ICEP 国際セミナー2014 南アフリカ共和国

産油・産ガス国開発支援協力人材交流事業
ICEP 国際セミナー2014 南アフリカ共和国
平成 26 年 7 月 2 日（水）
場所 ANA インターコンチネンタルホテル東京
講演記録集
一般財団法人石油開発情報センター
ご挨拶
本書は、国の補助金の交付を受けて一般財団法人石油開発情報センター
（ICEP）が平成 26 年度産油・産ガス国開発支援協力事業の一環として、平成 26
年 7 月 2 日（水）に開催した「ICEP 国際セミナー2014 南アフリカ共和国」の
講演記録です。
南アフリカ共和国では、本年５月に石油鉱物資源に関する新規法案が下院を
通過し、まもなく成立すると見込まれています。また大水深における探鉱も始
まりつつあり、一方で世界有数の資源量が賦存すると言われる Karoo Basin に
おけるシェールガスの可能性など、多くの分野で注目を集めています。
ICEP は昨年度、会員会社を対象にアンケート調査を実施した結果、南アフリ
カ共和国への期待が高かったことから、平成 25 年 11 月にミッションを派遣し、
同国の貿易産業省（含む貿易・投資庁）及びエネルギー省と｢Petroleum Agency｣
及び「PetroSA」を訪問し、最近の石油開発動向に関する情報収集調査を行いま
した。そして、この度、｢Petroleum Agency｣及び「PetroSA」より専門家 4 名を
招聘し、セミナー開催が実現したものです。
本セミナーには在京南アフリカ共和国大使館より公使のご出席を始めとして、
独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）、ICEP 会員会社など
石油開発関係者 39 名のご参加をいただき、活発な質疑応答を交えた盛況なセミ
ナーとなりました。経済産業省始め開催にご協力いただいた関係者に厚く御礼
申し上げます。
なお、ICEP では、引き続き各国の石油開発関連情報を皆様に提供していく所
存でございますので、一層のご支援ご協力をお願い申し上げます。
平成 26 年 8 月
一般財団法人石油開発情報センター
目次
1．セミナープログラム
2．講師略歴
ページ
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 1
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
2
3．講演記録
(1) 開会の挨拶（財）石油開発情報センター会長藤田文萌
・・・・・・・・・・・・・・・ 7
(2) 講演及び質疑応答
講演 1：『南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要』
テボゴ・ウィルフレッド・モトロウング法務部長代行（Petroleum Agency）
講演 2：『南アフリカ共和国の堆積盆地及び非在来型資源を含む開発の潜在
性、新たな開発と機会』
ノントゥシケレロ・ヴァン・アヴェルベケ事業推進部長（Petroleum Agency）
講演 3：『PetroSA の操業現況及び戦略概要』
ボンガニ・モーゼス・サイディニ課長-東アフリカ地域担当（PetroSA）
講演 4：『PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及び権益参入機会』
サリーム・ファズール-ハクェ・スーバデール新規事業課長（PetroSA）
(3) 閉会の挨拶（財）石油開発情報センター理事長鈴木孔・・・・・・・・・・・・
39
4.
(1)
(2)
資料集
講演１資料
講演２資料
(3)
(4)
(5)
(6)
『南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要』・・・・・・・
『南アフリカ共和国の堆積盆地及び非在来型資源を含む開発の
潜在性、新たな開発と機会』・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
講演３資料
『PetroSA の操業現況及び戦略概要』・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
講演４資料
『PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及び権益参入機会』・・
南アフリカ共和国探鉱関係資料・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
南アフリカ共和国概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
41
49
63
68
79
89
5.
会場写真
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
90
6.
参加者リスト
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
93
１．セミナープログラム
ICEP 国際セミナー2014「南アフリカ共和国」プログラム
日時
平成 26 年 7 月 2 日（水）15:00～20:00
ANA インターコンチネンタルホテル東京（港区赤坂 1-12-33）
場所
〔セミナー〕
地下１階「グローリー」
〔意見交換会〕
地下１階「プリズム」
同時通訳 2 名
15:00～15:10
開会の挨拶
（財）石油開発情報センター会長
藤田文萌
講演 1：『南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要』
15:10～15:35
テボゴ・ウィルフレッド・モトロウング法務部長代行（Petroleum
Agency）
講演 2：『南アフリカ共和国の堆積盆地及び非在来型資源を
15:35～16:00
含む開発の潜在性、新たな開発と機会』
ノントゥシケレロ・ヴァン・アヴェルベケ事業推進部長
（Petroleum Agency）
セミナー
講演 3：『PetroSA の操業現況及び戦略概要』
16:00～16:20
ボンガニ・モーゼス・サイディニ課長-東アフリカ地域担
当（PetroSA）
講演 4：『PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及び権益参
16:20～16:40
入機会』
サリーム・ファズール-ハクェ・スーバデール新規事業課長
（PetroSA）
意見交換会
16:40～17:55
質疑応答
17:55～18:00
閉会の挨拶
18:00～20:00
名刺交換、懇談
-1-
(財)石油開発情報センター理事長鈴木孔
２．講師略歴
CURRICULUM
VITAE
PERSONAL DETAILS
SURNAME:
MOTLOUNG
FIRST NAMES:
TEBOGO WILFRED
DATE OF BIRTH:
31-01-1972
NATIONALITY:
SOUTH AFRICAN
MARITAL STATUS:
MARRIED
ACADEMIC QUALIFICATIONS
SENIOR EDUCATION
1992:
SENIOR CERTIFICATE
UNIVERSITY EXEMPTION
TERTIARY EDUCATION
B IURIS Degree –UNIVERSITY OF PRETORIA
LLB-UNIVERSITY OF SOUTH AFRICA
SHORT COURSE/CERTIFICATE
*BASIC GEO-INFORMATION SYSTEMS-UNIVERSITY OF PRETORIA-SEPTEMBER-2004
*CERTIFICATE OF COMPETENCE IN MANAGEMENT OF PETROLEUM POLICY AND
ECONOMICS-MEETI IN ASSOCIATION WITH WITS UNIVERSITY-NOVEMBER 2008
*CERTIFICATE IN LEGISLATIVE DRAFTING – UNIVERSITY OF PRETORIA
*CERTIFICATE IN ENVIRONMENTAL LAW – CENTRE FOR ENVIRONMENTAL MANAGEMENT
– UNIVERSITY OF NORTH WEST
-2-
*WORLD LEGAL SYSTEMS AND CONTRACTS FOR OIL AND GAS – CWC SCHOOL OF
ENERGY
* FUNDAMENTALS OF OIL AND GAS INDUTRY – CWC SCHOOL OF ENERGY
*ADVANCED FISCAL SYSTEMS AND PRODUCTION SHARING CONTRACTS – CWC SCHOOL
OF ENERGY
CURRENT STUDIES
MASTER OF LAWS – UNIVERSITY OF WESTERN CAPE
WORK EXPERIENCE
*12 DECEMBER 1995 AND 1996-ADMINISTRATIVE ASSISTANT (DEPARTMENT OF
EDUCATION)
*01 JAUARY 1998 TO 12 DECEMBER 2002-TUTOR-(UNISA)
*01 DECEMBER 1998 TO 31 DECEMBER 2002-SENIOR CLAIMS HANDLER (RAF)
* APRIL 2004 TO MAY 2007-ASSISTANT DIRECTOR-LICENCING AND LEGAL COMPLIANCE
(DEPTMENT OF MINERALS AND ENERGY)
*JUNE 2007 TO 31 MARCH 2010-DEPUTY DIRECTOR-PETROLEUM, COAL AND GAS
POLICY (DEPARTMENT OF MINERALS AND ENERGY)
*OCTOBER 2008 TO 31 MARCH 2010-ACTING DIRECTOR: REGULATORY FRAMEWORKS
AND LEGISLATIVE DRAFTING/COAL AND GAS POLICY (DEPARTMENT OF MINERALS AND
ENERGY)
*01 MARCH 2010 TO CURRENT- MANAGER: LICENSING AND LEGAL COMPLIANCE
(PETROLEUM AGENCY SA)
-3-
Nontsikelelo (Ntsiki) Van Averbeke started working at the University of Fort Hare, in
the Geology Department, on 1stof October, 1980 as a Senior lab Assistant. While
working she studied for Honours and a Masters degrees in geology and also finished
a teaching Diploma. In 1994 she was promoted to lecturer and later acted as Head
of Department for three years. In 1994 she obtained a Fulbright scholarship that took
her to the University of Arizona where she obtained an MS in Geology in 1996
specialising in fluid inclusion micro-thermometry of Sn-W bearing granites.
She joined the Department of Minerals and Energy as Deputy Director in the Special
Studies division of the Mineral Economics Directorate in 2001. She was promoted to
Director in 2003, a position she held until march 2006. She served as a board
member and chairperson of the Human Resources Committee of the Petroleum
Agency SA from 1999 to 2002. She then served as a board member of the South
African Diamond Board from 2003 to 2006.
In April 2006 she was appointed General Manager: Promotion at the Petroleum
Agency where she is in charge of a team of geologists and geophysicists who
evaluateand promote theSouth African petroleum potential.
-4-
BIOGRAPHICAL DETAILS
NAME
: Bongani Moses
Sayidini
DATE OF BIRTH : 23 October 1976
NATIONALITY
: South African
LANGUAGES
: Xhosa
English Afrikaans
WORK EXPERIENCE
1.NAME OF COMPANY : PetroSA

Joined in 1999

Jan -Current 2013
Regional Manager - East Africa (New Ventures Upstream)
-Responsible for business development/techno-commercial evaluation of
Oil and Gas opportunities in East Africa
2.NAME OF COMPANY : Mossgas

January 1999 – December
12 Months
Process Technician [Experiential Training
EDUCATIONAL BACKGROUND
UCT Graduate School of Business -MBA
University of London -MSc in Petroleum Engineering
Imperial College London -DIC in Petroleum Engineering
Peninsula Technikon - B-Tech in Chemical Engineering
University of Dundee, Scotland, UK -LLM Petroleum Law & Policy
EXTRAMURAL ACTIVITIES
• Member Advisory Committee -(Depart of Chem Eng, CPUT) 2008 - 2010
•Treasurer Steering Committee 2006 -(South African National Committee for Youth of the
World Petroleum Congress)
•Class Rep 4th Year (Chemical Engineering) 2000
•Treasurer Pentech Science Faculty Council 1998
•Treasurer SRC, Fezekile Secondary 1994 - 1995
•Class Rep Fezekile Secondary 1992 – 1993
PROFESSIONAL MEMBERSHIP
• Member Society of Petroleum Engineers 2003 - Current
• Member Black Management Forum 2007- Current
-5-
CURRICULUM VITAE OF SALEEM FAZUL
HAQUE SOOBADER
1: Personal Details
Full Name: Saleem Fazul‐Haque Soobader
Date of Birth: 01 January 1970 Nationality: South African
Telephone: +27 21 918 4715 (work) +27 82 822 9988 (mobile)
Email Address: saleem.soobader@petrosa.co.za
2: Training and Qualifications
Matriculation Exemption (1987)
obtained at Gandhi Desai School in Durban.
Diploma in Chemical Engineering (1991):
obtained at the M L Sultan Technikon in Durban. Major
National Certificate in Commerce (2000):
This intermediate degree qualification was obtained through UNISA.
Bachelor of Business Administration (2004):
BBA degree obtained through the University ofSouth Africa (UNISA).
Master of Business Administration (2008):
MBA degree obtained through the University ofStellenbosch.
