PANNON LNG Projekt ACTION 1. TANULMÁNY

UNDER THE CONNECTING EUROPE FACILITY (CEF) - TRANSPORT SECTOR AGREEMENT No. INEA/CEF/TRAN/M2014/1036265

PANNON LNG Projekt ACTION 1. – TANULMÁNY 1.6. Fejezet LNG lehetséges import beszerzési forrásai Lektorált változat A PAN-LNG Projektet az Európai Bizottság a Connecting European Facilities eszközén keresztül támogatja. A tanulmány tartalmáért a dokumentum készítői felelnek, az nem feltétlenül tükrözi az Európai Unió véleményét. Sem a CEF, sem az Európai Bizottság nem felel a tanulmányban található adatok felhasználásának következményeiért.

Tanulmány készítésének kezdete Tanulmány státusza Kiadás dátuma Nyilvánossá kerülés dátuma Tanulmányban résztvevők, intézetek

2015.10.08. Lektorált változat 2016.02.29. 2016.06.02. Zarándy Tamás, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Vágvölgyi Szabolcs, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Zemplényi Zalán, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Varga Ákos, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Kulmány István, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Kiss Enikő, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Szőke Tamás, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Tanulmányt készítő csoport vezetője Zarándy Tamás Tanulmány készítésének vezetője Domanovszky Henrik Tanulmányt lektorálta

1.6. LNG lehetséges import beszerzési forrásai

2

FEJEZET ÖSSZEFOGLALÓ BEMUTATÁSA Az LNG kereskedelmét tekintve megállapítható, hogy a cseppfolyósított földgáz piaca folyamatosan növekszik. A korábbi magas olaj- és gázári környezetnek köszönhetően számos ország épített ki jelentős LNG export kapacitásokat, emellett pedig az importáló országok és felek száma is fokozatosan növekszik, így megállapítható, hogy egyre inkább egy globális LNG, ezáltal pedig egy globális földgázpiac kialakulásának kezdetén állunk. A termelést tekintve 2020-ig az ausztrál kapacitások felfutásának és az amerikai termelés elindításának köszönhetően évente további 100 millió tonna LNG kerülhet a piacokra, ahol 2014-ben összesen 240 millió tonnát kereskedtek, tehát jelentős bővülés várható. A keresleti oldal ezzel szemben azonban nem követi majd várhatóan a termelés nagyarányú növekedését. A korábban az LNG „prémium” piacának számító kelet-ázsiai és dél-amerikai régióban a földgázfelhasználás csökkenő ütemű növekedése prognosztizálható, ezáltal nem várható a globális gázárak korábban rendkívül jellemző divergálása sem. A kereslet csökkenéséből és a kínálat növekedéséből adódó piaci árcsökkenést tovább erősítheti az LNG szállítási kapacitások alacsony árkörnyezete. A szállítás napi bérleti díjai már 2015-ben alacsony szintre csökkentek, azonban a megrendelés alatt álló hajók számait és típusait vizsgálva, a magas szállítási árkörnyezet visszatérése nem várható 2018 előtt. Az LNG lehetséges import beszerzési forrásai Magyarország számára az európai LNG terminálok. Az LNG anyagában történő szárazföldi szállítása jelenleg közúton, tartálykocsikkal megvalósítható, a folyóvízi szállításra Magyarországon nem áll rendelkezésre megfelelő átfejtési infrastruktúra, a vasúti úton történő szállítás pedig Európában még nem megoldott. A közúti tartálykocsis szállítás esetén Magyarországhoz legközelebb eső import terminálok a francia, lengyel, holland, belga és spanyol terminálok, ezek esetében mindenhol elérhető a kiszolgáló infrastruktúra. Az import ellátást nagyban megkönnyítheti, amennyiben Horvátországban felépül a Krk-szigeten tervezett LNG terminál. Az LNG import árát tekintve az üzemanyag a Nyugat-Európában található termináloknál lenne a leginkább versenyképes. A beszerzési árat elsősorban a helyi gázpiacok likviditási dinamikái határozzák meg, minél likvidebb egy piac, annál kisebb prémium kerül felszámolásra az árakban a szolgáltatók által. Ebből adódóan, a holland és belga terminálok LNG árai a legversenyképesebbek, azt követve a francia, spanyol és lengyel terminálok LNG árai. Az LNG beszerzési árai a jövőben, az amerikai exportok elindulásának köszönhetően, a korábbi világpiaci árszintekhez képest alacsonyak maradnak majd. Az amerikai LNG rendelkezik az egyik legalacsonyabb fedezeti árral, és a termelés költségstruktúrájának köszönhetően alacsony világpiaci környezetben is várhatók Európába tartó szállítmányok. Várakozásunk szerint 12,6 EUR/MWh áron kerülhet beszerzésre LNG nyugat-európai terminálokból.


3

TARTALOM JEGYZÉK

1.6.1

Tanulmányban használt adatok………………………………………………………………………..………………..4

1.6.2

Szakirodalom áttekintése és kivonata…………………………………………………………………………………5

1.6.3

LNG kereskedelem………………………………………………………………………………………………………..….14 1.6.3.1 A világ földgáz piaca és az LNG kapcsolata .............................................................. 14 1.6.3.2 Legfőbb exportáló és importáló országok ............................................................... 17 1.6.3.3 Interregionális és intraregionális kereskedelem ..................................................... 19 1.6.3.4 LNG piaci trendek, árak, változások ......................................................................... 22

1.6.4

LNG cseppfolyósító terminálok………………………………………………………………………………………...26 1.6.4.1 A cseppfolyósítandó gáz forrásai ............................................................................. 26 1.6.4.2 Globális cseppfolyósító kapacitások ........................................................................ 29 1.6.4.3 Kitekintés az ausztrál és észak-amerikai terminál beruházásokra.......................... 33

1.6.5

LNG szállítás……………………………………………………………………………………..……………………………..40 1.6.5.1 Charter piac ............................................................................................................... 41 1.6.5.2 Globális LNG szállítási útvonalak, geopolitikai kockázatok ..................................... 44 1.6.5.3 Megrendelés alatt álló szállítási kapacitások .......................................................... 45 1.6.5.4 LNG szállítás költségei .............................................................................................. 47

1.6.6

LNG import terminálok…………………………………………………………………………………………………….49 1.6.6.1 Globális import terminálok, kihasználtsági kapacitások ......................................... 50 1.6.6.2 Európai LNG import terminálok ............................................................................... 51 1.6.6.3 Small-Scale LNG ........................................................................................................ 54 1.6.6.4 Magyarország kapcsolata a globális LNG piacokkal ................................................ 58

1.6.7

Várható költségek a globális piacról beszerzett LNG esetében…………………………………….……70 1.6.7.1 Meghatározó tényezők az árak alakulásában .......................................................... 72 1.6.7.2 Jövőbeni változások, trendek ................................................................................... 74 1.6.7.3 Várható Európai hub-gázárak ................................................................................... 78

1.6.8

Rövidítések és fogalmak magyarázata………………………………………………………………………………81

1.6.9

Diagram jegyzék……………………………………………………………………………………………………………....85

1.6.10 Táblázat jegyzék……………………………………………………………………………………………………………….88


4

1.6.1. A tanulmányban használt adatok A tanulmányban törekedtünk a globális és Európai LNG piac részletes bemutatására. Tanulmányunk a 2016. január 31.-ig elérhető információk és adatok alapján készült, az ezt követően publikált adatokat csakis indokolt esetben használtuk fel. A fejezetben bemutatott adatokat, ahol lehetőségünk volt és ahol a többi munkacsoport munkáját is segíthetjük, az európai gáziparban is használatos EUR/MWh értékben adtuk meg. Ettől függetlenül az egyéb adatok átváltására az alábbi konverziós faktorok használatát javasoljuk. 1 USD = 286,36 Ft 1 EUR= 315 Ft 1 mmBtu LNG = 3,41 MWh 1 USD/mmBtu = 3,1 EUR/MWh 1 milliárd m3 LNG = 0,44 millió tonna LNG 1 tonna LNG ≈ 14,45 MWh földgáz


5

1.6.2. Szakirodalom áttekintése és kivonata Az 1.6-os fejezet elvégzéséhez a Századvég Gazdaságkutató számos tanulmányt használt fel, melyeket alább ismertettünk. A szakirodalom mellett, ahol lehetséges és elfogadható, saját előrejelzéseinket is felhasználtuk, így gazdagítva az elkészült tartalom szakmai értékét. A fejezet és a tanulmány témáját tekintve, a feldolgozott és áttekintett szakirodalom esetében törekedtünk a legfrissebb anyagokat és kutatási eredményeket összefoglalni, hiszen az LNG és az energiahordozók globális piacán napról-napra komoly változások is történnek. Ennek megfelelően az áttekintett szakirodalom, ahol elérhető, legalább 2014 vagy az utáni publikációjú. A szakirodalom áttekintésekor az alábbi ábrában bemutatott metodológiára támaszkodtunk (1. Diagram). 1. Diagram: a szakirodalom áttekintésének a módszertana

Téma kiválasztása

Szakirodalom áttekintése a témában

A releváns szakirodalom azonosítása

A megfelelő referencia lista elkészítése

A szakirodalom áttekintő fejezet megírása

A kapcsolódó tanulmányok olvasása, elemzése

A globális LNG kereskedelem és értékláncának áttekintéséhez az [598] World LNG Report, International Gas Union (IGU) 2015-ös tanulmányát használtuk alappillérként. A report részletesen foglalkozik az LNG kereskedelem értékláncának minden egyes résztvevőjével. Bemutatja a 2015-ben aktuális globális export kapacitásokat, az import adatokat, ezen kívül pedig éves lebontásban ismerteti a kereskedelmi árak alakulását a piaci struktúra fejlődésével együtt. A beszámoló alapján részletes képet alkothatunk ezen kívül a már működő, éppen épülő és egyelőre csak tervezési fázisban lévő LNG cseppfolyósító terminálok állapotáról. Ugyanígy bemutatja a tanulmány az LNG szállítási költségeinek várható alakulását, a hajógyárak LNG tankerek építési ütemtervét, azok várható üzembe lépésével együtt. A


6

szervezet az éves kiadványok mellett az LNG piac jövőbeni elemzését elemzi a Prospects for Natural Gas kiadványban ([599] Prospects for Natural Gas, International Gas Union). Az IGU 2015-ös elemzése kiválóan szemlélteti, hogy milyen fejlődésen esett át már eddig az LNG piaca. Az 1990-es évek végéig az LNG-t exportálni képes országok száma alig haladta meg az 5-6 országot, valamint a globális újragázosító kapacitások is stabilak maradtak, jelentős növekedés nem volt tapasztalható. Az ezredforduló kezdetétől azonban növekedésnek indult az LNG piaca és az importáló országok száma kezdte meghaladni az exportáló országok számát, bővült a piac. Ennek hatására jelentősen emelkedtek az újragázosító kapacitások, 2014-ben közel négyszer annyi újragázosító kapacitás volt működésben, mint az 1990-es évek közepén (2. Diagram). 2. Diagram - Globális LNG kereskedelem főbb adatai - importáló és exportáló országok száma, újragázosító kapacitás és eladott LNG mennyisége ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

A globális piacok és termelői kapacitások alakulásához két ország, név szerint az Amerikai Egyesült Államok és Ausztrália export potenciálját vizsgáltuk részletesen, mivel várhatóan ezek az országok lesznek 2020-ra a világ meghatározó LNG exportőrei. Az ausztrál részről Cassidy és Kosev publikációját tekintettük mérvadónak ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev), míg az amerikai részről az American Petroleum Institute legaktuálisabb kiadványából építkeztünk ([601] Liquefied Natural Gas Exports, American Petroleum Institute). Ausztráliában Dél-Ausztrália és Queensland tartományok osztoznak az exportra szánt földgázkapacitások legnagyobb részén. Ezek közül az ország középpontjában található Coopermedence már egy több évtizede termelésben álló mező, azonban továbbra is jelentős tartalékok vannak még a föld alatt, amiből exportra is jut bőven. Ezen kívül Queensland tartományban jelentős szénhez kötött metán készletek vannak, és a jövőbeni export kapacitások növekedéséhez leginkább ezek a mezők járulnak majd hozzá. Ausztráliában már több éve folynak építkezések az LNG export terminálokhoz köthetően, melyek rendkívüli csúszásokkal és többszörös költség-túllépéssel ugyan, de hamarosan, várhatóan nagyrészük 2016-ban, teljes kapacitással működésbe fognak állni. Amint befejeződik a cseppfolyósító


7

terminálok építése, az export rövid időn belül elindulhat, a kitermelési kapacitások már korábban megépültek, amit jól jelez a queenslandi gáztőzsdén sokszor tapasztalt 0 AUD/GJ gázár is. 2020-ra a jelenlegi 20 megatonna per év cseppfolyósító kapacitás az új terminálok elkészültével 85 megatonnára fog nőni, ezáltal Ausztrália az egyik legnagyobb LNG exportőrré fog válni. 3. Diagram - LNG cseppfolyósító kapacitások Ausztráliában ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev)

Az amerikai palagáz-forradalom mára már mindenki számára jól ismert, aminek hatására az USA hamarosan önellátóvá válik a szénhidrogénekből, valamint középtávon exportálni is fogja a kinyert földgázt. Ehhez azonban először is szükséges a korábban LNG import terminálok átépítése export terminálokká, így téve lehetővé a cseppfolyósított földgáz nemzetközi kereskedelmét. Az USA-ban is sokéves csúszások után, de lassacskán engedélyt kapnak az építkezések, aminek hatására megindulhat a kivitel (4. Diagram). Földgázból pedig jelentős fellelhető készletek állnak rendelkezésre, az EIA szerint a most elérhető készletek mindössze 32%-át fogja az amerikai gazdaság hasznosítani 2015-2040 között ([602] LNG export facilities, American Petroleum Institute), így valóban számíthatunk a kiépülő export kapacitások kihasználására.


8

4. Diagram - USA LNG export terminálok (piros: engedélyezett, kék: engedélyre vár) [602] LNG export facilities, American Petroleum Institute)

Az IGU anyagaiban ismertetett információkat természetesen más források alapján validáltuk, így alkotva egy valóban teljes képet a globális LNG kereskedelemről, ezáltal a hazai import lehetőségekről. Ehhez egyrészről kiváló alapot nyújtott a BP 2015-ben publikált Energy Outlook című tanulmánya ([603] BP Energy Outlook 2035, BP), amit a társaság nyilvános és sok évre visszatekintő adatokkal is publikál ([604] Energy Outlook – data workbook, BP). A BP előrejelzése alapján is az USA és Ausztrália LNG kapacitásai fognak leginkább hozzájárulni a nemzetközi kereskedelem növekedéséhez, emellett azonban Afrika is megjelenik majd, mint fontos és jelentős exportáló régió (5. Diagram). Ami a keresletet illeti, Ázsia marad majd továbbra is az LNG exportok legfőbb desztinációja, azonban Európa és Dél-Amerika is egyre több LNG-t fog importálni (5. Diagram).


9

5. Diagram - Globális LNG kínálat (bal) és LNG kereslet (jobb) előrejelzése ([603] BP, BP Energy Outlook 2035)

Ugyanígy az adatok validálásához használtuk az International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL) kiadványait. A szervezet 2014-ben publikált egy átfogó, az IGU-hoz hasonló teljes körű éves elemzést, ebben részletes képet alkothatunk az LNG kereskedelem globális helyzetéről, mind az energiahordozó mind pedig annak infrastrukturális kiszolgálása terén ([515] The LNG industry, GIIGNL). Hasonlóan kiváló elemzést tartalmaz a BG Group 20142015-ös évet átfogó kiadványa, ami elsősorban az LNG árazásának bemutatásában mutatkozott hasznos forrásanyagnak ([504] Global trade summary for 2014, BG Group). Az iparági szervezetek kiadványain túl támaszkodtunk még egyéb kutatóközpontok forrásmunkáira is. A CEDIGAZ rövid távú elemzései például kiválóan szemléltetik, hogy milyen változások zajlottak az elmúlt hónapokban a piacon, valamint milyen kilátásokkal kell számolnunk 2016-2017-re, amikor a hazai LNG töltőállomások ellátása is szükségessé fog válni ([606] The Global LNG Market in 2015, CEDIGAZ). A CEDIGAZ rövid távú elemzéseinek köszönhetően megállapítható, hogy jelentős változások zajlottak a globális LNG piacon, ugyanis az utóbbi hónapokban jelentős árcsökkenés ment végbe az LNG legfőbb piacának számító ázsiai piacon (6. Diagram). A fukushimai baleset következtében a leállított atomerőművek villamos energia termelését részben gázerőművekkel helyettesítették, így jelentős növekedés indult meg az Ázsiába tartó LNG export szállítmányok piaci áraiban. 2015 januárjában azonban az addigi stabilan magas árak nem várt csökkenésbe kezdtek, és az addig a régióban valamelyest diverzifikált árak is konvergálni kezdtek egy közös szintre. Az LNG import árának csökkenésével tulajdonképpen összeesett az „ázsiai prémium”, ezáltal több gáz áramolhat Európába is, ami negatív árnyomást helyezhet az európai gáztőzsdék áraira is.


10

6. Diagram - Átlagos ázsiai LNG import árak ([606] The Global LNG Market in 2015, CEDIGAZ)

A CEDIGAZ rövid távú előrejelzése és elemzése mellett pedig felhasználtuk a társaság a 2014es gázévet elemző kiadványát, ami ismét csak a globális trendek megértéséhez, és az azokat formáló hatások kibontására egy alkalmas anyag ([617] An overview of the LNG market in 2015, CEDIGAZ). A GIIGNL kiadványai a konkrét európai import forrásokat is részletesen elemzik, melyek

7. Diagram - Szárazföldi LNG szállítás DélNyugat Európa kikötőiből ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL)

Magyarország számára is valós alternatívát jelenthetnek. A 2015-ben megjelent Retail LNG industry kiadvány ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL) segítségével részletes képet alkothatunk, az LNG import terminálok mind európai mind pedig globális helyzetéről, valamint kidolgozásra kerültek a kiadványon belül is azok a lehetőségek, amelyek az import

terminálokból

származó

LNG

szárazföld belsejében és anyagában történő felhasználását teszik lehetővé. A riport például bemutatja, hogy a spanyolországi Barcelona LNG import termináljából, miként szállítanak közúton LNG-t Franciaországba, hogy aztán ott számos ipari szektorban tevékenykedő vállalkozás hasznosítsa (7. Diagram). A kiadvány a szárazföldi szállítás egyéb alternatíváit is felveti, ilyen például az cseppfolyósított gáz vasúti cargo vagonokon való szállítása, valamint a vízi utak kihasználásának a lehetősége.


11

Ahhoz, hogy Magyarország az európai import terminálokon keresztül jusson hozzá a szükséges mennyiségű LNG-hez, szükséges az európai újragázosító terminálok jelenlegi és jövőképének az elemzése. Ehhez elengedhetetlenek Gas Infrastructure Europe megfelelő kiadványai. A szervezet 2015-ben egy részletes listát közölt a tervezett és már meglévő európai újragázosító állomásokról ([609] LNG Investment Database, Gas infrastructure Europe), amelyekből részletes képet alkothatunk a jövőben megvalósítandó terminálokról és azok kapacitás adatairól, melynek segítségével megállapítható lesz a legideálisabb kikötő kiválasztása a magyar LNG importhoz ([610] LNG map, Gas Infrastructure Europe). Jelenleg Európában 23 újragázosító terminál üzemel, Magyarországhoz fizikailag az Észak-olaszországi terminálok vannak a legközelebb (8. Diagram). 8. Diagram - Meglévő európai LNG import terminálok és a régióban található export terminálok ([515] The LNG industry, GIIGNL)

Ahhoz, hogy pontos képet alkothassunk a várható költségekről amennyiben import forrásból kerülne beszerzésre az LNG, az alábbi tanulmányokat tekintettük mérvadónak. Egyrészről fontosnak tartottuk a várhatóan növekvő LNG export volumenek geopolitikai hatásait is elemzés alá vonni. A téma amerikai vetületét Medlock et al. ([611] The global gas market,


12

LNG exports and the shifting US geopolitical presence, Medlock et al.) és a NERA tanácsadó cég elemzése alapján is alakítottuk ([612], Updated Macroeconomic Impacts of LNG Exports from the United States, NERA Economic Consulting) a globális és európai hatásokat pedig Paltsev publikációja alapján elemeztük ([613] Economics and geopolitics of natural gas pipelines versus LNG, Paltsev). A geopolitikai tényezők mellett, az LNG alapját képező földgáz árát regionális illetve export országok szintjén a Thomson Reuters Datastream szolgáltatásával követtük nyomon. Ahogy már korábban ismertettük, az Egyesült Államok fontos LNG exportőrré válik majd a közeljövőben. Az európai kereslet várható növekedése szívhatja fel a megnövekedett amerikai LNG exportot, ezáltal természetszerűleg konvergálhat az amerikai tőzsdei gázár a kontinentális árszinttel. Az Amerikai Energiaügynökség (EIA) 2015-ben publikált előrejelzése alapján a jövőben a jelenleg rendkívül alacsony gázárak enyhe emelkedésnek indulnak majd, mivel a jelenleg tartósan alacsony gázárak nem fedezik az összes kitermelő teljes költségét. A különböző forgatókönyvek közül a jelenlegi globális körülményeket vizsgálva az alacsony olajár által dominált szcenárió tűnik a legvalószínűbbnek, tehát egészen 2035-ig várható, hogy 6 USD/mmBtu alatt maradnak az árak. 9. Diagram - Átlagos Henry Hub historikus és becsült spot árak (USD2013/mmBtu) ([615] U.S. EIA, Annual Energy Outlook)

Az LNG szállítási költségeit az iparági szaksajtó, a Platts bontása alapján becsültük meg ([616] LNG Daily, Platts). Jól látható, hogy a szállítói kapacitások növekedésének, valamint az ázsiai kereslet visszaesésének köszönhetően jelentősen csökkentek a szállítási költségek. Míg egy évvel ezelőtt az Atlanti-medencében való tankerhajó bérlés költsége 65 000 USD/nap-ra rúgott, addigra 2015 novemberére több mint 50%-kal csökkenve, már 30 000 USD/nap áron lehetett 66 ezer tonna (~91 000 m3) kapacitású tankerhajókat bérelni.


