新規投資遅延、生産減少へ ・メキシコは低油価で生産は減少傾向（外資導入により2020年以降増産へ） ・カナダは低油価の生産への影響は限定的（遅延・中止事業の影響は2020年以 降顕在化）。 ・ブラジルは低油価・政治（汚職）要因により生産の伸び鈍化 2015年 2020年 生産能力・政府増産 低油価その他の 備考 実績 見通し 見通し等 影響 減退（西シベリア） △制裁により新規投 原油輸出税導入によ 1,072 1,048 資（技術移転）遅延 る投資抑制の可能性 ‐24 ロシア カナダ 438 473 +35 増産 〇低油価の影響は限 定的（生産・建設中プ ロジェクト続行） 新規投資遅延 2020年以降増産 ペース鈍化の可能性 メキシコ 260 227 ‐33 自然減退 生産減退抑制・増産志向 △予算調整や低油価 により生産減（メキシ コSENER） 外資導入により2020 年以降増産の可能 性 ブラジル 253 316 +63 増産 （Petrobras生産見通し修正 に基づき伸びを下方修正） △低油価、汚職等に 資産売却、資金調達 より生産・投資計画数 不振で投資・生産見 通し下振れの可能性 次下方修正 （Petrobras） 2,023 2,064 +41 非OPEC主要国 計 前提：IEA、Woodmac、各国政府見通し（NEB、SENER、）等を参照。現在生 産・増産投資中油田の生産を評価 一部の国は低油価による投資削減や政治要因で生産に影響 31 米国シェールを除く供給見通し ・米国シェール以外の供給は2020年までに320万b/d（年平均64万b/d）増加の見通 し（OPEC46万b/d、非OPEC8万b/d、バイオ等10万b/d）。油価低迷による投資縮小や 制裁、政治問題等の影響を踏まえイラク、リビア、メキシコ等の供給の伸びを見直し、 前回見通しから年6万b/dの下方修正（前回見通し：2020年までに年平均70万b/d増 加<OPEC30万b/d、非OPEC30万b/d、バイオ等10万b/d）。 非OPEC主要国増減（15～20年、万b/d） OPEC主要国増減（15～20年、万b/d） 情 IEA、IHS、 報 Woodmac、 源 各国政府 見通し等 を参照 対 現在生 象 産・増産 投資中油 田 100 80 60 40 20 ‐ ‐20 ‐40 100 73 80 38 36 33 3 60 40 20 (6) 7 5 18 17 0 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 サウジアラビア UAE クウェート イラン イラク その他主要国 増減 (20) (40) 2016年 ロシア 2017年 2018年 カナダ メキシコ 2019年 ブラジル 2020年 増減 コンデンセート（OPEC全体で15年の668万b/dか ら20年に715万b/d<47万b/d>）は除く 低油価による投資縮小が続いた場合、減退が加速し供給がさらに下振れする可能性 32 低油価による産油国の財政赤字への対応 ・サウジアラビア、ロシアなどの主要産油国は政府財政に占める石油収入の比率 が高く、油価低迷により財政収支は悪化。財政赤字への対応としてロシアは歳出 の伸びを抑制し、石油輸出税増税に加えRosneft等国有企業政府保有株式売却を 2016年中に実施予定。サウジアラビアは赤字国債を発行し数年以内の国営Saudi Aramcoの新規株式公開（IPO）を検討。 サウジアラビア財政収支推移（2011～2016年,億ドル） ロシア財政収支推移（2011～2016年,億ドル） 4,000 4,000 3,000 3,000 2,000 2,000 1,000 1,000 73% 43% 44% 2015 2016（予算） 0 0 2011 2012 2013 歳入（石油ガス収入） JCIF他に基づき作成 2014 2015 歳入（非石油ガス収入） 2011 2016（予算） 歳出 16年予算 想定油価は 40ドル/bbl前 後とされる 2012 2013 歳入（石油ガス収入） 2014 歳入（非石油ガス収入） 歳出 16年予算 想定油価は50 ドル/bbl JCIF他に基づき作成 財政収支バランスには需給均衡と一定の油価上昇が求められる 33 増産凍結：可能性と意義 ・当面、増産凍結実施の可能性は低く、油価への影響も限定的。仮に増産凍結 で合意しても、基準となる2016年1月のOPECならびにロシアの生産は過去最高 水準の生産レベルであり、直ちに石油供給過剰感を払拭できるわけではない。 ・OPECは2014年11月のOPEC総会以降生産調整を放棄、中東主要国を中心に 高水準の生産により市場シェアの確保、輸出収入減少抑制を図っている。ロシア も同様。 