イランの石油・ガス市場規模・シェア分析 - 成長トレンドと予測（2026年～2031年）

市場動向とインサイト

南パルスガス田フェーズの拡張

南パルスはイランの石油・ガス市場における最大の単一成長牽引役である。NIOCは新たなコンプレッサープラットフォーム、海底ラインおよび追加井戸を対象とするUSD 170億の圧力ブースト契約を締結した。この共有貯留層は14兆立方メートルのガスを保有し、すでに1日あたり7億立方メートルを供給しているが、アップグレードなしでは2027年から生産が減少し始める。フェーズ11では最近7本目の井戸が追加され、すべてのプラットフォームが稼働すれば日産流量が2,800万m³増加する⁽¹⁾。フェーズ14は年間182億5,000万m³の設計処理量で稼働しており、国内製油所向けの凝縮液フィードストックを提供している。この投資は、より速いカタールによる採掘に対してイランの回収率を保護するものであり、そうでなければ2029年までにイランは年間4,200万m³の損失を被るおそれがある⁽²⁾。

JCPOA後のLNG技術・ノウハウへのアクセス

2024年以降の技術障壁の緩和により、南パルスフェーズ12のガスを基盤として年間1,000万トン（tpa）を目標とするイランのLNGプロジェクトが復活した⁽³⁾。OMVとの予備協定、およびDaelimを含むコンソーシアムへのUSD 5億のEPC発注は、欧州およびアジアの参加が再活性化していることを示している。イランは1,200兆立方フィート（tcf）のガス埋蔵量を保有しているが、既存のターミナルが完成に至らなかったため、LNG輸出量はごくわずかにとどまっている。技術の流入により、行き場のないガスの収益化、制裁に曝されたパイプラインからの多様化、および2020年代後半にトレインが稼働し始めればアジアへのスイング供給者としての位置付けが可能になる。国内のバルブ・ポンプメーカーも、将来のスキームに向けて高圧低温部品を内製化することで学習曲線の恩恵を受ける。

国内燃料補助金改革による小売価格の上昇

年間USD 800億～1,000億に上る燃料補助金コストにより、政府は2025年に月間補助金付きガソリン割当量を4,250万リットルに半減し、価格をリットルあたり20,000リアルに引き上げた。半補助金価格はリットルあたり80,000リアルに上昇し、輸入平価との差が縮小して過剰消費が抑制された。イランのガソリン需要は1日あたり1億2,200万リットルに達しており、精製所の生産量を超過していたため、年間USD 20億の輸入コストが発生していた。この改革は運転者に省エネ対策を採るよう促し、凝縮液を石油化学フィードストックとして活用する余地を生み出し、上流支出のための財政的柔軟性を高めている。市場価格でのプレミアムグレード輸入の承認により、低所得世帯への補助金が集中しつつ、裕福な運転者にはコスト反映価格を支払うよう誘導している。

アジア太平洋からの石油化学需要の増加

イランは2023年に6,900万トンの石油化学製品を生産し、10の新たなコンプレックスを背景に2024年には8,000万トンを超える計画を掲げている。輸出収入はすでにUSD 160億に達しており、中国、インド、およびその他のアジアのバイヤーが大半の数量を占めている。低コストのガスに由来する競争力あるフィードストックにより、イランの生産者はサードパーティの商社を通じた輸送においても魅力的な価格設定が可能であり、制裁障壁を克服している。National Petrochemical Companyの統合戦略は、イランが高い利幅と低い輸送集中度を持つ特殊製品へと付加価値連鎖を上昇させる位置付けを整えている。プラスチック、肥料、溶剤の国内需要が安定したベースロードを提供し、イランの石油・ガス市場を輸出変動から保護している。