13

10. Diagram - LNG tankerhajók (66 000 t kapacitással) átlagos napi bérleti díja (1 000 USD/nap) ([616] LNG Daily, Platts)


14

1.6.3 LNG kereskedelem 1.6.3.1 A világ földgáz piaca és az LNG kapcsolata A földgáz kereskedelme az elmúlt négy évtizedben jellemzően régiós szinten történt. Kizárólag olyan országok kereskedhettek ezzel az energiahordozóval, akik számára a vezetékes összekapcsolás arra lehetőséget teremtett. Egyéb más energiahordozókhoz viszonyítva, mint az olaj és a szén, globális kereskedelem kialakulásáról egészen idáig nem lehetett beszélni, ami két főbb okra vezethető vissza. Egyrészről a földgáz egységre vetített energiasűrűsége messze elmarad a különböző szénfajtákétól, és a kőolajtól is, ezáltal természetes formájában nem gazdaságos annak hosszú távon való, kontinensek közötti szállítása. Másrészről pedig a földgáz piaci jellegzetességei sem kedveztek az LNG beruházásoknak. A földgázra az iparág többnyire egy helyettesítő termékként gondolt. A világ számos országában a földgázt az olajtermékek egy alternatívájaként tartják számon elsősorban, így az energiahordozó árazása is a kőolajtermékekhez van kötve. Ezáltal a földgáz felhasználók a legtöbb esetben csakis hosszú távú szerződések keretében férhetnek hozzá az energiahordozóhoz, a piac így nem transzparens, és nem küldi a megfelelő jeleket a piaci beruházók felé sem. A földgázpiac globalizálódásának elsődleges elősegítője a földgáz folyékony formában történő megjelenése volt. Mindenekelőtt fontos megjegyezni, hogy a globális energiafelhasználásban egy korábban nem látott trend kezd kibontakozni. Egészen napjainkig jellemzően egy bizonyos energiahordozó dominálta a felhasználást. Az ipari forradalmat követően ez először a szén volt, majd a századforduló után a világháborúk már a kőolaj dominanciáját hozták. Ebben a jelenleg is kőolaj alapú gazdasági berendezkedésben nagyarányú változás prognosztizálható, ugyanis míg a kőolaj felhasználásának aránya fokozatosan csökken, addig a globális földgázfelhasználásé növekszik, míg a szénfelhasználás pedig stagnálni fog, a BP előrejelzése alapján (11. Diagram). 11. Diagram: Energiahordozók százalékos aránya a globális felhasználásban ([603] BP Energy Outlook 2035, BP)


15

A földgázfelhasználás növekvő szerepének hátterében fontos szerep hárul az LNG-re, amivel immáron leküzdhetőek a jelentősebb földrajzi távolságok is, és a termelői helytől valóban távol is nagy mennyiségben állhat rendelkezésre földgáz. Cseppfolyós földgázt már a múlt századforduló kezdetétől képesek voltak előállítani, azonban kereskedelmi forgalomba csakis az 1960-as években került, amikor az USA-ból az Egyesült Királyságba exportáltak a földgázt a technológia segítségével, útnak indítva az első LNG szállítmányt. Az első LNG szállítására átalakított hajó a Methane Pioneer, 1959. január 25-én hagyta el a Louisiana partjait, hogy a történelem első LNG szállítmányát az Egyesült Királyságba szállítsa. Mindössze 5000 köbméter körüli kapacitása a mai Q-Max-ok ötvenedével sem ért fel. 12. Diagram: Methane Pioneer

Az első ténylegesen LNG szállítására épített hajó, a Methane Princess az első LNG szállítmányt juttatta el Algériából Európába 1964-ben. A hajó három évtizeden keresztül szállított mintegy 27 ezer köbméteres cargoval. 13. Diagram: Methane Princess

Az azóta eltelt időben jelentős és folyamatos növekedés volt tapasztalható az LNG piacán, mégis azonban a piacot meghatározó feltételek, körülmények nem sokat változtak. Manapság a világ földgáz piaca egy jelentős átalakulás küszöbén áll, hiszen a jelentős termelés és


16

cseppfolyósító kapacitásnövekedésnek köszönhetően kezd kialakulni egy transzparens piaci szerkezet, ami összekapcsolva a regionális földgáz piacokat, az egész világra nézve földgáz-ár kiegyenlítő hatással bír. Jelenleg a globális földgáz kitermelés 70%-át helyben hasznosítják, így mindössze 30% kerül nemzetközi kereskedelembe. A nemzetközi kereskedelmet jelenleg a vezetékes szállítás határozza meg, hiszen a földgáz 2/3-a vezetékeken kerül szállításra, a hátramaradó 1/3 részarányt pedig az LNG biztosítja. A BP előrejelzése alapján ([603] BP Energy Outlook 2035, BP) habár a globális gázfelhasználás növekedni fog, azonban arányaiban sokkal kevesebb gázt fognak vezetékes szállítórendszeren exportálni, így felértékelve az LNG jövőbeni szerepét. A nemzetközi tapasztalatok alapján vezetékes szállítórendszert építeni egy rendkívül komplex és időigényes folyamat, melyhez számos tranzit ország beleegyezése szükséges, ami kockázatossá teszi az ilyen jellegű beruházásokat. Magyarországon és a régióban is sorra hiúsultak meg az ilyen jellegű beruházások, új vezetékes szállítórendszerek leginkább a kínai piacra és egyéb közép-ázsiai országokba várhatóak. Habár LNG import és export terminálok építése is egy komplex folyamat, ugyanakkor a folyamatos üzemelés szempontjából sokkal kevesebb fél koordinációjára van szükség hozzá. Ennek a hatására is tehát várható a jövőben az LNG formájában szállított földgáz térnyerése, ami a BP előrejelzése alapján egészen addig fog folytatódni, amíg a két szállítási forma százalékos részaránya ki nem egyenlítődik ([603] BP Energy Outlook 2035, BP). Európára nézve is várható a vezetékes import és az LNG versenyének kiéleződése, ugyanakkor ez a verseny sem mentes a jelentős piaci súllyal rendelkező szereplők piac torzító ambícióitól. Az EU Harmadik Energiacsomagja szigorú és szofisztikált keretrendszert kínál a vezetékes szállítás harmadik feles hozzáférésének biztosítására, valamint bizonyos feltételek mellett az LNG import terminálok számára is kötelező biztosítani a harmadik feles hozzáférést, ezáltal biztosítva, hogy a kapacitásokat megfelelően kihasználva valódi alternatívái legyenek egymásnak a vezetékes úton szállított gáz és az LNG.


17

14. Diagram: A globálisan kereskedett földgáz szállítás módjai szerinti megoszlása ([603] BP Energy Outlook 2035, BP)

1.6.3.2 Legfőbb exportáló és importáló országok 2014-ben összesen 19 ország exportált LNG-t, ami 2-vel több, mint egy évvel korábban, így tehát kismértékű bővülés volt tapasztalható a termelő országok piacán. 2014-ben, ahogy az elmúlt években is Katar volt a legjelentősebb termelő, összesen 76,8 MT termeléssel, ami így a globális termelés közel 30%-át adta. A termelői országok közül a dobogó második fokára Malajzia került, 25,1 MT éves termeléssel, amit nem sokkal lemaradva követett Ausztrália 23,3 MT termeléssel. Az LNG termelői piacára globális szinten a nagyarányú koncentráltság jellemző, hiszen ez a három ország adta a teljes LNG termelés megközelítőleg 50%-át. A termelések mennyisége azonban globálisan folyamatosan változik, és nagyarányú fluktuációkat is mutat (15. Diagram). Figyelemre méltó például, hogy míg a 90-es években Indonézia termelte egyedül a globális LNG mennyiség közel 50%-át, mára ez az arány 10% alá szorult. A csökkenés legfőbb oka, hogy az országban már a 70-es évektől kezdve üzemelt egy cseppfolyósító létesítmény, ami lassan az élettartama végére ér, és a belföldi fogyasztás jelentős megnövekedésével exportra már sokkal kevesebb gáz jut. Az idő múlásával hasonlóan nagy csökkenést mutatnak arányaiban az algériai exportok, aminek az oka elsősorban a kapacitásbővítések elmaradásában rejtőzik. Az algériai és egyiptomi kivitel csökkenések különösen sajnálatos következmények, hiszen a Földközi-tenger medencéjéből könnyen beszerezhető forrás lehetne így az LNG.


18

15. Diagram: LNG termelések ország szerinti százalékos megoszlása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

Ami az exportok pozitív irányú változásait illeti, 2014-ben a legnagyobb mértékben Pápua ÚjGuinea exportjai nőttek, amivel egyben új LNG exportőr ország lépett a piacra. 2014-ben ugyanis már átadásra került egy amerikai, ausztrál és japán befektetők által létrehozott megaberuházás, a Pápua Új-Guinea angol nevéből eredeztethetően PNG LNG-nek keresztelt beruházás (16. Diagram). 2014-ben már a projekt 3,5 MT LNG-t exportált, habár csak 2014 áprilisában kezdődött az export, így várható, hogy a 2015-ös adatok még nagyobb termelést jósolnak. Teljes kapacitást feltételezve a projekt kapacitása évi 6,9 MT LNG exportálására alkalmas. 16. Diagram: a PNG LNG sematikus ábrája


19

1.6.3.3 Interregionális és intraregionális kereskedelem Az IGU 2015-ös jelentése alapján az importáló és exportáló országok közötti LNG áramlások mennyiségét az alábbi táblázatban foglaltuk össze (1. Táblázat). Ebben megerősítésre kerül a legnagyobb exportőr (Katar) és importőr (Japán) helyzete, ugyanakkor kirajzolódni látszik, hogy a termelő és fogyasztó országok viszonyított földrajzi elhelyezkedése egy fontos meghatározó tényező lehet az LNG kereskedelmében, ezáltal pedig azt erősíti meg, hogy az LNG szállítási költségek igenis fontosak a földgáz beszerzésekor. Ez a megfigyelés azonban nem gyengíti azt a világpiaci folyamatot, miszerint a regionális földgázpiacok az LNG segítségével összekapcsolódnak, és kisebb-nagyobb eltérésekkel, de az árak is egy szintre fognak konvergálni. Az országok közötti LNG áramlásokat vizsgálva érdekes trendek bontakoznak ki (1. Táblázat). Érdekes megfigyelni, hogy hiába van egy ország teljes mértékben kitéve a cseppfolyósított és a tengeren szállított földgáznak, ettől függetlenül az import diverzifikációja nagyarányú. Japánt, a legnagyobb importőrt alapul véve például megállapítható, hogy LNG szükségleteinek kielégítéséhez Katar éves teljes export mennyiségének egészét felvásárolhatná, valamint az ausztrál és maláj források egy részéből teljes egészében biztosíthatná földgáz szükségleteit, amennyiben hosszú távú szerződéseket tudna kötni ezzel a három országgal. A valóságban azonban az ország minden egyes LNG exportőrtől szerez be kisebb-nagyobb mértékben LNG-t, ugyanakkor a legnagyobb mértékben pont az előbb említett három országból, amelyek egyébként földrajzilag is kedvező helyzetben állnak a távol keleti desztinációt figyelembe véve. Az import diverzifikációra törekvő trend hasonló a többi nagy importőr esetében is. Az egyetlen kivétel India, szükségleteinek 84%-át 2014-ben egy forrásból, Katarból elégítette ki, ugyanakkor ebben az esetben egyértelmű előnyt jelent a két ország fizikai közelsége. Az intraregionális kereskedelem jelentőségét jól példázza az európai LNG importőrök helyzete. 2014-ben a legnagyobb importőr az öreg kontinensen Spanyolország volt, 11,66 MT importtal, ezt követte az Egyesült Királyság 8,47 MT import mennyiséggel. Spanyolország esetében az import a legnagyobb mértékben Algériából származott, ugyanakkor jelentős szállítmányok érkeztek ezen kívül Nigériából, Katarból és Trinidadból is, tehát az Atlanti-óceán medencéje és az Indiai-óceán nyugati medencéje volt az LNG szállítmányok meghatározó helye. Az Egyesült Királyságban valamelyest kevésbé összetettebb a kép, ott a 2014-es szállítmányok 92% volt katari LNG, a többit azonban az atlanti medencében elhelyezkedő termelőktől szerezték be. Összességében megállapítható, hogy továbbra is meghatározó az LNG valamelyest regionális kereskedési trendje, amit a földrajzi távolságok is befolyásolnak. Ebből a szempontból két jelentős kereskedési régiót különböztethetünk meg, az Atlanti-óceán medencéjét, valamint a Csendes-óceáni medencét, ami utóbbi pedig magában foglalja az LNG importok 80%-át. Analitikus szempontból természetesen számos egyéb felosztás is lehetséges, és a nemzetközi tanulmányokat tekintve sincs egységes felosztás, ami a régiókat illeti. Ebben a tanulmányban azonban elsősorban ebből a két kereskedési régióból indulunk ki, mivel a 2014-es export és


20

import országok szerinti mérlegben megállapítható, hogy a földrajzi távolság valóban fontos szerepet játszik az LNG kereskedelmében. Az LNG kereskedelme szempontjából felmerül a kérdés, hogy a piaci kereslet-kínálati hatásokon kívül, melyek azok a tényezők, amelyek befolyással lehetnek az importáló és exportáló országok kereskedelmet érintő döntéseire. Az egyik ilyen tényező az árfolyamkockázat, ami legfőképpen az importáló országok fizetőképességét és ezáltal keresletét határozhatja meg. Az olaj és gázpiacon jellemzően az amerikai dollár (USD) számít a meghatározó valutának, ezáltal az importáló országok saját pénznemének a leértékelődése vagy éppen felértékelődése jelentősen befolyásolhatja azt az árat, amiért az importáló fél a hazai piacán eladhatja majd az importáló terméket. Egy spanyol LNG importőr például dollárban fizeti meg a leszállított LNG mennyiséget, azonban a spanyol piacra azt már euró (EUR) árazáson adja tovább. Amennyiben az EUR/USD árfolyama, a dollár jelentős erősödése esetén kedvezőtlenül alakul, akkor a példában említett spanyol importőr az otthoni piacán már esetlegesen veszíthet a hasznából, ha nem készült fel megfelelően az árfolyam ingadozására. Fontos tehát kiemelni, hogy az árfolyam-ingadozásnak valóban lehet egy meghatározó szerepe, azonban jelen tanulmányban a vizsgált országok közötti árfolyamok szintjét állandónak tekintjük. Ennek oka egyrészről, az árfolyamkockázat az LNG mellett az összes importált termék és szolgáltatás árazásában megmutatkozik, beleértve az egyik legközelibb helyettesítő termák árazását, is, a kőolajét, ezáltal az import oldalon nem csupán egy termék árazásának változásáról beszélhetünk árfolyamváltozás esetén, hanem a teljes import portfólió drágábbnak minősülne. Másrészről a tanulmány meggyőződése, hogy a globális export és import kapacitások kiépítésében, ami alapvetően határozza meg az LNG jövőbeni fejlődési ütemét, az árfolyamkockázatok nem játszanak akkora szerepet, hogy jelen tanulmányban részletesen is kifejtésre kerüljenek.

1. Táblázat: 2014-es LNG import és export mátrix (millió tonna) ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

0,27 2,19 1,03 3,49

0,34

0,06 0,14 25,06

Összesen

0,13 0,1 3,45 3,89 0,13 0,07 0,12 0,03 7,92

Jemen

0,13 0,05 0,29 0,06 0,07 0,07 0,05 0,11 0,53 0,06 0,85 0,2 0,12 0,69 0,06 0,12 0,11 3,57

USA

0,43 1,33 4,83 0,26 3,34 0,12 0,14 0,85 0,35 2,14 1,08 0,06 0,61 1,41 0,17 0,12 0,39 1,82 19,45

Egyesült Arab Emírségek

2,89 0,06 15,26 0,12 3,68 2,85 -

Trinidad

2,46 5,77 0,07 5,29 2,13 0,25 15,97

Oroszország

Pápua Új-Guinea

0,77 0,91 1,34 0,13 0,07 0,07 0,34 0,06 3,69

Katar

Omán

0,13 0,07 0,07 0,07

Peru

Norvégia

0,06 4,47 0,26 0,76 0,62 6,17

Nigéria

3,93 18,28 0,06 0,84 0,13 0,07 23,31

Malajzia

0,13 0,06 0,07 0,07 0,33

Indonézia

0,32 0,14 0,74 0,32 0,38 0,06 0,01 3,33 0,34 0,05 0,07 3,73 3,04 0,19 0,06 12,78

EgyenlítőiGuinea

Brunei

Kína India Japán Malajzia Szingapúr Dél-Korea Taiwan Tájföld Belgium Franciaország Görögország Olaszország Litvánia Hollandia Portugália Spanyolország Törökország Egyesült Királyság Argentína Brazília Chile Dominikai Köztársaság Puerto Rico Egyesült Arab Emírségek Izrael Kuwait Kanada Mexikó USA Összesen

Egyiptom

Ausztrália

Európa Latin Amerika Közel Kelet ÉszakAmerika

Import (millió tonna)

Kelet-Ázsia

Indokína

Importáló országok (függőleges), exportáló országok (vízszintes)

Angola

Import régió

Algéria

Export (millió tonna)

0,07 0,08

6,67 12,03 16,15 0,07 13,12 6,08 0,84 2,12 0,75 3,16 0,09 0,54 2,29 0,81 7,84 0,68 0,44 0,06 0,06 1,02 0,88 1 76,7

0,13 8,32 2 0,06 0,06 10,57

0,13 0,06 0,18 0,3 0,13 0,06 0,06 0,06 0,06 0,19 0,18 1,59 0,06 0,38 2,51 1,49 2,66 0,86 0,93 0,13 0,73 0,42 0,36 0,89 14,42

0,1 5,63 0,06 5,79

0,25 0,25

1,07 0,45 0,98 0,4 3,19 0,19 0,07 0,07 0,2 0,17 6,79

19,65 14,32 87,9 1,62 1,71 37,1 13,53 1,24 2,13 5,19 0,39 3,27 0,11 0,81 1,2 11,66 5,19 8,47 3,92 4,5 2,78 0,92 1,16 1,27 0,2 2,37 0,42 6,74 1,17 240,94

0,06 0,94 3,19 4,34

1.6.3.4 LNG piaci trendek, árak, változások Az LNG piaca jelentős változásokon esett át az elmúlt években és hasonlóan nagy változásokra számíthatunk a közeljövőben. A változás okai egyrészről a termelői kapacitások növekedése és új exportőrök belépése a piacra, ami jelentősen növeli a versenyt olyan helyszíneken és régiókban is, ahol eddig jelentős függőség volt érvényben egy ország gázforrásaitól. A piaci versenyt továbbá kiélezheti még a fogyasztási trendek megváltozása, az „ázsiai prémium” fokozatos eltűnése a piacról. 2014-ben hozzávetőlegesen 240 MT LNG-t értékesítettek a kitermelő országok. Ez a mennyiség a közeljövőben várhatóan nőni fog, hiszen számos cseppfolyósító terminál épül a világon, amelyek miután elkészülnek, valószínűség szerint termelésbe is fognak állni. A cseppfolyósító kapacitások növekedésével a növekedik az eladható gázmennyiség, ami így a kínálat növelésével negatív irányba nyomhatja az LNG árakat, ezáltal a régiós gázárakat is. Ahogy korábban bemutattuk, jelenleg Katar a világ legnagyobb LNG exportőre, ez azonban várhatóan még 2020 előtt megváltozik és Ausztrália veszi át ezt a szerepet. Ugyanígy jelentős kapacitás növekedés várható az Egyesült Államok irányából, ugyanakkor ott mindössze a most bejelentett projektek egy része fog majd elkészülni 2020-ig, és további kapacitásnövekedéssel számolhatunk 2020 után is. Ahogyan azt már a fenti táblázatban (1. Táblázat) láttuk, az ausztrál LNG-nek egy jelentős piaca a japán piac. Japánban az atomerőművek visszaállításának hatására nem prognosztizálható további jelentős keresletnövekedés. Ezért valószínűsíthető, hogy az új ausztrál források kiszoríthatják a távolabbról érkező LNG szállítmányokat, amelyek eddig az Atlanti medencéből is indultak. A Csendes-óceáni térségben várhatóan többlettermelés alakul majd ki LNG-ből, ami így akár nagyobb mértékben akár Európába is begyűrűzhet. Természetesen felvethető, hogy a kínai gazdaság majd felszívja ezt az LNG mennyiségét, ugyanakkor a lassuló gazdaság és a nyersanyagvásárlások csökkenő üteme is egyre inkább azt a látszatot kelti, hogy nem Kína lesz a többlettermelés elsődleges piaca. Ezt a nézetet tovább erősítheti, hogy Oroszország, ami többek között új export terminálok építésével reméli, hogy növelheti az LNG kivitelét, olyan terminálokból fog exportálni, amelyek részben kínai tulajdonban is állnak, így az orosz kapacitások egy nagyobb része áramolhat majd a világ legnépesebb országába. Az ausztrál kapacitások bővülése mellett azonban fontos megemlíteni az USA-ban található export terminálok bővülését is. A palagáz „forradalom” előtt felépített LNG import terminálok ugyanis lassan átalakításra kerülnek és immáron az amerikai palagáz exportálására fogják használni őket. Ezzel az Atlanti-medencében is egy jelentős termelő lép majd be a piacra, így kínálva további jelentős gázmennyiséget a globális piacnak, ezáltal felerősítve a gáz alapú árversenyt, és akár jelentősen is csökkentve az energiahordozó árát. A Panama csatorna kiszélesítésével nagyobb méretű hajók is könnyen áthaladnak majd a csatornán, így az amerikai, elsősorban a Mexikói-öbölben építendő cseppfolyósító


23

terminálok termékei a Csendes-óceán medencéjébe is eljuthatnak majd, de természetesen az európai szállítási útvonalak is megerősödő kereskedelemmel számolhatnak majd. 17. Diagram: LNG export országok cseppfolyósító termináljainak kihasználtsága 2014-ben és várhatóan 2020-ban ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

Az LNG piacát meghatározó harmadik fontos tényező jelenleg a korábban jelentős piaci anomáliák gyengülése, megszűnése. A Kelet-Ázsiai régióban ugyanis nincsenek úgy összekötve az országok gázinfrastruktúrái, mint Európában, ezért ott az országok egymástól függetlenül oldják meg földgáz szükségleteik kielégítését. Ebbe a kategóriába tartoznak Kelet-Ázsia olyan gazdaságai amilyen Japán, Dél-Korea, Taiwan. Ezen országok jellemzően a legnagyobb LNG importőrök is. A magas szükségletek és a földgáz alternatív import forrásainak hiányában az ebbe a régióba exportált LNG-nek kialakult egy „ázsiai-prémiuma”, tehát az ebbe az országba exportált földgáz ára, jelentősen meghaladta a világ többi meghatározó kereskedési platformjain tapasztalt árakat. A 2011-es fukushimai nukleáris katasztrófa hatására Japánban leállították az ország villamosenergia-szükségletének 30%-át adó atomerőműveket. A kieső nukleáris kapacitásokat fosszilis tüzelőanyagokkal és energiahatékonysági programokkal pótolták, így jelentősen megnövekedett az ország földgáz importja, ami még inkább megerősített az ázsiai prémium jelenlétét. Az utóbbi hónapok fejleményei alapján azonban úgy tűnik, hogy az ázsiai prémium eltűnőben van (18. Diagram). Ez több együttes hatás eredménye. Elsőként is a 2014/15-ös tél enyhének bizonyult a két legnagyobb importőr országban, Japánban és Dél-korában, így mint a világ bármely földgáz piacán, esett a kereslet, ami lefelé húzta az árakat. Ezen kívül természetesen fontos megjegyezni az olajár 2014 második félévétől tartó esését, ami kihatással van az olyan hosszú távú LNG szerződésekre, amelyek valamilyen szinten olajár indexáltak. A harmadik ok az ázsiai prémium eltűnésére a lassuló kínai gazdaság, ami így sokkal kevésbé nyersanyagéhes, mint annak előtte. Ezen kívül fontos említeni a piaci várakozások hatásait is, amelyek úgy gondoljuk, hogy leginkább a kínai és japán piacon okoztak árcsökkenést. A lassuló kínai gazdaság, valamint a lassacskán termelésbe visszakapcsolt japán atomerőművek, továbbá a bővülő LNG kínálat ugyanis mind


24

árcsökkenést prognosztizálnak, ami így kihatással van a jelenlegi árakra is, csökkenő hatást eredményezve. Jelenleg nehéz pontosan megjósolni, hogy milyen tartós lesz a prémium eltűnése. Amennyiben Kína gazdaságával kapcsolatban nem oldódnak meg a jelenlegi problémák, és továbbra is enyhe időjárásra számíthatunk a Koreai-félszigeten és attól keletre, akkor akár tartóssá is válhat az alacsony ázsiai LNG ár. Ennek ellenére a legtöbb nemzetközi elemzés továbbra is arra számít, hogy semmiképpen sem veszíti el a Kelet-Ázsiai régió az LNG piacán vezető szerepét, és továbbra is a szállítmányok elsődleges célpontja lesz. 18. Diagram: Ázsiai LNG import árak historikus alakulása ([606] The global LNG market in 2015:Q2 CEDIGAZ)

Az ázsiai prémium csökkenésének hatására 2015 elejétől kezdve megfigyelhető volt a regionális LNG árak konvergálása. A 2014-es év elején még jellemzően 20 USD/mmBtu körül volt a japán import LNG ára, és hasonlóan magas szinten volt az akkor nagy importigényű Brazília, az angol LNG azonban alig haladta meg a 10 USD/mmBtu szintet (19. Diagram). Az előbb említett jelentős kereslet-esés és árcsökkenő várakozások hatására az ázsiai prémium csökkenni kezdett, és így csökkent vele együtt a sokkal kisebb piacú brazíliai LNG ár is. A csökkenés egészen addig folytatódott, amíg el nem érte a 6-8 USD/mmBtu közötti sávot, ahol jelenleg is tartózkodik. 19. Diagram: Japán, brazil és egyesült királyságbeli LNG spot árak historikus alakulása ([617] An overview of the LNG Market in 2015, CEDIGAZ)


25

Az LNG globális árának konvergálásának köszönhetően tulajdonképpen elmondható, hogy az amerikai referenciaként ismert Henry Hub kivételével, a globális földgáz árak immáron sokkal inkább egy sávban mozognak, hasonlóan, mint a fukushimai baleset és az amerikai palagáz termelés jelentős felfutása előtti időkben. A jelenlegi 6-8 USD/mmBtu LNG ár ugyanis közel egy szinten van az Európában is tapasztalt, 2015-ös angol NBP árakhoz, ami jellemzően a kontinentális árakat is meghatározó TTF tőzsdei jegyzésekkel is együtt mozog. A TTF jegyzések pedig pontosan a hazai tőzsdei termékek alapjául szolgálnak manapság, és így nagyban befolyásolják a hazai árakat is. Ennek köszönhetően a jövőben várható, hogy a többek között amerikai kapacitásnövekedéssel, az ázsiai prémium megszűnésével egyre több LNG szállítmány érkezik majd Európába is, ami hosszabb távon is garantálhatja a kompetitív földgázforrást és negatív nyomást helyezhet az olajindexált szerződésekre 20. Diagram: Meghatározó vezetékes földgáz és LNG árainak evolúciója ([618] Global Gas Prices September 2015, Timera Energy)


26

1.6.4 LNG cseppfolyósító terminálok Az LNG tradicionális értékláncának az első fázisa a felszínre hozott földgáz cseppfolyósítása és előkészítése a szállításra. Ebben a fejezetben bemutatjuk, hogy a különböző exportőr országok jellemzően milyen gázforrásokból állítják elő az LNG-t. Ezt követően ismertetjük a globálisan elérhető cseppfolyósító kapacitásokat, valamint annak várható változásait az elkövetkezendő években. Végezetül pedig az ausztrál és amerikai cseppfolyósító kapacitások alakulását vesszük górcső alá, hiszen ezek a közeljövőben a piacra lépő cseppfolyósító kapacitások meghatározóak lesznek a globális gázpiac alakulását illetően.