OPEC原油生産量 （2012年1月～2016年3月） 日量万バレル ロシア原油生産量 （2012年1月～2016年3月） 1,100 1,080 1,060 1,040 1,020 1,000 12 13 14 15 16 出所：IEAデータをもとに作成 2016年1月のOPEC原油生産量： 3,263万b/d 2016年1月のロシア原油生産量： 1,091万b/d 34 増産凍結：経緯 ～2008 国別生産 枠 2009～2011 国別生産上限 推定値 2011年11月総会～ 2014年11月 加盟国生産上限3,000 万bbl 2014年11月総 会～ 加盟国生産上 限据置 2016年2月 増産凍結暫 定合意（4カ 国） 【増産凍結合意の動き】 2016年2月16日、サウジアラビア、ロシア、カタール、ベネズエラが原油生産量を同年１月水準凍 結で合意（他の主要産油国の追随が条件）。OPEC（特にサウジアラビア）とロシアの2016年1月の 生産量は過去最高水準であり、市場へのインパクトは限定的との見方はあったが石油市場安定 化に向けたOPEC及び非OPEC主要国の協調への兆しを受け油価は上昇。 【4月17日のドーハ会合の結果】 イラン、リビアを除くOPEC産油国及びロシア等18ヶ国が会合に参加。当日、サウジアラビアのヌア イミ石油・鉱物資源相は、イランほか全OPEC加盟国が合意に参加すべきと主張。合意は見送ら れ、6月2日のOPEC総会まで協議継続→当面、増産凍結実施の可能性は低く、油価への影響も 限定的 仮に増産凍結で合意しても、基準となる2016年1月のOPECならびにロシアの生産は過去最高水 準の生産レベルであり、直ちに石油供給過剰感を払拭できるわけではない。 サウジアラビアとイランとの対立、主要産油国間の石油市場及び原油価格安定のための結束力 の脆弱性が露呈し市場は失望。 35 イランの原油生産 ・OPECは高水準の生産により競合激化の兆し。 ・制裁解除後増産、シェア回復を図るイランだが、増産凍結合意見送りによ りシェア回復は更に困難になり、今後の増産は比較的緩やかになると予想。 イラン原油生産量 （2011年1月～2016年3月） 日量万バレル 380 ・2016年3月の原油生産量 330万b/d（制裁解除後約40万b/d 増加） ・2016年1月の原油生産量300万 b/d（制裁前の水準400万b/d） 増産凍結への協調は難しい 360 340 320 300 280 260 240 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 出所：IEAデータをもとに作成 36 OPEC主要国と非OPECの探鉱開発活動と原油 生産 ・サウジラビア、UAE 、クウェート等低コストのOPEC中東主要国 は油価低迷、財政悪化にも関わらず投資・生産は衰えていない。 ・非OPEC産油国はリグ稼働数、原油生産量ともに減少傾向。 360 OPEC主要国（中東）のリグ稼働数と原油生産量 の推移 万b/d 2,350 2,300 340 2,250 320 2,200 300 2,150 280 2,100 260 2,050 240 2,000 220 1,950 2012 2013 2014 リグ稼働数 2015 2016Q1 原油生産量 リグ稼働数はOPEC報告書、原油生産量はIEA統計に基づく 37 非OPEC主要国国有石油会社の投資 ・2014～2016年にかけて非OPEC主要国国有石油企業の投資はロシア が前年比12～45%増、ブラジルとメキシコは同13～31%減。投資姿勢 に差異。 2015年投資 主要国国有石油会社投資額増減（2015・16年） 50% 45% ロシア Rosneft 30% 10% 12% ブラジル Petrobras ‐13% ‐13% ‐10% ‐16% ‐30% ‐31% ‐50% 2015 Rosneft 2016 Petrobras Pemex 実線は現地通貨ベース増減、点線は米ドルベース 各社発表に 基づき作成 メキシコ Pemex 2016年投資 5兆9510億ルーブル （前年比12%増） 8兆6000億ルーブル （前年比45%増） 970億ドル （前年比30%減） 1,400億ドル 760億レアル （前年比13%減） 660億レアル （前年比13%減） 230億ドル （前年比38%減） 200億ドル 3,010億ペソ （前年比16%減） 2,070億ペソ （前年比31%減） 190億ドル （前年比27%減） 130億ドル ロシア・ブラジルの為替レートはIMF（2016年は2015年平均で計算） メキシコの為替レートはPemexのレートを使用 38 供給 まとめ① ➢米国のシェール生産活動は原油価格に対して比較的素早く反応する。 ➢米国のシェール企業は、価格低迷によって資金調達が一段と困難化し、 企業の投資抑制により掘削活動も後退しているが、他方技術面ではサー ビス費用の下落、操業の効率化や坑井デザイン最適化により足元の生産 性は改善。 ➢近い将来、原油価格が上昇すると、多様な資金提供者のファイナンス によりシェール企業の投資活動は比較的速やかに回復し増産に転じると 分析。その一方で技術面での効率化・最適化は時間とともに収束すると 考えられる。ただし、低油価期を経た技術革新の動向は注視が必要。 ➢2020年までのシェール生産量推計では、原油価格が40ドル/bbl程度で 推移すると採算性が得られず減少するが、価格が上昇すれば企業の投資 活動は速やかに回復し増産に向かうと予想。原油価格が50ドル/bbl水準 で推移した場合、2020年には90万b/d（年平均18万b/d）増加、60ドルで 推移した場合200万b/d（年平均40万b/d）、70ドルでは260万b/d（年52 万b/d）以上増加すると推計。 39 供給 まとめ② ➢OPEC主要産油国は、安定生産～増産。イランは増産凍結合意見送りで 市場シェア確保が更に難航するとともに外国投資や技術導入の遅れで増 産は緩やかと予想。 ➢米国シェール以外の産油国事業は総じて大型化。生産・建設中事業は 油価低迷時も将来の投下資金回収に向け生産操業を継続する傾向にあり、 2020年時点の生産見通しの大幅な変動は考えにくい。 ➢一部の国では低油価による投資削減や政治等要因により生産に影響が 出ているものの、油価低迷により遅延・中止した事業の供給への影響は 2020年前後に顕在化と予想。 ➢米国シェール以外の供給は2020年までに320万b/d（年平均64万b/d） （OPEC46万b/d、非OPEC8万b/d、バイオ等10万b/d）程度増加すると 推計。 ➢ただし低価格が続くと、資源国の財政の悪化による投資制約や非OPEC の投資縮小により新規開発の遅延のみならず生産中油田の早期減退が顕 在化し、2020年までの供給が更に下振れするリスクがある。 40 ２．需要：世界経済成長見通し ・世界経済成長見通しは、2016年4月に下方修正（‐0.2%）。概ね3%台を維持。 ・Non‐OECD諸国全体としては堅調な成長を見通すも、中国は減速傾向。 WEO Apr-16 Apr-16 Apr-16 15-Oct 15-Oct 15-Oct 推定値 見通し 見通し 見通し 見通し 見通し 2015 World OECD USA 2016 2017 2018 2019 2020 3.1 3.2 3.5 3.9 4.0 4.0 1.9 1.9 2.0 2.2 2.0 1.9 2.4 2.4 2.5 2.7 2.2 2.0 OECD Europe 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 Japan 0.5 0.5 (0.1) 0.7 0.9 0.7 4.0 4.0 4.6 5.1 5.2 5.3 China 6.9 6.5 6.2 6.1 6.3 6.3 India 7.3 7.5 7.5 7.6 7.7 7.7 Non-OECD 出所：表・グラフともにIMF World Economic Outlook October 2015 及び WEO Update April 2016よりJOGMEC作成 41 需要：石油消費実績分析 ・石油消費実績は経済成長実績により有意に説明可能 ・他方、原油価格の変化率が石油消費に与える影響は軽微 （経済成長に比べ石油消費は原油価格変化に非弾力的、あるいは説明変数として棄却 注2） →将来の経済成長見通しを基に、直近期間の所得弾性値〈表２〉により2020年 における需要量を推計 〈表１〉 経済成長と原油価格の推移による 過去の石油消費量重回帰分析結果一覧 （分析対象期間：1985-2014年） 分析区分 所得弾性値 価格弾性値 0.451 ** -0.015 * OECD 0.359 ** -0.025 * Non-OECD 0.675 ** -0.008 World 注1：分析区分毎に異なるモデルを使用しており、合計はWorldに一致しない。 注2：各弾性値係数のアスタリスクは統計的信頼性（* P<0.05, ** P<0.01) 〈表２〉 経済成長との推移による過去の 石油消費量分析結果一覧 （分析対象期間：2010-2014年） 分析区分 World OECD Non-OECD 2015年 推定所得弾性値 0.392 -0.053 0.660 注3：分析対象期間が短くサンプル数が不足するため、経済成長の推移と石 油消費量の関係について近似曲線を求め、所得弾性値を算出。 42 需要：中期需要見通し① ・2020年における世界の需要量は、100～101百万b/dと推計。 ・2020年までの需要量の年平均増分は、1.1～1.3百万b/d程度。 中期需要見通しシナリオ 2020年需要量推計結果及び対2015年実績伸び率 ①IMF推計に基づく経済成長伸展 2020年需要量推計 全世界 （百万b/d） （対2015年実績伸び率（%）・年率） 〈需要量増分（百万b/d）・年間〉 ・IMF World Economic Outlook 2015 Octに おけるBaseline Scenario及び WEO Update 2016 Aprilに規定された経済成長伸展（P.41）に 基づく中期需要見通し。 100.82 ①IMF 推計に基づく経済成長伸展 ②2015年経済成長推定値に基づく 現状成長維持 ②2015年経済成長推定値に基づく 現状成長維持 ・将来の経済成長伸展を保守的に見込むため、 2015年の経済成長推定値が2020年まで継続 すると想定。 ・例外的に中国は2020年までの新5か年計画に おいて経済成長を6.5%としていることから、これ を反映。 (+1.32%) 〈+1.25百万b/d〉 99.98 (+1.14%) 〈+1.08百万b/d〉 （2016年実績見込） 95.75 出所： IEA Oil Market Report , Mar. 2016 43 需要：中期需要見通し② ・経済成長が伸展した場合、2020年における世界全体の石油消 費量は、約101百万b/dと推計。 ・このうち、OECDは 約45百万b/d、Non-OECDは約56百万b/d。 →OECDは低水準で経済成長が継続するが、エネルギー消費効率の 向上、産業構造の変化、生活様式や人口動態の変化により、石油消費 量は微減と見込まれる。 →Non-OECDは経済成長ペースがやや鈍化するものの所得弾性値も 高いことから、石油消費量は引き続き増加すると見込まれる。 経済成長伸展ケース 2015年石油消費量実績と2020年推計結果 (百万b/d) 94.58 95.72 96.94 98.25 99.55 100.82 対2015年 期間増分 6.24 1.25 対2015年 期間伸び率 6.60% OECD 46.17 46.04 45.79 45.44 45.00 44.49 -1.68 -0.34 -3.64% -0.73% 2.3% Non-OECD 48.41 49.68 51.14 52.81 54.55 56.33 7.92 1.58 16.36% 3.27% 4.3% 2015年 実績* 2016年 推計 2017年 推計 2018年 推計 2019年 推計 2020年 推計 分析区分 2015年 実績* 2016年 推計 2017年 推計 2018年 推計 2019年 推計 2020年 推計 World 年間増分 年伸び率 1.32% 想定経済成長率 4.0% 経済成長維持ケース 2015年石油消費量実績と2020年推計結果 (百万b/d) 94.58 95.72 96.83 97.91 98.96 99.98 対2015年 期間増分 5.40 1.08 対2015年 期間伸び率 5.70% OECD 46.17 46.01 45.78 45.48 45.11 44.66 -1.51 -0.30 -3.26% -0.65% 1.9% Non-OECD 48.41 49.71 51.05 52.43 53.85 55.31 6.90 1.38 14.26% 2.85% 3.3% 分析区分 World 年間増分 年伸び率 1.14% 想定経済成長率 3.3% *IEA: Oil Market Report 11 Mar 2016, Table 2による 44 参考：各国際機関需要見通し 2016年5月現在 IEA MTOMR 2016 Global (百万bbl/d/年） 2014 2015 2016 2017 2018 2019 92.80 94.40 95.60 96.90 98.20 99.30 平均 100.50 - - 1.60 1.20 1.30 1.30 1.10 1.20 1.28 6.10 - 1.72% 1.27% 1.36% 1.34% 1.12% 1.21% 1.34% 1.26% 45.73 46.20 46.20 46.10 45.90 45.70 45.40 - Non-OECD 47.07 48.30 49.40 50.80 52.20 53.70 55.00 - 91.30 92.80 94.10 95.00 95.90 96.60 97.40 - 2015~2020 （対前年⽐増分） - 1.50 1.30 0.90 0.90 0.70 0.80 1.02 4.60 （対前年⽐増加率） - 1.64% 1.40% 0.96% 