3: Formal Experience
(a) Company: PetroSA ( Mossgas) (Offshore FA Platform) (Mossel Bay)
Period of Employ: October 1992‐ June 1999
Job Title: Senior Process Controller
(b) Company: BHP Bayside Aluminium (Richards Bay)
Period of Employ: July 1999‐ June 2001
Job Title: Operations Supervisor
(c) Company: PetroSA (Soekor E&P) (Cape Town)
Period of Employ: July 2001‐ April 2003
Job Title: Manager: AGEMO (OMEGA Oil Rig)
(d) Company: PetroSA (Cape Town)
Period of Employ: May 2003 ‐ August 2007
Job Title: Portfolio / Asset Manager: North Africa & Rest of World
(e) Company: PetroSA (Cape Town)
Period of Employ: Sept 2007 ‐ January 2010
Job Title: General Manager: Egypt
(f) Company: PetroSA (Cape Town)
Period of Employ: February 2010 ‐ current
Job Title: Asset / Business Development Manager: Upstream
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３．講演記録
３. 講演記録
【司会：池ヶ谷業務部長】
皆様、長らくお待たせ致しました。まだお越しになっていない方もいらっしゃるよう
ですけれども、定刻になりましたので、南アフリカ共和国 ICEP セミナーを開催させて
いただきます。
私は、今日の司会進行を務めさせていただきます石油開発情報センターの池ヶ谷と申
します。セミナー開催に先立ちまして、一言皆様にお願い申し上げます。地震など緊
急時の避難につきましてはホテルの指示に従い、冷静に行動いただきますようお願い申
し上げます。
本日はお暑い中、御多忙中にもかかわらず本セミナーに御参加いただきまして、誠に
ありがとうございます。本日は、民間企業の皆様、JOGMEC の皆様からも多数お越しい
ただいております。また、本日のセミナーには在京南アフリカ共和国大使館から公使閣
下、他数名の方にも御臨席いただいております。御臨席ありがとうございます。
本日は南アフリカ共和国の Petroleum Agency、PetroSA、それぞれ 2 名ずつお招きし
てセミナーを開催する運びとなりました。2013 年 11 月に ICEP は南アフリカ共和国マ
ダガスカル共和国ミッションを施行致しまして、理事長を団長として民間会社から 5 名、
JOGMEC から 1 名に御参加いただきました。本日のセミナーに御講演いただく方々は、
昨年のミッションにてお会いした方々です。
ところで南アフリカ共和国は、皆様よく御存じのように、金、プラチナ、ダイヤモン
ドの世界的産地でございます。アフリカ最大の経済大国でアフリカ唯一の G20 参加国で
もあります。一方、石油・ガス開発に目を転じますと、石油・ガスを現在は輸入されて
いますが、米国エネルギー情報局 Energy Intelligence Administration（EIA）
が 2013 年 6 月に、Karoo 堆積盆地のシェールガス資源のポテンシャルを世界第 8 位の
390Tcf と評価しております。
また、皆さんも御存じのように、隣国モザンビークでは世界有数の埋蔵量を有するガ
ス田が発見されていることからも、炭化水素資源は同国にまだまだあると期待されます。
実際同国には世界各国から、ExxonMobil、RD Shell、Total 等の大手国際企業を初めと
する 20 社が既に参加しております。日本企業は残念ながら出遅れた形となっているよ
うに見えますが、ビジネスチャンスはシェールガスの開発が未着手ということもあり、
まだまだ存在すると考えられます。また、PetroSA 社はアフリカのほかの国で権益をお
-7-
持ちであるということで、南アフリカ共和国のみならずほかの国々でのビジネスチャン
スもあるかもしれません。このセミナーが南アフリカ共和国の皆様と日本企業の皆様の
双方のウインウインの関係になれるようなビジネスの端緒となることを期待しており
ます。
それでは、お手元の資料を御確認いただいた後、プログラムに沿って進めさせていた
だきたいと思います。本日の資料は、まず 1 枚目が ICEP 国際セミナー南アフリカ共和
国配付資料ということで、資料の中身を記載してございます。次に、ICEP の国際セミ
ナー南アフリカ共和国のセミナープログラム、それから講演者の皆様の略歴 4 名分。そ
の後に講演資料が 4 つということでございます。それから、そのほかに参考資料として
南アフリカ共和国の概要、A3 のものを 1 枚。それから、南アフリカ共和国探鉱関係資
料ということで ICEP がまとめたものがございます。お手元に資料ございますか。よろ
しいですか。
それでは、まず初めに、石油開発情報センターICEP 会長、藤田より開会の御挨拶を
させていただきます。藤田会長、よろしくお願い致します。
(１)開会の挨拶
（財）石油開発情報センター会長
藤田文萌
御紹介いただきました藤田でございます。本日は ICEP 国際セミナー「南アフリカ共
和国」に多くの皆様に御参加いただきまして、大変ありがとうございます。また、ノシ
セロ・ムベレ南アフリカ共和国駐日全権公使におかれましては、公務御多忙の中御臨席
賜りまして誠にありがとうございます。心よりお礼を申し上げます。
私ども ICEP は、我が国の石油・ガスの探鉱開発事業の戦略的かつ効率的な発展に寄
与するべく事業展開を行っている一般財団法人でございます。皆様には平素から私ども
の事業に御理解、御協力を賜っておりますこと、この場をお借り致しましてお礼申し上
げます。
本セミナーは経済産業省様から受注しました補助金事業の人材交流による産油・産ガ
ス国開発支援協力事業の一環として実施しております。私ども ICEP は創業 22 年、セミ
ナーは 1997 年より開始、今年で 17 年目を迎え、今回がちょうど 30 回目になります。
本日は、はるばる来日していただきました Petroleum Agency と PetroSA という 2 つの
組織の皆さんから御講演をいただくことにしております。
-8-
本年、2014 年は南アフリカ共和国の民主化 20 周年の年であり、4 月から日本におい
てもこの 20 周年を祝う記念の行事が行われていると伺っております。大変遅まきなが
ら謹んでお祝い、お喜びを申し上げます。また、この記念すべき年にこのセミナーを開
催できますことをとても喜んでおります。皆様、来日、御講演いただき大変ありがとう
ございます。本セミナーでの御講演について、御臨席の皆様の御理解が深められ、引き
続き議論を通じて相互の理解と協力が進展し、ひいては南アフリカ共和国と日本との資
源関係での協力の発展、国の発展につながっていくことを私どもは願っております。セ
ミナーの終了後には別室にて意見交換会も計画してございます。多数の皆様にあわせて
御出席、意見交換いただきますようよろしくお願い申し上げます。
それでは、若干の長丁場になりますけれども、セミナーへの積極的な御参画について
お願い申し上げまして、私の御挨拶とさせていただきます。御清聴ありがとうございま
した。
【司会】
会長、ありがとうございました。それでは、お手元の ICEP 国際セミナー2014 南アフ
リカ共和国プログラム内容を改めて御紹介させていただきます。講演１と致しまして、
「南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要」、テボゴ・ウィルフレッド・モト
ロウング法務部長代行（以下：テボゴ法務部長代行）、Petroleum Agency。講演２とし
て、「南アフリカ共和国の堆積盆地及び非在来型資源を含む開発の潜在性、新たな開発
と機会」。ノントゥシケレロ・ヴァン・アヴェルベケ事業推進部長（以下：アヴェルベ
ケ事業推進部長）、Petroleum Agency。講演３として、「PetroSA の操業現況及び戦略概
要」、ボンガニ・モーゼス・サイディニ課長（以下：ボンガニ課長）、東アフリカ地域担
当。PetroSA。そして講演４と致しまして、
「PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及
び権益参入機会」、サリーム・ファズール-ハクェ・スーバデール新規事業課長（以下サ
リーム課長）、PetroSA。その後、質疑応答をさせていただきまして、最後に閉会の挨拶
を理事長、鈴木から申し上げることになっております。その後、別室にて意見交換会を
行います。お時間の許す限り御参加いただければと思います。
それでは、プレゼンテーションに入らせていただきます。初めに、テボゴ法務部長代
行、Petroleum Agency から講演１、
「南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要」
について御講演を頂戴します。テボゴ法務部長代行、よろしくお願い致します。
（２）講演及び質疑応答
講演 1：『南アフリカ共和国の石油開発政策及び法制の概要』
-9-
テボゴ・ウィルフレッド・モトロウング法務部長代行（Petroleum Agency）
御紹介ありがとうございました。公使及び参加の皆様方、広範かつ専門家向けの南ア
フリカ共和国石油・ガスに係る法制度について御説明する機会をいただきありがとうご
ざいました。皆様方に御関心をもっていいただけるお話しができればと願っております。
本日のプレゼンテーションでは、このアウトラインでご説明したいと考えております。
最初が法規制、２番目がライセンスの体制、３番目が入札プロセスのアウトライン、４
番目が税制、そして最後に国の参加と黒人経済力強化政策（ Black Economic
Empowerment:BEE）ということになります。最後のテーマについて新しい法制度の動き
がございます。これについても御紹介申し上げたいと考えております。
まず、法規制です。重要なポイントとして、石油ガスの上流事業は主に鉱物・石油資
源開発法（Mineral and Petroleum Resources Development Act,2002（Act No.28 of 2002）、
以下：MPRDA）、によって規制されております。これは 2004 年に発効しました。一部こ
の法律でカバーされていないものもあります。それは、探鉱・生産のライセンスに関わ
る条件です。例えば上流部門の教育トラストの問題、国の参加といった問題について、
現在その条件を検討中でございます。条件には法律として効力が与えられております。
というのは、この法律の第１節に規定され、それに基づき条件が定められているからで
す。
この MPRDA は幾つか目的を持っています。本日のセミナーでは、特に重要な 3 つの目
的を説明申し上げます。まず第 1 番目は経済成長を推進すること、その経済成長という
観点から上流の探鉱・開発・生産を進めること、そして最適な探鉱・開発・生産をして
いくことです。
第 2 番目の目的、生産ライセンスの保持者あるいは上流部門に参加する企業には国の
社会経済発展に貢献を求めること、特に探鉱・開発・生産活動を行っている分野の社会
経済発展への貢献を求めることです。これは生産段階のみに適用されます。探鉱段階は
特に貢献を求めません。生産段階では、ライセンス保持者はローカルな経済発展に貢献
すること、また設備投資プロジェクトの遂行についても、その地域経済に刺激を与え、
雇用創出に資するものでなければいけないということです。その中で特に重要なのはス
キル開発ということであります。こういった参加企業がスキル開発にどう貢献するかの
説明を求めることもあります。それを文書化して、社会労働計画に組み込むことになり
ます。
- 10 -
最後の目的は、世界全体で配慮されている環境保護です。特に憲法 24 条において、
全ての国民は健康な環境を享受する権利があると規定しており、石油・ガスの探鉱・開
発・生産に関しても MPRDA にもあるように、国の国民の憲法上の権利を擁護することに
貢献を求められるわけです。探鉱・生産が秩序正しいエコロジーに配慮した持続可能な
形で行われなければいけないということです。それを達成するべく環境管理計画とかあ
るプログラムに基づいて行われるように、ライセンス保持者あるいは申請者が環境保護
をいかにするか、環境負荷を軽減する手段を明確に記載しなければならないことになっ
ております。
この 3 つの重要な目標が MPRDA には記載されており、このプレゼンテーションの他の
部分においても、常にこの 3 つの目的を念頭に置いていただきたいと思います。
Petroleum Agency では、国から様々な石油活動の職務（例えば規制・データ集約・保
存・推進・資源評価）に携わるという使命を与えられております。プレーヤーが法律の
文言を遵守するように、またライセンスに関わる条件を遵守するようにしていく責任が
あるわけです。また、MPRDA に記載されている社会労働計画等についても基本的な最小
限の組織関与を果たしていく必要があるわけです。
現在の MPRDA について、現在の規制制度等の強化をさらに図っていく必要があります。
ライセンスの体制としては、南アフリカ共和国では主として利権契約（コンセッション）
によりライセンスを与えているわけです。法律により、ライセンスであれ許認可であれ、
申請して許可されれば保持することができるわけです。重要なポイントは、法律の規制
は極めて硬直的なもので、大臣の裁量範囲は極めて限定的だということです。法律上の
要件を満たした申請者は、権利あるいはライセンスを付与されます。しかし、条件を満
たせなければライセンスは付与されません。また申請者の申込書には正確な記述の文書
の提出を求めることになります。例えば環境プログラムとか法律文書とか、会社につい
ての説明文書等です。問題のない申請書類を受理しますと、次に法律遵守の審査が行わ
れるわけです。Petroleum Agency がこの申請を処理する責任があるわけです。２種の
ライセンスが存在していますので説明します。
MPRDA の下においては、様々なライセンス、許認可が存在しておりますが、まず掘削
を含まない Reconnaissance Permit（非排他的探査権）で、これは 74、75 節に規定さ
れています。このライセンス保持者はマルチクライアントの物探データを確保すること
ができますが、その場合は、地震探鉱・マルチビームによる水深測定・航空測量等の概
査等を実施する必要があります。ライセンスは 12 カ月が有効期限で、譲渡不可、また
更新不可の非排他的なものです。このライセンスでは、そのデータを販売する排他的権
利を持つことができます。先ほど 1 年間の有効期限しか持たないと申し上げましたが、
- 11 -
データ販売については 10 年間排他的な権利を持てることになります。また、国の取り
分が考慮の対象に考えられていますので、技術情報の譲渡等が求められます。その他全
ての関連問題が合意される条件に含まれます。
2 番目のタイプのライセンスは、Technical Co-operation Permit (TCP）です。この
TCP は、その保持者に対し、高額なコストのかかる探鉱活動の前に地域のデスクトップ
調査ができるようにするものです。このデスクトップ調査の特徴は実際探鉱するよりコ
ストが安いことです。この TCP の有効期間は 12 カ月で、譲渡不可、更新不可です。し
かしこの TCP の保持者には探鉱ライセンスを申請する排他的な権利を与えられます。権
利が与えられますと同条件が適用され、TCP 条件交渉が行われます。条件合意後に、ラ
イセンス保持者の権利が発生し、デスクトップ調査を行って、調査結果を評価するわけ
です。そして、探鉱ライセンス取得に進むことが可能になるわけです。76、77、78 条
に探鉱ライセンスが記載されています。細かいことになりますのでこれ以上は割愛しま
す。
探鉱ライセンスは、限定的かつ実際的な権利で、抵当権設定により阻害されることが
あります。地質関係者は御存じと思いますが、鉱区または地域を保有した人は、通常は
権利の範囲で何でもできるわけでが、MPRDA の探鉱権利は限定的権利で、権利の分割販
売は禁じられています。現在、この法の改正作業を実施中で、この権利分割が可能にな
る方向で検討されています。例えば、鉱区の半分にしか関心がない場合、残り半分は譲
渡可能となる方向で検討されています。
石油探鉱活動では、様々な生産能力テストを行い評価作業を行うわけですが、これに
は大臣文書の許可が必要となります。例えば流量、フローレート等のテストも実施方法
を申請することになるわけです。これが、ロイヤルティに関連して意味を持つことにな
りますが、細部なので割愛させて頂きます。最初の有効期間は 3 年、その後、2 年刻み
で 3 回の更新が可能です。最大 9 年間の探鉱活動権が与えられます。
現在、さらに 2 年延長し最大 11 年間にする検討が行われています。先述したように
現状この探鉱ライセンスでは、誰かに鉱区を譲渡したい場合はパートナーとのリスクシ
ェアであるとか、ファームイン、ファームアウト等、鉱区を分割販売できないので全て
を譲渡せざるを得ないわけです。譲渡時には大臣承認が必要となります。MPRDA 第 11
節に規定されている申請を行い、承認を受けることになります。これは排他的な権利で、
ライセンス保持者は生産ライセンス申請の排他的権利を有することになります。
現在の法制度の枠組みでは、「探鉱」にはエクスプロレーションそのものと探鉱評価
- 12 -
（アプレーザル）も入ります。これらが探鉱ライセンスとしてカバーされます。
次に、この探鉱結果が良好で開発・生産に移行する場合は生産ライセンスを獲得する
ことになります。関連の情報が記載されている他の節をここに引用しました。ここで特
に申し上げたいのは、これも限定的かつ実際的な権利で、抵当権設定されることもある
わけです。また、ライセンス保持者は石油生産が可能となりますが、当初の有効期間は
30 年で、更新は 30 年以内の範囲で可能となっています。また、その譲渡に関しては大
臣文書での許可がセクションイレブンに基づき、必要となります。先述した探鉱ライセ
ンスと同じ状況下に置かれているわけです。更新申請においては排他的権利が与えられ
ています。
次は税制です。これも重要なポイントだけカバーします。現在、南アフリカ共和国の
石油ガスの上流事業に適用される税制には探鉱フィー、上流教育訓練トラスト・フィー、