米国による二次制裁の再発動リスク

米国の二次制裁はタンカー保険、銀行業務、および予備部品の調達を妨げており、操業コストを増大させ、拡張のための資本を制限している。2025年の新たな指定措置は中国への「シャドーフリート」配送を促進するネットワークを標的とし、イランの石油相にも制裁が科された。イランの原油輸出は2025年に約165万バレル/日まで回復したが、財政収入を大幅に削減しうる厳格な海上監視に依然として脆弱である。金融的孤立はEPC請負業者への支払いを遅延させ、機器輸入を阻害し、先進的な石油増進回収法に不可欠な外国直接投資を制限している。

老朽化した陸上生産インフラ

イランの製油所の約85%は1979年以前に建設されており、ユーロ4/5燃料規格を満たすための包括的な改修が必要である⁽⁴⁾。現在の構成では原油の30%がマズートおよびビチューメンに転換されており、国内の大気汚染を悪化させ製品マージンを損なっている。マスジェド・ソレイマンのような大型フィールドの減退率は、近代的な人工揚油システムや腐食管理の欠如がスループットを着実に侵食していることを示しており、緊急性を際立たせている。USD 430億の近代化計画はJCPOA崩壊後に停滞し、アーバダンにおける長らく計画されていたRHUアップグレードなどのプロジェクトが遅延している。政府は現在、イスファハンのエコフレンドリーな残渣水素転換ユニットなど選択的な改修を優先しているが、資金不足が包括的な改修を遅らせている。

*当社の予測では、推進要因および抑制要因の影響を加算的ではなく方向性のあるものとして扱います。影響予測は、ベースライン成長、構成効果、および変数間の相互作用を反映しています。

セグメント分析

上流セグメントは2025年のイランの石油・ガス市場規模に260.6 ビリオン 米ドルを貢献し、当該年のイランの石油・ガス探鉱・生産市場において70.25%という圧倒的なシェアを占めた。一方、中流活動は新たなパイプラインおよび貯蔵ターミナルの稼働に伴い、2031年にかけて7.18%のCAGRで拡大すると予測されている。National Iranian Oil Companyは130 ビリオン 米ドルの開発契約に署名しており、6つの油田にわたって日量35万バレルの生産量増加を見込んでいる。アザデガン油田だけでも、地上設備・ガス注入ユニット・集積ネットワークが完成した時点で日量55万バレルに達する予定である。中流の勢いは、バンダル・アッバース製油所と内陸の供給ハブを結ぶ日量30万バレルの原油パイプラインを中心に展開されており、このパイプラインは沿岸タンカーの往復輸送を不要にし、フレートで年間8,000万 米ドルの節約をもたらす。下流の成長は、ペルシャ湾岸スター製油所の完全国産化された第4フェーズから期待されており、日量12万バレルのコンデンセート処理能力が追加され、イランをガソリンの輸入国ではなく安定した輸出国として位置づけることになる。

イランのセクター構成は、外国技術を制限する制裁への適応的な対応を反映している。国内請負業者は現在、かつて国際エンジニアリング会社が担っていたディレードコーキングや水素化分解装置などの複雑なモジュールを管理している。ポンプ・バルブ・触媒の国内製造は調達の遅延を抑制し、コストを現地通貨に固定する。石油化学との統合は追加的な需要の受け皿を提供しており、2024年の生産量は1億トンに達し、10%増加したことでイランはポリマーおよび肥料の湾岸地域第2位のサプライヤーとしての地位を確固たるものにした。上流は依然としてキャッシュフローを支配しているが、それは増分バレルごとに外貨を確保するためである。しかし、中流および下流設備の並行拡張は輸出の混乱を緩和し、精製品および石油化学製品からより高いマージンを獲得する。