0.95% 0.73% 0.83% 1.08% 0.97% OECD 45.80 46.20 46.40 46.30 46.10 45.90 45.60 Developing countries 40.30 41.10 42.40 43.40 44.40 45.40 46.40 - 5.20 5.20 5.30 5.30 5.40 5.40 5.50 - Eurasia World (百万bbl/d/10年） CAGR 2015~2020 （対前年⽐増分） OECD (百万bbl/d/年） 期間増分** （対前年⽐増加率） OPEC WOO 2015 World EIA IEO 2016* 2020 1980 1990 2000 2010 63.10 66.50 76.80 3.40 10.30 （対前期⽐増分） - (百万bbl/d/年） 対前期⽐増分・年換算） - 0.34 （対前期⽐増加率） - 5.39% （対前期⽐増加率・年換算） - 1.03 15.49% - 2020 2030 2040 平均 86.80 100.30 107.40 119.40 - 10.00 13.50 7.10 12.00 1.00 13.02% 1.35 15.55% 0.71 7.08% CAGR 2010~2020 増分平均5か年分 9.38 1.20 0.94 11.17% 11.28% 1.13% 0.54% 1.55% 1.30% 1.56% 0.71% 1.12% OECD 41.60 41.60 48.30 46.00 45.80 45.50 46.10 - Non-OECD 21.50 24.90 28.50 40.70 54.50 63.60 74.80 - *World petroleum and other liquid fuels consumption by region 期間増分** 5.88 1.56% 期間増分平均 5.53 CAGR平均 1.26% **増分計の計算においては、2020年に⾄る直近5年間の需要量増分を積算。IEA MTOMR2016においては2015~2020、OPEC WOO2015におい ては2015~2020、EIA IEO2016においては2010~2020年の増分平均の5か年分とした。 45 米国輸送部門動向①足元の個人消費動向 足元では、自動車の走行距離や販売台数の伸びは堅調 ・自動車の走行距離、2014年末以降に顕著な伸び ・2015年の米新車販売台数*、15年ぶり過去最高の約1,747万台 ←消費者心理の改善、ガソリン価格の低下（2004年以来の安値）、 長期自動車ローン・リースの提供 *乗用車・小型トラック含む thousand barrels million miles 自動車走行距離とガソリン供給量 350,000 自動車販売台数(2013.1~2016.3) 270,000 Vehicle Miles Traveled 300,000 260,000 1,600,000 250,000 250,000 200,000 240,000 150,000 230,000 100,000 220,000 Motor Gasoline Supply 50,000 210,000 0 Jan‐15 800,000 Oct‐15 Apr‐14 Jan‐12 Oct‐12 Jul‐13 Jul‐10 Apr‐11 Jan‐09 Oct‐09 Jul‐07 Apr‐08 Oct‐06 Jul‐04 Apr‐05 Jan‐06 Jan‐03 Oct‐03 Jul‐01 Apr‐02 Jan‐00 Oct‐00 200,000 出所: 米国運輸省連邦道路管理局統計より作成 1,200,000 出所: マークラインズ統計より作成 46 米国輸送部門動向②燃料消費の動向 ・輸送部門のエネルギー消費の8割超を道路輸送が占める うち、6割が普通自動車 ・道路輸送のマイルあたり燃料消費は約20年間で7%減少 輸送手段別エネルギー消費の推移 (1990‐2013) Trillion Btu 輸送手段別エネルギー消費(2013) 1990＝1 30,000 1.02 25,000 1.00 パイプライン 0.98 20,000 0.96 15,000 水上 LDV 0.94 10,000 0.92 0.90 0 0.88 道路 航空 鉄道 水上 パイプライン マイルあたり道路輸送の燃料消費 道路 鉄道 バス トラック 航空 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 5,000 出所: 米国運輸省統計より作成 47 米国輸送部門動向③燃料消費の抑制 ・自動車登録台数、免許保有者数は増加傾向。 