法人所得税、ロイヤルティ、また財政安定化協定が入っています。
まず探鉱フィーですが陸上と海上に分かれています。これらのフィーは法律で規定さ
れています。税額は明確で、鉱区サイズで決まっています。表にあるように陸上では、
ゼロから 1,000 ヘクタールまで、以降、1,001 ヘクタール以上という区分で徴税されま
す。
次は、海上です。制度は少々変わりまして、１平方度(degree square)あたり、最低
価格の年間５万ランドに加え 20 万ランド増しとなっています。その年の消費者指数
（CPIX）、物価指数（CPI）に連動します。また、更新期間もほぼ固定されていて、法律
に規定されているため、交渉余地はほとんど残っておりません。
次に上流教育訓練トラスト・フィーです。これはライセンス受領後に発効するもので、
ライセンスを獲得した者が支払い義務を負うものです。
このトラスト・フィーは、石油・ガス上流事業部門のスキル養成、特にテクニカルス
キルの養成を目的として使用されます。このトラスト管理はトラスティが行います。ト
ラスティというのはライセンス保持者の集まりで、その人達がフィーを提供するわけで
す。このトラスト運営は Petroleum Agency から独立して行われます。陸上は 1 ヘクタ
ール当たり 1 ランドでミニマム 1,000 ランド、これは権利付与時、あるいは更新時、そ
の後は毎年支払いと変わります。CPI に従ってフィーは毎年増加します。海上は、陸上
とは税制が異なり、権利付与後 10 万米ドル、その後の更新時に 10 万米ドル徴税されま
す。陸上の場合は毎年支払うことになりますが、海上の場合は権利付与時の支払いで毎
- 13 -
年支払うものではありません。3 年間で 10 万ドル、更新の都度 10 万ドルの支払となっ
ています。
次は、法人所得税です。法人所得税法（スケジュール 10）に定められています。こ
の税については、後述するように産業界から財務省に提言が出され、次回の議会に法案
が提出されて変更について検討される予定です。現在の法人所得税では、居住者企業
28%以下、非居住者企業は 31%以下と規定されています。この税法上、税控除も記載さ
れており、資本的支出の 100%を探鉱活動では控除可能であり、生産では 50%控除可能で
す。現在、産業界から、生産も 100%にと提案され、議論が行われていますが、最終的
な結論は出ていません。
また、税制に関わるところではロイヤルティがありますが、これは鉱物・石油資源ロ
イヤルティ法で規定されており、税率は利益に従って変動し、最低 0.5%、最高 5%で、
それ以上はありません。これもまた、今年後半に少々変更される可能性があります。財
務省からも見直すという方向性が打ち出されていますが、現在のレートは先ほど申し上
げたとおりです。
法人所得税法（スケジュール 10）と、鉱物・石油資源ロイヤルティ法に基づき、財
政安定化協定の締結が求められていますが、ある段階でライセンスが付与された場合は、
その段階でのロイヤルティレートあるいは法人所得税が適用されます。この協定を財務
省と結び、ライセンスが与えられた時点での効力のあるレートが適用されます。その後
改正または条件変更となっても、このレートに変更はありません。
最後に国の参加と法改正そして BEE についてお話しします。現在、国の所有は 10%の
キャリード・インタレストです。そして、比率に基づいた開発コストを負担することと
されています。オプションで追加所有を求められるのは生産ライセンス獲得後の 90 日
の間に、このオプション行使の有無を国は決定することになります。90 日間と言うの
は、例えばマーケットの確保をするための期間等が考えられ、特にガスの場合にはガス
マーケティング期間の猶予が与えられます。南アフリカ共和国では、まだガスマーケッ
トは揺籃期でバイヤーを見つけるのが困難なので、生産ライセンス保持者には 5 年間の
ガスマーケティング猶予期間が与えられ、この期間でバイヤー等を見つけ、交渉するこ
とが可能となります。つまりガスマーケットの現状はまだ十分に発達していないので、
ガスマーケット猶予期間が与えられ、ユーティリティーと交渉をしてガスを売ることも
できます。ところで、5 年間となっていますが、5 年間でバイヤーを見つけられなけれ
ば、その延長も可能となっています。
- 14 -
現行の法律では、国は 10%のキャリード・インタレストを持ち、その比率に基づき開
発コストも負担します。一方、改正法案では、その比率を 20%に変更し、比率に基づく
開発コスト負担義務も免除する検討をしています。しかも、国はその権益を通常のコマ
ーシャル・コンディションで確保することも可能というものです。例えばさらに 30%権
益を持ちたいと国が考える場合は、通常のコマーシャルの条件でこれが取得可能になる
ということです。新しい大臣は、最近大統領に対して「この法案には署名しないように」
と依頼したことを発表しました。これは ExxonMobil とか Total 等の産業界から「現在
の法案は事業者にとって好ましくない」との懸念が表明されたためです。
大臣からこのような発表がありましたので、これを見直し、そして法案議会に差し戻
し、もう一度再検討、見直しを求めることになる見込みです。いろいろ報道はあります
が正式な法律になったものはないことを申し上げておきます。つまり、この法案は議会
に再び差し戻しの可能性があるわけです。それは、全ての中身についての見直しではな
く、国家の参加の部分について見直しとなると思われますが、最終的な判断は大統領に
委ねられ、見直しのプロセスも今後の決定事項となります。
また、先ほど国の参加についてコメントを申し上げました。もう一つ、法案の中に入
っている申込方式の変更、つまり最初に申請した人が権利を得るのではなく、ライセン
スラウンドに移行することを検討中です。全ての鉱区が現在モラトリアムの状態で、大
臣が入札を求めるまで状況は変化しないことになります。この法案が国会、議会を通過
した後に施行規則が出されるわけですが、ある特定の場面でどのようにすべきかを、具
体的な細部にわたり施行規則に規定することになります。
皆様ご注目のシェールガスに係る地域には、現在大臣がモラトリアムを設定しており
ますが、大臣の通告により前大臣在任時に申請が行われた事業についても審査を継続す
るということで、単に鉱区を与えることの可否を判断することにはならないということ
です。7 月の段階で、多数の申込について審査が行われています。残りの鉱区は大臣が
鉱区を与えることの可否を判断した後にライセンスラウンドに移行することを考えて
おります。
これが 2 つの、非常に重要な側面で現在その法制度について検討が行われています。
国家の参加、そしてシェールガス、そしてライセンスラウンド形式に移行する点につい
て検討中ということです。以上で私の話は終わりです。ありがとうございました。
【司会】
テボゴ法務部長代行、どうもありがとうございました。現状の問題点の検討状況も含
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めて懇切丁寧な現行法規についての御説明をいただきました。
それでは、2 番目の御講演を頂戴したいと思います。Petroleum Agency のアヴェルベ
ケ事業推進部長に「南アフリカ共和国堆積盆地及び非在来型資源を含む開発の潜在性、
新たな開発と機会」について御講演を頂戴致したいと思います。アヴェルベケ部長、よ
ろしくお願いします。
講演 2：『南アフリカ共和国堆積盆地及び非在来型資源を含む開発の潜在性、新たな開
発と機会』
ノントゥシケレロ・ヴァン・アヴェルベケ事業推進部長（Petroleum Agency）
皆様、こんにちは。御招待ありがとうございました。そして、お時間をいただきまし
て、今回プレゼンテーションを聞いていただくことを感謝申し上げます。南アフリカ共
和国の堆積盆地、石油のポテンシャル、そして非在来型資源について話をしたいと思い
ます。
こちらの地図ですが、南アフリカ共和国の地図で盆地が示されております。南アフリ
カ共和国南部の青色で示した盆地、これが Main Karoo 堆積盆地でありまして、南アフ
リカ共和国の北部にはこの Karoo のサブベースンも分布しており非在来型資源を含ん
でいます。ゴンドワナ超大陸の中核部において、石炭紀後期からジュラ紀前期にかけて
地層が堆積しました。この堆積盆地形成の造構モデルとして Retroarch の前縁盆地が考
えられており、これに付随して形成された大陸側に形成された Thrust Belt が Cape Fold
Belt のことであります。
そして、場合によっては Strike Slip の横ずれの動きがあったかもしれませんし、そ
の他の影響として、この盆地の進化に影響を及ぼしたかもしれないのが Isostatic な地
殻の沈降で、この原因が石炭紀の Dwyka 氷期氷床と考えられています。さらに含まれま
すのが Crustal Flexure、地殻の撓曲です。そして三畳紀に隆起が起きた。マグマの上
昇流による隆起が起きたということも考えられます。そして、北の亜堆積盆地でありま
すが、断層で規制された Intracratonic Basin であります。
こちらの図（Schematic SW-NE cross-section of the Main Karoo Basin）を見てい
ただきますと、Main Karoo Basin が示されています。下の方の地層 Dwyka 層で、そし
て堆積層としては様々な石炭が含まれる地層、それからシェールガスが含まれる地層が
上にありまして、その上に Beaufort 層群の河川成堆積物が分布します。そして Ecca 層
群の方ですが、内陸性ないしは湖沼性ということで三角州に伴うタービダイト、石炭お
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よび黒色頁岩も含まれ、この黒色頁岩がシェールガスを含むと考えています。
陸上には非在来型資源が 3 つありまして、Coal Bed Methane(CBM)、Biogenic Gas、
そして Shale Gas でありますが、この CBM の説明から始めたいと思います。CBM であり
ますが、主に先ほど述べたサブベースンに含まれます。Lephalale Basin、Springbok
Flats Basin、そして Main Karoo Basin においては石炭の埋蔵があります。そして、探
鉱が集中しているのが北東部の石炭を産出しているベースンです。ほとんどの探鉱会社
は小規模のプレーヤーでありまして、こういった小規模のプレーヤーが徐々に他国のパ
ートナーを引き付けていまして、リスク分散が検討されています。
そして、それぞれの堆積盆地を見ていきたいと思いますが、ほとんどの作業が
Waterberg で行われまして、これは Anglo Thermal Coal が行っています。80 坑以上の
試錐井を掘削しておりまして、5-spot 生産テストが継続しています。生産テストが 2004
年に始まっていまして、ガスの生産は現在も続いています。Anglo Thermal Coal によ
りますと、少なくとも 1Tcf の技術的に採取可能なメタンが Lephalale Basin にあると
考えられているということです。
次に、もう少し北に移りまして Mopane 炭田です。これは Tshipise Basin にありまし
て、非常に有望なベースンと考えられております。CBM があるのではないか、すなわち
ここは広く石炭が埋蔵しており、そしてその深さも CBM の開発に適しています。そして
想定される CBM Play は Coal-Shale のシークエンスから構成され、地表から 350m のと
ころで、そのシークエンスの石炭が 38m ぐらいであります。Umbono Capital が Sunbird
Energy とパートナーシップを組んでいまして、この地域を探鉱しています。
ジョイントベンチャーによる GIP(Gas in place)は、Best Estimate ベースで 1.9Tcf、
High Estimate ベースで 13.66Tcf であります。これは可採埋蔵量ではなく既発見資源
量であるということです。
さらに南に行きますと Springbok 盆地がありまして、ヨハネスブルクの約 200km 北東
に位置しています。この盆地の走向は北東-南西で、長さ 200km 程度、幅が 40～50km
であります。坑別の炭層の厚さは、3～6m と報告されていまして、場所によっては総層
厚が 18m 程度になります。そして、この場合の主たるターゲットは炭素質な頁岩と黒色
泥岩と積層している石炭で、我々は経験的な方法で内部評価を行っており、ＧＩＰは
Best Estimate ベースで 2Tcf、High Estimate ベースで 5Tcf です。
Main Karoo Basin 北部においては大規模な石炭の埋蔵があり、Ermero 炭田が同堆積
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盆地の東側にあり、ヨハネスブルクの東 200km 程に位置しています。ここで活動してい
る企業名は失念しましたが、GIP は、Best Estimate ベースで 3Tcf、High Estimate ベ
ースで 15Tcf となっています。
纏めますと、南アフリカ共和国の CBM の資源量は、今現在の評価ですと GIP ベースで
Best Estimate で 8Tcf、High Estimate で 35Tcf です。
次にシェールガスについてです。ここに可視化した層序の概念図があります。シェー
ルガスは、Whitehill 層をターゲットとしています。これが Ecca 層群の基底部分で、
先程述べましたこの Ecca 層群は、浅海において、あるいは湖沼環境において形成され
たということです。
Whitehill 層は、TOC（Total Organic Carbon）が平均 4.5%、Thermal Maturity が 0.8
～４%と非常に高いです。Quartz の含有量が平均 50%、層厚は 10～80m となっている。
Ecca 層群のその他の層はシェールが生産できるかもしれませんが、TOC が不十分で
Whitehill 層を下回ると思われます。しかしながら、シェールガスのもう一つのソース
になるかもしれません。
そして、関連するリスクもシェールガスの探鉱にはあります。まず第一にデータの品
質です。唯一あるデータとしては 60 年代、70 年代のもので広域的なデータであって分
解能も低いということです。つまりコアが古くて風化しており、近代的なログデータが
ありません。孔隙率、浸透率、そしてガスの含有量も非常に制約を受けています。Cape
Fold Belt に関連するものであるが、Thermal Techtonism の結果、Overcooking が起こ
り、孔隙と Self-Sealing Capacity が損なわれたかもしれません。そして、この Karoo
層には Intrusion がありまして、ジュラ紀前期の Dolerites が見られる。そして
Intrusion の結果、ガスが放出されてしまい、あるいは孔隙が破壊された。また、貯留
層がコンパートメント化したということも考えられます。
次に、Probabilistic な推定値を出しておりますが、P50 が 49Tcf、P90 が 14Tcf、P10
が 79Tcf ではないかと。その他の推定値としては次のようなものが上がっています。
Cole(2011)によると、in place で 243Tcf と算定され、回収率 20%として可採埋蔵量が
49Tcf と見込まれている。Econometrix(2012)の場合は、シナリオとして 20Tcf と 50Tcf
が提示されています。そして US EIA(2011; 2013)の場合、485Tcf という評価が改正さ
れまして 390Tcf と報じられています。
それでは、次に Offshore、南アフリカ共和国の海域を見ていきたいと思います。主
- 18 -
要な 3 つのベースンの可能性があります。西に Orange Basin、それから Outeniqua Basin
が南に、Zululand Basin が東にあります。Outeniqua Basin にはサブベースンが 4 つあ
ります。Algoa Basin、Gamtoos Basin、Pletmos Basin、Bredasdorp Basin です。そし
て、大水深地域には Southern Outeniqua Basin があります。これらのベースンは南極
大陸のリフティングに関係し、またフォークランドが南アフリカから分離したときの
Fault 運動によると言われています。
次に、Seismic Coverage でありますが、大陸棚の近辺にある程度の集中したカバレ
ッジが見られます。赤い線と黒い線、これが二次元の震探測線です。そして、赤く囲ま
れた図形の部分が三次元震探測線がカバーする地域です。そして、御覧のように三次元
震探測線がカバーする地域は主に Southern Outeniqua Basin にありまして、国営石油
会社 PetroSA がここで活動しています。
そして、こちらの地図でありますが、坑井の分布を示しており、Karoo Basin はそれ
ほど掘削をされていません。小さなドットが坑井を表しています。そして Orange Basin
に幾つかのドットあり、大半が Outeniqua Basin、特に Bredasdorp Basin にあります。
海域の坑井は、合計しても 311 抗程度です。
今度は、目を転じまして Orange Basin ですが、探鉱の経緯を見ますとナミビアの Kudu
ガス田が 1974 年に発見されています。そして、最初の震探データ収録作業が 1976 年に
実施され、最初の坑井が 1976 年に掘削され、最後の掘削が 2003 年であります。Ibhubesi
ガス田は西海岸にあります。1981 年に発見され、2004 年までは評価が行われていまし
た。さらに石油の発見がありまして、A-J というのが 1989 年に発見されています。こ
れは小規模の油の発見で、非常に Waxy です。そしてガス、コンデンセート井もありま
す。現在、主要企業が探鉱を継続しています。
西海岸で操業を行っている企業に目を転じますと、北部では PetroSA が Cairn India
と一緒に操業しています。それから Thombo、Sungu Sungu、PetroSA、Anadarko が操業
しております。そして、西海岸をもう少し南に行きますと BHP Billiton と Global、そ
して PetroSA と Sasol が操業しております。大きなこの部分、これは大水深地域ですが、
Shell が操業しております。そして、この大きなエリア、これは PetroSA と Anadarko
が操業しています。
それでは、どういう資源量なのかということを考えますと、我々自身の推定値ですと、