1.6.4.1 A cseppfolyósítandó gáz forrásai A globális piaci forrásokat tekintve alapvetően három forrásból származik az exportra szánt LNG:  

Konvencionális forrásból Nem konvencionális forrásból: o Hidraulikus repesztés útján felszínre hozott palagázból és „tight-gas”-ból o Szénrétegekben fellelhető metángáz

Ahogyan azt már korábban kifejtettük, az LNG globális piacát tekintve Katar meghatározó a piacon, exportra szánt LNG-je a katari Északi mezőből származik (21. Diagram), melyet az amerikai palagáz termelés felfutása előtt a világ legnagyobb összefüggő konvencionális gázmezőjeként ismertek. Katar az Északi-mezőn Iránnal is osztozik, utóbbi a mező területének megközelítőleg 1/3-át birtokolja. A mezőben fellelhető szénhidrogének legnagyobb része metán, ugyanakkor jelentős kondenzátum készletek is rendelkezésre állnak. A világ legnagyobb LNG exportőre cím mellé Katar a világ legnagyobb kondenzátum exportőrének is nevezhető, valamint a harmadik legnagyobb bizonyított gázkészlettel rendelkezik a világon ([619] Qatar – International energy data and analysis, U.S. EIA).


27

21. Diagram: A katari Északi-mező elhelyezkedése ([619] Qatar – International energy data and analysis, U.S. EIA)

A katari Északi-mezőn jelenleg egy moratórium van érvényben új projektek építésére. A moratórium eredetileg 2008-ban kellett volna, hogy befejeződjön, ugyanakkor eddig folyamatosan meghosszabbították, jelenleg is érvényben van. A moratórium értelmében tilos új kitermelői kapacitásokat létesíteni, ezáltal a közeljövőben várható a mező termelésének a visszaesése, amennyiben, melyet csak kis mértékben képes kiegyenlíteni az utolsó, a moratórium bevezetése előtt elfogadott 2016-os projekt termelésbe állása. Ami az ausztrál piacot illeti, az országban exportra szánt LNG-ben egyszerre van jelen konvencionális és nem konvencionális forrásból származó földgáz. Ausztrália már a 90-es évektől kezdve szállított LNG-t elsősorban az ország nyugati területeiről, a már akkor jelentős gázigényt mutató Japánba. Ezek a mezők konvencionális, a katari mezőkhöz hasonló földgázt cseppfolyósítottak a Bonaparte és Carnarvon mezőkből. Az Ausztráliában beharangozott LNG projektek egy jelentős része is a Ny-i és ÉNy-i régióban várható, ugyanis jelentős, eddig még termelésbe nem vont mezők is rendelkezésre állnak (Browse és Canning Basin). A konvencionális földgázforrások mellett Ausztrália vezető szerepet tölt be a szénrétegi metán (Coal seam gas, CSG) készletek kiaknázásában, és az ilyen források LNG-ként való exportálásában. Az ország keleti felében jelentős szénkészletek találhatóak, amelyekben


28

jelentős mennyiségű metángáz található. Ezek a szénrétegek jellemzően víz alatt vannak, a víz nyomásából adódóan pedig a metánmolekulák a szénkészletekhez vannak kötve. A víz eltávolításával ezek a molekulák szabaddá válnak és így a felszínre hozhatók. A legnagyobb ilyen mező Kelet-Ausztráliában a Surat mező, aminek még rendkívül jelentős készletei vannak CSG-ből, ugyanakkor több kisebb, jelentős kitermeléssel még nem rendelkező mező is kitermelésre vár a keleti-parton (22. Diagram). 22. Diagram: ausztráliai földgázmezők és infrastruktúra ([620] Gas- Australian overview, Victorian Government)

Az Egyesült Államok energiatermelését és energiafelhasználását alapjaiban változtatta meg a nem konvencionális gáz kitermelés elterjedése. A korábban nem kitermelhető geológiai formációkból kinyert energiahordozó módosította az ország energiafelhasználásának szerkezetét és import-kitettséget. Ez a kitermelés javarészt a palagáz megnövekedett kitermelésének köszönhető. Palagázról olyan esetben beszélünk, amikor a szénhidrogén nem hagyta el a forráskőzetet, hanem abban van még továbbra is jelen. Az ilyen gázforrások kitermeléséhez a palarétegeket horizontálisan szükséges megfúrni, mivel a palarétegben a gáz nem képes jelentősen „mozogni”, a horizontális fúrás pedig lehetőséget teremt minél nagyobb felszínű rétegekhez eljutni. Az ilyen furatokat ezt követően nagynyomású folyadék befecskendezésével tovább repesztik, hogy a palarétegekből felszabaduljon az ott felgyülemlett földgáz. Az amerikai „palagáz forradalomban” a palagáz mellet a „tight gas” szerepe sem lebecsülendő. A „tight gas” kitermeléséhez is szükség van hidraulikus repesztésre, ugyanakkor itt a földgáz nem forráskőzetben, hanem már egy rendkívül


29

alacsony áteresztőképességű rezervoárban található, de repesztés hiányában nem kitermelhető gazdaságos mennyiségben az ott felgyülemlett földgáz. A legnagyobb termelésbe vont palagáz mező az USA-ban mindenképpen a Marcellus mező, az ország ÉK-i részében (23. Diagram). Ezen kívül fontos mező az ország északi részében található Bakken mező, ami úgyszintén jelentős készletekkel rendelkezik, habár távolabb esik a legnagyobb fogyasztási pontoktól. Ezen a két mezőn kívül a Mexikói-öböl mentén elhelyezkedő termelési mezőkre is fontos szerep hárul majd, hiszen rendkívül közel esnek a leghamarabb exportálni készülő terminálokhoz. 23. Diagram: Palagáz mezők az USA-ban ([621] Shale gas and oil plays, lower 48 states, U.S. EIA)

1.6.4.2 Globális cseppfolyósító kapacitások A jelenlegi piaci helyzethez képest elmondható, hogy a globális cseppfolyósító kapacitások az elkövetkezendő 5 évben növekedni fognak, ugyanakkor a növekedés elsősorban 2-3 régióból várható (24. Diagram és 25. Diagram). A legnagyobb növekedés az ázsiai és Csendes-óceáni régióban várható, azonban ebben a régióban is elsősorban az ausztrál projekteknek köszönhető a jelentős növekedés. Ezen kívül várhatóan 2020-ra az USA-ban is jelentős cseppfolyósító kapacitások fognak kiépülni. A piaci információk alapján az ausztrál kapacitások az évtized végére elérik maximális mértéküket, ugyanakkor az USA-ban számos bejelentett, ugyanakkor pénzügyileg még nem elköteleződött projekt található, amiknek a termelésbe állása csak 2020 utánra várható.


30

Az ausztrál és észak-amerikai régiókon kívül fontos még megemlíteni, az Európai szemmel fontos Oroszországot és a korábbi szovjet államokat is (FSU), amelyek jelentős kapacitásokat terveznek még továbbra is kiépíteni. A cseppfolyósító kapacitásokat tekintve, ahogy azt már a kereskedelemnél is kiemeltük, a Közel-Kelet és az ott található országok közül először is Katar, el fogja veszíteni piacvezetői pozícióját, az ausztrál és amerikai projektek termelésbe állásával. Oroszországot, mint LNG exportőrt érdemes részletesebben is tárgyalni, mivel az ország jelenleg is jelentős exportőrnek földgáz szempontjából, és a globális piac számára rendkívüli fontosságú, hogy miként fog az orosz fél reagálni a gázpiaci dinamizmusok megváltozására. Az orosz fél különösen előnyös helyzetben van az LNG szempontjából, méretéből adódóan az európai és ázsiai piacokra is könnyebben szállíthat, ugyanakkor a gázforrásokhoz közeli tengeri útvonalak az év teljes szakaszában nem hajózhatóak. Fontos azonban megjegyezni, hogy bármilyen méretű orosz LNG kapacitás növekedés aláaknázhatja az ország szempontjából oly fontos vezetékes földgázszállítást, mivel saját magának teremtene versenyt. Ahogy korábban mutattuk, jelentős növekedés várható a kereskedett LNG mennyiségében, aminek egyik utolsó felvevőpiaca várhatóan Európa lesz. Amennyiben Oroszország jelentős kapacitásokat épít ki LNG exportálásra, amelyek az ázsiai piacokra, azon belül is Kínára fókuszálnak (ami valószínűsíthető, az eddigi orosz-kínai földgáz- és olajpiaci tárgyalások eredménye alapján), akkor a szintén az ezekre a piacokra termelő óceániai LNG források, többek között Európába irányulnak át, ahol pedig a vezetékes orosz földgázra helyeznek majd árnyomást. Emellett Oroszország jelentős LNG exportőrré való fejlődését, számos egyéb tényező is nehezíti. Az országgal szemben jelenleg is érvényben lévő nemzetközi szankciók, az ukrajnai konfliktus miatt, akadályozzák az orosz energiapiaci óriásokat a megfelelő technológia beszerzésében, amelyek segítségével jelentős cseppfolyósító kapacitásokat építhetnének ki. Ezen kívül az országon belül is számos ellentét húzódik, ugyanis alaphelyzetben jelenleg csakis a Gazprom exportálhat földgázt az országból, amely alól pár kivétel jelenleg már adódik (Yamal LNG, ami a Novatek fejlesztése), ugyanakkor valószínűsíthető, hogy egy diverzifikált piaci szereplőkből álló piaci szektor, hasonlóan az amerikai LNG export szektor kompetitív jellegéhez, hatékonyabb lenne jelentős export kapacitások kiépítésében, mint egy kevés szereplőből álló, állami háttérrel rendelkező csoport.


31

24. Diagram: Globális cseppfolyósító kapacitások historikus adatai, valamint 2020-ra várható kapacitások, régiók szerint ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

Ahogy az import terminálok esetében is látható lesz majd, a cseppfolyósító termináloknál is tovább növelhető az éves szállítható LNG mennyiség a kapacitások nagyobb mértékű kihasználásával. Ilyen módon jelentősen növelheti az exportok méretét Pápua Új-Guinea, Indonézia, Algéria, Angola és Egyiptom (26. Diagram). A felsorolt országok közül Algéria és Egyiptom releváns az európai piac szempontjából, hiszen az indonéz és pápua új-guineai terminálok elsősorban az ázsiai piacra termelnek. Egyiptom LNG exportjai várhatóan nem jelennek majd meg a piacon az elkövetkezendő években, a növekvő belföldi igények miatt, ugyanakkor Algériából akár több LNG is érkezhet Dél-Nyugat Európába, amennyiben magasabb szinten kerülnek majd kihasználásra az export terminálok. 25. Diagram: Belépő globális LNG cseppfolyósító kapacitások ([634] LNG, industry, Strokes, D; Spiks, O.; Rogers)


32

26. Diagram: LNG exportőr országok jelenlegi és jövőbeni cseppfolyósítói kapacitásai és kihasználtságai ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

A jövőben a piacra lépő export terminálok egyik fontos kérdése, hogy milyen áron lesznek képesek az LNG-t eladni, amit nagyban befolyásol a projektek elsődleges beruházási költsége. A költségek jellemzően régiónként is különbözőek (27. Diagram), így a jövőbeni LNG árazás szempontjából nem mindegy, hogy melyik cseppfolyósító terminálból érkezik az LNG, mivel előfordulhatnak alacsony világpiaci árak, amelyek egyes projekteket veszteségessé tesznek, míg mások továbbra is üzemképesek maradnak. Az idő spektrumában vizsgálva a projekteket elmondható, hogy mindenhol emelkedtek a költségek 2007-2014-es időszakban nézve, 2000-2006-hoz viszonyítva, kivéve a közép-keleti régiót. A Csendes-óceán medencéjében tapasztalható a legnagyobb növekedés, itt az ausztrál projektek, különösen, ami a keleti-partot illeti, többszörösen túllépték a tervezett költségvetést. Ennek legfőbb oka az ausztrál munkaerőpiac rendkívüli költségei, valamint, hogy három, közel azonos projekt települt a Curtis-szigetre, tulajdonképpen anélkül, hogy bármilyen módon is osztoztak volna az infrastrukturális költségeken. Így nem csupán egymással versengtek a megfelelő munkaerő bevonzásáért, a projektek többek között több száz kilométernyi csővezetéket is lefektettek, a kooperáció jele nélkül, habár a három export terminál egymás közvetlen szomszédságában fekszik. Az Atlanti-medencében külön kiemelendő az amerikai export projektek költségei, amelyek az alábbi ábrában is lefelé nyomják a barna mezős beruházások költségeit. Az USA-ban ugyanis sokáig nem számoltak a felfutó palagáz-termelésből eredő önellátási lehetőséggel, amiből még exportra is jut. Ezért az ország déli részén, a Mexikói-öböl partján számos LNG import terminált építettek, amelyeket most export terminálokká alakítanak át. Mivel sok olyan infrastrukturális elem, mint a kikötői dokkok, csővezetékek, LNG tárolók már az import terminálok esetében kiépítésre kerülnek, így azok exportra való átalakításával az amerikai terminálok árelőnybe kerülnek, többek között az ausztrál terminálokkal szemben is, és az export egységre vetített költségeik jelenleg a legalacsonyabbak az újonnan piacra lépő export terminálok között.


33

27. Diagram: LNG cseppfolyósító terminálok beruházási költsége régiók szerint, időszerinti bontásban ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

1.6.4.3 Kitekintés az ausztrál és észak-amerikai terminál beruházásokra Az ausztrál cseppfolyósító kapacitásokat már korábban ismertettük, a következőkben pedig részletesen ismertetjük, hogy miként válik majd Ausztrália a világ legnagyobb LNG exportőrévé, valamint, hogy ennek milyen hatása lesz az LNG globális piacára. Ausztráliában már nagy hagyománya van az LNG termelésnek, ugyanakkor, ahogy korábban is bemutattuk, jelentős cseppfolyósító kapacitások állnak majd üzembe a közeljövőben, ami jelentősen megváltoztatja majd az LNG globális piacát. A kapacitásbővítés egyik ágát a nyugati és északi régióban található, már jelenleg is üzemelő terminálok kibővítése jelenti, további cseppfolyósító állomások hozzáadásával, korábban ilyen módszerrel bővítették már a North West Shelf terminált is. Az ország ÉNY-i régiójában jelentős konvencionális gázforrások találhatóak, ezekre épül összesen 4 LNG projekt (Gorgon, Wheatstone, Ichthys, Prelude), amelyek megközelítőleg 30 millió tonna export kapacitást adnak az ország cseppfolyósító kapacitásaihoz (28. Diagram). Korábban is érintettük már a keleti oldalon a szénrétegi metángázzal készülő projekteket, ezek közül a QCLNG már 2014-ben leszállította az első szállítmányát, a GLNG-nél 2015 októberében történt az első szállítás, míg az APLNG 2016 januárjában tette meg ugyanezt. Korábban a keleti parton található projektekhez további cseppfolyósító állomásokat is terveztek, kibővítve azok termelését, ugyanakkor a projektekben tapasztalt sorozatos késések, és az LNG exporthoz termelésbe vont CSG mezők kitermelésének lassúsága egyelőre megállította az ilyen jellegű bővítési kísérleteket. A keleti-parti bővítéseken túl számos egyéb projekt is leállításra került. A Shell és a PetroChina közös projektjeként készülő Arrow LNG-t 2015 júniusában hivatalosan is


34

leállították, elsődlegesen az olajárakban tapasztalt nagyarányú csökkenés hatására, valamint annak okán, hogy a Shell elsősorban az észak-amerikai LNG projektjeire kíván fókuszálni. Ugyanígy leállításra került a Cash Maple úszó LNG projekt, amit a tájföldi székhelyű PTTEP végzett volna Ausztrália északnyugati partjainál. A Cash Maple projekt a világ második úszó LNG projektje lett volna, a szintén az északnyugati régióba betelepülő Prelude LNG mellett, ami a 2012-ben kezdett építést követően várhatóan 2018-ban áll majd termelésbe (28. Diagram). 28. Diagram: Ausztrál export terminálok várható termelésbe állása ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev)

2018-ig várhatóan az összes jelenleg még építés alatt álló terminál megkezdi működését, ezzel Ausztrália válik majd a világ legnagyobb LNG termelőjévé, 85 millió tonna per év termeléssel, Katar 77 millió tonnás termeléséhez képest. Fontos azonban megjegyezni, hogy az ausztrál kapacitások legnagyobb része várhatóan Ázsiába áramlik majd, a terminálok előre lekötött szerződéseinek legnagyobb részét is ez a régió teszi ki. Az ausztrál LNG számára korábban is Japán és Kína volt az elsődleges állomás, ugyanakkor az új projektek termelésbe állásával ez a mennyiség növekedni fog, és megjelennek majd a megrendelők között olyan délkelet-ázsiai országok is, ahova jelentős mértékben Ausztráliából korábban még nem szállítottak, ilyen például Dél-Korea, Malajzia és India (29. Diagram).


35

29. Diagram: Ausztrál export terminálok lekötött termelése desztináció szerint ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev)

Az ausztrál LNG felfutásának jelentős hatásai várhatóak mind az ázsiai mind pedig a globális piacon. Egyrészről fontos megemlíteni a jelenlegi makrogazdasági környezet Ázsiában, aminek egy meghatározó tényezője Kína. A kínai gazdasági növekedés 2015 utolsó negyedévében elején harminc éve nem tapasztalt alacsony szintre csökkent, és a távolabbi kilátások is ennek fényében valamennyire lassuló növekedéssel számolnak, ami mindenképpen kihatással lesz az ország nyersanyag igényeire is. Emellett az LNG talán második legfontosabb piacának számító Dél-Koreában, az állami tulajdonú KOGAS, az LNG import gáz belföldi értékesítője, 2015 decemberében 22%-kal kevesebb gázt tudott értékesíteni, ami elsősorban a szén és atomenergia alapú villamosenergia-termelés növekedésének tudható be. Ezen a két hatáson kívül azonban ugyanígy fontos megjegyezni, hogy Japánból, ami az LNG vásárlói piacának elsődleges szereplőjének számít, hasonlóan negatív hosszú távú előrejelzések érkeznek. Japán jelenleg évente átlagosan 90 millió tonna LNG-t importál, ami az Osaka Gas becslése szerint 2025-re 70 millió tonnára fog mérséklődni. A csökkenő trend elsődleges oka az energiahatékonyság várható növekedése, a megújuló energia termelésének felfutása, valamint a termelésbe visszaálló, korábban a fukushimai baleset kapcsán leállított atomerőművek. Az előző bekezdésben felvázolt ok-okozati összefüggések a 2015-ös év utolsó negyedévben már kezdenek a gyakorlatban is megmutatkozni, a tovagyűrűző hatásaikkal egyetemben. A 2015-ös évben az utolsó három negyedévben a Japán behozatalok többségét ausztrál forrásból fedezték, egyre növekvő arányban. A katari források 2015-ben csökkenő szerepet töltöttek be a japán LNG importjában, így a közel-keleti szállítmányoknak egyéb vevőket kellett találniuk. Ez a vevő 2015-ben az Egyesült Királyság lett, ahol 2015-ben 53%-kal nőttek az LNG import mennyiségek, amelynek a legnagyobb része katari forrás volt, kiegészítve algériai szállítmányokkal is. Korábban az Egyesült Királyság Trinidadból érkező


36

szállítmányokat fogadott nagy arányban, azonban 2015-ben kevesebb szállítmány érkezett a karibi térségből. Összességében tehát elmondható, hogy az ausztrál termelés, többek között a rövidebb szállítási távolságnak köszönhetően (3. Táblázat), kiszorítja valamelyest a közelkeleti szállítmányokat a legnagyobb LNG piacról, így azoknak alternatív vásárlókat szükséges találni. Ami az amerikai LNG cseppfolyósító kapacitásokat illeti, 2016 folyamán onnan is megindulnak majd az első szállítmányok, elsőként a leghamarabb elkészülő Sabine Pass terminálból, amit a Cheniere Energy üzemeltet. Az amerikai LNG piac története fordulópontokkal teli, hiszen a 2000-es évek közepénél még jelentős importra készültek az országban. Ez a helyzet a korábban felvázolt palagáz-forradalom hatására mára jelentősen megváltozott. Gáz szempontjából az USA éveken belül önellátóvá válik, olajban is várható majd az import olaj helyettesítése a belföldi termelésből származó nyersanyaggal. Gáz területén az ország amellett, hogy önellátóvá válik, a világ második legjelentősebb gáz exportőre is lesz, főként a Mexikói-öböl partján felépülő LNG cseppfolyósító terminálok garmadájának segítségével. Az amerikai LNG export pályafutása azonban nemcsak a kezdeti, import orientált infrastruktúra szempontjából fordulatokkal teli, hanem a már bejelentett projektek is többszörösen tapasztaltak csúszásokat. Ez elsősorban a rendkívül költséges és időigényes engedélyeztetési eljárásnak köszönhető, ami legalább 2-3 évet vesz igénybe, anélkül, hogy a beruházás jelentős mértékben előrehaladna. Az amerikai LNG exportokhoz ugyanis egyrészről szükség van a Department of Energy engedélyére, anélkül ugyanis LNG nem exportálható az országból. Emellett szükség van még a Federal Energy Regulatory Commission engedélyére is, ami a környezeti és egyéb hatásvizsgálatokat végzi az LNG cseppfolyósító terminálokhoz köthetően. A legfrissebb, 2016 januári feljegyzések szerint, jelenleg 6 LNG export terminál van építés alatt, egyet kivéve mindegyik a Mexikói-öböl partjain található. Legkorábban a Cheniere Energy Sabine Pass terminálja kezdheti meg a termelést, várhatóan még 2016 első felében, ezt követheti később Freeport terminál. A már FERC engedéllyel rendelkező terminálok közül mindössze egynél nem kezdődtek el még a munkálatok, ez pedig a Lake Charles projekt.