注記: すべての個別セグメントのシェアはレポート購入時に閲覧可能

陸上資源は、フーゼスタン州の長年にわたって確立されたフィールドの強みにより、2025年のイランの石油・ガス市場規模の70.75%を占めた。一方、ペルシャ湾およびオマーン海における海上生産は2031年にかけてCAGR 7.62%で増加し、予測期間においてイランの石油・ガス市場シェアを押し上げると予測されている。陸上の優位性は、アザデガン、アザル、マスジェド・ソレイマンといった巨大貯留層に起因するものであり、これらは合計でその場に38億バレルを保有し、舗装道路アクセス、水注入グリッド、および熟練労働力を備えている。海上の加速は南パルスの継続的な開発に依存しており、総支出はUSD 900億に達し、共有ドームからのカタールの採掘ペースに追いつくための圧力ブーストに追加でUSD 170億が充当されている。

地理的配分はまた、イランが隣国と競合する30以上の共有貯留層も考慮している。フォルーザン油田はそのギャップを示しており、サウジアラビアは同じ地質構造からイランの14倍を採掘している。したがって、海上プロジェクトは戦略的な重みを持つ。南パルスは現在、国家ガス需要の70%を供給し、世界最大の単独ガス埋蔵量として位置付けられている。陸上経済は依然として魅力的であり、資本コストが低く、ロジスティクスが容易で、早期回収が可能である。しかし、より深い海上貯留層は長期的に優れたリターンをもたらし、将来のLNGおよび石油化学トレインのフィードストックを多様化する。これらを合わせると、立地別の投資は近期のキャッシュ創出と長期的な供給安全保障のバランスを取っている。

建設プロジェクトは2025年のイランの石油・ガス市場シェアの65.35%を占め、2031年にかけてCAGR 6.28%で拡大すると予測されており、バリューチェーン全体で最大の単一資本配分を形成するインフラ整備となっている。20年間のアザデガン契約はその規模を示している。420本の新たな坑井の掘削、460kmのフローラインの敷設、および2つのガスリフト圧縮ステーションの設置により、フィールド能力は20万5,000バレル/日から55万バレル/日に向上する。国内EPCリーダーであるKhatam al-Anbiyaがペルシャ湾スター精製所の第4フェーズを主導しており、イランの人材および国内調達の鉄鋼、触媒、制御システムを使って大型プロジェクトを完成させる政策の推進を示している。

建設の魅力は制裁の現実を反映している。土木工事および機械設置は、輸入されたデジタルコアや独自仕様のソフトウェアではなく、国内の技能に依存している。並行活動にはイスファハン製油所におけるエコフレンドリーな残渣水素転換と10の新たな石油化学プラントが含まれ、これらにより2025年までに総能力が9,500万トンを超える見込みである。パイプラインの総延長は2025年3月までに15,000kmに達すると予測されており、トラック輸送を削減し、内陸の長距離ルートでの製品損失を低下させる。建設即応可能なプロジェクトの優先化は、技術のボトルネックを軽減し、雇用を確保し、制裁緩和後の将来の石油増進回収法およびLNGプロジェクトのためのプラットフォームを整備する。

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地理分析

国内集中がイランの石油・ガス市場を形成している。ペルシャ湾は海上活動を支配しており、14兆立方メートルのガス埋蔵量と1日あたり7億m³の日産量を誇る南パルスが主導し、ほぼすべてのLNGおよび石油化学フィードストック計画を支えている。南部沿岸州には凝縮液分離装置と輸出桟橋が集中しており、ガス処理、精製、タンカー積み込みの距離を最小化している。南西部のフーゼスタン州は、合わせて国家生産量の半分以上を供給するフィールドを持ち、陸上原油生産の中核を担っている。

共有フィールドの動向が支出に影響を与えている。イランは12の貯留層でイラクと競合し、南パルスフィールドでカタールとも競合しており、国境を越えた地下水の移動を防ぐために掘削スケジュールの加速と圧力維持プログラムが推進されている。カスピ海の鉱区は未開拓のまま残っており、イランは0.5億バレルの確認埋蔵量を保有しているにもかかわらず、水深、氷況、深水掘削リグの不足により石油生産を行っていない唯一の沿岸国である。東に目を向けると、オマーン海沿岸のジャスク・ターミナルはホルムズ海峡に対する戦略的バイパスを提供し、海上チョークポイントの混乱に対する冗長性をイランに与えている。