しかし、一台あたり走行距離と燃料消費はドライバーの高齢化と燃費規制で伸び悩み ・2000年代の新型モデルから燃料効率が向上 ・2016年乗用車CAFE規制：37.8mpg、さらに2025年には54.5mpgを目標 →燃料効率の向上による消費の抑制要因となるか 1995＝1 自動車登録台数と一台あたり燃料消費の推移 mile per gallon 自動車燃費の推移 60.0 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 55.0 50.0 45.0 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012(R) 2013 15.0 自動車登録台数 一台あたり平均走行マイル CAFE 基準 一台あたり平均燃料消費 免許証保有者数 新型モデル 乗用車 乗用車 CAFE基準 ライトトラック 新型モデル ライトトラック 出所: 米国運輸省連邦道路管理局ほか統計より作成 48 ３．需給分析（短期）：需給調整 ・2015年の供給過剰は190万b/dと高い水準。 ・現在、サウジ、イラク等ＯＰＥＣ加盟国が増産態勢を維持。非ＯＰＥ Ｃ諸国は生産横ばい、米国シェールは減産中。石油需要は増加。 ・2016年は供給過剰が半減し、需給調整が進むと推計。 49 需給分析（短期）：石油在庫の積みあがり 米国の原油在庫量及びＯＥＣＤ諸国の石油在庫量は、平年の水準を超過して積 み上がり。高水準の在庫量が原油価格の下方圧力に繋がる可能性あり。 米国原油在庫（2015年１月～2016年4月） OECD諸国石油在庫量（2015年１月～2016年3月） 億バレル 31 30 29 28 27 26 25 1 2 3 4 5 6 7 8 過去5年幅 9 10 11 12 1 2 3 出所：IEAデータ等 50 需給分析（2020年まで）：世界供給の推計曲線 ・2020年までの米国シェール生産推計、それ以外の主要国生産推計に基づき、世 界の供給量推計を導出。需要推計とのバランスを評価・分析。 百万b/d 米国シェール 生産推計 10.00 百万b/d 38.00 供給（$80/b一定） 供給（$70/b一定） 供給（$60/b一定） 供給（$50/b一定） 供給（$40/b一定） 8.00 OPEC主要国及び非ＯＰＥＣ主要国 生産量推計 百万b/d 22 21.5 ＯＰＥＣ主要国（左軸） 37.00 21 非ＯＰＥＣ主要国(右軸） 6.00 20.5 36.00 4.00 20 19.5 2.00 35.00 19 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 シェール推計結果を使い米国生産量推計 上記以外として、他産油国、バイオ・プロセスゲ イン生産量（ＩＥＡデータ） 合算 IEA参照先 2016年3月号OMR 2016年2月発表の中期見通し 世界の供給量推定 51 需給分析（2020年まで） ：リファレンスケース ・足元は、需要の伸びが供給増を上回り、需給は引き締まりつつある。 ・今後、価格が40ドル/bblで推移すると、需給が2017年頃に一旦バランスす るが、 60ドル水準で推移すると需給のバランスは2020年以降に先延ばし。 （百万b/d） 供給 地域 前提 103 米国 JOGMEC試算 （油価により変動） 102 需要上限 需要下限 供給（$80/b一定） 供給（$70/b一定） 供給（$60/b一定） 供給（$50/b一定） 供給（$40/b一定） 101 需要 ＯＰＥＣ・ 非ＯＰＥ Ｃ主要国 各国政府やＩＥＡ他を参考 にJOGMEC独自推計 （油価による変動なし） その他 IEA中期見通し(2016年2 月）をベースに試算（油価 による変動なし) 98 JOGMEC試算 （IMFにもとづく経済成長 ケースと現状維持ケース 2ケース） 96 世界 世界全体の需給推計 100 99 80ドル/b 70ドル/b 60ドル/b 50ドル/b 97 40ドル/b 95 94 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 52 需給分析：世界（2020年まで） リファレンスケース ・2016年は米国シェール減産で世界生産の伸びは限られる。2017年以降 は、価格が低い水準では、供給増は需要の伸びに追いつかない。 ・したがって、2017年頃に需給均衡した場合、その後の需要増をカバーす るためには原油価格70、80ドル/bblが必要となる。 