37

30. Diagram: FERC engedéllyel rendelkező amerikai LNG export terminálok ([622] Approved NorthAmerican LNG import and export terminals, FERC)

A hét, már FERC engedéllyel rendelkező projekt mellett (30. Diagram), összesen 23 további LNG export terminál építése van terítéken az USA-ban. Csakugyan, mint a már épülő terminálok estében, ezeknek a javasolt projekthelyszínei is a déli államokban és a Mexikóöböl partján találhatóak. Összesen kilenc terminál esetében a FERC engedélyre való jelentkezés jelenleg is kivizsgálás alatt áll, tehát az elkövetkezendő 2 évben, optimista forgatókönyvvel számolva, legalább 9 export terminál fog elkezdeni épülni. Ehhez még hozzáadódik 14 olyan terminál is, amelyek még nem adták be a FERC engedélyre a jelentkezésüket, de a beruházási döntések értelmében rendelkeznek ilyen szándékkal (31. Diagram).


38

31. Diagram: FERC engedély elbírálása alatt álló export terminálok és FERC engedélyt benyújtani tervező projektek ([623] Proposed North-American LNG import and export terminals, FERC)

Az LNG globális piacát tekintve rendkívül fontos szereplők az amerikai projektek. A globális kínálat következő legnagyobb ugrása az amerikai terminálokból fog érkezni, az azonban egyelőre nem teljesen világos, hogy honnan fognak érkezni erre a túlkínálatra a vevők, különösen ha az ázsiai nagyfogyasztók gázigényei fokozatosan csökkennek majd. Az alábbi táblázatban szedtük össze a tanulmány írásakor elérhető információk alapján az amerikai cseppfolyósító terminálok státuszát. Láthatjuk, hogy a bejelentett projektek összes éves cseppfolyósító kapacitása több mint a 2014-ben összesen kereskedett LNG mennyisége, így valóban egy hatalmas növekedés előtt áll a piac e téren. Természetesen megkérdőjelezhető, hogy ezek közül a projektek közül megépül-e majd az összes. Ugyanakkor, ha csakis azokat a projekteket vizsgáljuk, amelyek már rendelkeznek legalább egy beszerzett engedéllyel (DOE vagy FERC), akkor is a globálisan hozzáadott cseppfolyósító kapacitás 290 millió tonna per év, ami ismét megközelítőleg 50 millió tonnával több, mint a 2014-es globális kereskedelem mennyisége. Az amerikai projektek vitathatatlan versenyelőnye ugyanakkor, hogy a barnamezős beruházásoknak köszönhetően a beruházási költségek a legalacsonyabbak a világon, valamint az amerikai Henry Hub gázárak hasonlóan a legalacsonyabbnak számítanak a világon. Iparági szereplők ezért is a jövőben az amerikai LNG dominanciáját várják a piacon, és a likvid amerikai környezet miatt az LNG szállítmányokat az olajindexálás helyett, a Henry Hub árai fogják meghatározni a jövőben.


39

2. Táblázat: Építés alatt lévő és bejelentett amerikai LNG export terminálok ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) Kapacitás Mt/év)

Státusz

Várható termelésbe állás

DOE/FERC engedély megléte

T1-2

9

Építés alatt

2015-16

DOE és FERC

T3-4

9

2016-17

DOE és FERC

T5

4,5

2019

DOE

T6

4,5

2019

DOE

T1-2

8,8

Építés alatt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Építés alatt

2018

DOE és FERC

2019

DOE és FERC

2018

DOE és FERC

nem elérhető

nem elérhető

2017

DOE és FERC

Dominion Resources

2017

DOE

Kinder Morgan

2018-19

DOE és FERC

Cheniere Energy

2018-19

DOE

LNG Limited

2018

DOE

Texas LNG

2018

DOE

Exelon

2019

DOE

Veresen

2019

DOE

Oregon LNG

2019

DOE

Lousiana LNG

2019-20

DOE

Trunkline LNG/BG

2019-20

DOE

Golden Pass Products

2019-20

DOE

Gulf LNG

2019-20

DOE

2019-20

DOE

2019

nem elérhető

Gasfin Development

2019

nem elérhető

Dow Neast LNG

2019

DOE

Cambridge Energy Holdings

2019

nem elérhető

Parallax Energy

2022

nem elérhető

nem elérhető

DOE

nem elérhető

DOE

Barca LNG

nem elérhető

DOE

Gulf Coast LNG

Projekt

Sabine Pass LNG

Freeport LNG

Cameron LNG

T3-4

4,4

T1-3

12

T4-5

8

Cove Point LNG

5,25

Elba Island LNG

T1-2

2,5

Corpus Christi LNG

T1-3

13,5

Magnolia LNG

T1-4

8

Texas LNG

T1-2

4

Annova LNG

T1-6

6

Jordan Cove LNG

T1-4

6

Oregon LNG

T1-2

9

Mississippi River LNG

T1-4

2

Lake Charles LNG

T1-3

15

Golden Pass LNG

T1-3

15,6

Gulf LNG

T1-2

10

T1-2

10

T1-2

8

Calcasieu Pass LNG South Texas FLNG Gasfin LNG

1,5

Dow Neast LNG

3

CE FLNG T1-2

8

Live Oak LNG

5

General American LNG Main Pass Energy Hub FLNG

T1-2

4

T1-6

24

Barca FLNG

T1-3

12

Gulf Coast LNG

T1-4

21

Befektetői döntés előtt Építés alatt Befektetői döntés előtt Építés alatt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői

Üzemeltető

Cheniere Energy

Freeport LNG Liquefaction

Sempra Energy

Venture Global Partners Next Decade International

General American LNG Freeport-McMoran Energy


40

döntés előtt Delfin FLNG

T1-4

13

Eos FLNG

T1-3

12

Monkey Island LNG

T1-6

12

Alturas LNG

1,5

Waller Point FLNG

1,3

REI Alaska

1

Alaska LNG Összes

T1-3

20

Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt Befektetői döntés előtt

nem elérhető

DOE

Delfin FLNG

nem elérhető

DOE

Eos LNG

nem elérhető

DOE

SCT&E

nem elérhető

DOE

WesPac

nem elérhető

DOE

Waller Marine, Inc

2020

nem elérhető

Resources Energy

2024-25

DOE

BP, Exxonmobil, ConocoPhillips

314,35

A legkorábban termelésbe álló Sabine Pass export terminál kapacitásait 2016 elejére már 80%-ban lekötötték, tehát igény mindenképpen mutatkozik az olcsó és először piacra lépő LNG termékre, ugyanakkor a többi terminál már egy sokkal kiélezettebb piaci környezetben lép majd termelésbe. Az ausztrál cargók, ahogy azt már korábban bemutattuk, a katari szállítmányokat szorítják ki az ázsiai piacról Ugyanakkor az ausztrál projektek egységre vetített megtérülése az egyik legmagasabb az iparágban, így tehát várható, hogy az ázsiai piac is bevonz majd amerikai LNG szállítmányokat, amik a kiszélesített Panama-csatornán keresztül még gyorsabban juthatnak el nagy mennyiségben ezekre a piacokra. Ettől függetlenül, ahogy a Sabine Pass esete is mutatja, európai desztinációk is bekerülnek majd az amerikai projektek portfólióiba, ugyanakkor ebben az esetben mindig az európai nagykereskedelmi ár, és az amerikai HH és LNG infrastruktúra költségei közötti árrés fogja meghatározni, mennyi LNG fog irányulni Európába az USA-ból.


41

1.6.5 LNG szállítás Az LNG értékláncában a második helyen áll az LNG szállítása, ami a tradicionális értelemben vett értékláncban kizárólag tengeri szállítást jelent, nagyméretű, külön erre a feladatra gyártott tartályhajókkal. Az LNG, mint termék piacra juttatásában rendkívül fontos szerepe van a hajózásnak, ami a végfelhasználó számára a költségeket is befolyásolhatja. Az LNG kereskedelem fejlődésével az LNG szállításnak is mára már egy kialakult, több szereplős piaca van, ezért elsősorban a kereslet-kínálat határozza meg a szállítási költségeket is egyben.

1.6.5.1 Charter piac Visszatekintve az elmúlt 5 évre, megállapítható, hogy 2011 Q2-től kezdve jelentős növekedés volt tapasztalható a megrendelt hajók számában, amit elsősorban a fukushimai események, és az azt követő megnövekedett import gázigény hajtott a Kelet-Ázsiai régióban (32. Diagram). Az adatsorok ugyan nem nyúlnak vissza 2010 előtti időkre, azonban figyelemreméltó, hogy tulajdonképpen a fukushimai események után, az ázsiai prémium megerősödésével, a szállítói piacon megjelentek az olyan jellegű megrendelések, amik nem kifejezetten egy konkrét projekthez voltak köthetőek, hanem valamelyest spekulatív módon, lekötött megrendelés nélkül kerültek be a gyártók megrendelési jegyzékébe ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)). Az ilyen típusú hajók, vagy a gyártásuk közben szereznek lekötéseket az exportőröktől, vagy pedig elkészülésük után a spot piacon próbálnak meg versenyezni és megrendeléseket szerezni. Ettől függetlenül azonban elmondható, hogy az ilyen jellegű megrendelések erősítik az árversenyen alapuló kereskedelmet, emellett elősegíthetik a kereskedők megjelenését a piacon is, ami mindenképpen kedvező hatással bír a szállítási költségekre. 32. Diagram: LNG tankerhajók új megrendeléseinek a száma ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) 25

Hajók száma

20 15 10 5 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 2010

2011

2012

Előre lekötött

2013

Spekulatív

2014

2015


42

Már 2011-2012-ben is bekerültek a megrendelésekbe a spekulatív jellegű jegyzések, azonban a fennmaradó ázsiai prémium miatt egészen 2013 végéig nem csökkentek jelentősen a napi szállítási költségek, ami tulajdonképpen a hajó bérleti díját jelenti (33. Diagram). A százezer dolláros határt a szállítási díjak 2014 elején érték el, ami valószínűleg a korábban 2011-2012ben megrendelt, de csak 2013-2014-ben üzembe helyezett tankerhajók hatása. A spot hajózási díjak változása mellett figyelemre méltóan stabilnak mutatkoztak a hosszú távú szállítási szerződések árai, amelyek jellemzően 80 000 USD/nap körül mozogtak. Annak ellenére, hogy 2014 elejétől kezdve csökkentek a hajózási díjak, az év végére és 2015 elején több hónapon át is rekordszámú új megrendelést regisztráltak a gyártók. A korábbi diagram alapján ezek nagy része már előre lekötött kapacitással rendelkezik, ugyanakkor minden negyedévre esett spekulatív jellegű megrendelés is. A magas számú megrendelések oka elsősorban a termelői kapacitások jelentős bővülése, mivel azonban mind az amerikai mind pedig az ausztrál projektek késéssel néznek szembe, így várható, hogy a korábban elkészülő szállítói kapacitások továbbra is alacsonyabb szinten fogják tartani a szállítási díjakat, növekedéssel 2017-18-ig nem számolhatunk ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)). 33. Diagram: LNG napi szállítási költségek és új tankerhajó megrendelések ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

A szállítási piacot alkotó tankerhajók karakterisztikáját nézve is átalakulóban van a piac, nem csak a számukat tekintve. A jelenlegi piac ugyanis nagyszámban tartalmaz tíz évnél fiatalabb hajókat, amelyeknek egy jelentős száma a legnagyobb kapacitású, így több mint 180 000 m3 LNG-t képesek szállítani (35. Diagram). Ezen kívül a legfiatalabb hajókat tekintve az utóbbi években a rendelések eltolódtak az egyre nagyobb hajóosztályok felé. A kétezres évek közepe előtt még nem készültek 150 000-180 000 m3 kapacitású tankerhajók, amik mára már széles körben elterjedtek. A hajózási piacot természetesen nagyban meghatározza, hogy milyen mennyiségben és kapacitásban vonnak ki a forgalomból tankerhajókat. Az utóbbi évek trendjei alapján azonban jelentős mértékű kivonás már nem várható, alacsony a 30 évnél idősebb hajók száma a piacon, valamint a legkisebb szállítói kapacitással rendelkező tankerhajók már nem üzemelnek a piacon így sem. Ezáltal megállapítható, hogy a piac egyensúlyát tekintve, várhatóan több tankerhajó és nagyobb szállítói kapacitással kerül majd a piacra, mint amilyen mennyiségben és kapacitásban azokat kivonják a piacról.


43

2005-ban rendelték meg a katari flottát is, mely a világ eddigi legnagyobb szállítóképességű LNG tankerhajóiból áll. A Q-Max néven ismertté vált hajók 266 000 m3 LNG befogadó képességgel bírnak, 345 méter hosszúak és 14 darab készült belőlük. A Qatargas és RasGas, két katari LNG termelő számára charterben közlekedő szállítóhajók a Shell leányvállalata a STASCo üzemeltetésében, Marshall Szigetek lobogója alatt állnak, de a Qatargas tulajdonát képezik. Az Al Mafyar egyike a Q-Max flottának, 345 m hosszával és 54 méter szélességével nem minden csatornán hajózhat át, 130 ezer tonna szállítóképességgel rendelkezik. 34. Diagram: Al Mafyar, Q-Max kategóriájú tankerhajó

35. Diagram: LNG tankerhajók életkor és kapacitás szerinti lebontása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))


44

1.6.5.2 Globális LNG szállítási útvonalak, geopolitikai kockázatok A legjelentősebb globális LNG szállítási útvonalak (36. Diagram) egyrészről a Dél-Kelet Ázsiát Ausztráliával összekötő útvonalak, a Perzsa-Öblöt Kelet-Ázsiával összekötő útvonalak. Ezekhez az útvonalakhoz képest mindössze minimális LNG kerül szállításra a Perzsa-öbölből Európába, valamint az afrikai és dél-amerikai kiindulási pontokból sem áramlik a globális kereskedelem nagy része. 36. Diagram: A 2014-es globális LNG kereskedelem útvonalai ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

Mivel 2014-ben az USA még nem exportált LNG-t, így ezek az útvonalak még nem kerültek fel a térképre, ugyanakkor a várhatóan 2016-os exportok felfutása után a térkép újra rajzolódni látszik, mivel ahhoz, hogy az amerikai szállítmányok eljussanak Ázsiába, a Panamacsatornát kell igénybe vegyék, hogy az indokolatlanul nagy kerülőutat elkerülhessék. A katari gázforrások Európába irányuló része már jelenleg is találkozik ezzel a szűk keresztmetszettel a szállításban, ott a Szuezi csatornán kell, hogy keresztülhaladjanak a szállítmányok, ami megdrágítja a távolságra vetített költségeket, valamint az út hosszához is hozzáad egy napot (3. Táblázatban a *-al jelölt útvonalak).


45

3 9 22* 17 13* 16* 27 15 14* 20*

13* 21* 9 9 1 3 23 27* 6

16* 24* 9 10 4 24 29* 3 3

22* 29 5 13 9 8 24 35* 7 9

21 21 11 11 14 16 9 27 14 19

Brazília

Argentína

ÉK-USA

ÉNYEurópa

13 7 31* 23 22* 25* 24 5 22* 28*

DNYEurópa

15 8 33* 26 24* 28* 21 3 25* 32*

Ny-India

D-Kína / Taiwan

Közel-Kelet Ausztrália Trinidad és Tobago Nigéria Algéria Belgium Peru Oroszország Spanyolország Norvégia

Japán / Korea

3. Táblázat: Fő LNG szállítási utak hossza napokban kifejezve ([624] Methodology and specifications guide, Platts)

24 25 7 9 12 14 14 37 11 18

A Panama-csatornát eddig a globális LNG tanker flotta mindössze 5%-a tudta használni, így a nyugat-atlanti medencéből (Trinidad és Tobago) Ázsiába tartó szállítmányok mind a Szuezicsatornán keresztül jutottak el Japánba és a koreai piacokra. 2016-ban várhatóan megnyílik a kiszélesített Panama-csatorna, ami így már a jelenlegi flotta 95%-át képes lesz átereszteni, ezzel jelentősen lerövidítve a jelenlegi és jövőbeni nyugat-atlanti LNG exportőrök szállítási útvonalát. Ezen kívül a Panama-csatorna tarifái kedvezőbbek, mint a Szuezi csatorna esetében, ahol ráadásul az alkalmazott tárolási technológiától is függ a fizetendő tarifák mennyisége. Ennek együttes eredménye, hogy a nyugat-atlanti LNG (USA, Trinidad), könnyebben érheti majd el az ázsiai piacokat, ezáltal kevesebb juthat belőlük az európai piacokra. Ugyanakkor fontos megjegyezni, hogy az ázsiai prémium eltűnésével még a kedvezőbb szállítási feltételek sem garantálhatják az ázsiai piac jövőbeni elsődleges szerepét, ugyanakkor az erre a régióra jellemző hosszú távú szerződéseknek köszönhetően, továbbra is ez a régió lesz várhatóan az LNG tankerhajók leggyakoribb végállomása.

1.6.5.3 Megrendelés alatt álló szállítási kapacitások A korábbiakban bemutattuk a múltbéli charter piac alakulását, most pedig a jövőben várható szállítói kapacitásokat ismertetjük. A 2000-es évek második felétől kezdve jelentek meg a piacon a jelenleg legnagyobb szállítói kapacitással rendelkező Q-Max és Q-Flex tankerhajók, amelyek kizárólagosan a két, állami tulajdonú, katari export vállalat termékeit szállítják. A jövőben nem várható ilyen osztályú hajók piacra lépése, ugyanakkor továbbra is növekedni fog az átlagos szállítói kapacitás (37. Diagram). Ugyanígy fontos a piac szempontjából, hogy megjelennek majd a jégtörő képességekkel rendelkező LNG tankerhajók is, amelyek majd az orosz Yamal export terminálból szállítják majd az LNG-t, várhatóan a Távol-keleti piacokra. Összességében elmondható, hogy a 2020-ig várható időszakban, hasonló növekedés várható az LNG szállítói kapacitásokban, mint az évezred első évtizedének vége felé, megközelítőleg


46

200 millió m3 új éves szállítói kapacitás kerül piacra. Fontos trend, hogy habár folyamatosan növekszik az átadott hajók kapacitása, a 2020-ig átadandó hajók körében nem találhatóak QMAX és Q-Flex osztályú rendelések, így a piacra lépő kapacitások mind tudnak majd szállítani a világ legtöbb import termináljához, valamint a kiszélesített Panama-csatornát is tudják majd használni, mivel nem igényel különleges infrastruktúrát az ilyen szállítmányok kikötése, a szállítói hálózat rugalmasságát növelik ily módon. 37. Diagram: Várható jövőbeni LNG tankerhajók üzembe állása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

Az LNG nemzetközi piacának fejlődése szempontjából kedvező, hogy a jövőben is várhatóak, és a korábbinál nagyobb mértékben, olyan hajók piacra lépése, amelyeknek a szállítói kapacitása nem feltétlenül előre lekötött, így a spot piacon is értékesíthetik szolgáltatásaikat. A legtöbb hajót 2016-ban fogják majd várhatóan átadni, a rendelési jegyzékek szerint 33 darab tankerhajó kapacitása már előre lekötött, ehhez adódik még hozzá az a 10 hajó, amelyek szállítói kapacitása még szabad (38. Diagram). 2018-ig fokozatosan csökken majd az átadott hajók mennyisége; a jelenlegi megrendelői kapacitások pedig nem utalnak hasonlóan nagymennyiségű tankerhajó-építésre a 2018 utáni időszakra, ugyanakkor a gyártók jegyzései sem elérhetőek több mint 3-4 évnél előbbre.


47

38. Diagram: 2018-ig várható LNG tankerhajó átadások ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) 33

35 30

26 23

Hajók száma

25 20 20 15

11

10

9

10

8

5 0 2015

2016

2017

Előre lekötött

2018

Spekulatív

1.6.5.4 LNG szállítás költségei Az ebben az alfejezetben bemutatott szállítási árak és értékek a jelenlegi piaci körülmények között mérvadóak, így az LNG exportok növekedésével, és a hajózói kapacitások csökkenésével ezek az értékek is növekedésnek indulhatnak. Ettől függetlenül az alábbi táblázat alapján betekintést nyerhetünk, hogy az értékláncon belül mekkora aránnyal bír a szállítás költsége a többi lépéshez viszonyítva (4. Táblázat).

