LNG価格の仕組み：液化・輸送・再ガス化・単位換算

LNG価格はgasを海上移動可能にする全工程の価格

LNGは天然ガスを低温で液体にし、専用船で運び、輸入terminalで再びgasへ戻すchainです。液化前には水分、二酸化炭素、硫黄化合物等を仕様に応じて除きます。液化plantは冷凍cycleを動かすenergyを消費し、LNGをtankへ貯蔵して船へ積みます。到着後は荷揚げ、貯蔵、再ガス化、odorisation等の必要な処理を経てpipelineへ送出します。どれか一つの段階が制約されれば、上流にgasがあってもcargoを増やせません。

EIAは、LNGが天然ガスをおよそ−260°Fで液化したもので、液体の体積は気体状態のおよそ600分の1になると説明しています。この物理的な圧縮性が海上貿易を可能にしますが、冷却・保冷・再気化には設備とenergyが要ります。これは単純なpipeline freightではなく、複数のcapital-intensive assetsを予約し、時間をまたいで運用するserviceです。

FOBとdeliveredでは費用とriskの境界が違う

LNG価格を比較する前に、どこでownershipまたはriskが移り、誰が船を手配し、どのdelivery windowを満たすのかを契約で確認します。一般にFOB basisの価格は積出terminal付近を基準にし、buyer側がshippingを担う構造が考えられます。delivered basisではseller側が到着港までの輸送を担う構造が考えられますが、略称だけで費用負担を断定せず、契約のdelivery point、title transfer、quality、quantity tolerance、demurrage、diversion条項を読みます。

価格式も一様ではありません。hub連動、oil-indexed formula、固定要素、slope、lag、floor・ceiling、destination adjustment、spot assessment等があり得ます。長期契約の価格とprompt cargo assessmentは期間・volume commitment・flexibilityが異なるため、同じ月の数値でも同一商品ではありません。benchmark名を保存するだけでなく、価格適用月、averaging window、currency、熱量basis、delivery termsを表にします。

FOBやdeliveredという短いlabelだけで、個別契約のrisk transferを決めないでください。

shippingは運賃だけでなく距離・時間・燃料・損失の関数

voyage costにはvessel charterまたは保有船費、燃料、port・canal、保険、積卸時間、ballast leg等が含まれます。日額charterが同じでも、航路距離、速度、canal待ち、悪天候、port congestionでcargo当たりの費用は変わります。往路だけでなく船が次の積出港へ戻るballast legとpositioningもcommercial decisionに影響します。

tank内のLNGは完全に静止せず、一部がboil-off gasになります。船舶はこれを燃料として使う設計や再液化する設計などがあり、cargo lossとfuel accountingは船・航海・契約で異なります。boil-offを一般的な固定率で差し引くのではなく、積込quantity、unloaded quantity、航海日数、heel、船の仕様、測定基準を確認します。価格が高い局面ほど同じ物量lossの価値影響も大きくなります。

到着価値から同じ数量basisの費用を引いてnetbackを作る

netbackは、ある販売地点の価値から、その地点へ到達するまでの明示的な費用・損失を逆算し、上流または液化plant入口で許容できる価値を求める考え方です。たとえばdelivered LNGの通貨／MMBtuからshipping、regasification、terminal、loss valueを通貨／delivered MMBtuで差し引きます。上流gas価格と比較するなら、液化toll、plant fuel、pipeline feeも同じbasisへ直します。

下の計算機は到着地価格から二つのcost bucketを引くだけです。upstream・liquefaction費とshipping・regas費をまとめているため、実務では項目を細分化してください。またcapacity paymentがsunkに近い短期dispatch判断と、新規projectのfull-cycle economicsでは含める費用が異なります。spot cargoの正のnetbackから、長期設備投資の採算を直接結論づけないことが重要です。

tonne・m³・MMBtu・GJを共通熱量へ橋渡しする

LNGでは一つのcargoがmetric tonnes、m³ LNG、標準状態のm³ gas、MMBtu、GJ等で表されます。tonneは質量、m³ LNGは液体体積、標準m³ gasは再気化後の体積、MMBtu・GJはenergyです。質量と液体体積の間にはdensity、物量とenergyの間にはgrossまたはnet calorific valueが必要で、いずれも組成・温度・基準に依存します。契約certificateの係数を優先し、web上の平均値を個別cargoへ固定適用しません。

固定できる換算と品質依存の換算を分けます。SIでは1 kWh＝3.6 MJというenergy単位換算は固定です。一方、1 tonne LNGが何MMBtuか、1 m³の天然ガスが何Btuかは一つの普遍値ではありません。さらに米国表記のMはthousand、MMはmillionを意味する慣行があるため、MMBtuはmillion Btuです。mmbtuの大文字小文字やMcf・MMcfの読み違いは1000倍の誤差を生み得ます。

換算の各行にsource、as-of date、quality basis、丸め前の係数を残します。

一つのcargoを六段階で再現可能に検算する

LNG modelではraw cargo informationと仮定を分離します。積出terminal、到着terminal、loading window、delivery window、ship、route、quantity、quality、price formula、currencyを最初に固定し、その後で各stageのcapacity、費用、loss、日数を入力します。複数の価格を比べるときは同じdelivery basisとenergy unitへ正規化し、FXは価格期間に対応するsourceとtimestampを使います。

1. 01cargoを定義

   origin、destination、window、quantity、quality、delivery termsを保存する。

2. 02energy basisを固定

   gross/net calorific value、density、標準状態、換算sourceを記録する。

3. 03液化までを積む

   feed gas、pipeline、処理、plant fuel、toll、capacityを分ける。

4. 04voyageを積む

   船、距離、日数、charter、fuel、port/canal、boil-offを分ける。

5. 05到着側を積む

   unloading、storage、regas、send-out、hub basis、taxを確認する。

6. 06netbackをstress test

   価格、FX、航海日数、loss、停止を変え、更新条件を明記する。

通貨換算の向きと経済要因は為替レートを動かす要因で補完できます。LNGやgasをfinancial productで観察する時はCFD契約仕様の読み方で参照価格とsettlementを別途確認します。Macro Research Workbenchでhub・為替・公表データの時点をそろえ、Financial Templates Hubにcargo assumptions、conversion certificate、route、revision logを保存すると、担当者が変わっても計算を追跡できます。