年間 百万b/d増減 世界供給の年間増減 1.60 1.20 需要推計の年間増加 0.80 0.40 0.00 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 ‐0.40 供給（$40/b一定） 供給（$70/b一定） 供給（$50/b一定） 供給（$80/b一定） 供給（$60/b一定） 53 需給分析：２つの供給シナリオ ①シェール高効率化②投資不足による既存油田減退 リファレンスケースの他に、２つの供給シナリオを想定し需給分析 ・①シェールの生産効率化：たとえば、効率化10％上振れの場合では、原油価 格の下方圧力であるものの、需給緩和へのインパクトは軽微。しかし技術革新 等により効率性が飛躍的に高まれば、原油価格への下方圧力は高まる。 ・②投資減による早期の生産減退：産油国の財務悪化や民間投資の縮小に 伴ってメンテナンス投資が維持できず生産減退が進んだ場合、需給逼迫のタイ ミングは大きく前倒しとなる。 供給シナリオとして２ケースを想定 シナリオ① シェール効率化 シェールの生産効率化が進み、新規井の生産レートが飛 躍的に高まる 図表：リファレンスケースより初期生産レート＋10％ シナリオ② 投資不足による急 速な生産減退 大産油国の財政悪化・投資削減による主要国生産量の 急速な生産減退 図表：油価40ドル/bblで年率３％減、年率１％減 ２ケース 油価50ドル/bblで年率３％減、年率１％減 ２ケース 54 需給：供給シナリオ①シェール高効率化 ②投資不足による急速な生産減退 （百万b/d） 百万b/d シナリオ① シェール新規井の生産効率＋10％ 102 100 供給（$80/b） 供給（$70/b） 供給（$60/b） 供給（$50/b） 供給（$40/b） ①シェール増 ①シェール増 ①シェール増 ①シェール増 ①シェール増 102 供給（$80/b） 供給（$70/b） 供給（$60/b） 供給（$50/b） 供給（$40/b） 100 98 シナリオ②既存油田早期減退 供給（$80/b） 供給（$70/b） 供給（$60/b） 供給（$50/b） 供給（$40/b） ②投資減 供給3％/年減（$50/b一定） ②投資減 供給1％/年減（$50/b一定） ②投資減 供給3％/年減（$40/b一定） ②投資減 供給1％/年減（$40/b一定） 需要上限 需要下限 年1%減 98 年3%減 年１%減 96 96 年3%減 94 94 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 前提：シェールの初期生産量がリファレンスケース比で 10％アップした場合 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 前提：民間・政府投資が大幅減により、生産量が下振れした場合 （イラク、ベネズエラ、ナイジェリア、アンゴラ、カナダ、メキシコ、ブラジル） リファレンスケース比 40ドル/bblの場合3％減/年と1%減の２ケース 50ドル/bblの場合3％減/年と1%減の２ケース 55 （前回との比較）米国供給：シェール生産量見通し 前回(2015年9月) 今回（2016年5月） ＜前回からの主要変更点＞ • 2016年2月までの各シェール生産量データ（EIA)を反映させ、その後を推定。 • Permianは他に比べて開発が進展すると想定し、生産性を高めに設定。 • JOGMEC集計結果を考慮してヘッジングを設定。 56 (前回との比較) 米国を除く主要国別供給増減見通し 前回（2015年9月） 今回（2016年5月） OPEC主要国増減（15～20年、万b/d：15年9月試算） 80 OPEC主要国増減（15～20年、万b/d） 67 60 30 40 35 20 ‐3 20 0 (20) 100 80 60 40 20 ‐ ‐20 ‐40 73 38 (60) 2016年 2017年 サウジアラビア UAE 2018年 クウェート 2019年 イラン 2020年 イラク 33 3 2016年 (40) 36 2017年 2018年 2019年 2020年 サウジアラビア UAE クウェート イラン イラク その他主要国 増減 増減 IEA 、カナダCAAP、メキシコエネルギー省他独自推計により試算 <前回からの主要変更点> ・全ての国の2015年実績値を修正。 ・サウジアラビア・クウェート：2015年実績を踏まえ上方修正 ・イラク：投資縮小に伴うインフラ制約を踏まえ伸び率を若干下方修正 ・リビア：IEA MTOMRを参照し生産・政治情勢を踏まえ下方修正 57 (前回との比較) 米国を除く主要国別供給増減見通し 前回（2015年9月） 今回（2016年5月） 非OPEC主要国増減（15～20年、万b/d） 非OPEC主要国増減（15～20年、万b/d：15年9月試算 60 50 40 30 20 10 ‐ ‐10 ‐20 100 45 25 36 29 80 34 60 40 20 (6) 7 5 18 17 0 (20) 2016年 ロシア 2017年 2018年 2019年 カナダ メキシコ ブラジル 2020年 増減 (40) 2016年 ロシア 2017年 2018年 カナダ メキシコ 2019年 ブラジル 2020年 増減 IEA 、カナダCAAP、メキシコエネルギー省他独自推計により試算 <前回からの主要変更点> ・全ての国の2015年実績値を修正。 ・カナダ：2015年の生産実績、オイルサンド事業継続等を踏まえ上方 修正 ・メキシコ：IEA MTOMRを参照し、メキシコ・エネルギー省（SENER）に よる既存油田の生産見通しや入札の結果を踏まえ下方修正 58 （前回との比較）需給分析：リファレンスケース ・前回調査（2015年9月時）の推計と比較すると、ＯＰＥＣ及びシェールの 生産が足元堅調であるため生産量が上方修正され、2015年の供給量超 過が上振れ。 ・2020年までの生産量見通しが全体的に上方シフト。 （百万b/d） 供給 地域 前提 103 米国 JOGMEC試算 （油価により変動） 102 ＯＰＥＣ・ 非ＯＰＥ Ｃ主要国 各国政府やＩＥＡ他を参考 にJOGMEC独自推計 （油価による変動なし） その他 IEA中期見通し(2016年2 月）をベースに試算（油価 による変動なし) 98 JOGMEC試算 （IMFにもとづく経済成長 ケースと現状維持ケース 2ケース） 96 前回との生産量推計の比較 供給（$80/b） 供給（$70/b） 供給（$60/b） 供給（$50/b） 供給（$40/b） 前回 供給（$80/b） 前回 供給（$70/b） 前回 供給（$60/b） 前回 供給（$50/b） 前回 供給（$40/b） 需要上限 需要下限 101 需要 世界 100 99 点線 前回調査（2015年9月） 実線 今回調査（2016年5月） 97 95 94 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 59 分析結果１（短期見通し） ・2015年は、OPEC（サウジ、イラン、イラク）やロシアの増 産態勢、非OPECのブラジル、カナダの新規油田の立ち 上がりで増産がみられ、堅調な生産活動が続いた。他 方、価格反応度の早い米国シェールの生産量は、投資 減の影響で2015年上期に頭打ちとなり、現在減少中。 ・想定以上に2015年の供給過剰は大きい。石油在庫量 は記録的水準を超えてさらに積み上がり、加えて経済 見通しは下方修正されていることから、供給障害がない 限り、原油価格への上昇圧力は限定的とみられる。 ・2016年は、シェールの減産が引き続きみられることか ら、石油需要の伸びとともに供給過剰は解消に向かう。 60 分析結果２（2020年まで） ・米国のシェール生産量は、現在原油価格の低迷によ り減少しているものの、生産効率化・サービス費用の 低下を受けて経済性が改善しており、価格上昇かつ価 格見通しが回復した際には速やかに増産に転じると分 析。 ・2020年までの生産見通しは、非ＯＰＥＣ諸国（シェー ル除く）はブラジル、カナダ等からの増産により年8万 b/d増の見通し。同ＯＰＥＣ生産量は、サウジ、イラン、 イラク、UAE等からの増産により年46万b/d増の見通 し。 ・2020年までの世界の石油需要の伸びは、現行の経 済成長見通しを踏まえて、年平均で110－130万b/dと 試算。 61 分析結果３（2020年まで） ・原油価格40ドル/bblが続くと、低油価により、米国の シェール生産量が抑制されて現在の需給ギャップが 2017年頃に解消する。そしてその後は、需要の伸びに 見合うだけの供給増加には米国シェールの増産が不可 欠となり、原油価格は70ドル～80ドル水準が必要。 ・原油価格が60ドル/bblで推移すると、シェール生産は 反転、増産されるため、2020年近くまで供給過剰の解 消は先送りされ、原油価格も同水準が続く。 ・供給面の不透明要素として、例えば、シェール開発の 効率化は限界に近づくと想定したが、低価格下におけ る技術革新により飛躍的に効率性が高まった場合、供 給が上振れして原油価格の上昇は起こりにくい。反対 に、大産油国の投資不足により既存油田へのメンテナ ンス投資さえも維持が困難であれば、予想以上に生産 が減少し、供給不足の時期が早まるリスクがある。 62 市場分析（2016年5月）： ＜市場分析チーム＞ 野神隆之、竹原美佳、高木路子、増野伊登、田村康昌 供給：古藤太平、芝正啓 需要：鑓田真崇、山本万里奈 価格：阿部和彦、小林武朗 海外事務所、エネルギー資源調査課 63
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