油に関しては、P50 Best Estimate ベースでの想定資源量 36 億 bbl です。そしてガス
に関しては P50 Best Estimate ベースでの想定資源量 22.5Tcf です。そしてこれらの数
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字は、想定資源量ということで、まだあまり掘削をしていません。但し、Ibhubesi ガ
ス田は別です。つまりまだ採取されていないということです。
さらに南海岸の Outeniqua Basin の方にいきますと、最初の掘削が Superior Group、
Soekor によってなされました。そして小さな石油ガスの発見が Soekor によってなされ
ました。Pletmos Basin では 2 つの未開発のフィールド、ガス田がありまして、さらに
6 件のガスの発見がありました。PetroSA が、探鉱を Bredasdorp Basin で行っています。
その他の国際企業もこれらのベースンでの探鉱を実施しており、その場所をお見せした
いと思います。PetroSA は、大きな Block9 で操業をしています。こちらですが、Impact
Africa が探鉱ライセンスを保有しており、そして Bayfield Energy というイギリスの
会社でありますが、探鉱ライセンスを保有しています。それから New Age がこの鉱区で
す。Total がこちらです。ここの鉱区ですが、Total と Canadian National Resources
が保有しています。Canadian National Resources でしょうか、坑井を掘削し始めてい
て、大きな構造があるということで期待をしているようです。
そして、この想定資源量の推定でありますが、石油が 51.4 億 bbl、そしてガスが
19.4Tcf と評価されています。これはこの後の Block9 に関する PetroSA の説明で、細
かい話が出ると思います。
東海岸の方に行きまして、1969 年に最初の震探収録作業が実施されました。陸上の
掘削作業は 1970 年代に実施され、最初の海域での掘削作業は、1971 年に実施されまし
た。そして、最後の vintage は 1997 年に取得され、最後に掘削された坑井は 2001 年と
いうことで、マイナーなガスと蛍光反応が見られました。そしてガスの逸脱の徴候や生
物起源の mounds が見られました。2011 年には、複数の Multi-Client の二次元震探に
よる探鉱が再開されました。
それから、操業者ですが、巨大な ExxonMobil が Impact Africa とパートナーシップ
を組んで探鉱を行っています。それから Silver Wave Energy、Sasol がここで探鉱を行
っています。ここは ExxonMobil が探鉱を行っています。
そして、我々が評価している埋蔵量の推定値は、in place で石油は、Prospective P50
ベースで 10 億 bbl、ガスが Prospective P50 ベースで 9Tcf です。
以上、簡単ですが、堆積盆地、地質、そして南アフリカ共和国の有望性について述べ
ました。細かい内容については資料を御参考になさってください。ありがとうございま
した。
- 20 -
【司会】
アヴェルベケ部長、シェールガス等興味深い南アフリカ共和国の堆積盆地のお話あり
がとうございました。それでは、引き続きまして、講演 3 の方に移らせていただきたい
と思います。PetroSA のボンガニ東アフリカ地域担当課長、講演 3「PetroSA の操業現
況及び戦略概要」について、よろしくお願いします。
講演 3：『PetroSA の操業現況及び戦略概要』
ボンガニ・モーゼス・サイディニ課長-東アフリカ地域担当（PetroSA）
皆様、こんにちは。私の名前はボンガニ・サイディニと申します。PetroSA の戦略的
な概略についてお話し申し上げたいと思います。
PetroSA が与えられている権限というのは、コマーシャルな存在として株主のために
価値を創出するということ、つまり税金と配当を支払うということです。株主は究極的
には共和国の政府及び国民です。また、同時に石油産業における国の目的を前進させ、
そして産業の変革の主導的な役割を果たすわけです。南アフリカ共和国の石油産業の下
流部門は Shell、BP といったような国際的な石油会社によって占められております。こ
うしたことから、PetroSA に与えられている権限の一つは、黒人の南アフリカ共和国人
が石油・ガスの下流部門、上流部門に参加できるようにするということです。戦略的な
目的としてエネルギーの目標を様々な政策手段の中で掲げ、例えばエネルギー白書 1998
年、これによって PetroSA が設立されましたが、同社の役割は、エネルギーの目標を様々
な政策手段を駆使して推進するということです。なぜ我々がここに居るかと申しますと、
政府の政策を推進する役割を果たすということで、できるだけ日本のような国との 2 国
間貿易関係を推進するとともに関係を強化するということです。
PetroSA の概観ですが、同社は 2002 年に Soekor E & P と Mossgas Pty Ltd との合併
によって設立されました。1965 年に設立された Soekor E & P はもと国営石油会社で探
鉱生産を担っていました。もう一つ PetroSA の前身になったのは Mossgas Pty Ltd で、
同社は Soekor E & P が生産したガスを Refinery で有効活用し GTL の生産操業をする会
社でした。こういった事業は 80 年代の初頭から始まり、Refinery の操業自体は 1992
年から始まりました。PetroSA は 2,000 人を少し下回る職員を抱えており、世界最大規
模の操業を続けている GTL の Refinery を所有しています。
我々の事業は石油のバリューチェーン、上流部門から下流部門までカバーし、現在、
南アフリカ共和国の液体燃料需要の 5%を生産しています。軽油、ガソリン、灯油、ジ
ェット燃料及び特殊化学品等を製造しています。これまでに原油約 7,000 万 bbl が生産
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されていますが、これは 3 つの油田からでありまして、1997 年からは Oribi という油
田で生産が開始され 2000 年には Oryx,そして 2003 年には Sable からの生産が続きまし
た。それから、これまで 1～1.4Tcf の天然ガスが生産されて GTL になっています。
また、南アフリカ共和国、赤道ギニア、ガーナで権益を保有しています。また、ロッ
テルダムにはトレーディングオフィスを持っています。コアビジネスは石油・天然ガス
の探鉱・開発・生産です。国内及び国外の上流部門の石油事業に参加をすること、天然
ガスから合成燃料を生産すること、国内の石油精製、液体燃料のインフラ整備及び石油
と石油化学製品のマーケティングとトレーディングを行うこと等が主要な事業です。
現在、PetroSA のフォーカスの一つは、Mosselbay にある GTL の Refinery を維持し、
これを成長のプラットフォームとして活用するということです。更に PetroSA は、南ア
フリカ共和国及び地域において重要なプレーヤーとしてのプレゼンスを持つこと、また
エネルギー供給の安定化を図ること、経済成長と雇用の創出をサポートし、また国の変
革を実現することを使命としています。
戦略的な目標として 2020 年までに 25%の液体燃料をカバーするということが掲げら
れています。商業的に競争力のある National Oil Company(NOC)と全面的に統合化され
た事業を行って、2020 年までに 25%を供給するということであります。大事なのは、将
来に向けて安定的な多様化されたキャッシュフローを生み出すということです。また利
益を上げるということ、具体的には WACC(Weighted average costs of capital)を上回
るような ROI（投資利益率）を実現するということであります。つまりあらゆるバリュ
ーチェーンについて、石油に関して補完的なオペレーションを行うこと、上流部門、中
流部門、下流部門をカバーすること、また南アフリカ共和国の国益を推進すること、こ
れらがミッションでございます。
ここに示しておりますのがビジョン 2020 の構成部分であります。ターゲットは、2020
年までに国内で必要な液体燃料の 25%を供給するということであります。表の左側の 2
×1、2×2、3×3 という表記は GTL Refinery Trains の能力を示しておりますが、現在
の状況は、黄色部分ですが、国内で得られる FEEM や South Coast Gas により精製して
います。GTL の Refinery は最大限 2 億 1,000 万立法フィートの生産できる能力を持っ
ておりますが、ガス生産の減退見込みにより約半分の現在 1 億立方フィートの最終製品
を造っているわけであります。予見されるガス生産の減退を補うために現在 Ikhwezi(イ
クエジー)と呼ばれているプロジェクトが進行しており、これは 5 つの長距離水平のガ
ス井の連続掘削を行うものです。このプロジェクトは 2018 年ぐらいまでかかると見ら
れ、当分は 2×2 のオペレーションを続けてまいります。
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しかしながら、このプロジェクトだけでは石油精製能力を満たすところまではまだい
きません。というのは、この段階でこれは中期的なソリューションにしかならないとい
うことで、Mosselbay の GTL Refinery についてはこのレベルなので、もっと別のオプ
ションもしていかなければいけないと考えております。そのオプションの一部ですが、
現在評価中ですが、これは LNG その他の Feedstock を使うということで、例えば
Compressed Natural Gas(CNG)も一つの可能な手段として考えています。CNG が短距離
でありまして LNG ほどの距離をカバーはできませんけれども、それも一つの可能性だと
思います。
それと、もう一つ、南アフリカ共和国には御承知の通り、シェールガスのポテンシャ
ルがあると言われております。それも GTL の Feedstock(フィードストック)として利用
することができると思います。そして、そのためのクオリティーがあればということで
あります。
それから、下流部門への参入も考えていきたいということで、それを併せて 25%を実
現したいと考えています。この点に関し、現在の生産は、例えば Shell、Total、BP が
やっており、PetroSA は直接エンドユーザーとの関係を持っておりません。しかし、下
流部門に参入することにより、直接製品をエンドユーザーに販売することができるよう
になると考えております。例えばガソリンを販売するといったようなことも考えており
ます。
そのための貯蔵タンクとかインフラ整備とか、それからガソリンスタンドの整備とか
を考えています。Mthombo というのは原油の Refinery で、PetroSA の GTL Refinery か
らは 400km ぐらい、ケープタウンから 700km ぐらい離れていて、そのキャパシティーと
しては 20 万 bbl/d で考えております。こういったような Refinery を考えることにより、
最終的に現在の南アフリカ共和国の需要を満たすことができると思います。現在は需要
と供給がマッチしていないので、一部の製品を輸入しなければならないが、この Mthombo
Refinery ができるとその需要を満たすことができると思います。様々な液体燃料を南
アフリカ共和国の南部地域に対して提供できるようになると考えております。
上流部門の目的ですが、的を絞った探鉱活動を行い、石油・天然ガスを開発して長期
的に輸出もできるようにしていきたい。そして GTL のテクノロジーも活用したいと考え
ております。上流部門の資産ポートフォリオを強化したいと考えており、これは地理的
にもアフリカだけではなく世界全体に拡大したいと思います。今、国内ではガスにフォ
ーカスをしており、Mosselbay の GTL Refinery に供給を行っております。そして、資
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産取得において優先的に進めたいのは 3 年から 5 年ぐらいで生産可能なもので、望まし
いポートフォリオ・ミックスとしては探鉱開発及び生産アセットも取り込み、価値を最
大化したいと考えており、そのために組織内の効率性の向上も図っていきたいと考えて
おります。もちろんこれに関連してパートナーシップも、例えば他国の NOC とか IOC と
かと組んでいきたいと考えております。
PetroSA は、国有の石油会社であり、南アフリカ共和国政府の支援を得ております。
これがズマ大統領が Mosselbay の GTL Refinery を 2010 年 10 月 14 日に訪問された時の
写真です。大臣は、2011 年 6 月 7 日に議会でスピーチを行いまして、PetroSA をきちん
とサポートして、ローカル及び国際的な分野で役割が果たせるように支援するという内
容でした。2010 年の大臣のスピーチにおきましても、PetroSA が主要な役割を果たして、
南アフリカ共和国の液体燃料に関わる課題に取り組んでいきたいということでありま
す。つまり政府が活用できる手段として、PetroSA はエネルギーセキュリティマスター
プランを実現する役割を果たしていきたいと考えております。エネルギーセキュリティ
マスタープランというのは、2005 年に起きた供給燃料不足の結果、液体燃料の供給を
強化することを念頭に置いて作られたものであります。大統領のスピーチにおいて、
PetroSA は政府の改革アジェンダの中核を担わなければいけない、そしてその責任の 1
点として戦略的な目標を達成して供給の安定性のイニシアチブを実施し、そして開発を
推進するために様々なプロジェクトを実施することというふうにされております。
それでは、ここからサリーム課長に引き継いで、保有資産の紹介をしてもらいたいと
思います。
【司会】
ボンガニ課長、どうもありがとうございました。それでは、引き続きまして、講演 4
「PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及び権益参入機会」、サリーム新規事業課長
にお願い致します。
講演 4：『PetroSA の国内外での探鉱・開発・生産及び権益参入機会』
サリーム・ファズール-ハクェ・スーバデール新規事業課長（PetroSA）
皆さん、こんにちは。私は簡単に PetroSA の資産についての概要を述べたいと思って
おりますし、また投資パートナーシップの機会についても触れたいと思っております。
後ろのテーブルには PetroSA のパンフレットが用意されており、パンフレットには
PetroSA に関する資料と、1 つのファームアウトの機会が記載されています。そして私
の名刺も置いております。トランザクションアドバイザーを起用してファームイン、フ
- 24 -
ァームアウトのプロセスを進める予定です。これは入札のプロセスが、テンダーになる
ということです。そして、2～3 カ月内に行うということで、そのような機会について
これから述べたいと思います。
簡単に概要を述べますが、以下の Block が PetroSA のポートフォリオの中身となりま
す。Block1、2A、2C、3A、4A、5、6、これは西海岸に位置しています。Block9 と 11a、
これは南海岸に位置しています。そしてシェールガスについても少々触れたいと思いま
す。PetroSA はアフリカ南部 6Blocks に権益を保有し、1 つは赤道ギニア、そして最近
マイノリティーインタレストという形で大水深の TEN Block を含む Jubilee フィールド
を取得しました。ガーナでは大水深鉱区の West Cape Three Points Block を含むもの
です。そして、Jubilee フィールドに関し、PetroSA は 3.85%の権益を保有し、日産量
12 万 bbl でオペレーターは Tullow Oil です。大水深鉱区の TEN Block はまだ評価中で
あり、West Cape Three Points Block は開発中で、石油生産開始を 2016 年と予想して
います。
話を南アフリカ共和国に絞っていきたいと思いますが、地図を見ますと Block が示さ
れておりまして、これらは PetroSA が権益を持っているところです。現在、唯一の石油
生産が行われているのは南海岸 Block9 で、PetroSA が 100%の権益を保有しております。
後の FA プラットフォームのところでまた触れたいと思います。
こちらの表ですが、これも鉱区概要ということで、権益保有者を示しています。それ
ぞれの Block の権益保有者が示され、その権益比率も示されています。詳細については
それぞれの Block のところで取り上げたいと思います。南アフリカ共和国の石油のライ
センスの話は Petroleum Agency の同僚が先程、詳細に説明しました。Block9 を見てい
ただきますと、探鉱第一フェーズの最初の更新期です。そして Block11A もそうであり
ます。Block1 も探鉱第一フェーズの更新期です。Block2A は Ibhubesi フィールドのデ
ィスカバリーにより、現在生産ライセンスの段階です。Block2C は、生産ライセンスを
現在 Petroleum Agency に対して申請中の段階です。Block3A/4A は探鉱第一フェーズに
あり、Block5/6 も探鉱第一フェーズの段階です。
西海岸の Block1 から始めたいと思います。同鉱区の PetroSA のパートナーは Cairn
India です。同社は、オペレーターとなっています。PetroSA は、ファームアウトとい
う形で Block の権益 60%を 2012 年 8 月に Cairn India に売却しました。2013 年 2 月に
探鉱ライセンスの更新がなされ、新規の三次元震探 2,000 平方 km、二次元震探 3,000km
のデータが収録されました。この鉱区では、1980 年代に Soekor E & P がガスを発見し
ていますが、32 千 cf/d のウェルテストのフローでした。そして、この鉱区では三次元
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震探が 2009 年に実施され、本鉱区の資源量は 2Tcf と評価されています。
そして、本鉱区の Lead には高いリスクが関連しています。また、ガスマーケットの
ポテンシャルに関してもリスクがあります。そこで Cairn India が PetroSA と一緒に決