Közel-Kelet Ausztrália Trinidad és Tobago Nigéria Algéria Belgium Peru Oroszország Spanyolország Norvégia

2,45 1,71 6,05 4,16 4,59 5,06 3,57 0,93 4,75 5,61

2,17 1,55 5,74 3,72 4,31 4,65 4,03 1,18 4,31 5,06

0,90 1,83 4,37 2,85 3,01 3,38 4,44 2,48 3,16 3,91

2,76 4,22 1,64 1,61 3,69 0,84 3,66 4,62 0,00 1,21

3,10 4,62 1,64 1,74 0,96 0,00 3,75 4,84 0,84 0,81

3,72 4,44 1,02 2,02 1,52 1,36 3,60 5,43 1,27 1,49

3,01 3,47 1,92 1,89 2,30 2,48 1,67 3,88 2,30 2,88

Brazília

Argentína

ÉK-USA

ÉNYEurópa

DNYEurópa

D-Kína / Taiwan

Japán / Korea

EUR/MWh

Ny-India

4. Táblázat: LNG szállítási költség-mátrix, EUR/MWh-ban kifejezve 2016. január végén ([616] LNG Daily, Platts)

3,41 4,06 1,40 1,61 2,02 2,23 2,39 5,21 1,89 2,73

A magyarországi ellátás szempontjából mindenképpen a DNY- és ÉNY-európai import terminálok jöhetnek szóba. A szállítási költségek az ÉNY-európai régióban található import terminálokba a legkedvezőbbek az algériai és norvégiai forrásokból, valamint a trinidadi forrásokból. Mivel az USA-ból említésre méltó mennyiségű LNG még nem érkezett európai


48

terminálokba, ezért az ilyen útvonalnak a szállítási költségét a piac még nem képes jól beárazni. A távolság alapján azonban a trinidad és tobagói szállítási költségek jó viszonyítási alapot képezhetnek az amerikai LNG szállítási költségekre. Ennek alapján elmondható, hogy az amerikai LNG szállítmányok a kedvező szállítási költségeket élvezhetnek, amennyiben Európába exportálnak. Jelenleg rendkívül kedvező az LNG szállításának piaci környezete. Ahogy azt a mutattuk (33. Diagram), közvetlenül a fukushimai balesetet követően a napi alapon számított LNG szállításának bérleti költsége a 160 000 USD/nap magasságokba is emelkedett, illetve tartósan tartózkodott a 100 000 USD/nap feletti szinteken is. Ehhez az árszínvonalhoz viszonyítva 2015-ben egy jelentős és egyelőre tartósnak bizonyuló csökkenés volt megfigyelhető a szállítási költségekben (39. Diagram). A szállítási költségekben is megfigyelhető, az ezt a piacot is jellemző ázsiai prémium eltűnése. A 2015-ös év kezdetével ugyanis konvergálódtak az atlanti- és csendes-óceáni piacok szállítói árai, amelyek azóta egy szinten mozognak, és továbbra sem lépik át a 35 000 USD/napi árat, ami több mint 75%-os csökkenésnek bizonyul. A piaci trendeket vizsgálva tehát megállapítható, hogy a szállítási költségekben tapasztalt volatilitás szűk keresztmetszetet jelentettek az LNG értékláncában, a magas olajár okozta piaci környezetben, és amíg az ázsiai prémium létezett. Az utóbb említett tényezők eltűnésével azonban a szállítási költségek is mérséklődtek, és ezzel együtt a piaci volatilitás mértéke is csökkent. Az iparági tapasztalatok alapján a jelenlegi alacsony szállítói árak a közeljövőben is meghatározóak lesznek. Ennek az egyik oka a továbbra is bővülő szállítói piac, ami ugyan lépést tart a bővülő export kapacitásokkal is, ugyanakkor a spekulatív alapokon megrendelt szállítói kapacitások lefelé húzzák az árakat. Középtávon ugyanígy meghatározó, hogy mind az amerikai mind pedig az ausztrál projektek csak késésekkel indulnak, így az időre legyártott fuvarozói kapacitások a késések ideje alatt leköthető, jelentős túlkínálatot eredményezve a spot piacon. 39. Diagram: LNG szállítási napidíjak DNy-európai desztinációt (SWE) feltételezve (1 000 USD/nap) ([616] LNG Daily, Platts)


49

A várható szállítási költségek megállapításánál fontos kitérni még a szállítási költségek egyéb elemeire is. A korábban bemutatott bérleti díjak a teljes szállítási költségek megközelítőleg 30%-át fedezik. Ugyanakkor szükséges még az üzemanyagköltségeket is figyelembe venni, amelyek átlagosan 50%-át teszik ki a szállítási költségeknek. Mivel az üzemanyagköltségek ilyen nagy arányban jelennek meg a teljes szállítási költségekben, ezért az olajárak alakulása jelentősen befolyásolhatják a teljes szállítási költséget. Az IEA 2016 februári olajpiaci jelentése alapján azonban megállapítható, hogy nem várható jelentős csökkenés az olajkitermelésben rövid távon, ezáltal a PAN-LNG projekt számára releváns időszakban nem számolunk jelentős üzemanyag árnövekedéssel, ez nem fogja jelentősen befolyásolni az LNG szállítás költségeket. A szállítási költségekhez még 20% arányban hozzáadódnak az egyéb költségek, amelyek a biztosításhoz és egyéb járulékos költségekhez köthetők. Mivel ez a költségtényező számos kisebb költségből épül fel, ezért mértékét a jövőre nézve konstansnak tekintjük. 40. Diagram: LNG szállítási költségek, költség tényezőként való megoszlása

30%

50%

20%

Bérleti díj

Egyéb

Üzemanyag


50

1.6.6 LNG import terminálok Az LNG értékláncában a szállítást követő lépés a célország import termináljaiban a cseppfolyósított földgáz újragázosítása. Ebben a fejezetben bemutatásra kerülnek a globális cseppfolyósító kapacitások várható alakulása, ami az egyik legfontosabb tényező, az LNG jövőbeni keresleti oldalát nézve. A globális LNG import terminálokon belül foglalkozunk az Európai import terminálokkal, kiemelve azokat, amelyek relevánsak lehetnek az LNG magyarországi importját tekintve is.

1.6.6.1 Globális import terminálok, kihasználtsági kapacitások Az LNG átalakuló piacát jól jellemzi, hogy jelenleg a legnagyobb import kapacitással rendelkező ország az Egyesült Államok, ahol azonban ezek a kapacitások kevesebb, mint évi 1%-os kihasználtsággal rendelkeznek, a hatalmas mennyiségű belföldi termelés eredményeképpen szükségtelenek az importok. A legnagyobb import piac ugyanakkor Japán, ezt követi Dél-Korea és Kína. Utóbbi helyzete különlegesen fontos az LNG globális piacát tekintve, hiszen az utóbbi évben két import terminált is átadtak, valamint itt növekedett a legnagyobb mértékben a kereslet, még akkor is, ha a várakozásokon alul teljesített összességében a szektor. A 2014-es évben, az említtet két kínai terminál mellett Japán és Dél-Korea is egy-egy terminállal bővítette import kapacitásait. Ezek a projektek mind nagyméretűek voltak, ugyanakkor ezek mellett Brazíliában, Indonéziában és Litvániában kisebb méretű projektek létesültek. A litván terminál elkészülte különlegesen fontos a Baltikum ellátásbiztonságának növelése szempontjából, hiszen az ország eddig teljes egészében a vezetékes orosz gáznak volt kiszolgáltatva. A litván fél egy úszó LNG import terminált lízingel a norvég Höegh LNG-től, a szerződés tíz évre szól, opciós kivásárlási joggal a szerződés lejárta után. A terminál kapacitása, évi 2,2 millió tonna, ami ugyan alatta van a szárazföldi terminálok átlagos kapacitásának, viszont Litvánia számára már így is jelentős előnnyel jár. A litván fél ugyanis a Statoillal szerződött LNG szállítmányokra, a norvég szállítmányok pedig jellemzően TTF indexáltak. Ennek hatására, iparági információk szerint, aznap amikor az első norvég LNG szállítmány megérkezett az országba, az addig monopolhelyzetben lévő, és nagy valószínűség szerint az olaj-indexálás alapú szerződést kínáló Gazprom, 20%-kal csökkentette a vezetékes gáz árát. A 2014-es év végével a világon összesen 724 millió tonna újragázosító kapacitás volt elérhető, ami megközelítőleg háromszorosa az ugyanebben évben importált LNG-nek. A gázinfrastruktúra ilyen jellegű túlméretezése nem szokatlan az iparágban, hiszen az LNG legnagyobb piacain a gázfogyasztás, hazánkhoz hasonlóan erősen szezonális jellegű, azaz telente jelentősen megnövekszik. A jelenleg építés alatt álló kapacitásokat is figyelembe véve megállapítható, hogy az import kapacitások várhatóan 7-8%-kal növekednek majd 2020-ig, elérve a globális 800 millió tonna


51

kapacitást. A jelenlegi és a 2020-ban várható kapacitásokat összesen 17 új projekt megépítéséből adódik, amelyek közül 5 található olyan országokban, melyek korábban nem szerepeltek az LNG importőrök listáján: Egyiptom, Jordánia, Pakisztán, Lengyelország és Uruguay. Az új projektek életbe lépésével azonban folytatódik a tulajdonképpen 2007-óta tartó trend, miszerint a globális LNG import terminálok kihasználtsága csökken ( 41. Diagram). 41. Diagram: Globális LNG import terminál kapacitások és kihasználtságuk ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

1.6.6.2 Európai LNG import terminálok A GIE 2015 júniusi jelentése alapján Európában jelenleg összesen 27 LNG import terminál működik, ebből 23 nagyméretű újragázosító terminál, valamint 4 darab kisméretű „smallscale” terminál. Utóbbiak kivétel nélkül a Balti-tengerrel határos országokban üzemelnek. Ahogy az alábbi ábrán is látszik, LNG terminálok elsősorban Nyugat-Európában működnek jelenleg, míg számos terminál áll tervezés alatt a Földközi-tenger keleti és északkeleti medencéjében. A magyarországi import lehetőségeket tekintve az olaszországi terminálok lehetnek kulcsfontosságúak, valamint a várhatóan 2016 tavaszán már hivatalosan is átadandó lengyel import terminál. Utóbbi még 2015 decemberében fogadta az első szállítmányát Katarból, ugyanakkor a hivatalos átadó csak 2016 tavaszán várható, valamint a terminál 2018-ra tervezi elérni a teljes készenléti kapacitását. A lengyel terminál honlapján elérhető információk alapján a legnagyobb lengyel gázszolgáltató (PGNiG) az újragázosító kapacitások 65%-át már lekötötte, így összesen jelenleg a maradék 35% újragázosító kapacitásra keresnek vevőt a terminál üzemeltetői. A PGNiG a katari érdekeltségű Qatargas-zal kötött hosszú távú szerződést az LNG importjára vonatkozóan, míg a maradék kapacitás lekötöttsége egyelőre nem megoldott.


52

42. Diagram - Európai működő (kék), épülő (piros) és tervezett (sárga) LNG újragázosító terminálok ([625] European LNG Terminals: status and outlook, C. Papa)

Ami a jövőbeni európai újragázosító kapacitásokat illeti, habár valamilyen mértékben várható növekedés, de elsősorban nem az újragázosító kapacitások növekedése miatt fog bővülni az európai LNG import. A GIE előrejelzése alapján (43. Diagram) a már meglévő kapacitások mellé a biztosan beépülő kapacitások mértéke elenyésző. A 2015 júniusi adatok alapján az elkövetkező 3 évben mindössze 17 milliárd köbméterrel fog bővülni az import terminálok befogadóképessége, ami a jelenlegi értékekhez viszonyítva 8%-os bővülést jelent mindössze.


53

43. Diagram - Európai nagyméretű újragázosító kapacitások várható alakulása ([625] European LNG Terminals: status and outlook, C. Papa) 400 350

milliárd m3/év

300

64

250 200

98

124

132

137

143

143

143

5 13

10 2

21 1

1

0

0

0

0

0

0

0

203

216

218

220

221

221

221

221

221

221

221

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

150 100 50 0

Működő

Épülő

Tervezett

Sokkal több a tervezett, de még elkötelezett beruházási döntés nélküli projekt, amelyek 2025-ig akár 64%-kal is emelhetik az újragázosító kapacitásokat. Ezt az értéket azonban érdemes fenntartásokkal kezelni: a jelenlegi kőolaj és európai földgázárak mellett kevésbé versenyképes az LNG az európai piacon, valamint a már meglévő terminálok is rendelkeznek még jelentősen kiaknázható kapacitásokkal. Globálisan a legnagyobb kihasználtsági aránnyal a 2014-es évben a legnagyobb LNG piacú országok rendelkeztek a Távol-Keleten, valamint a dél-amerikai országok termináljai is rendszeresen fogadnak LNG szállítmányokat. Ehhez képest az európai terminálok kihasználtsága jelentősen alacsonyabb, Törökországban a legmagasabb, de ott is mindössze a kapacitások megközelítőleg 50%-át hasznosították 2014-ben (44. Diagram). Még az olyan, regionálisan nagy LNG felvásárlónak minősülő Spanyolország vagy Egyesült Királyság is mindössze 30% alatti kihasználtsági mutatókkal rendelkezik. Az alacsony kihasználtság elsődleges okának az ázsiai prémium korábbi megléte nevezhető, amelyhez képest az európai árak nem voltak eléggé kecsegtetőek a termelők számára. Ezek alapján tehát megállapítható, hogy habár Európában nem prognosztizálható a jelenleg elkötelezett projekteket vizsgálva jelentős újragázosító kapacitásnövekedés, de a meglévő terminálok alacsony kihasználtságának köszönhetően, a mostani 33 mt/év európai LNG import akár meg is triplázódhat. Megjegyzendő az is, hogy a nem végleges adatok alapján úgy tudni, 2015-ben tovább mérséklődött az európai import terminálok kihasználtsága, ami az LNG gázimportból való részarányának csökkenését jelenti.


54

44. Diagram - LNG import mennyiségek és import terminálok kihasználtsági aránya országonként 2014-ben ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU))

1.6.6.3 Small-Scale LNG Amint az korábban bemutatásra került, az LNG tradicionális és jelenleg is meghatározó értéklánca három fő lépésből áll: 1. Cseppfolyósítás 2. Szállítás 3. Újragázosítás Ezt az értékláncot egészíti ki további lépésekkel az utóbbi pár évben egyre inkább elterjedő „small-scale” LNG koncepció, ami tulajdonképpen az LNG értéklánc alternatív, kis léptékű előállítását, szállítását és disztribúcióját és akár közvetlenül LNG-ként való felhasználását jelenti. Ezt a kisebb léptékű és hosszabb értékláncot egészíti ki az ugyancsak az utóbbi években megjelent újfajta, az LNG kiskereskedelmére specializálódott üzleti modell, ami támogatja a kis méretekben és az LNG alternatív módon való felhasználását. Az SSLNG koncepciójában egy komplex üzleti modell valósulhat meg, számos alternatívával (45. Diagram). Először is fontos megjegyezni, hogy a tradicionális értelemben vett LNG értéklánc, valamint az SSLNG értéklánca kiegészítheti egymást, de ugyanakkor közvetlenül fel is válthatják egymást. Egyrészről a nagyméretű cseppfolyósító terminálokból közvetlenül elérhető a helyi felhasználásra alkalmas LNG. A cseppfolyósító terminálokból az LNG-t lefejtve közúti, vízi és vasúti úton is el lehet szállítani a felhasználás helyére, vagy egy központi tároló egységbe, ahonnan disztribúcióra kerül a felhasználói pontokhoz. Az értéklánc nagymértékben hasonló abban az esetben is, amennyiben nem az LNG előállító helyről, hanem egy import terminálból kerül beszerzésre az LNG. Ebben az esetben is a korábban felsorolt lehetőségekkel juttatható el az üzemanyag a felhasználási pontokra.


55

Az utóbbi években azonban, ahogy az LNG-t már egy konkrét termékként is használni kezdték, kezdett el kialakulni az SSLNG-nek nemcsak a disztribúciós értéklánca, hanem a cseppfolyósító és az újragázosító egységek is. Európában is már számos helyen megjelentek kisméretű, évi egymillió tonna alatti kapacitású cseppfolyósító terminálok, melyek jellemzően az LNG termékként való értékesítésére specializálódtak. Ugyanígy részét képezik az SSLNG értékláncának a kisméretű újragázosító terminálok, valamint a 30 000 m3 alatti szállító hajók. 45. Diagram: Small-Scale LNG koncepciója ([626] Small Scale LNG, IGU)

Az iparági előrejelzések alapján szükséges számítani a kiskereskedelemi LNG egyre nagyobb arányú felhasználására. Ennek globális húzóereje azonban régióként más és más (46. Diagram). Az IGU és a Shell elemzése szerint a globális szinten egyre inkább szigorodó környezeti kibocsájtási normák világszerte segíthetik az LNG, mint tisztább üzemanyag elterjedését. Erre az európai régióban különösen nagy esély van, hiszen a 2014/94/EU direktíva útmutatása alapján, 2025-ig LNG töltőállomásokat is létesíteni kell legalább a legforgalmasabb TEN-T szállítási útvonalak mentén. Az IGU és Shell elemzése szerint a közeljövőben Észak-Amerikában várható a kiskereskedelmi LNG jelentős elterjedése piaci alapon, a hagyományos üzemanyagok és az LNG üzemanyagok árkülönbségének köszönhetően. Az USA ebből a szempontból kiváltságos helyzetben van, egyrészről a jegyzett gázárak a legalacsonyabbak a világon, jelentős tartalékok állnak rendelkezésre, valamint az export termináloknak köszönhetően a tengeri szállítási díjat megtakarítva juthatnak LNG-hez az érdekeltek. Ebből adódóan az olyan SSLNG infrastruktúra, ami egy ország saját területén bányászott földgázra alapszik, olcsóbban megvalósítható.


56

46. Diagram: Kiskereskedelmi LNG felhasználás hajtóerői globálisan ([626] Small Scale LNG, IGU)

A Small-Scale LNG értékláncának a végén az alábbi szektorokban hasznosítják az LNG-t:    

Üzemanyag-felhasználás Ipari termelésben, különösen a hő hasznosítással párosítva Villamosenergia-termelésre Földgáz-rendszerek kiegyenlítő szolgáltatásaira (hiányzó, vagy kieső elosztó hálózati infrastruktúra pótlására)

Az LNG üzemanyagként való hasznosítása jól ismert, hiszen ezen tanulmány fókuszát is ez képezi. Az LNG üzemanyagként való felhasználását elsősorban a nehézgépjárművek és vízi járművek esetében alkalmazzák, de terjed a vasúti alkalmazás is, valamint LNG-t lehet CNG üzemanyag készítésére is hasznosítani. Ezen kívül LNG-t hasznosíthatnak anyagában az iparban, olyan helyszíneken ahol földgáz szükséges a termeléshez, esetleg a kriogén jellegéből adódóan alkalmas hűtésre. Az SSLNG értékláncában újabban megjelent az olyan nehezen megközelíthető közösségek energiaellátása, ahova semmilyen vezetékes energiahordozó eljuttatása nem gazdaságos. Az ilyen helyszíneken háztartási alkalmazásra is értékesítenek LNG-t, de akár a villamos-energia termelésre is használható az cseppfolyósított földgáz. A negyedik jelentős felhasználási terület elsősorban az USA-ban terjedt el, – de ezres nagyságrendben Törökországban is alkalmazzák – stabil, vagy akár mobil eszközökkel oldják fel az elsősorban szigetüzemben működő földgázrendszerek hálózatain keletkező kapacitásszűkületeket. Európában Spanyolország jár az SSLNG értékláncának kifejlesztésének az élén. A GIIGNL jelentése alapján 2014-ben a spanyol import terminálokból összesen 10 839 GWh (≈774 000 tonna) egyenértékű LNG-t szállítottak az ország számos pontjára, az alábbi ábrában (47.


57

Diagram) található felhasználási célok érdekében. A 2014-es spanyol import statisztikákat

figyelembe véve, az ide érkező szállítmányoknak összesen 9%-át az SSLNG értékláncán keresztül értékesítették, elsősorban tartálykocsis szárazföldi szállítmányok útján.

LNG felhasználási szektorok

47. Diagram: SSLNG felhasználási szektorok 2014-ben a spanyol kikötőkbe érkező LNG szállítmányokból ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL) Egyéb ipari 5 Papírgyártás 179 Szolgáltatások 235 Textilipar 260 Gyógyszeripar és vegyipar 287 Finomítás 495 Háztartási felhasználás és kisipari… 756 Építés 964 Villamosenergia-termelés 989 Egyéb ipari felhasználás 1267 Fémgyártás Mezőgazdaság és élelmiszeripar 0

500

2200 3202

1000 1500 2000 2500 3000 3500

GWh

Az LNG globális piacát tekintve azonban az SSLNG útján történő termelés és értékesítés még valóban gyerekcipőben jár. Ennek egyik oka a fajlagos költségek magasabb aránya a technológián belül: az LNG infrastruktúrára jellemző az elmúlt évtizedekben a méretek növekedése, mind a cseppfolyósító kapacitásokat valamint a szállítási kapacitásokat tekintve. Ennek legfőbb oka a méretgazdaságosság erős érvényesülése az infrastruktúrában, ami elsősorban nem is a tőkeköltségben, hanem az üzemi költségekben jelentkezik. Ettől függetlenül azonban a kisméretű infrastruktúra köbméterre vetített költsége jelenleg még magasabb az értéklánc minden egyes fázisában. Az európai piacra nézve ez a költség-többlet az LNG-t halmozottan hátrányosan is érintheti. Hiába beszerezhető ugyanis a világpiacról kedvező árú LNG, ami az árazást tekintve is valós előnyt jelenthet a vezetékes import gázzal szemben, ugyanakkor az SSLNG infrastruktúra és disztribúció költségei akár el is tüntethetik ezt az árkülönbözetet. Ugyanakkor ez egy ördögi kör, mivel ha importforrásból nem szerezhető be LNG, akkor az országban található földgázvagyont vagy vezetékes gázt szükséges cseppfolyósítani, ugyanakkor ehhez SSLNG infrastruktúra szükséges, amelynek, ahogy az előbb is említettük, magasabb a fajlagos költsége. Magyarország is hasonló helyzetben van, a világ LNG piacaihoz csakis az SSLNG infrastruktúrán keresztül van kapcsolata, ahogy ezt a következő fejezetben részletesen elemezzük.


58

1.6.6.4 Magyarország kapcsolata a globális LNG piacokkal 1.6.6.4.1 LNG import közúti tartálykocsival Jelenleg Európában 19 olyan import terminál üzemel, amelyek képesek az LNG-t tartálykocsikba átfejteni, így a közúton való szállítást is lehetővé téve, ezeket a terminálokat a következő ábrában tüntettük fel (48. Diagram). A technológia nagy európai áttörője mindenképpen Spanyolország, ahol nem az LPG-t, hanem az LNG-t részesítették előnyben a vezetékes földgázellátással nem rendelkező helyszíneken, így virágzik ott ez az iparág. Hátrányos, hogy a Magyarországhoz legközelebb eső olasz terminálok nem rendelkeznek tartálykocsiba áttöltési lehetőséggel, így csak ennél távolabbról szerezhetünk be LNG-t a globális import piacokról. 48. Diagram: Európai LNG import terminálok, LNG tanker teherautóba való átfejtési lehetőséggel ([627] The European Small Scale LNG Infrastructure, Gas LNG Europe)

Európában az alábbi táblázat szerint üzemelnek azok az LNG import terminálok, amelyeknél lehetőség van tartálykocsis átfejtési lehetőségre. Figyelemreméltó a spanyolországi terminálok ellátottsága a szolgáltatás szempontjából, összesen 7 terminálnál építettek ki ilyen átfejtési lehetőséget. Ami a kapacitásokat illeti, a spanyol terminálok rendelkeznek a legnagyobb elméleti kihasználtsággal, hiszen 4 terminálnál is 3 darab átfejtő üzemel, és mindegyik 91 m3/h kapacitással, tehát egy óra alatt közel 2 LNG tartályautót lehet


59

megtölteni. A 2014-es adatokat vizsgálva megállapítható, hogy a tartálykocsik töltési számát vizsgálva is a spanyol terminálok voltak a legaktívabbak e téren, őket követi a belga terminál. 5. Táblázat: Európai LNG terminálok tartálykocsis átfejtés lehetőségével Terminál Belgium Franciaország

Zeebrugge Montoir de Bretagne Fos Tonkin

Kapacitás: LNG 3 m /h 75

2014-ben megtöltött tartálykocsik (db) 1 670

2014-ben kiadott 3 mennyiség (m ) 66 100

100

424

21 200

100

18

900

Hollandia

Gate terminal

100

174

7 099

Lengyelország

Swinoujscie

2 x 90

-

-

Portugália

Sines

2 x 50 ; 1 x 75

4 260

184 123

Bilbao

2 x 27

58

2 430

Spanyolország

Egyesült Királyság

Barcelona

3 x 91

6 440

278 255

Cartagena

3 x 91

7 077

311 718

Huelva

3 x 91

8 167

359 530

El Musel

3 x 91

-

-

Mugardos

2 x 75

9 729

436 000

Sagunto

2 x 70

4 563

200 236

Isle of Grain

2 x 80

-

-

A következőkben számba vesszük azokat az LNG import terminálokat, amelyek a magyarországi importálás szempontjából számításba jöhetnek. Az LNG terminálok ekképpen való vizsgálata lehetőséget teremt arra, hogy pontosabb költségbecslést hajtsunk végre az import LNG árára vonatkozóan. 1.6.6.4.1.1 Franciaországi terminálok Ahogy az a korábbi diagramon is látszik (48. Diagram), a Magyarországhoz legközelebb eső olasz terminálok egyike sem rendelkezik tartálykocsiba való átfejtési lehetőséggel. Legközelebb a franciaországi Fos-Tonkin terminálnak van ilyen szolgáltatása. A terminál 2013- óta rendelkezik ilyen szolgáltatással, egy átfejtő beállója van, amiben 100 m 3 LNG-t tudnak átfejteni óránként a tartálykocsikba. A terminálok tartálykocsis átfejtő kapacitásai messze nincsenek kihasználva, a 2015 decemberében publikált adatok alapján a kapacitások megközelítőleg kétharmad része egészen 2017 év végéig leköthető (49. Diagram).