パイプラインの地理が影響力を拡大している。イラン、トルクメニスタン、およびイラクは、トルクメンのガス100億立方メートルをイランのラインを通じてイラクに送るスワップに署名しており、通過料収入を得て地域的な重要性を強化している。新たな42インチの原油・製品パイプラインが内陸製油所を輸出港に結んでおり、ハルグ島の能力を解放し輸出ルートを多様化している。豊富な炭化水素資源にもかかわらず、再生可能エネルギーの普及は遅れており、設置済みのクリーン電力能力はサウジアラビアやトルコより大幅に遅れている75MWであり、目標は2,500MWとなっている。地理は、したがって、今後の資本配分を方向付ける機会と課題の両方をもたらしている。

規制環境

イランの石油・ガス部門は、石油省の職務・権限法(2012年)に基づき石油省(MOP)が管轄しており、実際の運営執行は国営イラン石油会社(NIOC)、国営イラン天然ガス会社(NIGC)、国営イラン石油精製・配送会社(NIORDC)などの国有事業体に集中している。上流の投資・開発は依然として主にイラン石油契約(IPC)の枠組みに依存しており、これはコントラクター参加を利権的所有ではなくサービス型かつ業績連動型の取り決めを通じて構造化している。

近年の政策変更は、制裁下の制約の中で開発を進め続けるため、プロジェクト処理の迅速化とより柔軟な契約手法に重点を置いている。2025年6月、経済評議会は上流石油・ガス契約の締結・実施を促進する規則を発表し、NIOCに対する明確な期限(提案処理に3週間、交渉に2か月)を定めた。また2023年10月のIPCモデルの改正では、コントラクターが直接資本コストの0.5%未満の限定的な二次下請契約について、共同管理委員会の事前承認なしに発注できるようになり、現場サービスや小規模スコープのパッケージに関する行政上の摩擦が軽減された。

市場機会と将来展望

短期的な空白領域は、基礎生産を保護し国内供給の不均衡を緩和する実行能力に集中しており、特に成熟油田地域と全国天然ガスグリッド全体で顕著である。NIOCが2026年1月に締結した27億米ドル規模の投資契約は、Mansouri、Abtimur、Ramshir、Golkhariなどの油田における20基の陸上掘削リグと原油処理設備を対象とし、国内供給の掘削、ワークオーバー、地上処理パッケージ、および関連する保守・建設スコープへの継続的な需要を示している。連結プロジェクトも生産、精製、需要拠点間のボトルネック解消のための並行的な取り組みであり、2025年末には102kmのSabzabからTang-e Faniへの原油パイプラインが完成し、2026年1月にはShazand製油所への安定的な原油輸送が開始された。

オフショアガスの安定性と新規貯留層の追加が、EPC、ウェルサービス、サブシー、圧縮関連能力に関する第二の機会群を形成している。パルスオイル・ガス会社の2026年の動き、South Pars第11フェーズ(プラットフォームA)の環境許可や、South Pars第15・第3フェーズにおけるインフィル井の完成は、既に国内ガス需要の大部分を供給しているSouth Parsに関連した圧力管理およびインフィル掘削サプライチェーンの必要性を強めている。需要管理の側面では、NIGCは第7次開発計画のもとで最終消費者の消費量を25%から35%削減するプログラムをエネルギーサービス会社と締結し、計測、漏洩検知、ネットワーク改修、産業効率化ソリューションのための商業的余地を生み出している。政府の第7次開発計画による2026年末までに再生可能エネルギー12,000MWという目標、および政府機関の太陽光比率を20%から40%に高める義務付けもまた、ガス・トゥ・パワーのバランシング施策を後押しし、Miandoab-Ajabshirガスパイプライン(完成度96%、2026年11月の稼働開始を目標)などの上流ガス配分と中流の信頼性プロジェクトに連鎖的な影響を及ぼしている。