めたことが、大水深域の Structure Oil Play に焦点を当てるということ、そしてこれ
は Shell、Anadarko 等の本 Block の北と南でオペレーションをしているところがフォロ
ーアップするということです。そして本鉱区では試掘が計画をされていまして、これは
2016 年第一四半期の予定です。
Block2A、こちらでありますが、PetroSA は生産ライセンスを保有しています。これ
が Ibhubesi フィールドで赤いところがディスカバリーであります。２P の資源量は
540Bcf のレンジとなっています。そして、ガスマーケティングの付与期間も、生産ラ
イセンスも 5 年間停止されており、停止期間中にガスセールス・アグリーメントを締結
しようとしています。現在交渉していますのが、南アフリカ共和国の Eskom というユー
ティリティーカンパニーです。発電所が Ibhubesi フィールドから 400km ほど離れたと
ころにあり、この発電所はディーゼルで稼働しています。交渉を通じて、ディーゼルジ
ェネレーターをガス火力に転換できないかと考え、MOU の締結を検討しているところで
す。一旦ガスセールス・アグリーメントが Eskom と締結できたならば、Ibhubesi フィ
ールドを開発できると考えています。
Block2A に関して、PetroSA の権益は 24%、Sunbird Energy が 76%保有しています。
新しい法律によるのですが、PetroSA が更に Ibhubesi フィールドの権益を取得する場
合は、ファームアウトのプロセスを Block2A に関して進めることになりますので、これ
も今後のために検討をしております。
そして、Block2C に関してですが、PetroSA と Anadarko が Anadarko をオペレーター
として探鉱ライセンスを申請中です。そして、申請案件について Petroleum Agency が
窓口となり、現在、鉱物資源局の承認を待っています。これは新しい探鉱の申請である
ということで、今あるモラトリアムの範疇に入ります。MPRDA が発布されたときに、そ
の変更に従うということです。ジョイントベンチャーは、Deep water Oil Play の下部
白亜系の貯留層をターゲットにしています。そして、義務作業量としては大規模な三次
元震探を実施することになっています。その理由は、この鉱区に関してのデータという
のは 2011 年以前のもので古いからです。そして、PetroSA、Anadarko 共に一旦探鉱ラ
イセンスが付与されたならばファームアウトの手続きを始める計画で、この場合
Anadarko がファームアウト手続きをジョイントベンチャーを代表して行うということ
になり、これを進めていきます。
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そして Block3A/4A ですが、これが現在ファームアウトの準備ができている鉱区です。
パンフレットが後ろに用意をしてあります。PetroSA は 50%の権益を保有するオペレー
ターで、Sasol が残りの 50%の権益を保有しています。
ジョイントベンチャーは、2013 年 5 月から 2014 年 5 月の間の Technical Cooperation
Permit(TCP)の下で、この鉱区の炭化水素ポテンシャルを評価し、最適な探鉱ライセン
ス、プログラムがどうあるべきかを検討しました。2014 年 5 月には TCP を探鉱ライセ
ンス（Exploration Right(ER)）に転換する申請を行っており、これは現在、Petroleum
Agency が処理をし、本鉱区が付与されるのを待っているところです。義務作業の実施
に当たっては、環境マネジメントプログラムを考慮しなければなりません。そして、こ
のプログラムを年末までに Petroleum Agency に提出することになっています。その後
に Petroleum Agency からの勧告が Department of Mineral Resources(DMR)に提出され、
承認を待つということになります。
そして、Block3A/4A の鉱区において確認されている Play の一つは、Albian Gas Play
（Ibhubesi Gas Field）です。もう一つが Syn-Rift Half-Graben の A-J1 Oil Discovery
です。どちらの発見構造も鉱区の北部に位置しています。確認されている Play の面積
が広く、25,000 平方 km 以上です。しかしながら、現在入手できるデータの質が悪いと
いう問題があって、果たしてこれらの確認できている Play がどの程度広がりを有する
かは不確実です。ジョイントベンチャーは Work Programme を提出しており、最初の探
鉱ライセンスの段階で行う新規の物理探査作業を計画しています。その他の Play を確
認するための概査が 2 件あり、PetroSA としては、一旦この環境マネジメント計画が
Petroleum Agency に提出されたならば、鉱区権益の一部をファームアウトすることを
検討します。
西海岸に位置する Block5/6 ですが、PetroSA と Anadarko が現在、権益を保有してい
ます。権益比率は Anadarko80%、Petroleum Agency20%です。探鉱第一フェーズにおい
てジョイントベンチャーは、二次元震探 6,230km のデータを取得しています。そして古
い震探データ 6,000km の再処理も実施しています。さらに高分解能の水深データを取得
していて、データの範囲は 500m～3,500m の間のもので地化学サンプリングによるもの
です。それから海底サンプリング調査も計画されており、その後に三次元地震探査の場
所を決定します。鉱区面積は非常に大きく、93,000 平方 km 以上で、Anadarko がメキシ
コ湾で保有する鉱区面積よりも大きくなっています。そして、鉱区内には 2 つの Basin
があります。南の Orange Basin、Cape Basin であります。ジョイントベンチャーはガ
ーナの Jubilee フィールドのレザバーを形成する Basin floor Fans と同様の Play につ
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いて本鉱区において評価を進めています。
これは南海岸に位置する Block9 を示していますが、PetroSA が現在、唯一生産して
いる南アフリカ共和国沖の鉱区です。右が Block11A で、本鉱区に関しては、もう少し
述べたいと思いますが、探鉱ライセンスに関して Block9、Block11A というのは一つの
ライセンスと見なされております。Block9 のワークプログラムを Block11A で行っても
いいですし、Block9 で行ってもいいという一体のライセンスになっています。
2012 年、PetroSA は、Block9 のポテンシャルを評価したいということで、200 坑以上
の坑井が掘削されている本鉱区に対し、Schlumberger 社と契約し、独立した評価を実
施し、鉱区の残存ポテンシャルを得ようとしました。Schlumberger 社に関しては新し
い技術を利用してもらい、また PetroSA の技術力構築にも寄与させようということです。
そこで、2012 年には新規の三次元地震探査 3,800 平方 km を実施した後、 Schlumberger
社と PetroSA が共同でレビューをしております。
右側下の方ですが、Syn-Rift のステージと Drift のステージにおいて、対象となる
Leads が、緑、紫、青等で示されています。これらは、新しい三次元震探に基づいて評
価された結果です。Block9 は 22,000 平方 km の広さですが、三次元震探が実施された
3,800 平方 km という面積がどれ位の広さかというと、これを南アフリカ共和国の West
Cape に投影しますと、かなりの南アフリカ共和国のワイン農家をカバーできる広さと
いうことになります。
そして、こちらが Schlumberger 社と PetroSA が共同で評価を行った結果ですが、
GIP1.5Tcf の新しい Lead が同定されています。そして強調したいのは、過去の評価で
摘出された古い Lead や Prospect、以前に同定したもの等、これら全ての Lead や
Prospect は新規調査で得られたデータに基づいて評価をして確認されています。14A の
ところで、赤いブロックで示されている P50 の OIP は、169MMbbl になり、17 の Lead が
同定されています。右端の USM の P50 は 1.5TCF であり、23 の Lead が同定されていま
す。
さらに、新しい Lead を現在のインフラに重ねていまして、御覧のように E-AT、E-CN
が新しい Lead であって、非常にインフラに近いところに位置しています。PetroSA が
有利な点は、これらの Lead や Prospect を開発して、商業化に移行する場合有利となる
のは、それらがインフラに近いところに存在しているということです。そして、非常に
ハイレベルの経済性を評価した結果、Prospect としては 80～100Bcf の埋蔵量が簡単に
商業化できるのではないかと考えています。
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さらに、Block9 ですが、左下の図面に記載された既存の 2 つの発見された、E-CB と
E-BK フィールドがあります。E-BK フィールドは Condensate Rich Gas で、Ｅ-ＣＢフィ
ールドは Undersaturated Light Oil です。そして、これらのフィールドは新規開発と
して開発準備ができております。そして、現在フィールド開発プランをレビューしてお
り、新しい Central Basin で収録された昔の二次元震探データを再評価しており、先程、
同僚が述べたようにフィールド開発に移るべきと評価されたフィールドは全部で 5 フ
ィールドです。
そして、Block9 に関してですが、かなりの Lead、Prospect が同定されています。E-CB、
E-BK の潜在的なフィールド開発を検討しておりまして、Block9 に関してはパートナー
を求め、ジョイントベンチャーという形で開発をしたいと思っています。パートナーは
財政的能力を有して、さらに新しい技術を導入してくれるようなパートナーを求めてい
ます。これから数カ月内に Block9 のファームアウトの手続きを始めたいと思っており
ます。そして、Prospect や Lead、マイナーな Play 等を商業化できる方向に持ってい
きたいと考えています。
E-CB フィールド、E-BK フィールドの開発支援のためのパートナーを確保したいと考
えています。Central Basin のダークブルーのところですが、F-Q 地域があって、左側
には E-P 地域があります。F-Q 地域とＥ-P 地域はこれまで無視されてきたことから、あ
まり作業が成されていません。掘削の多くは 20 年前に掘削されたもので、F-Q 地域の
東に位置する 11B 鉱区、12B 鉱区は Total が Prospect を掘削中ということで既に大き
な関心があります。現在の法律上、鉱区を分けることができないということで、Block9、
Block11A はファームアウトするということになります。E-P 地域は、これも大規模でそ
の面積は 8,000 平方 km であります。ここでは 24 坑が掘削されています。
Work Programme、Timeline、そして Block9 と Block11A について述べて参りました。
そして、2014 年 11 月～2016 年 11 月までが第二フェーズの更新期 24 カ月ということで、
プロセスとしては Petroleum Agency に申請をして第二フェーズに入るということで、
第一フェーズが今年の 11 月に切れます。
そして、Work Program についてですが、PetroSA は最小探鉱義務作業を提案し、1 坑
の掘削を計画していますが、更にどの程度アグレッシブに PetroSA と探鉱作業を継続で
きる潜在的なパートナーがいるかによって、場合によっては最高 3 坑あるいは 4 坑の掘
削という提案も考えられます。
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Block11A に関して、2 つのディスカバリーがこの Block にあります。Block11A は、
Block9 の F-O 地域から約 100km 離れており、中央の Block9 の処理施設からも離れてい
ます。そして、Mossel Bay Refinery から 140km 離れています。Block11A には 2 つのガ
ス発見構造がありますが、20 年以上前に発見されたものです。当時、Soekor E & P は
大規模な発見を求めており、小さな発見の場合には一時開発の停止ということになって
しまっておりました。そして Block11A に関して、経済評価、ビジネスケースを検討し
た結果、この 2 つのディスカバリーに関し、今はコマーシャルにはなっていません。量
的には 1～1Tcf のガスがあるのではないかとか、1～1.5Tcf あるのではないかとか想定
されていますが、Block11A において探鉱 Play の評価が必要になり、そのうち in place
ベースでこのボリュームを証明していかなくてはなりません。
そして、最後に、シェールガスに関してですが、PetroSA は自らの位置づけとしては
スキル、専門知識、新しい技術を得ようと考えております。シェールガスの探鉱が始ま
った場合には責任ある、意味ある役割を果たしたいと考えています。そういった意味に
おいて、もちろんパートナーに対してはやはり財政能力を持ってもらいたい、さらに技
術、スキルを持ってもらいたいと考えています。その上で援助をしていただきたい。意
味あるシェールガスの活動を南アフリカ共和国で展開できるようにと考えております。
ありがとうございました。
【司会】
どうもありがとうございました。世界的に GTL を実際に使用されているというとこ
ろは珍しいので、その管理をされている PetroSA、その概要、ステータスについてボン
ガニ課長にお話しをいただき、その後サリーム課長に、鉱区の現状と、ファームアウト
等投資機会の可能性について詳細な御説明をいただきました。どうもありがとうござい
ました。
それでは、御参加されている皆様からの御質問、御意見、コメント等をお受けしたい
と思います。皆様方の御所属先及びお名前を最初にお伝えいただいた上で、御質問、御
意見、コメント等をいただきたいと思います。どなたかいらっしゃいませんでしょうか。
【河合氏】
ICEP の河合と申します。プレゼンテーションの中で、時折新しい制度とか新しい法
制という言葉が出てきて、法制関係で、何か動きがあって今は審議中というお話しでし
たが、例えば今後シェールガスの開発であるとか大水深である程度の規模の油ガスが見
つかった場合等を考えますと、こういった法制関係における変革の可能性は、我々が参
入する際に非常に気になる点です。現時点での変革の可能性や方向性について何か御示
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唆いただけると非常に参考になると思うのですが、一番初めのプレゼンテーションのモ
トロウングさんにお願いしたいと思います。
【テボゴ法務部長代行】
御質問ありがとうございます。御記憶だと思いますけれども、私のプレゼンテーショ
ンの中で国の事業参加に関わる懸念を一つの事実として申し上げました。これは、産業
界の方からも懸念事項として大臣に伝えられております。申し上げたとおり、現在の法
制度によりますと国家が 20%の権益を持ち、それに加えてさらなる権益を持ち得るとさ
れています。具体的な数値の言及はないので、20%でも 80%でも 100%でも可能であり、
それが問題を起こしていると言われております。
もう一つ申し上げたいのは、大臣がこのような業界からの懸念事項に留意をし、プレ
スに向かって、現法案の見直しをして、議会に差し戻して再検討してもらうと発表され
ました。では、インパクトとしてどうかということですけれども、国の参加が、どれぐ
らい効果があるのか、どうなっていくのかというような問題につきましては、マイナス
の影響があり得ると思います。しかしこの問題についてまだ最終的に決着がついており
ません。議会での再審議、見直しということになると思います。私どもの希望としては、
最終的に今年の後半に決定されるものは現在の法案より良いものになることを希望し
ております。特に日本の企業を含めた関心のある投資家が南アフリカ共和国に来易くな
ることを希望しております。
【司会】
宜しいでしょうか。他に、御質問の方いらっしゃいますか。
【鈴木理事長】
ICEP 鈴木でございます。今の質問にちょっと関係するかもしれません。Petroleum
Agency の方への質問ですけど、在来型資源と、シェールガス、CBM に代表される非在来
型資源につきまして、契約といいましょうかライセンス、特に経済面に関する関連法規
制等は在来型も非在来型も全て一緒と思ってよろしいのでしょうかという点が 1 つ。
もう 1 点は、シェールはこれからの話かと思いますけど、御承知のとおり、アメリカ
その他諸国において環境問題についていろいろと議論があるやに聞いております。南ア
フリカ共和国では今後の話かもしれませんけど、その辺に対する考え方といいましょう
か、政府サイドはどのような見解をお持ちなのかなということについてお聞き致します。
【テボゴ法務部長代行】
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御質問ありがとうございます。まず 2 つに分けて質問されましたので、分けて答えた
いと思います。
まず最初の問題は、規制制度、法制度に関して、在来型と非在来型に違いがあるかと
いうことでありますけれども、現在の状況においては法律面では 2 つの間に差はありま
せん。法においては在来型と非在来型の差を認識しておりませんので、例えば税制度に
ついてもライセンスプロセスについても同じですし、評価の基準も全く両者について同
じでありまして、その差はございません。
しかしながら、その上で申し上げておかなければいけないのは、先週予備的な議論が
始まり、財務省と話をしました。現在、財政、税制制度を全体的にオーバーホールする
という可能性があり、その結果としてそれぞれの資源について、在来型と非在来型に合
ったような対応の必要性が議論されています。まだその交渉は始まったばかりでござい
まして、今日の段階でどうなるかということは明確ではございませんが、恐らく何らか
の結果が出て、異なる資源の種類に対しては異なるアプローチが取られるようになるの