60

49. Diagram: Fos-Tonkin terminál LNG tartálykocsis elérhető átfejtői idősáv-kapacitásai/hónap ([632] LNG Truck Loading Capacity, Elengy)

A terminál az Elengy vállalat tulajdonában áll, amely a korábbi nevén GDF Suez, mai Engie francia energiaipari óriásvállalat leányvállalata. A Fos-Tonkin terminál közúton 1 484 km-re fekszik Budapesttől, és óránként 100 köbméter LNG-t képes átfejteni a tartálykocsikba. A Fos Tonkin terminált üzemeltető Elengy cég ezen kívül rendelkezik még egy LNG terminállal Franciaország Atlanti-óceáni partvidékén, a Montoir-de-Bretagne terminállal, ahol úgyszintén lehetőség van tartálykocsis átfejtésre. Ez a terminál közúton már 1 907 km-re távolságra található Budapesttől, de az infrastrukturális feltételei a Fos-Tonkin termináléval azonosak, így ott is 100 köbméter LNG-t lehet óránként átfejteni. A terminál átfejtő részének hasonlóan alacsony a kihasználtsági szintje, mint a Fos-Tonkin terminál esetében, a kapacitások mindössze 20-30 %-a van előre lekötve (50. Diagram).


61

50. Diagram: Montoir-de-Bretagne tartálykocsis elérhető átfejtői idősáv-kapacitásai/hónap ([632] LNG Truck Loading Capacity, Elengy)

Abból fakadóan, hogy egy vállalathoz tartoznak, a két terminál tartálykocsis átfejtő szolgáltatása azonos díjszabás mellett üzemel. A szolgáltatás igénybevételéhez egy egyszeri engedélyeztetés szükséges, aminek a díja nettó 1 000 EUR. Ezen kívül a töltési díj esetenként nettó 600 EUR, valamint kínálnak „cool-off” szolgáltatást is a tartály lehűtéséhez, ami esetenként nettó 1200 EUR-ba kerül (6. Táblázat). 6. Táblázat: Francia LNG import terminálok távolsága Budapesttől és díjszabásuk Közúti távolság Budapesttől (km) – Fos-Tonkin Közúti távolság Budapesttől (km) – Montoir-deBretagne Áttöltő kapacitás LNG m3/h LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri, nettó) Töltés díja (nettó) Előhűtési díj (nettó)

1484 1907 100 1 000 € 600 € 1 200 €

A francia termináloknál az alábbi társaságok rendelkeznek hosszú távú hozzáférési lekötésekkel. Az energiahordozó beszerzésére a megfelelő szerződéses keretek között ezen társaságoktól van mód.


62

7. Táblázat: Hosszú távú hozzáféréssel rendelkező társaságok az Elengy termináljain 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Axpo Trading AG Dufenergy Trading SA Econgas GmbH EDF Trading Ltd ENOI S.p.A Gas Natural Europe Gazprom Global LNG Limited Engie Gunvor International B.V. Koch Supply & Trading Co Ltd Marubeni Corporation Noble Clean Fuels Limited Sonatrach Statoil ASA Total Gas & Power Ltd Trafigure Uniper Global Commodities Vitol S.A.

1.6.6.4.1.2 Lengyel terminál A 48. Diagramban még nem került megjelölésre a lengyel import terminál, mivel a teljes működését csak a 2016-os év első felében kezdi majd el, de a lengyelországi Swinoujscie terminál is fog rendelkezni tartálykocsis áttöltési lehetőséggel. A lengyel terminál közvetlenül a német-lengyel határon fekszik. Elhelyezkedéséből adódóan arra is lehetőség van, hogy akár LNG üzemű tartálykocsikkal szinte teljesen végig TEN-T hálózaton keresztül lehessen behozni az LNG-t Magyarországra, valamint földrajzilag is közelebb fekszik Budapesthez, ami a fuvarköltségek szempontjából nem elhanyagolható szempont. A lengyel terminálhoz kapcsolódva fontos megjegyezni, hogy a jelenlegi kormányváltás hatására elképzelhetőek csúszások a terminál átadásával kapcsolatban, ugyanakkor mire a PAN-LNG projektet követő elterjedési szempontból relevánssá válik az import, már valószínűleg rendelkezésre fog állni leköthető kapacitás. 8. Táblázat: Lengyel LNG import terminál Budapesttől való távolsága és kapacitása Közúti távolság Budapesttől (km) 3

Áttöltő kapacitás LNG m /h

1121 2 x 90

A terminál hátránya ugyanakkor, hogy mivel még nem kezdődött el a terminál kereskedelmi üzemelése, ezért a pontos működési adatai egyelőre nem ismertek. A hozzánk eljutott információ alapján ugyanis az LNG tartálykocsiba való átfejtése jogi szempontból Lengyelországban regulált piacnak minősül, ezért a lengyel energia hivatal szabja meg annak


63

tarifáit. Mivel a terminál még nem állt forgalomba, ezért ezek a tarifák sem ismertek jelenleg. További hátrány a terminállal kapcsolatban, hogy iparági információk szerint a lengyel olaj és gázipari vállalat (PGNiG) egy rendkívül drága szerződést kötött a katari Qatargas-zal az LNG lengyelországi importjára. Mivel a tartálykocsis átfejtés esetében, magyarországi LNG importhoz közvetlenül a lengyel importőrrel szükséges szerződéses viszonyban állni, ezért a drága szerződés a behozott LNG árában is megmutatkozna. További hátrány, hogy amennyiben a PGNiG szerződése a Qatargas-szal olaj indexált, akkor egy esetleges olajár-emelkedés esetében az LNG üzemanyag ára is megemelkedne, ami ugyanakkor károsan hatna a technológia piaci terjeszkedésére, hiszen emelkedő LNG árak esetében, a felhasználók nem lesznek ösztönözve a váltásra. Ettől függetlenül a lengyel terminál kulcsfontosságú lehet hazánk szempontjából. Lengyelországban jelenleg négy vállalat vállalja LNG tartálykocsikon való szállítását és az ország déli részében 2 „szárazföldi” cseppfolyósító üzem is működik (52. Diagram). Ehhez hozzáadódik, hogy az IMO-s szabályozás értelmében a Balti-tengeren 2015. január 1-től 1%ról 0,1%-ra csökkentették a hajókon használható üzemanyag kéntartalmát, ezzel a nehéz dízelolaj kiszorul a piacról, így az LNG üzemű hajók terjedhetnek el. Ennek köszönhetően várható, hogy az LNG, mint üzemanyag egyre fontosabb lesz Lengyelország számára, így várható az ottani üzemanyag-infrastruktúra ilyen jellegű bővítése. A piac ilyen jellegű bővülésével várható továbbá, hogy a méretgazdaságosságból adódóan egyre inkább versenyképes áron kínálhatnak majd LNG-t, akár magyarországi exportra is. 1.6.6.4.1.3 Barcelona terminál Korábban már többször is említettük, hogy Spanyolország számít az Unióban az SSLNG infrastruktúra fellegvárának, ahol már a 70-es évek kezdetétől használnak LNG-t a gázhálózatra nem csatlakoztatható fogyasztók, ahol is a gázt az ország LNG import termináljaiból szerzik be a fuvarozók. Ezt figyelembe véve a barcelonai LNG terminál is egy lehetséges forrása lehet a magyar import LNG-nek. Habár a terminálnak nagy múltra visszatekintő tapasztalata van az LNG ilyen jellegű kiszolgálásában, ugyanakkor közúton 1 934 km-re fekszik Budapesttől, így a jelenleg vizsgált terminálok közül a legmesszebb található importforrás. Ugyanakkor kapacitásait tekintve az egyik legnagyobb ilyen infrastruktúrával rendelkezik, mivel azonban a belföldi igény is jelentős, ezért a kapacitások lekötése csakis előre megoldható. A terminál egyébként az állami földgázszállító és rendszerüzemeltető tulajdonában áll, így a tartálykocsis töltések díjszabása is állami hatáskörbe esik és ez a tarifális díjszabás az összes Enagas által üzemeltetett spanyol import terminál esetében azonos. Az Enagas honlapján elérhető tarifa kalkulátor szerint amennyiben egy LNG vásárló egy évre szóló szerződést köt a terminál üzemeltetőjével, és minden hónapban 30 GWh-nyi gázt vesz át, akkor az éves töltési infrastruktúra használati díja 407 000 EUR, ami MWh-ra számolva 1,13 EUR/MWh. Ez az érték a töltési infrastruktúra használatára jogosít fel, és nem tartalmazza a tartálykocsi lehűtési költségeit.


64

9. Táblázat: Barcelona LNG terminál adatok Közúti távolság Budapesttől (km) 3

Áttöltő kapacitás LNG m /h Éves töltési díj, 30 GWh/hónapos kihasználtsággal, egy éves szerződést tekintve

1934 3 x 91 407 000 €

A barcelonai LNG terminál kapacitásait főként Spanyolország meghatározó gázvállalata a Natural Gas Fenosa birtokolja, ami pedig rendkívül sok forrásból fedezi az import kapacitásokat. Algéria hagyományosan jelentős földgáz beszállítója Spanyolországnak, így a barcelonai LNG terminál esetében is megjelenik az algír gáz, ugyanakkor a Qatargas is szállít Barcelonába, valamint Nigériából, és Trinidad és Tobagóból is érkeznek szállítmányok. Beszédes továbbá, hogy a barcelonai terminál esetében várható az amerikai LNG elsődleges megjelenése, hiszen három spanyol cég is szerződött a legkorábban elkészülő amerikai export terminált üzemeltető Cheniere Energy-vel. Ezek a vállalatok az Iberdrola, Endesa és a már korábban is említett Gas Natural Fenosa. 1.6.6.4.1.4 Belga terminál A belgiumi Zeebrugge-ben található Fluxys terminál a spanyol terminálok után a leggyakrabban használt európai import terminál, ami az LNG tartálykocsiba való áttöltési lehetőségét illeti. Belgiumban és mellette Hollandiában nagy piaca van az LNG üzemanyagként való felhasználásának, mind közúton mind pedig a vízi szállításban alkalmazzák. A vízi felhasználáson belül a Fluxys terminál a közeljövőben nagy hangsúlyt fektet az SSLNG infrastruktúrájának bővítésére, kialakítás alatt áll ugyanis egy olyan átfejtő szolgáltatást biztosító infrastruktúra, ami kisméretű tankerhajókba való átfejtést tesz lehetővé, az egyre bővülő észak-európai SSLNG infrastruktúra kiszolgálása érdekében. A terminálnál 2010-óta érhető el a tartálykocsis átfejtés lehetősége. A szolgáltatást igénybe vevők száma gyorsan bővült a kezdettől fogva, 2014-ben összesen 1 670 tartálykocsit szolgáltak ki, ez a szám azonban 2015-ben 1 184-re esett vissza (51. Diagram), valószínűsíthetőleg a holland Gate-terminál üzembe állásának köszönhetően. A terminál értesítése alapján az átfejtési kapacitások messze nincsenek kihasználva, évente nagyságrendileg 4 000 tartálykocsit tudnak kiszolgálni a meglévő infrastruktúrával.


65

51. Diagram: LNG tartálykocsis töltések száma a Fluxys terminálnál ([628] Fluxys LNG Import Terminal Zeebrugge, K. Standaert) 1 800

1 670

1 600 1 400 1 184

1 200

1 000

db

819

800 600 316

400 200 5

65

2010

2011

2012

2013

2014

2015

A belga terminál Budapesttől közúton 1 447 km távolságra fekszik, a kamionokba való átfejtési gyorsaság ugyanakkor valamivel kisebb, mint a spanyol terminálok esetében, 75 m3 óránként. A belga terminál rendkívül transzparens módon teszi közzé az kamionos átfejtési szolgáltatás díját (10. Táblázat), a terminál honlapjáról pedig a szerződés is elérhető. 10. Táblázat: Fluxys terminál jellegzetességei és tartálykocsi átfejtő szolgáltatás díjai Közúti távolság Budapesttől (km) 3

Áttöltő kapacitás LNG m /h LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri) Töltés díja Előhűtési díj

1447 75 3 264 € 489 € 2 176 €

A belga terminál kapacitásait három hosszú távra szerződött ügyfél dominálja, mégpedig az EDF Trade, az ENI és az Engie rendelkezik hosszú távú újragázosító lekötésekkel a terminálnál, így tehát ezek azok az importőrök, akiktől az LNG-t lehetne beszerezni tartálykocsiba való áttöltési lehetőségre. 1.6.6.4.1.5 Holland terminál A Holland terminál a rotterdami kikötőben fekvő Gate terminál, 2014 óta van tartálykocsis töltésre lehetőség. Mivel a szolgáltatás még viszonylag kezdeti szakaszban jár, 2014-ben mindössze 174 tartálykocsit töltöttek meg, a 2015-ös adatokat pedig egyelőre nem publikálták, de túl vannak az 1000. töltésen. A terminál Budapesttől közúton 1 454 km-re fekszik (11. Táblázat). A terminál tájékoztatása alapján a tartálykocsik előzetes engedélyeztetése díjmentes. A díjszabás a Gate terminál esetében valamelyest eltérő, itt ugyanis az infrastruktúra igénybevételére kialakított és igénybevett idősávokért szükséges


66

fizetni. A töltés díja 550 EUR, ami egy két órás idősáv igénybevételére jogosít fel. Ezen kívül az előhűtési szolgáltatások is az idősávokban vannak definiálva. Meleg tartály esetén a töltési idősávon kívül még további négy óra szükséges, ami így 1 100 EUR-ba kerül. Amennyiben az érkező tartálykocsi tartálya nem meleg, abban LNG pára még jelen van és hűti a közeget, akkor egy darab két órás idősáv igénybevételéért szükséges fizetni a töltési díjon felül, aminek a díja 550 EUR. 11. Táblázat: Gate terminál adatai Közúti távolság Budapesttől (km) Áttöltő kapacitás LNG m3/h

1 454 100

LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri) Töltés díja (nettó, 2 órás igénybevételi lehetőség) Előhűtési díj, meleg tartálykocsi esetén (nettó, 4 órás igénybevétel) Előhűtési díj, LNG párával már hűtött tartály esetén (nettó, 2 órás igénybevétel)

díjmentes 550 € 1 100 € 550 €

A holland terminál esetében összesen 5 importőr uralja a terminál hosszú távú lekötéseit, amelyek az alábbi táblázatban találhatóak (12. Táblázat). 12. Táblázat: Hosszú távú újragázosító lekötésekkel rendelkező importőrök a Gate terminálnál Hosszú távú szerződések a Gate terminálnál Econgas E.ON Dong Energy Shell Eneco

1.6.6.4.1.6 Small Scale LNG – szárazföldi cseppfolyósító terminálok a régióban Az LNG import forrásait tekintve természetesen érdemes megvizsgálni a régióban található szárazföldi cseppfolyósító üzemeket is egyben, amelyekből összesen 6 található Magyarország vonzáskörzetében. Ezek a cseppfolyósító terminálok jellegzetesen a gázhálózatból vételezett, vagy valamilyen módon bányászott földgázból állítanak elő LNG-t. A két német cseppfolyósító közül a Stuttgartban található jelenleg nem szolgál közlekedési célokat, hanem egy egyfajta gáztárolóként működik, a magas keresleti időszakokban az LNGként tárolt földgázt újragázosítva és azt a földgázrendszerbe táplálva megszünteti a szűk keresztmetszetekből adódó hálózati terheltséget. A tárolói kapacitása a létesítménynek 30 000 m3. A Magyarországhoz közelebb eső német szárazföldi cseppfolyósító Gablingenben található, mindössze 770 km-re Budapesttől. Ez egy kifejezetten közlekedési célzattal létesített SSLNG


67

cseppfolyósító terminál, amit a Linde vállalat kivitelezett. Az üzem kapacitása napi szinten 21 tonna, ami nagyjából egy tartálykocsi LNG szállítható mennyiségének felel meg. Az üzem éves LNG előállító kapacitása megközelítőleg 6 000 tonna. Egy lehetséges import forrás lehet még a szlovéniai SSLNG cseppfolyósító, ami mindössze 523 km-re található Budapesttől. A szlovén cseppfolyósító az Európát felölelő LNG Blue Corridor projekt keretében jött létre, a projekt legkeletibb töltési pontját adva. A cseppfolyósító üzem a földgáz hálózatból vételezve állít elő LNG-t. Megközelítőleg 1 EUR/kg áron képes kiszolgálni, ami ezáltal drága beszerzési forrásnak minősül. Az üzem napi kapacitása viszonylag alacsony, de ami ennél is kedvezőtlenebb, a helyszíne logisztikai szempontból teljességgel alkalmatlan. A lengyel szárazföldi cseppfolyósító terminálok közül a délebbre fekvő Budapesttől 532 kmre található, egy termelésből kivont szénbánya területén. A projekt rendkívül innovatív módon oldotta meg az LNG előállításához szükséges földgáz forrásának biztosítását, ugyanis a bezárt bánya tárnáiból a felszínre szivárgó metánt gyűjtik össze és cseppfolyósítják. Habár a projekt elsősorban kísérleti jellegű, hogy bizonyítsa a Lengyelországban bezárt szénbányák alternatív hasznosítási lehetőségeit, de a becslések szerint évente közel 490 000 m3 felszabaduló metánt tudnak cseppfolyósítani. Az iparági tapasztalatok alapján az itt előállított LNG 100 százalékos tisztaságú és hőmérséklete is rendkívül kedvező. Az üzem mintegy heti 100 t LNG előállítására képes, kifejezetten versenyképes áron. Az északabbra fekvő lengyel SSLNG előállító Odolanow városa közelében helyezkedik el, közúton Budapesttől, útvonaltól függően, 693-816 km távolságban. Az üzemet a lengyel energia ipari mamutvállalat a PGNiG üzemelteti. Az üzem elsődleges termékei a folyékony hélium és nitrogén előállítása, amelyet a helyben bányászott gázból nyernek ki. Ez a helyben bányászott földgáz alacsony metántartalmú, így a metán itt csak melléktermékként keletkezik, amit az üzem többi termékével együtt, cseppfolyósítanak a szállítás megkönnyítése érdekében.


68

52. Diagram - Small Scale LNG cseppfolyósító üzemek a régióban ([629] LNG New Services Inventory, GIE)

1.6.6.4.1.7 Jövőbeni változások A korábban ismertetett terminálokon kívül még az alábbi táblázatban felsorolt terminálok esetében vizsgálják annak a lehetőségét (13. Táblázat), hogy tartálykocsis átfejtési szolgáltatásokat nyújtsanak. Ezek közül természetesen az olasz terminál lenne a legalkalmasabb, a fizikai közelségének köszönhetően, hogy LNG-t importáljanak onnan Magyarországra. 13. Táblázat: Tartálykocsiba való átfejtés lehetőségének vizsgálata ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe) Ország Terminál Franciaország Donkerque LNG Görögoszág Revithoussa Olaszország Panigaglia Litvánia Independence

Ahogy azt az európai LNG import terminálok esetében már jeleztük, a horvátországi terminál megvalósítása földrajzilag a lehető legközelebb hozná a nagy mennyiségű LNG importálás lehetőségét Magyarországhoz. Hazai szempontból, a kelet-európai gázipar már nagyon régóta várja a horvátországi Krk-szigetén még a 90-es években beharangozott LNG terminál megépülését, ami valóban egy alternatívát jelenthetne a régió orosz gázfüggésének a mérséklésében, hasonlóan Litvániához. A projektet elősegítendő, a terminál bekerült az Európai Unió kiemelt energetika beruházásai közé (Project of Common Interest, TEN-E PCI


69

lista), és a scope-ban benne foglaltatik a horvát gázrendszer olyan jellegű megerősítése, ami garantálhatja az ott fogadott LNG régiós elosztását, beleértve Magyarországot is. A projekt még 2015 szeptemberében megkapta a hatóságoktól a helyszíni engedélyt, aminek alapján a terminál Omišalj vonzáskörzetében épülne fel, így 503 km-re hozva Budapesthez a legközelebbi LNG kikötőt. A terminálhoz kötődő legfriseb hír, hogy 2015. december 31-én lezárult a nyilvános tőkebefektetői felhívás. A projektcég tájékoztatása alapján összesen 7 befektető tett ajánlatot, közülük 4 iparági befektető, míg 3 pénzügyi befektető. Jelenleg ezeknek az ajánlatoknak a kiértékelése folyik. A terminál magvalósulásának elhúzódása miatt az iparág egyre inkább egy úszó terminál (FSRU) megvalósulását látja valószínűnek. Ezáltal a kezdeti időszakban, a litván terminálhoz hasonlóan, valószínűsíthető, hogy nem tervezik tartálykocsik LNG-vel való kiszolgálását. A krki projekt elhúzódása jól jelzi a beruházási kockázatok mértékét, melyeket az alacsonyabb beruházási költség miatt az úszó LNG terminál technológia csökkenthet, ezért valószínűsége egyre magasabb. Egy úszó újragázosító platformot olcsóbban és viszonylag rövid időn belül lehet bérelni, és amennyiben gazdaságilag nem válik üzemképessé a terminál, akkor sem kell a szárazföldi terminálok nagyobb tőkeköltségének az elvesztésével számolni, hiszen áttelepíthető. A projekttársaság tájékoztatása alapján a terminál éves kapacitása 4-6 milliárd m3 lenne, a tárolói kapacitása pedig kétszer 180 000 m3. A terminál előzetes tervei alapján a legnagyobb kapacitású tankerek (Q-Max és Q-Flex) is képesek lennének dokkolni, a tervezett befogadható hajóméret 75 000-265 000 m3 LNG szállítására alkalmas. 1.6.6.4.2 LNG import vasúton Jelenleg Európa egyetlen olyan LNG import terminállal rendelkezik, ahol lehetőség lenne a hajókról az LNG átfejtése vasúti tartálykocsikba, ez pedig az Egyesült Királyságban található Isle of Grain terminál. Számos terminál vizsgálja ennek a megvalósíthatóságát (14. Táblázat), ugyanakkor rövid távon nem lehet az LNG ilyen módon történő Magyarországra szállításával reálisan számolni. A technológia azonban valahol 1 milliárd köbméter/év feletti gázimport esetére hozhat viszonylag gyorsan és belátható költséggel megvalósítható szállítást. 14. Táblázat: LNG vasúti átfejtés lehetőségét vizsgáló terminálok Európában ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe) Ország Hollandia Lengyelország Spanyolország

Terminál Gate terminal Swinoujscie Barcelona

A vasúti szállítás egyik nagy előnye, hogy akár olyan országokból is elérhetővé válik az LNG szállítása, amelyek fizikailag távolabb esnek Magyarországtól, de jelentős mértékben állnak rendelkezésükre exportálható gáz mennyiségek. Az egyik ilyen ország Irán, ami ellen 2016.


