化石燃料（石油・天然ガス/LNG・石炭）

化石燃料は太古の生物有機物が地中で変成した炭化水素系資源であり、石油・天然ガス・石炭の三種が産業社会のエネルギー基盤を支えてきた。日本の一次エネルギー供給の約 83% を占める一方、ほぼ全量を輸入に依存するため、価格変動と地政学リスクが国内経済に直結する。情報カットオフ 〜2025-08（一部 2026-06 WebSearch 反映）、confidence: medium 固定。

石油：上流から下流までのバリューチェーン

石油産業は**上流（E&P）→ 中流（輸送・貯蔵）→ 下流（精製・石化）**の三段構造で分析するのが定番だ。

上流（探鉱・生産）： 従来の垂直掘削から水平掘削＋水圧破砕（フラッキング）技術への進化が「シェール革命」を生み出し、2010 年代に米国が世界最大の産油国に返り咲いた。主要産油地域はサウジアラビア・イラク・UAE・クウェート・イランの中東湾岸諸国、ロシア、米国（パーミアン盆地・イーグルフォード）。

中流（パイプライン・タンカー・貯蔵）： 原油はパイプラインまたはタンカーで製油所へ輸送される。日本向け中東原油の約 90% はホルムズ海峡を経由するため、海峡封鎖リスクが安全保障上の最重要懸案だ。国家石油備蓄基地（秋田・上越・菊間など）が有事のバッファを担う。

下流（製油所・石化）： 製油所では常圧蒸留→重質油分解（FCC・水素化分解）を経てガソリン・軽油・ナフサ・重油・アスファルト等に分留する。ナフサは石化原料（エチレン→合成樹脂・合成繊維）の源泉となる。日本の製油所は設備過剰が続き、能力削減が段階的に進行中。

原油価格指標（WTI・Brent・Dubai）

国際原油取引では主に三つの指標価格が基準として使われる。

日本の原油調達は Dubai 価格に連動するケースが多い。2022 年のロシア制裁以降、Urals 原油の代替としてアラビア産需要が一時急増した。原油価格はドル建てで決まるため、円安局面では輸入コストが増幅する構造も見逃せない。

OPEC+ の生産調整と価格支配力

OPEC+ は石油輸出国機構（OPEC 13 カ国）とロシアを含む非 OPEC 産油国 10 カ国で構成される協調体制だ。協調減産・増産を通じて原油価格帯の維持を図り、2023〜2025 年にかけて自主的な追加減産を繰り返してバレル 70〜90 ドル台の維持を試みた。

一方で、米国シェール産業が原価回収が可能な 50〜60 ドル台で増産に転じられる「スウィングプロデューサー」として台頭したため、OPEC+ の価格支配力は 2010 年代に比べ低下している。また、電気自動車（EV）普及による将来的な石油需要減退（ピークオイルデマンド論）が長期の価格水準を抑制する構造的要因として浮上している。

天然ガス・LNG：在来型からシェールまで

在来型ガス田： 従来型の天然ガスは多孔質岩層のガス田から採取する。中東・ロシア・アルジェリア・ノルウェーなどが大産出国だ。ロシア産パイプラインガスは 2022 年のウクライナ侵攻前まで欧州の主力燃料だったが、侵攻後は欧州が調達を急激に転換し、LNG 市場に構造変化をもたらした。

シェールガス革命： 米国はフラッキングによるシェールガス生産を 2005 年以降に急拡大し、国内ガス価格（Henry Hub）を長期低迷させた。余剰分を LNG 化して輸出するサビン Pass・フリーポートなどのターミナルが 2016 年以降に稼働し、米国が LNG 輸出大国に転じた。

LNG サプライチェーンと JKM 価格指標

天然ガスを −162℃に冷却液化した LNG は専用タンカーで輸送され、受入基地（ガス化設備）経由で都市ガス幹線または発電所に供給される。

主要 LNG 輸出国はカタール・オーストラリア・米国・マレーシア・ロシア（サハリン 2）。日本は世界有数の LNG 輸入国であり、長期契約（油価連動型）がベースを成し、スポット市場での補完調達が並走する。2011 年の東日本大震災後に原発停止代替としてスポット LNG 調達が急増し、国際市場での存在感が増した。

JKM（Japan Korea Marker） は S&P Global Platts が算出するアジア LNG スポット価格指標であり、欧州の TTF および米国の Henry Hub と並ぶ主要 LNG 価格指標だ。2022 年以降、欧州のアジア産 LNG 争奪により JKM と TTF の連動が強まり、アジア向け LNG コストが高止まりした。

石炭：一般炭・原料炭と脱石炭の圧力

石炭は用途によって一般炭（発電・熱利用）と原料炭（製鉄用コークス）に大別される。日本は世界有数の石炭輸入国であり、主要調達先はオーストラリア・インドネシア・カナダ・米国。2022 年のロシア制裁でロシア産石炭の代替調達が急務となった経緯がある。

発電と脱石炭： 石炭火力の CO₂ 排出原単位は天然ガスの約 1.8 倍であり、IEA・G7 は OECD 諸国の石炭火力を 2030〜2035 年までに段階廃止するよう求める。日本は高効率石炭技術（USC: 超々臨界圧、IGCC: 石炭ガス化複合発電、アンモニア混焼）で排出削減を図りつつ、ベースロード電源としての石炭を段階縮小する方針をとる。

座礁資産リスク： NGFS シナリオ分析では、パリ協定整合ルートで石炭資産の大部分が座礁資産となることが示されており、機関投資家のダイベストメント（化石燃料投資撤退）圧力が石炭産業の資金調達コストを押し上げている。原料炭は当面の代替技術（水素還元製鉄等）が量産規模に達しておらず、座礁リスクのタイムラインが一般炭より長い。

エネルギー転換と化石燃料の移行課題

化石燃料の段階的縮小は、価格安定化・雇用維持・産業転換・外交関係の再編を伴う複雑な政策課題だ。日本にとっては、①中東依存という構造的脆弱性の軽減、②液化水素・アンモニアへの燃料置換、③老朽化した石油備蓄インフラの維持・転用の 3 点が近中期の重要テーマとなっている。

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