ではないか、非在来型と在来型の扱いは変わるのではないかと思います。
また、環境についてでありますけれども、政府として環境上の問題については留意を
しておりまして、御記憶かもしれませんけれども鉱物資源大臣がモラトリアムを敷いて
おります。一例としては探鉱における水圧破砕の環境影響というものを検討するという
ことになっておりまして、最終的にはそれは閣議で決定されなければなりません。基本
的に今の規制制度というのは、恐らくもっと強化されるのではないかと思います。今の
規制制度というのは十分詳細でもないし、また環境上の問題について、例えばポテンシ
ャルに水資源の汚染があるといったようなことについて対応できていないのではない
かという懸念があるからであります。
最近、政府としては、技術的な規則を探鉱・生産について導入しております。例えば
井戸の掘削の基準とか、様々な水資源を保護するための詳細な対応策について記載をし
ていますが、現在これについて見直しが行われておりまして、政府はこのような規則に
ついてどう考えるかということをステークホルダーからの意見を求めている最中でご
ざいます。意図としては、７月以降にこれらの規則が発効するということになると思い
ます。ということは、シェールガスについてライセンスの申請あるいは探鉱ということ
については、もっと強い規制が敷かれるということになると思います。
まとめて申し上げますと、南アフリカ共和国政府としては、環境問題については十分
留意をしてレギュレーションを強化して、そのような懸念に対応しようとしているとい
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うのが現状でございます。
【司会】
テボゴ法務部長代行、どうもありがとうございました。ほかに御質問ございますでし
ょうか。
【鈴木理事長】
また鈴木でございますけれど、今度は PetroSA の方に質問が 2 つございます。プレゼ
ンの中で 2020 年に供給を 25%まで上げたいというようなお話があったかと思いますけ
ど、絶対量としてはどういう数字をターゲットにされているのかということを教えてい
ただきたいと思います。次の質問は、それをどのようにして達成しようと思っておられ
るか。もし具体的な方法論があれば教えてください。
もう一つの質問は GTL に関してなのですが、私は南アフリカ共和国の燃料マーケット
というのは価格がレギュレートされていないというふうに勝手に思っていますけれど、
果たしてそうなのかという点と、GTL 製品の販売価格というのはどのくらいのものなの
か。もう一つが、ガスがフィードとして入ってくるわけですけど、ガスの値段というの
はどういうふうに規定されているのかということを教えていただきたいと思います。
【司会】
ボンガニ課長。
【ボンガニ課長】
いろいろたくさん御質問いただいてありがとうございます。鈴木さん。
まず第一の質問ですけれども、2020 年までにターゲットとして 25%を達成したいとい
うことです。25%が絶対量はどれぐらいのターゲットなのかということについては、今
の液体燃料の生産は約 60 万 bbl/d でございますが、これは製品の石油換算の数値であ
りまして、これが大体 2020 年まで年率 2 から 4%で成長致します。ですから、絶対量と
してターゲットしているのは 80 万 bbl/d の 25%ということですから、計算すると大体
20 万 bbl/d の石油換算ベースということになります。
じゃそれをどうやって達成するつもりかという御質問ですけれども、PetroSA の計画
として、まず第一に PetroSA が最終的にダウンストリームで役割を果たそうという計画
を持っています。PetroSA は、現在約 25%から 30%のマーケットシェアを持っている会
社を買収しようとしており、それにより 25%のターゲットを具体的に実現できる方法に
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なるかというふうに考えております。2020 年以降になりますが、建設予定のリファイ
ナリーが 40 万 bbl/d の処理能力を持っているわけで、これはマーケットシェアの 50%
に対応するわけであります。もちろん余剰の製品は南アフリカ共和国だけではなく南部
アフリカで販売したいと考えております。
もう一つの御質問は、液体燃料がマーケットとして規制されているかどうかというこ
とでありますが、自由ではありません、規制の対象となっております。
液体燃料の価格は、Basic Fuel Price（ベーシック・フューエル・プライス：BFP）
というものに基づいております。それにプラス利益マージンを加えております。これは
IOC と交渉して、それでもって十分な利益を IOC にも提供するということを考えており
ますので、燃料価格は規制の対象である、レギュレートされているということです。
ガス価格も同時に南アフリカ共和国のエネルギー規制当局によって規制されており
ます。しかし PetroSA はこれによって規制されておりません。PetroSA は自分のガスを
GTL のリファイナリーに提供していますが、そのアレンジメントとしては政府に売ると
いう形になっております。この場合の価格は、移転価格としての規制対象となっており
ません。しかし、ガスマーケットになりますと PetroSA はガス価格の規制の対象になり
得るというふうに考えております。
【司会】
引き続きテボゴ部長代行、お願いします。
【テボゴ法務部長代行】
ちょっと今のガス価格について私から追加して申し上げれば、彼の言ったことは正し
いわけではありますが、しかし先週エネルギー省と会合を開いたのですが、彼らは今の
政策の枠組みを変えていこうと考えております。今は生産者は価格体系から除外されて
おり、規制対象ではないわけですけれども、南アフリカ共和国規制当局としては改正を
して、ガス価格、生産者がガスを規制当局のカバーするテリトリーに売る場合には規制
対象とすることにつき検討を始めております。今はですから規制対象ではないのですが、
恐らく皆様方にあらかじめ申し上げておきたいんですけれども、この分野においていろ
いろ動きがございまして、可能性としてはガス価格の規制は今のような体制を超えて変
わってくる可能性も持っております。
【司会】
テボゴ部長代行、ありがとうございました。
- 34 -
【石井氏】
東洋エンジニアリングの石井と申します。今のビジョン 2020 に関して追加の質問を
伺いたいのですけれども、今の液体燃料の生産に対して、GTL、ダウンストリーム、LNG
と、幾つかのフィールドの御紹介がありましたけれども、それぞれのプロジェクトのサ
イズ、プロダクション・キャパシティーのようなもので御教示いただけますでしょうか。
【ボンガニ課長】
すみません、質問の一部を聞き取れていなかったのですが、実際のプロジェクトのサ
イズ、LNG に関してだったと思いますし、あと GTL も聞こえてきましたね。そうですか。
御質問はそれで正しいですか。
【石井氏】
GTL のプロダクトキャパシティー、これは 25%、2020 年のビジョン達成に向けて、GTL、
ダウンストリーム、LNG ということで伺っております。
【ボンガニ課長】
実際の GTL のキャパシティーですが、現在のデザインキャパシティーについては既存
の GTL のデザイン上の制約が、石油換算で 4 万 5,000bbl でありまして、製品に関して
は 2 億 1,000 万立方 m のガスフィードストックとなっています。そして LNG に関しては、
プロジェクトはまだ調査中であります。つまりフィージビリティー段階ということで、
特にあるサイズとかキャパシティーは述べない方がいいと思います。つまりこれは、フ
ィージビリティースタディーの結果次第ということになってしまいますので。
【司会】
よろしいですか。ほかに御質問ございますか。
【河合氏】
ICEP の河合です。外国から石油開発に入っていく者としては、やはり石油を売るつ
まり販売収入ということが非常に意識としてあります。南アフリカ共和国は国内の需要
も大きいようですし、今後リファイナリーのキャパシティーも大きくしていくと言う流
れの中で、先ほどのシェールの話の中でもありましたように、外国の技術や資金力も必
要だとして外資を入れた際には、その会社に与える販売力と国内供給の義務のバランス
が非常に難しいと思うのですが、お話を聞いていますと、随分国内供給の方に消えてい
ってしまうような気がします。そのあたり国内供給のバランスと外資を導入することに
対するインセンティブのような、バランスがどうなっていくのか。もし何か方向性をお
- 35 -
聞きできるのでしたらお願いしたいと思います。
【ボンガニ課長】
実際 Petroleum Agency の同僚の方も、もしかしたらこれを確認しなくてはならない
かもしれませんが、現在国内供給の義務は原油に関しては南アフリカ共和国にはありま
せん。一方製品に関してですが、今後 PetroSA が計画を持っている原油のリファイナリ
ーを建設する際には、国際的なパートナーを求めると思います。PetroSA 自身は 50%以
上を取らないということがありますので、パートナーの方が影響力も発言力も持つこと
となり、つまり余剰生産に関しての発言ができ、リファイナリーから出てくる燃料の最
終的な仕向けに関しても発言権を持つということになると思います。
ジョイントベンチャー
パートナーには、特に南アフリカ共和国への供給義務はない
のですが、経済的に国内に供給する方が合理性がありますし、国内供給を満たすという
前提が、より堅実ではないかと思います。余剰生産はアフリカ南部あるいはそれ以外で
もいいと思うのですが、特にどこかということに関しては、現在何か決まっているわけ
ではありません。
【司会】
ボンガニ課長、ありがとうございました。
【テボゴ法務部長代行】
そして確認ですが、現在は国内マーケットの義務はありません。産業界が大臣に対し
て働きかけて除外した部分があり、今の法案の中にはそういう国内供給の義務は入って
いません。
【司会】
テボゴ部長代行、ありがとうございました。ほかに何か御質問はございますか。
【有賀氏】
JOGMEC の有賀と申します。2 つ目のプレゼンテーションに関してなのですが、現状で
は鉱区の空きがほとんど無いというようなことで、なかなか外の企業が入っていったり、
オペレーターとしてやっていくというような状況にはなっておらず、ファームインして
いくぐらいしか手段がないと思います。その中で TCP のステータスになっている鉱区は
12 カ月のスタディー期間でエクスクルーシブ・ライトを保持してきて、そして延長は
ないというようなことになっていたと思うのですけれども、そうすると 1 年以内に TCP
のステータスの効果が結構空いてくるのでしょうか。
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それと、その後順番待ちをしているような企業があるのかとか、その辺ネゴベースで
入っていくしかないのか、そのあたりがちょっとよく分からないので御教示いただけれ
ばありがたいと思います。
【テボゴ法務部長代行】
TCP の申請に関しては、12 カ月たちますともちろん排他的に探鉱ライセンスの申請権
ができますので、申請がなされた場合は機会が無いということになります。しかし覚え
ておかなくてはならないのは、現在ライセンスを有しているプレーヤーは 3 年間の後、
放棄義務があり、時間がたてば入手できる。つまり空いてきてリサイクルされると、そ
ういう要件になっています。
さらに覚えておかなくてはならないのは、TCP の保有者は排他的な権利で探鉱ライセ
ンスの申請ができますが、だからといいまして必ずしもライセンスが付与されるわけで
はない。場合によっては何かの理由があって却下されるかもしれませんので対象鉱区が
またアップ申請対象になるかもしれないということです。
【司会】
ありがとうございました。よろしいですか。
【有賀氏】
エクスプロレーションのフェーズに入っていかないものは、鉱区放棄されて出てくる
ということになるわけですね。ありがとうございました。
【司会】
ほかに何か御質問ございますか。私の方からよろしいですか。新しい法律という意味
で Petroleum Agency さんが改編されるというお話を伺っているのですけれども、今後
どういう形になるのでしょうか。よろしいですか。
【テボゴ法務部長代行】
期待としてはそういう質問が出ないようにと願っていたのですが。現在の法案により
ますと種々の規制関係の機能が省の方に戻り、一方でプロモーション上の機能、推進的
な機能とかデータの保存といったような機能が、国が保有する機関に行くということに
なっています。どういった国有の機関なのかまた時期についても決まっておりませんが、
規制以外の機能は、恐らく Council of Geo-Science(カウンシル・オブ・ジオサイエン
ス)が保有することになるのではないかと思います。
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【司会】
ありがとうございました。私としてもこういう御質問はしたくなかったのですが、お
二方とお話ししていて非常にいい方だなと思いまして、逆に心配になりましてどうされ
るのかなと思いまして、かえって聞いてしまいました。失礼致しました。ほかに御質問
ございますでしょうか。よろしいですか。
【竹原氏】
JOGMEC の竹原です。南アフリカ共和国は新しい天然ガスも発見されているようなの
ですけれども、一方で隣のモザンビークから天然ガスを輸入されています。先ほど CNG
による輸入ということを言われていたのですけれども、CNG の輸入というのはモザンビ
ークからの輸入ということを想定されているのでしょうか。
【司会】
ボンガニ課長、お願いします。
【ボンガニ課長】
はい、簡単なお答えとしましては、モザンビークからの輸入になるかと思います。と
いいますのも、CNG というのは短い距離、2,000km までが一番うまくいくのだと思いま
す。そうすると、その距離の範囲内ですから近隣のモザンビークから輸入するのが合理
的となります。
【司会】
ボンガニ課長、ありがとうございました。よろしいですか。ほかに御質問はございま
すでしょうか。
【テボゴ法務部長代行】
私ちょっと 1 つ明確にしたいと思います。同僚の PetroSA の発言の中でオフショアに
ついてのモラトリアムという話が出ました。
現在何が起こっているかといいますと、唯一のモラトリアムとして南アフリカ共和国
に存在するのはシェールガスのアプリケーションに関するものであります。それは先ほ
どお見せしたものであります。
今年初めに大臣が 2 つ通達を出したわけですが、1 つはシェールガスのモラトリアム
を確認すること、もう一つの通達は、大臣の意図としてモラトリアムを鉱区の全てに適
- 38 -
用するという意図について述べたわけであります。法律によりますと、大臣は次に義務
として、その意図を例えば政府の通達という形にした上で官報に乗せ、それに基づいて
いろんなコメントを受け付けなければいけないとなっています。覚えている限りコメン
ト聴取期間というのは 2 月の終わりか 3 月ぐらいだったと思いますが、省の方からは動
きがありませんでした。大臣がきちっと通達を出して、全ての鉱区にモラトリアムを適
用すると発言しない限り、今の状況が維持されるわけで、つまりシェールガスのアプリ
ケーションについてのモラトリアム以外は、ほかにモラトリアムは無いというのが現状
です。
その他の鉱区に関してはアプリケーションを出すことができます。省の意向としては
進めたいというふうに思っているようでありますけれども、これはまだ最終的に確定し
ておりません。新しい大臣がこれを進めるか進めないかはまだ明確ではございません。
少なくとも現状に関する限り、1 つのシェールガスについてのモラトリアム以外にほか
には無いということを再度確認しておきたいと思います。
【司会】
テボゴ部長代行、どうもありがとうございました。他に何か御質問はございますでし
ょうか。コメント等ございますでしょうか。よろしいですか。
それでは、最後に、石油開発情報センターICEP 理事長、鈴木より閉会の御挨拶をさ
せていただきます。
それから、長くなって恐縮ですが、せっかくですので最後に記念撮影をここでさせて
いただきたいと思いますので、よろしくお願い致します。それでは、鈴木理事長お願い
致します。
(3)閉会の挨拶
（財）石油開発情報センター理事長
鈴木
孔
鈴木でございます。本日は大変長い時間セミナーに参加いただきまして、皆様ありが
とうございました。今日はムベレ全権公使も全てのセッションに出席いただきまして、
本当にありがとうございました。さらに 4 名の講演者の方々、実は月曜日の午後に日本
に着きましたけれど、その日は 19 時間飛行機に乗っていたと伺っております。大変長
い時間をかけて来ていただきまして、本当にありがとうございました。
今日の講演ですが、法制から技術的な鉱区の情報等幅広い内容にわたって講演いただ
- 39 -
きました。大変我々のためになったというふうに考えております。また、先ほど身内と
いいましょうか、ICEP の方からタッチーな質問をしまして、昨晩もいろいろタッチー
な話をさせていただいたのですけれど、それに応えていただきまして本当にありがとう
ございます。
明日は、今日のセミナーにもご参加いただいている広島ガスさんの LNG のファシリテ
ィーを見せていただくことになっていまして、明日もまた忙しい 1 日になるかと思いま
す。昨日までは天気がちょっとウエットな感じでしたけど、今日はまた非常に暑いよう
な天候でございます。どうか体調には皆さん気を付けて、無事南アフリカ共和国までお
帰りになっていただきたいというふうに思います。
最後になりますけど、御出席いただきまして本当にありがとうございました。
【司会】
それでは、先ほど申し上げましたように講師の方々と全権公使も入っていただきまし
て、こちらで記念撮影をさせていただきたいと思います。前の方にお集まりいただけま
すでしょうか。それでは、台上の方で記念撮影をさせていただきたいと思いますので、
よろしくお願いします。
これをもちまして本日のセミナーを終了致します。お忘れ物のないようお気を付けて
お帰りください。また、引き続きお付き合いいただけます方には、隣室にレセプション
の用意がございますので、お時間の許す限りお付き合いいただければ幸いです。改め
まして、本日は御多忙の中、御参加いただきまして誠にありがとうございました。
・・・＊＊＊・・・
- 40 -
４．資料集
資料 4-(1)
- 41 -
Legislative/Regulatory Framework
• Oil and Gas (Petroleum) exploration and production is
regulated by the Mineral and Petroleum Resources
Development Act, 2002 (Act No.28 of 2002) (MPRDA)
and the Regulations.