70

elején kerültek feloldásra a nemzetközi szankciók. Az ország az évekig tartó szankciók miatt, a piacok megnyitásának pillanatától erősen igyekszik országát ismét a globális gazdaságba integrálni, és hatalmas kőolaj és gázkészleteinek piacot szerezni. Számos terv áll készen a gázkészletek exportjára, előtérbe helyezve az LNG-t. Várhatóak külföldi tőkebevonások is, melyek meggyorsíthatják a piacra lépést. Pontosan ezekből az épülő LNG üzemekből lenne lehetőség az iráni LNG-t, a hajózástól eltérő úton az európai piacokra szállítani. Irán elhelyezkedésének köszönhetően szárazföldi kapcsolattal rendelkezik Európával, így az LNG vasúti tartálykocsis szállítási lehetősége is megoldható, hosszú távon. Rövid és középtávon azonban a Közel-Keleten uralkodó konfliktushelyzet miatt a szállítási útvonal nem ad lehetőséget az üzemanyag-ellátás biztonságának szavatolására. 1.6.6.4.3 LNG import folyami teherszállítás útján Jelenleg két európai import terminál rendelkezik hajóból hajóba történő „small-scale” átfejtési lehetőséggel: a zeebrugge-i Fluxys terminál, valamint a rotterdami Gate terminál. Az alábbi ábrában megjelölt többi ilyen terminál, nem kisméretű hajók kiszolgálására alkalmas, hanem LNG újraexportáló terminálok. A két „small-scale” terminál, ahol lehetőség van kisméretű hajókba is áttölteni a cseppfolyósított földgázt, már 2015-ben is szolgáltak ki kisméretű, az LNG disztribúciójában részt vevő hajókat. Ezek a hajók azonban jellemzően 30 000 tonna alatti vízkiszorítású járművek, amelyeknek elsődleges célpontjuk a 42. Diagramban is feltüntetett, a Balti-tenger partján épült és épülő „small-scale” terminálok. Ahhoz, hogy az ilyen elérhető kapacitások az európai csatornarendszereket kihasználva a Kárpát-medencébe is eljuthassanak, szükséges a hazai kikötői infrastruktúra fejlesztése is. Hosszú távon ez azonban megvalósulhat, sőt a már meglévő németországi, a Duna partjára települt LNG hajó-töltőállomásokat (52. Diagram) is használhat egy ilyen hazai üzemanyagellátó-rendszer.


71

53. Diagram - Európai LNG import terminálok hajóból-hajóba történő áttöltési lehetőséggel ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe)


72

1.6.7 Várható költségek a globális piacról beszerzett LNG esetében 1.6.7.1 Meghatározó tényezők az árak alakulásában A globális piacról beszerzett LNG egyik fontos tényezője, az eltérő forrásokból származó LNG esetlegesen eltérő minőségi besorolása. Az alábbi két táblázatban gyűjtöttük össze a legnagyobb LNG exportőr országok különböző mezőiből származó LNG minőségét összetétel (15. Táblázat) szerint és jellemzői szerint (16. Táblázat). 15. Táblázat: LNG minőségi besorolása összetétel szerint ([515] The LNG Industry, GIIGNL) Származási hely

Nitrogén %

Metán %

Etán %

Propán %

Új-Dél-Wales

0,04

87,33

8,33

3,33

Egyéb szénhidrogének (C4+) % 0,97

Északi terület

0,1

87,64

9,97

1,96

0,33

Skikda

0,63

91,4

7,35

0,57

0,05

Bethioua

0,64

89,55

8,2

1,3

0,31

Arzew

0,71

88,93

8,42

1,59

0,35

0,04

90,12

5,34

3,02

1,48

Idku

0,02

95,31

3,58

0,74

0,35

Damietta

0,02

97,25

2,49

0,12

0,12

0

93,41

6,52

0,07

0

Arun

0,08

91,86

5,66

1,6

0,8

Badak

0,01

90,14

5,46

2,98

1,41

Tangguh

0,13

96,91

2,37

0,44

0,15

Líbia

0,59

82,57

12,62

3,56

0,66

Malajzia

0,14

91,69

4,64

2,6

0,93

Nigéria

0,03

91,7

5,52

2,17

0,58

Norvégia

0,46

92,03

5,75

1,31

0,45

Omán

0,2

90,68

5,75

2,12

1,25

Peru

0,57

89,07

10,26

0,1

0

Katar

0,27

90,91

6,43

0,74

1,65

0,07

92,53

4,47

0,95

1,98

0,01

96,78

2,78

0,06

0,37

0,17

99,71

0,09

0,01

0,02

0,02

93,17

5,93

0,12

0,76

Származási ország Ausztrália

Algéria Brunei Egyiptom

Egyenlítői-Guinea Indonézia

Oroszország

Sakhalin

Trinidad USA

Alaszka Jemen

Ami a minőséget illeti, a legnagyobb arányban metánt tartalmazó LNG az alaszkai export terminálból érkezik, ezt követi az egyiptomi Damietta mezőből származó LNG, majd az indonéz Tangguh mezőből származó cseppfolyósított földgáz. A sors sajnálatos fintora, hogy 2016-ban várhatón egyik terminál sem fog ezek közül LNG-t exportálni. Az Európában nagy arányban jelen lévő katari export LNG metán tartalma közepesen mondható magasnak, ugyanakkor viszonylag nagy arányban tartalmaz hosszabb szénhidrogén láncú etánt is. Ennek oka elsősorban az, hogy a szállítmányt fűtőértékben számolják el, a magasabb széntartalom


73

pedig növeli a cargo értékét. Az amerikai export jelenlegi hiányában sajnos pontos információk nem érhetőek el az ottani terminálokból származó LNG összetételére. Ami a gázminőségi jellemzőket illeti, megállapítható, hogy a gáz összetétele erősen korrelál a minőségi paraméterekkel, hiszen minél több hosszabb láncú szénhidrogén található a gázban, annál nagyobb lesz például annak a fűtőértéke, így nem véletlen, hogy a legnagyobb arányban metánt tartalmazó alaszkai LNG-nek van a legkisebb fűtőértéke. 16. Táblázat: LNG besorolása gázminőségi jellemzők alapján ([515] The LNG Industry, GIIGNL) Származási ország

LNG sűrűség 3 kg/m

Gáz sűrűség 3 kg/nm

Expanziós arány 3 3 nm /m cseppfolyós gáz fázis

Felső fűtőérték 3 MJ/nm

Wobbe-index 3 MJ/nm

467,35

0,83

562,46

45,32

56,53

461,05

0,81

567,73

44,39

56,01

446,65

0,78

575,95

42,3

54,62

Bethioua

454,5

0,8

571,7

43,22

55,12

Arzew

457,1

0,8

570,37

43,48

55,23

Származási hely Új-DélWales Északi terület Skikda

Ausztrália

Algéria Brunei

461,63

0,82

564,48

44,68

56,18

Idku

437,38

0,76

578,47

41,76

54,61

Damietta

429,35

0,74

582,24

40,87

54,12

439,64

0,76

578,85

41,95

54,73

Arun

450,96

0,79

571,49

43,29

55,42

Badak

461,07

0,82

564,89

44,63

56,17

Tangguh

431,22

0,74

581,47

41

54,14

Líbia

478,72

0,86

558,08

46,24

56,77

Malajzia

454,19

0,8

569,15

43,67

55,59

Nigéria

451,66

0,79

571,14

43,41

55,5

Norvégia

448,39

0,78

573,75

42,69

54,91

Omán

457,27

0,81

567,76

43,99

55,73

Peru

451,8

0,79

574,3

42,9

55

Katar

453,46

0,79

570,68

43,43

55,4

450,67

0,79

571,05

43,3

55,43

431,03

0,74

581,77

41,05

54,23

421,39

0,72

585,75

39,91

53,51

442,42

0,77

576,9

42,29

54,91

Egyiptom

Egyenlítői-Guinea Indonézia

Oroszország

Sakhalin

Trinidad USA

Alaszka Jemen

Iparági információink alapján azonban az LNG összetétel szerinti minőségi besorolása nem befolyásolja jelentősen az üzemanyagként való felhasználását. Ezen kívül pedig az import terminálok LNG tárolóiban, amikből a szállítási eszközbe való átfejtés is történik, a különböző import forrásból származó LNG-k keverednek.


74

Motorikus szempontból a gáz metánszám értéke – mely nem azonos teljes mértékben a metán tartalommal – határozza meg a minőségét. A különböző motorokat eltérő mértékben kalibrálják érzékenyre, de általánosságban elmondható, hogy MN80-as értéket megkívánnak a modern motorok a nagyobb hatásfok érdekében. Az LNG tároló tartályok esetében azonban az „ageing” hatása befolyásolja az LNG összetételét, aminek köszönhetően változik a minőségi jellemző is. Lényegében arról van szó, hogy az LNG-ben megtalálható nehezebb komponensek idővel a tartály aljára ülepednek, hacsak azt nem keverik fel. Az „ageing” során az összetétel-változásból eredően a terminálban romlik az LNG összetétele, amely a GATE esetében már okozott erős elégedetlenséget a jármű üzemeltetők sorában.

1.6.7.2 Jövőbeni változások, trendek Az LNG jövőbeni árazásának és elérhetőségének vizsgálata érdekében fontos összegezni a tanulmányban ismertetett hatásokat, amelyek az elkövetkező 5 évben meghatározzák majd az LNG globális és így európai piacát is egyben. A termelést tekintve megállapítható, hogy az USA és Ausztrália lesz felelős az elkövetkező 5 évben a legtöbb termelői kapacitás növekedésért, ezért az ezekről a piacokról származó LNG fogja a piac alakulását meghatározni. Korábban már kifejtettük, hogy az ausztrál kapacitások legnagyobb része Ázsiában már lekötésre került, így az a piac várhatóan telített lesz az importszükségleteket nézve. Így tehát nem meglepő, hogy 2016-ban az amerikai LNG kapacitások több mint fele fog Európába kerülni, a többit pedig várhatóan a spot piacokon értékesítik majd (54. Diagram). 2017-ben változik ez az arány, az akkor belépő terminálok elsősorban az ázsiai piacra termelnek majd. 2018 és 2019-ben azonban ismét újabb amerikai LNG kerül majd az európai piacra, és emellett még a spot piacokra is bőven fog jutni. 54. Diagram: Amerikai belépő LNG kapacitások a desztinációt tekintve ([630] LNG Exports Part II, Platts)

A piacra kerülő LNG esetében megállapítható, hogy az évtized végéig (talán a következő évtized közepéig) nem várható jelentős szűkület a szállítási kapacitásokban, ezért nem


75

várható, hogy visszatérjen a fukushimai balesetet követő rendkívül magas szállítmányozási árkörnyezet. 2016 elején a szállítási költségek rekord alacsony szinteken tartózkodtak, és habár az amerikai és ausztrál projektek elkészülésével a hajók kihasználtsága növekedni fog, de ezt ellensúlyozni fogja az újonnan épülő flotta. Összességében tehát nem várható jelentős drágulás a szállítmányozási piacon. A várható import igények és az azt kiszolgáló import infrastruktúra szempontjából fontos elemezni, hogy az amerikai spot cargók várhatóan hol fognak kikötni. Az olyan piacok, amelyek korábban az ázsiai prémium kialakulásáért voltak felelősek, pontosan a gázellátásuk megfelelő biztosításának érdekében várhatóan továbbra is a hosszú távú szerződések általi megrendeléseik útján fogják gázszükségleteiket kielégíteni, így nem várható, hogy nagy mennyiségben oda irányulnak majd ezek a szállítmányok. Ezen kívül a gazdasági kilátások vagy az energiafelhasználás várható trendje is negatív irányba mutatnak ezekben az országokban. Japánban csökkenni fog a felhasználás csakúgy, mint Dél-Koreában. Brazília, ami egy nagy felvásárlója lehetne az ilyen szállítmányoknak, csakugyan gazdasági nehézségekkel küzd. Kína szerepe valamennyire bizonytalan, ugyanakkor az ottani csökkenő ütemű gazdasági növekedés, valamint az a tény, hogy az amerikai projektekből eddig még nem vásároltak jelentős mennyiségű szállítmányokat, arra enged következtetni, hogy nem feltétlenül Kína lesz az LNG spot szállítmányok feltétlen célpontja. Ezek alapján az iparági szakértők azt várják, hogy ezek a szállítmányok várhatóan Európába fognak majd irányulni, amennyiben az itt uralkodó gázárak nyereséges exportot tesznek majd lehetővé. Az európai piacot vizsgálva megállapítható, hogy a szállítmányok elsődleges célpontja DNY-Európa azon belül is Spanyolország és Portugália lehet, ugyanis jelenleg is van egy minimális, de létező prémium az erre a piacokra irányuló LNG szállítmányok árában. Ennek a legfőbb oka, hogy az Ibériai-félsziget csak rendkívül szűk határkeresztező kapacitásokkal rendelkezik Franciaország és így az európai gázpiacok felé. Ezt a tényt igazolni látszik, hogy számos spanyol vállalat kötött már le kapacitásokat a leghamarabb elkészülő amerikai termináloknál. Valószínűsíthető, hogy a detektált ibériai árprémiumban az is közrejátszik, hogy a spanyolok jeleskedtek az arbitrage kereskedelemben, kihasználva az ázsiai prémiumot jelentős re-exportot valósítottak meg. Nyugat és Észak-nyugat-Európában akkor várható az LNG megjelenése a kikötőkben, amennyiben árelőnyhöz képes jutni az egyéb gázforrásokat tekintve, ehhez pedig leginkább az import orosz gázzal szükséges versenyeznie. Az LNG európai import árának alakulásában, és így az LNG mint üzemanyag árának meghatározásában a szárazföldi hubok árainak van meghatározó szerepe. Amennyiben az import LNG ára alacsonyabb az európai gáztőzsdék jegyzéseinél, úgy várható, hogy az importőrök LNG beszerzésével használják majd ki ezt a piaci helyzetet. Amennyiben az LNG ára magasabb lesz, mint az európai gáztőzsdéken tapasztalt jegyzéseké, akkor az importőrök, amennyire csak lehetséges, megpróbálják majd a szállítmányaikat átütemezni, vagy pedig az olyan terminálokban ahol a hajóról-hajóra, vagy terminálból-hajóra történő átfejtés


76

megoldható, magasabb árkörnyezetű piacok felé átirányítani (arbitrage). Összességében tehát megállapítható, hogy az LNG ára nem lehet magasabb az európai földgáz piacokon tapasztalható éppen aktuális áraknál. Európában növekvő tendencia, és ez a jövőben még inkább erősebben fog jelentkezni, hogy a nyugat-európai gázárak egy tendenciát követve mozognak, és a piacok integritásának növekedésével az árszintek is közel azonos szinten állnak az idő egy adott pillanatában. Ezáltal elmondható, hogy attól függetlenül, hogy a magyarországi importra szánt LNG a franciaországi, holland vagy belga kikötőkből származik, annak árazása azonos lesz. Ez alól kivételt képezhet a lengyel és a spanyol piac. 1.6.7.2.1 Az LNG várható ára a nyugat-európai piacokon A nyugat-európai árak várható alakulásához a kontinens egyik legjobb likviditással rendelkező holland TTF tőzsde határidő jegyzéseit érdemes megvizsgálni. A fejezet írásának időpontjában a TTF 2017-es éves határidős jegyzése 13,494 EUR/MWh áron állt, és az elmúlt hónapokban szinte folyamatosan csökkenő trendet mutatott (55. Diagram). 55. Diagram: TTF CAl-17 határidős jegyzések

A 2018-as jegyzések közel azonos trendet ábrázolnak, a fejezet írásának időpontjában 13,728 EUR/MWh volt a 2018-as szállítású fölgáz ára, ami ugyanúgy csökkenő trendet mutat, mint a 2017-es jegyzések esetében (56. Diagram). 56. Diagram: TTF CAL-18 határidős jegyzések

A TTF 2017-es és 2018-as jegyzései között található alacsony spread, megközelítőleg 0,2 EUR/MWh, alapján megállapítható, hogy a piac a nem vár jelentős emelkedést 2017-re és 2018-ra. Az Európába irányuló LNG pedig fenntarthatja ezt az immáron több hónapja tartó


77

alacsony gázár környezetet, sőt ellensúlyozhatja azt az esetet, amikor az olajár emelkedésének hatására az orosz gáz ár emelkedése az európai gázárakban tükröződik. Várakozásaink alapján azonban az orosz fél is egyre inkább hajlandó lesz a hosszú távú szerződéseit nem, vagy csak csekély mértékben olajindxált alapokon kötni. Erre a lépésre pedig pontosan a Henry Hub alapú amerikai LNG árak késztethetik, amelyek így egy magas olajár környezetben is nyújthatnak alternatívát az európai fogyasztók számára. Fontos azonban még megjegyezni, hogy a méretgazdaságosság és a kiváló geológiai tényezőknek köszönhetően az orosz földgáz ára lefelé flexibilis, tehát az orosz fél, piaci részesedésének fenntartása érdekében egy komolyabb árcsökkenést is hajlandó lehet elszenvedni, hogy az amerikai és egyéb LNG szállítmányokat kiszoríthassa az európai piacról. Ennek a stratégiáinak a legfőbb haszonélvezői az európai fogyasztók lehetnek, hiszen tartósan fennmaradhat egy alacsony árkörnyezet a földgáz piacon. 1.6.7.2.2 Lengyel LNG árazása Lengyelországban 2009 óta üzemel a szervezett gázpiac, ahol határidős jegyzések is elérhetőek. A következő diagramban gyűjtöttük össze az elmúlt év 2 évre előre leköthető határidős termékeinek az árazását. Ahogy a TTF tőzsde jegyzései is, úgy a lengyel TGE árai is negatív trendet mutatnak, a 2 éves határidős jegyzések pedig csak marginálisan drágábbak, mint az egy évre előre lekötött szállításoké. Jól megmutatkozik azonban, a kelet-európai gázpiacok árhátránya a nyugati tőzsdékkel szemben, a lengyel kötések esetében megközelítőleg 2 EUR/MWh hátránya van a TGE határidős árainak a TTF jegyzésekkel szemben. Ez az árhátrány az országba irányuló LNG esetében is megmaradhat, az LNG importőrének ugyanis nincs érdekében a piaci áraknál alacsonyabb áron kiadni az LNG-t, ha azt újragázosítva, magasabb áron el is adhatja a piacon. Pusztán piaci alapokon tehát a lengyel terminálból beszerzett LNG árazása átlagosan 2 EUR/MWh-val (jelenleg +15 %-kal) lehet drágább a nyugati kikötőkben tapasztalt áraknál. 57. Diagram: Lengyel szervezett földgázpiac határidős jegyzéseinek a havi súlyozott átlagárai 27,50 25,50

EUR/MWh

23,50 21,50 19,50 17,50 15,50 13,50

2016

2017

2018


78

1.6.7.2.3 Spanyol LNG árazása Spanyolországban a szervezett földgázpiac mindössze 2015 novemberében kezdte meg működését, ezért határidős jegyzések kötése egyelőre még nem is lehetséges, csak aznapi és másnapi jegyzésekre van lehetőség. Ebből következtethetően a spanyol gázpiac kevésbé transzparens, a piaci volatilitástól fedezetet nyújtó termékek és szerződések egyelőre nem elérhetőek a piacon. Ezeknek hiányában tehát nehezen megjósolhatóak a jövőbeli LNG árak Spanyolországban. Annyi biztosan elmondható, hogy az LNG a spanyol gazdaságban betöltött különleges szerepének köszönhetően jelenleg is rendelkezik egy minimális spanyol és portugál prémiummal, ami jelenleg 0,5 EUR/MWh körüli (58. Diagram). Többek között ezért is van számos spanyol vásárló az amerikai LNG terminálok portfóliójában. Ugyanakkor a spot kereskedés felélénkülésével és a spanyol-francia határkeresztező kapacitások további bővülésével várható, hogy hosszú távon ez a prémium eltűnik. 58. Diagram: Globális LNG árak 2015/12-2016/01 24

EUR/MWh

22 20 18 16 14 2015.11.30 2015.12.02 2015.12.04 2015.12.06 2015.12.08 2015.12.10 2015.12.12 2015.12.14 2015.12.16 2015.12.18 2015.12.20 2015.12.22 2015.12.24 2015.12.26 2015.12.28 2015.12.30 2016.01.01 2016.01.03 2016.01.05 2016.01.07 2016.01.09 2016.01.11 2016.01.13 2016.01.15 2016.01.17 2016.01.19 2016.01.21 2016.01.23 2016.01.25 2016.01.27

12

DES Japán/Korea Marker (JKM)

FOB Kelet-Atlanti Marker (EAM)

DES DNY-Európa Marker (SWE)

DES ÉNY-Európa Marker (NWE)

DES NY-India

1.6.7.3 Várható Európai hub-gázárak A korábbiakban megállapítottuk, hogy az amerikai LNG szállítmányok nagyarányú bővülése és az észak-amerikai szállítmányok spot piacra való termelése Európában jelentős mértékben kerülhet a piacokra. Először ez az LNG Spanyolországban fog megjelenni, majd ahogy egyre több terminál áll termelésbe, az 54. Diagramban bemutatott célországok felé kezd majd áramolni az amerikai LNG, többek között Európába is. Ezen kívül megállapításra került, hogy attól függően, hogy honnan kerül beszerzésre az LNG, milyen árra és árhátrányra lehet számítani a nyugat-európai likvid tőzsdékhez képest. A likvid nyugat-európai árak alakulását azonban nagyban alakíthatják a spot LNG cargók megérkezése, amelyek egyelőre nem mutatkoznak meg a jelenlegi határidős jegyzések áraiban. Emellett Európában a földgáz ára az elmúlt években nem tapasztalt alacsony


79

értékekre esett vissza, így jogosan merülhet fel a kérdés, hogy az árak lesznek-e azon a szinten, hogy az amerikai LNG spot cargókat bevonzzák Európába. Az amerikai LNG értékláncának árazását a Cheniere Energy projektjeinek az árazása alapján azonosítottuk. Jellemzően az exportőrök hosszú távú fedezetet nyújtó lekötésekkel szerzik be a cseppfolyósításhoz szükséges gázmennyiséget a legfőbb amerikai gáz hubon, a Henry Hub-on. A jelenlegi hosszú távú szerződések 2,6 USD/mmBtu áron köthetőek, ami 8,06 EUR/MWh-nak felel meg. Az exportőrök, a nagy lekötött gázmennyiségnek köszönhetően jellemzően 10-12% kedvezményt kapnak az aktuális határidős árakból, így a 2,6 USD/mmBtu érték egy konzervatív becslésnek minősül. A cseppfolyósítás költsége a Cheniere Energy költségelemzése alapján 1,75 USD/mmBtu, ami 5,43 EUR/MWh-nak felel meg. A Platts jelenlegi piaci adatai alapján a trinidad tobagói szállítás Európába 1,64 EUR/MWh-ba kerül. A jelenlegi amerikai szállítmányok hiányában ez a Nyugat-Atlanti szállítási útvonal modellezi legjobban az amerikai szállítmányok költségét. Az LNG értékláncának utolsó lépése, az újragázosítás, terminálonként eltérő árazású, ugyanakkor iparági információk alapján átlagosan 0,5 USD/mmBtu, ami 1,55 EUR/MWh. Összességében tehát megállapítható, hogy az amerikai LNG export várható önköltsége 16,69 EUR/MWh (59. Diagram). 59. Diagram: USA LNG árazása az értéklánc alapján 18,00

16,69

16,00 14,00

EUR/MWh

12,00

10,00 8,06 8,00 5,43

6,00 4,00 2,00

1,64

1,55

Szállítás

Újragázosítás

Henry Hub

Cseppfolyósítás

USA Összes

A jelenlegi európai piaci környezetet vizsgálva azonban megállapítható, hogy az európai hub jegyzések jelentősen 20,56 EUR/MWh alatt tartózkodnak. A határidős jegyzéseket kínáló TTF és TGF 2017-es szállításra vonatkozó árai 13,49 EUR/MWh és 16,06 EUR/MWh. Tehát még a valamelyest árhátránnyal rendelkező lengyel piacon is jelenleg alacsonyabb a gázár, mint az amerikai termelés önköltsége. A spanyol piacra vonatkozó információ jelen esetben inkább tájékoztató jellegű, hiszen egy 2016. januári spot árról van szó, de szemléltető jellegű, hogy az is jelentősen alacsonyabb, mint az amerikai LNG önköltségi ára.