• Terms and conditions of Exploration /Production Rights
in respect of matters that find their origins in Liquid Fuels
Charter i.e. Upstream Training Trust, State Participation,
Good Petroleum Industry Practices and Standards.
• Such terms and conditions are given the force of law by
the definition of ‘the Act’.
Legislative/Regulatory Framework
(Cont…)
• The MPRDA essentially seeks to achieve the following
key objectives:
 Promote economic growth and petroleum resource
Development (Optimal exploration and production);
 Ensure that production right holders contribute to socioeconomic development (Social and Labour Plans);and
 Give effect to section 24 of the Constitution by ensuring
development of petroleum resources in an orderly and
ecologically
sustainable
manner
(Environmental
Management Plans/Programs).
- 42 -
Legislative/Regulatory Framework
(Cont…)
• Petroleum Agency SA (the Agency) is designated in
terms of the MPRDA by the Minister to perform the
following key functions related to petroleum activities:
 Regulatory;
 Data Archiving; and
 Promotion and Resource Evaluation.
Legislative/Regulatory Framework
(Cont…)
• The current Mineral and Petroleum Resources Amendment Bill
(MPRDAB) seeks amongst others to strengthen the current
petroleum regulatory system and provide for State
participation in the upstream petroleum activities .
• The MPRDAB provides for the dissolution of the Agency and
re-allocation of functions as follows:
 Regulatory – Will be undertaken by the Regional Manager
within the Department;
 Data Archiving – Will be undertaken by a public entity to
be appointed by the Minister; and
 Promotion and Resource Evaluation - Will be
undertaken by a public entity to be appointed by the
Minister.
- 43 -
Licensing Regime
• MPRDA makes provision for two types of permits and
rights:
1. Reconnaissance Permit (Sections 74 & 75)
 Allows holder to acquire multi-client geo-physical data by
conducting speculative surveys i.e. seismic, multi beam
bathymetry, airborne surveys;
 Valid for 12 months;
 Not Transferable;
 Not Renewable;
 Not exclusive; and
 Holder receives exclusive right to market and sell data
for a maximum period of 10 years.
Licensing Regime (Cont…)
2. Technical Co-operation Permit (Sections
76,77& 78)
 Allows holder to undertake desktop study of the area
before committing to expensive exploration activities;
 Valid for 12 months;
 Not Transferable;
 Not Renewable;
 It is exclusive; and
 Holder has exclusive right to apply for Exploration Right.
- 44 -
Licensing Regime (Cont…)
3. Exploration Right (Sections 79,80,81&82)
 It’s a limited real right which may be encumbered by
mortgage;
 Allows holder to explore for petroleum, conduct
spot/permeability tests for testing purposes and appraisal
operations subject to the Minister’s written permission;
 Valid for initial period of 3 years and renewable for 3 periods
of 2 years each (9 years in total);
 Transferable subject to Minister’s written permission;
 It’s exclusive and holder has exclusive right to apply for
Production Right.
Licensing Regime (Cont…)
4. Production Right (Sections 83,84,85 & 86)
 It’s a limited real right which may be encumbered by
mortgage;
 Allows holder to produce petroleum;
 Valid for initial period of 30 years and renewable for
further periods not exceeding 30 years each;
 Transferable subject to Minister’s written permission;
 It’s exclusive and holder has exclusive right to apply for
renewal.
- 45 -
Fiscal Regime
Fiscal regime applicable in the South African upstream oil
and gas consists of the following:
1.
Exploration fees;
2.
Upstream Training Trust Fees;
3.
Corporate Income Tax;
4.
Royalties; and
5.
Fiscal Stability Agreements.
1.Exploration Fees
Onshore and Offshore
Fiscal Regime (Cont…)
Category
A
B
Area (Onshore) in hectares
0-1000
1001 and greater
Year
Fixed Annual Fees (R)
Rate R/hectare
Initial Period
1
1000.00
1.00
2
1100.00
1.50
3
1200.00
2.00
Renewal Period
1
2800.00
5.00
2
2900.00
6.00
- 46 -
Fiscal Regime (Cont…)
Category
A
Initial Period
Offshore
Initial Period
R200 000.00 per annum
per degree square with a
minimum of R50 000.00
Increased annually in line
with CPIX
Renewal Period
1 Renewal Period
R225 000.00 per annum
per degree square with a
minimum of R56 520.00
Increased annually in line
with CPIX
2 Renewal Period
R250 000.00 P/a Per
degree square with a
minimum of R62 500.00
Increased annually in line
with CPIX
3 Renewal Period
R275 000.00 per annum
per degree square with a
minimum of R62 750.00
Increased annually in line
with CPIX
Fiscal Regime (Cont…)
2.Upstream Training Trust Fees
• Licensees contribute funds towards the ‘Upstream
Training Trust’ to fund skills development primarily in the
upstream oil and gas area.
• Upstream Training Trust Fees are as follows:
 Onshore – R1 per hectare with a minimum of R1000.00
on granting or renewal and yearly afterwards. Increases
annualy in line with CPIX.
 Offshore - US$100 000.00 on granting and subsequent
renewals.
- 47 -
State Participation and BEE
Terms of State Participation
• Currently State has 10% carried interest;
• Pays for its prorata development costs;
• Current Bill provides for 20% carried interest with no
obligation to pay prorata development costs; and
• State may acquire further interest (to be specified in the
Regulations) on normal commercial terms.
Terms of BEE
• Currently 10%;
• May be taken up by the State on normal commercial
terms if a suitable BEE partner is not found.
Thank You
- 48 -
資料 4-(2)
PETROLEUM AGENCY SA
South Africa sedimentary basin: petroleum potential
including unconventional resources
N. Van Averbeke
Onshore Basins
South African Onshore basins (adapted from Isbell,. et al 2008)
- 49 -
Schematic SW‐NE cross‐section of the Main Karoo Basin
SA Onshore Unconventional
Three types of unconventional resources
Coal bed methane
Biogenic gas
Shale gas
- 50 -
Coal Bed Methane
TSHIPISE
BASIN
LEPHALALE
BASIN
SPRINGBOK FLATS
BASIN
MAIN
KAROO
Coal bed methane exploration is
concentrated around the coal bearing
basins in the north eastern parts of the
country
The majority of players remain mostly smaller
indigenous companies although they are now
starting to attract partnerships with
international companies with experience in
exploration and production of this commodity
LEPHALALE
The most significant exploration work
conducted thus far has occurred in the
Waterberg Coalfield located within
the Lephalale Basin.
WATERBERG
Anglo Thermal Coal is the leading explorer
in the area and the company has drilled
over 80 exploration boreholes and continues
with a 5-spot production test.
Production testing initiated in 2004 and
is still flowing gas.
ATC has reported technically recoverable
reserves of approximately 1 Tcf for this area
- 51 -
TSHIPISE
The Mopane coalfield is considered encouraging
for the occurrence of CBM due to the presence of
widespread coal deposits and depths suitable for
the development and preservation of CBM.
MOPANE
Prospective CBM plays comprise coal-shale
sequences which are likely to be developed
from approximately 350m below surface,
with net coal thickness up to 38m.
Umbono Capital in partnership with Sunbird
Energy are the leading explorers in the region.
Recent exploration results suggest that the
quality of this prospective CBM
resource play is better than anticipated
with the intersection of thicker than expected
coal assemblages and high gas measurements
from the drilling of two core holes.
The JV reported a Best Estimate GIP of 1.90 Tcf,
with a High Estimate of 13.66 Tcf.
SPRINGBOK FLATS
The Springbok Flats is located approximately
200 km northeast of Johannesburg.
SPRINGBOK FLATS
The basin is orientated in a north-east to south-west
direction, 200km long and 40-50km wide.
Individual coal seams are reported to be 3 to 6m.
In certain areas the coal reaches a net thickness of 18m.
The primary target for this resource play is the coal zone,
a unit comprised of bright coal interbedded and
interlaminated with carbonaceous shale and dark mudstone.
Our own internal evaluation based on empirical methods
suggests that this region potentially has a Best Estimate
GIP of 2 Tcf, and a High Estimate of 5 Tcf.
- 52 -
Karoo shale geology
•
Basal Ecca Group (Permian),
southern Main Karoo Basin
•
Whitehill Formation is prospective:
– TOC = 4.5 % average
– Ro = 0.8 - 4 %
– Quartz = 50 % average
– Thickness = 10-80 m
– Area > 200,000 km2
•
Other Ecca shales:
– Leaner TOC
– Prince Albert a possible
local extension of
Whitehill play
Stratigraphy: CR1/68
© Petroleum Agency SA 2014
© Petroleum Agency SA 2014
Risk and uncertainty
•
Legacy Soekor exploration data:
o 1960s – 1970s
o Regional scale, low resolution
•
Old weathered cores and no modern log data
•
Porosity, permeability and gas content are poorly
constrained
•
Cape Fold Belt (Permian-Triassic):
o Thermal tectonism - overcooking & destruction of
porosity and self-sealing capacity?
•
Karoo dolerites (early Jurassic):
o Catastrophic degassing?
o Destruction of porosity and seal-sealing capacity?
o Compartmentalisation of reservoir?
Karoo breccia pipes (Svensen et al., 2007)
- 53 -
Probabilistic estimates
Range = 14 – 172 Tcf
Median = 49 Tcf
Mean = 79 Tcf
© Petroleum Agency SA 2014
Other estimates
 Cole (2011):
• 243 Tcf in place
(i.e. 49 Tcf if 20 % recoverable)
 Econometrix (2012)
• 20 & 50 Tcf scenarios
× US EIA (2011; 2013)
• 485 Tcf (298 Tcf for Whitehill)
• 390 Tcf (211 Tcf for Whitehill)
© Petroleum Agency SA 2014
- 54 -
South Africa’s sedimentary basins
Seismic coverage
9800 km
onshore
2D 240 000 km +
15 500 last year
3D 10 200 sq km
offshore +
27300 sq km in
the last 4 years
- 55 -
Exploration Well Database
193
Onshore
Wells
Karoo Basin
311
Offshore
Wells
Bredasdorp
Basin
SA Offshore
Conventional resources in 3 basins
•
Orange Basin
•
Outeniqua Basin
•
Durban/Zululand Basin
- 56 -
Orange Basin exploration history
•
•
•
•
•
•
•
•
Kudu gas field Namibia 1974
First seismic acquisition South Africa 1976
First well South Africa 1976
Last well 2003
Ibhubesi gas field – discovered 1981 and appraised up to 2004
A-J oil discovery 1989
Encouraging gas and condensate shows
Major exploration companies now undertaking exploration
Cairn India (60%) PetroSA (40%)
Sungu Sungu
Anadarko (65%)
PetroSA (35%)
Sunbird (53.2%)
PetroSA (24%)
Anschutz (22.8%)
Thombo (75%)
Afren (25%)
PetroSA (50%)
Sasol (50%)
BHP Billiton (90%)
Global (10%)
Shell International
PetroSA (20%)
Anadarko (80%)
Silver Wave Energy
- 57 -
West Coast
Rights and major
operators
• Shallow-water –
PetroSA
• Production right
around Ibhubesi
• Deep-water – BHP
Billiton
• Mid-Basin – Sungu
Sungu
• Deep water – Shell
• Southern basin –
PetroSA and
Anadarko
Cairn India (60%) PetroSA (40%)
Sungu Sungu
Anadarko (65%)
PetroSA (35%)
Sunbird (53.2%)
PetroSA (24%)
Anschutz (22.8%)
Thombo (75%)
Afren (25%)
PetroSA (50%)
Sasol (50%)
BHP Billiton (90%)
Global (10%)
West Coast
P50 Best Estimate
Prospective
Resources oil in place
= 3.6 Billion Barrels
P50 Best Estimate
Prospective
Resources gas in
place = 22.5 Tcf
(based on geological
modeling and longdistance projections
and NO drilling)
Shell International
PetroSA (20%)
Anadarko (80%)
Silver Wave Energy
Outeniqua Basin exploration history
•
•
•
•
•
•
1969 - First offshore well drilled by Superior Group. Natural gas
deposits are also discovered in the continental shelf complex off the
Southern Cape coast.
1978 - Soekor terminates its land search for oil.
Exploration results in discovery of several small oil and gas fields, and
the commercial production of oil and gas from the Bredasdorp Basin.
In the Pletmos Basin there are two undeveloped gas fields and a
further six gas discoveries.
PetroSA carries on exploration and development mostly within
Bredasdorp Basin
International companies currently exploring these basins
- 58 -
Comprising the Bredasdorp, Pletmos, Gamtoos,
Algoa and Southern Outeniqua sub-basins
South Coast
PetroSA, ExonMobil with Impact, Bayfield, NewAge and
Rift Petroleum in shallower waters.
Total and SWE in deep water
Bayfield
Energy
PetroSA
New Age(50%)
Rift(50%0
Total
ExxonMobil (80%)
Impact Africa (20%)
South Coast
CNR (50%)
Total (50%)
Comprising the Bredasdorp, Pletmos, Gamtoos,
Algoa and Southern Outeniqua sub-basins
P50 Best estimate for Prospective Resources in place
= 5.14 Billion Barrels of oil and 19.4 Tcf of gas
PetroSA
Bayfield
Energy
New Age(50%
Rift (50%)
Total
CNR (50%)
Total (50%)
ExxonMobil (80%)
Impact Africa (20%)
- 59 -
South Coast
Block 9 - PetroSA
Contingent resources P50 gas and oil in place
= 1 Tcf and 25 million barrels
Reserves of gas and oil (P50) 288 Bscf and 5
million bbls
F-O field
Durban/Zululand Basin exploration history
•
•
•
•
•
•
•
•
First seismic acquisition 1969
Onshore wells 1970’s
First offshore well Jc-A1 drilled 1971
Last vintage 2D by 1997
Last well drilled in 2001
Minor gas and fluorescence
Gas escape features and biogenic mounds
2011 Exploration resumed - new 2D, multi-client surveys
- 60 -
East Coast
ExxonMobil (75%)
Impact Africa (25%)
Silver Wave
Sasol
Rights and major
operators
ExxonMobil
• Shallow water –
ExxonMobil and
Impact
• Sasol, Silver Wave
and ExxonMobil in
deeper waters.
Silver Wave
East Coast
ExxonMobil (75%)
Impact Africa (25%)
Silver Wave
Sasol
Durban and Zululand
basins, Transkei
Swell
ExxonMobil
Prospective P50
estimates of oil in place
= 1000 million barrels
Prospective P50
estimates of gas in
place
= 9 Tcf
Silver Wave
- 61 -
- 62 -
資料 4-(3)
A Strategic Overview
ICEP-South Africa Seminar in Tokyo
Bongani Sayidini
Regional Manager: East Africa
2 July 2014
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Pty) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Our Mandate
Operate as a commercial entity
and create value for the
shareholder
• Pay tax and dividends
Advance national objectives in the petroleum
industry
• Spearhead industry transformation
Complement & promote Government policy &
strategic thrust
Advance energy goals and objectives as set out in various
policy instruments , E.g. Energy White Paper (1998),
Energy Security Master Plan
( 2007), National Development Plan 2030
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 63 -
Company Overview
•
PetroSA was established in 2002*
•
Employs ~1900 total staff
•
Owns one of the world’s largest, fully
operational GTL refinery
•
Business spans petroleum value chain
•
Currently produces ~ 5% of RSA fuel
needs
•
Produces diesel, gasoline, kerosene
and specialty products
•
Produced some 70 MMbbl crude oil &
1 Tcf of natural gas to date.
•
Has upstream presence in South Africa,
Equatorial Guinea and Ghana
•
Has a trading office in Rotterdam
* Following the merger of Soekor E & P and Mossgas Pty Ltd
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Our Core Business
•
Exploration, development and production of oil and gas
•
Participation in domestic as well as international upstream
petroleum ventures
•
Production of synthetic fuels from gas
•
Development of domestic refining and liquid fuels logistical
infrastructure
•
Marketing and trading of oil and petro-chemicals
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 64 -
Our Strategic Focus
•
Sustain the GTL refinery in Mosselbay,
•
Use the GTL refinery as a platform for growth,
•
Grow PetroSA to a significant industry player in
RSA and regionally,
•
Contribute meaningfully to security of energy
supply,
•
Support economic growth, job creation and drive
transformation.
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Vision 2020
Strategic Objective
To be a sustainable, fully integrated,
commercially competitive National Oil
Company supplying at least 25% of South
Africa’s liquid fuel needs by 2020.
Keywords
Remarks
Sustainable
Stable, diversified cash-flow that prevails into the future;
Commercially
competitive
Profitable; Achieving overall returns on investment that exceed
WACC.
Fully
integrated
With complementary operations along the full petroleum value chain
(upstream, midstream and downstream).
NOC
Advances the best interests of the Republic of South Africa.
25% of liquid
fuels by 2020
Diesel, gasoline, kerosene and LPG consumption.
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 65 -
1
Vision 2020: Key Building Blocks
Upstream:
Reserves Addition
MTHOMBO
GTL Refinery Trains
3X3
SHALE GAS
LNG or other
feedstock
2X2
5%
Liquid Fuels Supply
25%
Downstream
Entry
IKHWEZI
Potential shift
to 2020
2X1
CURRENT
FEEDSTOCK
2014
2015
2018
2020
2030
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Upstream Strategy & Goals
Strategy

Achieve reserve and production
growth, through targeted exploration,
development and acquisitions,
focussing on prolific hydrocarbon
provinces with long-term export
potential, attractive fiscal terms, and
where GTL technology can be
leveraged
Goals
•
To expand and diversify the company’s
upstream asset portfolio
Focus (% is indicative)





Geographic: biased towards Africa, but also in
rest of the world. Domestic focus primarily gas.
Priority: Producing/near producing assets within
3 to 5 years
Desired portfolio mix should consist of
Exploration, Development and Producing assets
Internal: Value maximisation through portfolio
rationalization and efficiency improvements
Smart Partnerships: NOCs, IOCs,
Independents, Oilfield Service Companies
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Pty) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 66 -
1
1
- 67 -
資料 4-(4)
PetroSA’s Upstream Assets
Saleem Soobader
Business Development Manager
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Pty) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Contents
• PetroSA Asset Overview
• Recent Activities in Industry
• Block 1
• Block 2A
• Block 2C
• Block 3A/4A
• Block 5/6
• Block 9 and 11a
• Shale Gas
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 68 -
PetroSA, South African and International Upstream Assets
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
PetroSA, South African Upstream Assets
SA South Coast Assets
SA West Coast Assets
Block 1
Cairn India
Central
2C
Anadarko Orange 2A
Basin
Forest
Block
3B/4B Sungu
BHP
Sungu
Billiton
Orange Basin
Deepwater
Shell
South
Africa
Block 3A/4A
PetroSA
Block 5/6
Anadarko
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
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- 70 -
- 71 -
- 72 -
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Cuture
in Block
9
Block Opportunities
9 – Seismic GaPa
Coverage
• New 3800 sq km Central Bredasdorp Basin 3D survey
completed in April 2012. Second largest ever acquired in SA.
• Survey designed to follow up on a number of leads and
prospects identified in the past from previous data . New
plays also identified and many new leads already being
matured into future drillable prospects.
Syn-rifP Leads
OuPline of
poPenPial neR
gas resources
in Block 9
idenPified
so far
from POe
2012 3G
surveyB
RelaPive size
of POe 2012
3G Survey
Po POe Cape
ToRn areaB
GrifP Leads
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
Block 9 GIIP P50 Distributions
HisPorical – Pre 2013
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
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- 77 -
South African Basins and Shale Gas Potential
Zululand
ORANGE
KAROO
NATAL TROUGH
Algoa
Pletmos
Gamtoos
Infanta
Bredasdorp
OUTENIQUA
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Pty) Ltd Reg. No. 1970/008130/07
- 78 -
11
資料 4-(5)
(参考資料）
南アフリカ共和国
探鉱関係資料
2013年11月時点 ICEP業務部
石油法制等の概要
国名
南アフリカ South Africa
内容
項目
準拠法
基本
情報
契約
条件
財務
条件
鉱物石油資源開発法
関連法
所管官庁
鉱区付与権者
国営石油会社
契約形態
探鉱権
契約期間
探鉱
探鉱作業義務
支払義務
契約期間
生産
支払義務
ロイヤルティ
石油所
得税
税率
控除経費・
償却
源泉徴収税率
事業
参加
国内供給義務
2002 Mineral and Petroleum Resources Development Act No.28
鉱物石油資源ロイヤルティ法 2008 Mineral and Petroleum Resources Royalty Act No.28(as amended by Act No.17 of 2009)
所得税法(石油)
1962 Income Tax Act No.58(Schedule 10)
Exploration Right Agreement 2007 & Production Right Agreement 2007
モデル契約
鉱物エネルギー省
Ministry of Minerals and Energy
鉱物エネルギー大臣
Minister of Minerals and Energy *1 (Petroleum Agency SA )
南アフリカ石油・ガス公社
PetroSA
利権契約
Concession Agreement under Royalty/Tax Arrangement
探鉱ライセンス
Exploration Right Agrement *2 ほか2種類のライセンスがある
The Petroleum, Oil and Gas Corporation of South Africa (SOC) Limited
最大9年（当初3年、最大3回各2年間の更新可 3年+2年+2年+2年）
探鉱各フェーズ毎の最低義務作業、最低支出義務を契約で定める。最低義務作業は入札評価条件(35％ウェイト)。
サインボーナスなし。レンタルおよび教育訓練寄付金あり。
生産ライセンス
Production Right Agreement 最大30年(更新可。延長期間最大30年)
なし
最大5％
28％または31％
居住者会社最大28％、非居住者会社最大31％(2006年11月2日以降)
当期発生全支出・損失の控除可。さらに、当期発生探鉱資本的支出の100％、開発資本的支出の50％を損金として控除可。
最大5％
配当課税
10%
開発以降オプションで10％参加。
南ア黒人会社Black Economic Empowerment companiesさらに10％参加可能。
なし
*1 South African Agency for Promotion of Petroleum Exploration and Exploitation (Proprietary) Limited (Petroleum Agency SA) 大臣の指示で、
契約交渉、入札ラウンド実施
*2 他に Reconnaissance Permit: 掘削を含まない非排他的探査権および Technical Co-operation Permit: 排他的有望性調査。両者とも期限
1年、更新不可。
- 79 -
Petroleum Agencyの役割
同機関は、石油・天然ガスの探鉱開発・生産に関する
Regulatorで、以下の部門においての責務を負っている
機関である。大臣の指示で、契約交渉、入札ラウンド実施
①探鉱及び投資を引き付けるためのPromotion
②Oil and Gas Exploration and Productionの規制
③全てのデータのArchiving
南アにおける探鉱・開発、生産活動
①大部分は海域で、在来型の石油・天然ガスの探鉱
開発、生産が成されている。
②陸域の非在来型のガスとして、
１）Coalbed Methane
２）Biogenic Gas
３）Shale Gasの３つが挙げられる。
- 80 -
南アで活動する主要なIOL
現在、海域において、過去最高の探鉱活動を維持。
主要なIOLは以下の会社。
②CNR International（英国）
①ExxonMobil（米国）
③Anschutz Overseas Co.（米国） ④OK Energy Ltd(英国)
⑤Sungu Sungu(ケニア)
⑥New Age（African Global Energy）Ltd(英国)
⑧Total（仏）
⑦Afren(英国)
⑨PetroSA(南ア)
⑩Impact Oil and Gas Ltd（南ア）
⑪Anadarko（カナダ）
⑫Silver Wave Energy（豪）
⑬BHP Billiton(豪)
⑭Forest Oil（米国）
⑮Bayfield Energy（英国）
⑯Thombo Petroleum（英国）
⑰Sasol(南ア) ⑱Shell（英国） ⑲Global Energy Holdings（米国）
⑳Cairn Energy（英国）
最近のLicensing Round
現在、南アフリカにおいてはOpen Acreageはない、参入の機会としてはファームイン等か？
第4次ライセンスラウンド
【実施】2009年3月15日【締切】2009年9月30日
【対象地域】①Orange Basin Deep Water License Area
43,000km2 、水深1,000～3,500m
②Tugela License Area
14のブロックに分割、48,798km2、水深0～3,000m
【結果】 Orange Basin Deep Water License Area
Shellが100%ER(Exloration Right)保有
Tugela License Area
ExxonMobil(75%)、Impact Africa(25%)が
Tugela South(4ブロック）のER保有
- 81 -
鉱区付与状況
南アにおけるE&P活動（2013年6月）
- 82 -
Orange Basin-West Coastを
中心としたE&P活動
Orange Basin-West Coast
【Block 1】
【Block 2C】
Cairn(60%）
PetroSA(40%)
Anadarko
・ under application
Exploration Right
• Seismic survey just completed
• Potential for gas
- 83 -
Orange Basin-West Coast
【Block2A】
Sunbird Energy (76%)- PR（Production Right)
PetroSA(24%)
Recently signed agreement to acquire 76%
interest in 2A
-Pending government approval for part of
acquisition
JV with PetroSA
– Ibhubesi Gas Field
【Block2B】
Thombo/Afren Petroleum
ｰ A-J oil discovery
3D seismic survey
completed this summer
season
Year 3 of Gas Market Development
IPP gas to power programme
Orange Basin-West Coast
【Block3B/４B】
Deep water beginnings
・3B/4B - BHP Billiton(90%）
Global Offshore Oil(10%)
– survey complete
・Central Orange Sub-basin
– Sungu Sungu(ER)
・Deep water - Shell survey
complete
・Southern basin PetroSA/Anadarko surveys
complete
- 84 -
South Coastを中心とした
E&P活動
South Coast Gas Project-PetroSA
•
•
•
•
October 2007
R3.2 billion
25 000 tonnes of pipe, 600 tonnes subsea
manifolds, 100km umbilicals
Mossel Bay GTL plant to capacity –
200MMscfd
- 85 -
Block 9の現況
Block 9 – PetroSA
Exploration Right Block 9
• Ongoing exploration
• Development of F-O gas Field
F-O
field
最近の生産について- Block 9(PetroSA)
- 86 -
F-A platform and E-M field
1992 - F-A gas fields and satellites production:
Oribi/Oryx oil production
1997 - decreasing ~ 4000 bo/d
35 – 40 000 boe/d (200 MMscf/d)
Block 9 – PetroSA F-O gas field
Project Ikhwezi
ENSCO 5001
110km offshore, 40 km SE of F-A
8 wells drilled during exploration and
appraisal phase
- 87 -
Project Ikwhezi
• 5 long horizontal wells – November 2012
to Q2 2015 Ensco – first well 3600m+
• Subsea infrastructure – 2012 to 2013
Allseas and SBM Offshore
• Tie back to platform - Petrofac
• Production - 2013
South Coast（11B/12B、Bayfield鉱区)
Shallow water
- Bayfield Energy and NewAge (survey completed)
Deep water exploration
– CNR drilling 2013/24 or 15 summer
- 88 -
資料 4-(6)
- 89 -
５．会場写真
開会の挨拶（ICEP 会長藤田文萌）
テボゴ・ウィルフレッド・モトロウング法務部長代行
- 90 -
ノントゥシケレロ・ヴァン・アヴェルベケ事業推進部長
サリーム・ファズール-ハクェ・スーバデール新規事業課長
- 91 -
ボンガニ・モーゼス・サイディニ課長-東アフリカ地域担当
セミナー参加者と共に
- 92 -
６．参加者リスト
ICEP 国際セミナー（南アフリカ共和国）参加者（敬称略）
会社・組織名
出光オイルアンド
役職名
氏名
技術部上席主任技師
奥井明彦
大阪ガス㈱
企画部基盤戦略チーム副課長
澤田崇博
国際石油開発帝石㈱
新規プロジェクト開発本部新規探鉱ユニット
飯田真司
ガス開発㈱
新規探鉱グループコーディネーター
新規プロジェクト開発本部新規探鉱ユニット
南須原靖
新規探鉱グループ
新規プロジェクト開発本部プロジェクト開発ユニット
神谷剛人
コーディネーター
新日鐡住金㈱
鋼管技術部油井管・ラインパイプ営業部油井管室主査
松永元希
石油資源開発㈱
米州・ロシア事業本部情報・エコノミクスグループ長
神垣眞哉
東洋エンジニア
執行役員プラント営業統括本部マーケティング本部
石井啓介
リング㈱
本部長
豊田通商㈱
プラント・プロジェクト第一部アフリカ第二グループ
佐藤力哉
主事
プラント・プロジェクト第一部アフリカ第二グループ
三原隆之
部長補
㈱ピージーエス・
ビジネス・ディベロップメント・マネージャー
坂本真也
広島ガス㈱
経営統括本部東京事務所長
須藤豊
丸紅㈱
石油・ガス開発部欧阿中東 E＆P 課
松谷亮
三井石油開発㈱
技術統括部シニアスペシャリスト
原田敏夫
三菱商事石油開発㈱
技術本部新規石油ガス上流技術部
中桐寛仁
JX 日鉱日石開発㈱
新規事業部新規事業副部長
久保国雄
ジャパン
中村安孝
安達博文
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ICEP 国際セミナー（南アフリカ共和国）参加者（敬称略）
会社・組織名
役職名
氏名
独立行政法人石
石油開発技術本部探査部海外探査課担当調査役
有賀康人
油天然ガス・金属
石油開発技術本部探査部海外探査課担当調査役
橋本恵三
鉱物資源機構
石油開発推進本部企画調整部特命調査役
久保田博志
石油開発推進本部企画調整部企画課
栗山祐太朗
評価部審査課
西川修平
調査部エネルギー資源課
竹原美佳
Petroleum Agency 広報部長
ノントゥシケレロ・ヴァ
Petroleum
Agency (講演者）
ン・アヴェルベケ
Petroleum Agency 法務部長代行
テボゴ・ウィルフレッ
ド・モトロウング
Peto SA （講演
Petro SA 課長-東アフリカ地域担当
者）
ボンガニ・モーゼス・サ
イディニ
Petro SA 新規事業課長
サリーム・ファズールハクェ・スーバデール
在日南アフリカ
駐日全権公使
ドリーン・ノシセロ・ム
共和国大使館
ベレ
経済部代表参事官（経済）
マンリー・バーナード
経済部
志村朝清
一般財団法人石
会長
藤田文萌
油開発情報セン
理事長
鈴木孔
ター
事務局長
今英樹
参事
田巻輝夫
研究部主任
水野学
業務部長
池ヶ谷清貴
業務部主任
井口義朗
業務部主任
河合透
- 94 -
一般財団法人石油開発情報センター
〒101-0065
東京都千代田区西神田 3 丁目 1 番 6 号（日本弘道会ビル）
TEL 03(3222)8142
FAX
03(3222)8162

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