80

60. Diagram: Amerikai LNG önköltségi ára és az európai gáztőzsdéken 2016 februárjában tapasztalt 2017-es határidős jegyzések 18,00

16,69

16,06

16,00

13,49

14,00

13,47

EUR/MWh

12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 USA Összes

TTF Cal-17

TGE Cal-17

Platts SWE Marker (spot)

Pusztán logikai alapon tehát megállapítható, hogy az LNG importőrök ilyen európai gázárak mellett lehetőség szerint átirányítják majd a szállítmányokat magasabb árkörnyezetű piacok felé, vagy pedig átütemezik azokat későbbi szállítási időszakokra, amennyire a szerződések erre lehetőséget adnak. Azonban a logikai következtetések nem lennének teljesek a termelési szerkezet pénzügyi és gazdasági sajátosságainak figyelembevétele nélkül. Az amerikai LNG önköltsége ugyanis lehet 16,69 EUR/MWh, ugyanakkor az exportőrök ennél alacsonyabb árak mellett is fognak majd exportálni. Ugyanis ameddig az exportok fedezik a termelés változó költségeit, addig rövidtávon megéri az LNG-t exportálni. Ez a gyakorlatban azt jelenti, hogy a jelenleginél alacsonyabb európai gázáraknál is várható az amerikai LNG európai piacon történő megjelenése. Az amerikai projektek változó költségeinek az összege (Henry Hub beszerzési ár és szállítás), a jelenlegi viszonyokat tükrözve 9,7 EUR/MWh (62. Diagram). Ez természetesen függ az éppen aktuális Henry Hub áraktól, valamint a szállítás áraitól. Azt már korábban bemutattuk, hogy a szállítási piac 2020-ig várhatóan nem fog jelentősen drágulni, míg a Henry Hub árak esetében sem várható jelentős drágulás. A jelenlegi határidős jegyzések egészen az évtized végéig nem lépik át a 3 USD/mmBtu értéket, ami 9,3 EUR/MWh-nak felel meg. Az Energy Information Administration, habár nem ad az évtized végére vonatkozó előrejelzést, ugyanakkor hasonló előrejelzést ad, a piros vonallal jelölt előrejelzés egészen enyhe emelkedést mutat, és 2017 végére sem lépi át a 3,5 USD/mmBtu értéket, ami a 10,86 EUR/MWh értéknek felel meg.


81

61. Diagram: Henry Hub gázárak előrejelzése ([633] Short-term energy outlook, EIA)

A konzervatívabb EIA előrejelzés várható Henry Hub értékét figyelembe véve (10,86 EUR/MWh) megállapítható, hogy amerikai LNG szállítmányok fognak Európába érkezni, egészen addig, amíg az európai hub árak el nem érik a megközelítőleg 12,6 EUR/MWh szintet. Természetesen az amerikai exportőrök nem folytathatják hosszú távon a piacszerzési stratégiájukat, amikor a bevételek csakis a változó költségeket fedezik, de 2020-ig nem várható jelentős változás e téren, a projektek addig képesek finanszírozni az ilyen jellegű működést. 62. Diagram: Amerikai LNG változó költségei és az európai hub árakhoz viszonyított aránya 18,00

16,06

16,00

EUR/MWh

14,00

12,53

13,49

13,47

12,00

10,00

9,71

8,00 6,00 4,00 2,00

USA összes USA összes változó költség változó költség (határidős (EIA jegyzések) előrejelzés)

TTF Cal-17

TGE Cal-17

Platts SWE Marker (spot)


82

Az amerikai LNG szállítmányok elindulásával tehát várható, hogy a jelenleg is alacsony európai gázárak kismértékben, de tovább süllyednek. Az európai gázellátás másik meghatározó tényezőjét adó orosz import pedig erre a hatásra akár rá is erősíthet, ha az iparági információk igaznak bizonyulnak, miszerint az orosz fél rugalmasnak bizonyul és tovább csökkenti a világon az egyik legalacsonyabb termelési költséggel rendelkező földgáz európai export árát a piaci verseny hatására. Összességében tehát az alábbi gázpiaci árakra és így LNG árakra számítunk a különböző európai kikötőkben 2017-ben, így ezeket az árakat javasoljuk számításba venni a PAN-LNG projekt további fejezeteiben. 17. Táblázat: Várható LNG árak a magyarországi LNG import szempontjából legjelentősebb kikötőkben

Kikötők

Várható 2017-es árak [EUR/MWh] Várható 2017-es árak [EUR/t]

TTF Fluxys, Gate, Fos-Tonkin, Montoir-deBretagne

TGE

Mibgas

Świnoujście

Barcelona

12,6

14,6

13,1

191

221

198


83

1.6.8 RÖVIDÍTÉSEK ÉS FOGALMAK MAGYARÁZATA  Anti-driveaway switch: Elhajtást blokkoló kapcsoló: biztonsági kapcsoló, mely megakadályozza a jármű beindítását mialatt az a töltő rendszerhez csatlakozik  Approval of a vehicle: Jármű jóváhagyása: nem csak a típusbizonyítvány, de a tanker járművet megtöltő LNG terminál  jóváhagyására is szükség van)  Automatic valve: Automatikus szelep: solenoid tekerccsel vagy pneumatikus módon működtetett gázszelep  Biomethane: biometán: biomassza forrásból előállított biogáznak a leválasztott metán része. A biogáz jellemzően 20-60 % metánt tartalmaz, valamint szennyező anyagokat, vizet és inert, pl. CO2 gázkomponenst. A káros összetevők és a víz leválasztása alapvetően szükséges a motorok üzemeltetésének hosszú távú biztosításához, valamint a megfelelő energiatartalom eléréséhez az inert komponensek eltávolítása. A gáztisztítására ún. biometanizáló, vagy purifikáló berendezést alkalmazunk  BP: British Petrol  Break-away device: törőszelep: a töltőoszlopon, vagy az üzemanyagtöltő csövön lévő biztonsági szelep, amely mechanikai hatás esetén (pl. jármű elhajtás csatlakoztatott töltőcsővel) elzárja a gáz áramlását  Compressed Natural Gas (CNG): nagynyomású sűrített földgáz: szabvány szerint 15°C hőmérsékleten mérve 200 bar nyomású gáz. A palackokba tölthető nyomás a hőmérséklet függvényében változik. A járművek gáz rendszerének minden eleme az R110 szabványnak kell megfeleljen, mely szerint a nagynyomású komponenseket 300 bar felett kell kiállják a próbát. Léteznek 250 bar névleges nyomású, sziget üzemű alkalmazások is, pl. NagyBritanniában, ez esetben a jármű teljes rendszerét 1,25x próbanyomáson kell vizsgálni.  CNG station: CNG töltőállomás: nagynyomású földgázt, vagy biogázt kiszolgáló kompresszorállomás  CNG dispencer: CNG töltőoszlop: CNG üzemanyag kimérő szerkezet, amely a kompresszor berendezés által előállított nagynyomású gázt a töltőcsövön és töltőcsatlakozón keresztül a járműbe juttatja  Cryogenic: kriogén: különösen hideg hőmérséklet, melynek célja az anyag halmazállapot változásának bekövetkezése  Cryogenic pump: kriogén pumpa: kriogén folyadék (pl. LNG) átfejtésére szolgáló, nyomást előállító pumpa, tipikusan centrifugális (lehetőség szerint az LNG-tartályba történő átfejtésre használják), vagy dugattyús szivattyú (ezt jellemzően nagy nyomású elpárologtatóba való továbbításra alkalmazzuk  Cryogenic temperature: kriogén hőmérséklet: az a hőmérséklet mely jellemzően -40°C alatti  Delivery pressure or fuelling pressure: Szállítási vagy tankolási nyomás: az a nyomás melyen a gáz a jármű tartályába jut


84

 Electronic control unit (ECU): Elektronikus szabályozó eszköz: az az eszköz mely szabályozza a motor üzemanyag ellátását és más motor vezérlő funkciókat, paramétereket, valamint automatikusan lezárja az automatikus szelepet ha az biztonságilag szükséges  Excess flow valve (excess flow limiting device): átáramlást szabályozó szelep: eszköz mely automatikusan lekapcsolja vagy korlátozza a folyadékáramlást, ha az meghaladja az előre beállított értéket  Filling: töltés: az a művelet amely az cseppfolyósított földgáz szállítmánynak, a tankerjárműből az LNG tartályba történő átfejtését foglalja magába  Filling unit or receptacle: töltő eszköz, csatlakozó: jármű töltőcsatlakozójára illeszkedő eszköz a töltőcső végén, amelyet jármű üzemanyag tartályának megtöltésére használnak  Filter: szűrő: védő szűrő mely eltávolítja az idegen hulladékokat/törmeléket a gázból valamint a folyadékáramból  Fitting: csövezésben, vagy védőberendezésben használt kötőelem  FSRU: Floating Storage Regasification Unit – Úszó tároló és újragázosító egység  Fuel rail: üzemanyag szállító-elosztó: nagynyomású cső, mely ellátja az üzemanyag befecskendező szelepeket  Fuelling: tankolás: üzemanyag ellátása a töltőoszloptól a jármű üzemanyag tartályáig  Fuelling pressure or delivery pressure: tankolási nyomás: az a nyomás melyen az üzemanyag járműbe töltése történik  Gas/air mixer: gáz-levegő keverő: gázbefúvó, mely a motor szívócsövében a megkívánt üzemanyag/levegő arány bekeverésére hivatott  Gas flow adjuster: gáz áramlás szabályozó: gáz áramlást szabályzó eszköz a motorban  Gas injector: gáz befecskendező: a gáz üzemanyag szívócsőbe, vagy égéstérbe befúvását végző szelep  Gas supply device: Gáz üzemanyag ellátó berendezés: a szükséges gáznyomást és – mennyiséget biztosító egység  Gas-tight housing: szoros gáz csőkötés: szivárgás-mentes csőkötés  GIIGNL: International Group of Liquefied Natural Gas Importers – LNG Importőrök nemzetközi Csoportja  Heat exchanger/Vaporizer: hőcserélő/elpárologtató: olyan berendezés, amely a kriogén folyadék halmazállapotból környezeti hőmérsékletre emelt gáz halmazállapotot állít elő, így LCNG töltőállomáson LNG-ből CNG-t, LNG járműben LNG-ből kisnyomású gázt  Henry Hub (HH): az amerikai szervezett földgázpiac referenciaként ismert csomópontja  IGU: International Gas Union  Inner vessel or inner tank: belső tartály: a duplafalú üzemanyag tartály belső tároló része  Liquefied Natural Gas (LNG): cseppfolyósított földgáz: kriogén folyadék halmazállapotú földgáz, mely hőmérsékletének 1 bar nyomáson -161.7°C –ra csökkentésekor következik be. Ekkor az LNG mintegy 610-szeres sűrűséget ér el a normál gáz légköri nyomásához viszonyítva


85

 LNG and LCNG station: LNG és LCNG töltőállomás: olyan töltőállomás, mely az LNG tartályból az LNG és a CNG üzemanyagtartállyal szerelt járművek töltésére egyaránt képes  LNG dispenser: LNG töltőoszlop/kútoszlop: LNG üzemanyag kimérő szerkezet  LNG filling receptacle or LNG fuelling receptacle: LNG töltő csatlakozó: csatlakozó fej egység amely a töltőoszlop tömlőjét a jármű tartályának töltőcsonkjához kapcsolja. Három eltérő kialakítás létezik, ezek kompatibilitása biztosított  LNG fuelling nozzle or LNG nozzle: LNG töltőcsonk: Az LNG tartály töltőcsonkja lehetővé teszi a biztonságos és gyors kapcsolódást, szétválasztást  LNG fuel pump: LNG üzemanyag pumpa: Feladata a jármű motorjának üzemanyagigényét kielégítő üzemanyag mennyiség szállítása a tartályból a befecskendező szelepek felé  LNG station: LNG töltőállomás: a földgáz cseppfolyósított állapotában a jármű tartályába kimérni alkalmas üzemanyagtöltő állomás  LNG storage tank: LNG tároló tartály: rendkívüli szigetelésű tartály, esetenként kiegészítő kriogén nitrogén hűtéssel kondicionált tartály, mely az LNG üzemanyagot lehetőség szerint veszteség nélkül képes tárolni  LNG system: LNG rendszer  LNG tanker: LNG tartálykocsi: LNG szállítására szolgáló, rendkívüli szigetelésű tartályjármű  LNG vehicle tank: LNG jármű üzemanyag tartály: vákuum és perlit szigetelésű üzemanyag tartály, CNG palackokkal azonos módon, az R110 szabványnak kell megfelelnie  LCNG station: LCNG töltőállomás: LNG tartályból CNG járműveket kiszolgáló töltőállomás. A cseppfolyósított földgázt nagynyomású elpárologtató berendezésen keresztül szivattyúval átpréselve, a földgáz hőmérséklet hatására felmelegszik (>-40°C) és tágulás helyett első sorban nyomás növekedésen megy keresztül, felvéve a CNG szabvány szerinti nyomását  Manual valve: Manuális szelep: azaz kézzel nyitható és zárható gázcsap  mmBtu: million British thermal unit, egy millió brit hőegység, megközelítőleg 1 Btu 10541060 kJ-nak felel meg.  MT: millió tona  Natural gas: Földgáz: fosszilis eredetű, nagyrészt metán tartalmú gáz. Pontos összetevőit a gázmezők határozzák meg és befolyásolják azok az átadó pontok, amelyeken a földgáz keresztül halad  Non-return valve or check valve: Egyirányú szelep: automatikus szelep mely a gáz/ folyadék áramlását csak egy irányban engedi  Operating temperatures: Működési hőmérséklet: az a hőmérséklet tartomány, amelyben a rendszert működtetni lehet  Outer vessel or outer jacket: Külső tartály héj: az LNG tartálynak a külső része, amely a külső mechanikai igénybevétel felvételére szolgál, illetve a külső és belső tartályrész között a szigetelő anyagot, illetve vákuumot megtartja  Pressure: Nyomás: a légköri nyomáshoz (vagy más viszonyítási rendszerhez) mért relatív nyomás


86

 Pressure regulator: Nyomás szabályozó: a nyomás szabályzó berendezés mindig a kívánt nyomás tartományban állítja elő a gáznyomást  Pressure relief valve (discharge valve): Nyomáscsökkentő szelep: a gáztartály hőmérséklet emelkedés hatására felépülő túlnyomását korlátozó szelep, mely a biztonsági határnyomás elérése esetén kinyit és a határnyomás elérésekor bezár  Pressure sensor/indicator: Nyomás érzékelő/jelző: nyomásmérő és kijelző egység  Pressurization: Nyomás fokozás: a megkívánt üzemi nyomás előállítása  Rigid fuel lines: Merev üzemanyag vezeték: a nem hajlékony, üzemanyag szállítására szolgáló csővezeték  Safety distance: Biztonsági távolság: mely elsősorban a töltőállomások, gáztartályok (és más gyúlékony anyagot tartalmazó tartályok) körül alkalmazandó biztonsági sávokat jelölik ki  Saturation pressure: Gőz nyomás: az LNG tartályban a cseppfolyósított üzemanyag felszíne a hőfelvétel következtében gőzölög. A cseppfolyós rész felszíne feletti gőz halmazállapotú gáz nyomás alá kerül, ez a gőznyomás. Az LNG járműtartályok 16-18 bar nyomásig melegedhetnek, ennek elérése esetén a nyomáscsökkentő szelep kinyit  Service pressure or Operating pressure: Működési nyomás: az a nyomás, amelyet a jármű tartályának töltésénél alkalmaznak  Service valve: Szerviz szelep: gáz lezáró szelep mely csak a jármű szerelésénél van zárt állapotban  Tank (or vessel): Tartály: LNG tároló tartály  Tight gas: Rendkívül alacsony permeabilitással rendelkező kőzetréteg, ami hidraulikus repesztés útján teszi lehetővé a gáz kitermelését

 TGE: Towarowa Gielda Energii, lengyel szervezett villamosenergia- és földgázpiac  TTF: Title Tranfer Facility, a holland virtuális gázkereskedési pont és általában az arra épülő szervezett gázpiac neve  Type of tank: Tartály típus  U.S. EIA: United States Energy Information Administration  Valve: Szelep  Vehicle type: Jármű típus  Venting: Szellőzés: Nem várt esemény bekövetkezésekor a gáz kiengedése a légkörbe annak érdekében, hogy ne alakuljon ki veszélyes tartálynyomás  Venting system: Szellőztető rendszer: A gáz kiengedését kontrollált körülmények között lehetővé tevő rendszer, részei a nyomáscsökkentő szelep és a csövezés.


87

1.6.9 DIAGRAM JEGYZÉK 1. Diagram: a szakirodalom áttekintésének a módszertana ................................................................... 5 2. Diagram - Globális LNG kereskedelem főbb adatai - importáló és exportáló országok száma, újragázosító kapacitás és eladott LNG mennyisége ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ....................................................................................................................................................... 6 3. Diagram - LNG cseppfolyósító kapacitások Ausztráliában ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev) ...................................................................................................................... 7 4. Diagram - USA LNG export terminálok (piros: engedélyezett, kék: engedélyre vár) [602] LNG export facilities, American Petroleum Institute) ............................................................................................... 8 5. Diagram - Globális LNG kínálat (bal) és LNG kereslet (jobb) előrejelzése ([603] BP, BP Energy Outlook 2035) ......................................................................................................................................... 9 6. Diagram - Átlagos ázsiai LNG import árak ([606] The Global LNG Market in 2015, CEDIGAZ) ........ 10 7. Diagram - Szárazföldi LNG szállítás Dél-Nyugat Európa kikötőiből ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL) .................................................................................................................................................. 10 8. Diagram - Meglévő európai LNG import terminálok és a régióban található export terminálok ([515] The LNG industry, GIIGNL) ......................................................................................................... 11 9. Diagram - Átlagos Henry Hub historikus és becsült spot árak (USD2013/mmBtu) ([615] U.S. EIA, Annual Energy Outlook) ....................................................................................................................... 12 10. Diagram - LNG tankerhajók (66 000 t kapacitással) átlagos napi bérleti díja (1 000 USD/nap) ([616] LNG Daily, Platts) .................................................................................................................................. 13 11. Diagram: Energiahordozók százalékos aránya a globális felhasználásban ([603] BP Energy Outlook 2035, BP) ............................................................................................................................................... 14 12. Diagram: Methane Pioneer ............................................................................................................. 15 13. Diagram: Methane Princess ............................................................................................................ 15 14. Diagram: A globálisan kereskedett földgáz szállítás módjai szerinti megoszlása ([603] BP Energy Outlook 2035, BP) ................................................................................................................................. 17 15. Diagram: LNG termelések ország szerinti százalékos megoszlása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 18 16. Diagram: a PNG LNG sematikus ábrája ........................................................................................... 18 17. Diagram: LNG export országok cseppfolyósító termináljainak kihasználtsága 2014-ben és várhatóan 2020-ban ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ................................ 23 18. Diagram: Ázsiai LNG import árak historikus alakulása ([606] The global LNG market in 2015:Q2 CEDIGAZ) ............................................................................................................................................... 24 19. Diagram: Japán, brazil és egyesült királyságbeli LNG spot árak historikus alakulása ([617] An overview of the LNG Market in 2015, CEDIGAZ) ................................................................................. 24 20. Diagram: Meghatározó vezetékes földgáz és LNG árainak evolúciója ([618] Global Gas Prices September 2015, Timera Energy) ......................................................................................................... 25 21. Diagram: A katari Északi-mező elhelyezkedése ([619] Qatar – International energy data and analysis, U.S. EIA) .................................................................................................................................. 27 22. Diagram: ausztráliai földgázmezők és infrastruktúra ([620] Gas- Australian overview, Victorian Government) ......................................................................................................................................... 28 23. Diagram: Palagáz mezők az USA-ban ([621] Shale gas and oil plays, lower 48 states, U.S. EIA) .. 29 24. Diagram: Globális cseppfolyósító kapacitások historikus adatai, valamint 2020-ra várható kapacitások, régiók szerint ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ...................... 31


88

25. Diagram: Belépő globális LNG cseppfolyósító kapacitások ([634] LNG, industry, Strokes, D; Spiks, O.; Rogers)............................................................................................................................................. 31 26. Diagram: LNG exportőr országok jelenlegi és jövőbeni cseppfolyósítói kapacitásai és kihasználtságai ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ........................................ 32 27. Diagram: LNG cseppfolyósító terminálok beruházási költsége régiók szerint, időszerinti bontásban ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ................................................................. 33 28. Diagram: Ausztrál export terminálok várható termelésbe állása ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev)............................................................................................................. 34 29. Diagram: Ausztrál export terminálok lekötött termelése desztináció szerint ([600] Australia and the global LNG market, Cassidy és Kosev) ........................................................................................... 35 30. Diagram: FERC engedéllyel rendelkező amerikai LNG export terminálok ([622] Approved NorthAmerican LNG import and export terminals, FERC) ............................................................................ 37 31. Diagram: FERC engedély elbírálása alatt álló export terminálok és FERC engedélyt benyújtani tervező projektek ([623] Proposed North-American LNG import and export terminals, FERC) ........ 38 32. Diagram: LNG tankerhajók új megrendeléseinek a száma ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ................................................................................................................................... 41 33. Diagram: LNG napi szállítási költségek és új tankerhajó megrendelések ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 42 34. Diagram: Al Mafyar, Q-Max kategóriájú tankerhajó ....................................................................... 43 35. Diagram: LNG tankerhajók életkor és kapacitás szerinti lebontása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 43 36. Diagram: A 2014-es globális LNG kereskedelem útvonalai ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ................................................................................................................................... 44 37. Diagram: Várható jövőbeni LNG tankerhajók üzembe állása ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 46 38. Diagram: 2018-ig várható LNG tankerhajó átadások ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) .......................................................................................................................................... 47 39. Diagram: LNG szállítási napidíjak DNy-európai desztinációt (SWE) feltételezve (1 000 USD/nap) ([616] LNG Daily, Platts) ....................................................................................................................... 48 40. Diagram: LNG szállítási költségek, költség tényezőként való megoszlása ...................................... 49 41. Diagram: Globális LNG import terminál kapacitások és kihasználtságuk ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 51 42. Diagram - Európai működő (kék), épülő (piros) és tervezett (sárga) LNG újragázosító terminálok ([625] European LNG Terminals: status and outlook, C. Papa) ........................................................... 52 43. Diagram - Európai nagyméretű újragázosító kapacitások várható alakulása ([625] European LNG Terminals: status and outlook, C. Papa) .............................................................................................. 53 44. Diagram - LNG import mennyiségek és import terminálok kihasználtsági aránya országonként 2014-ben ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ................................................. 54 45. Diagram: Small-Scale LNG koncepciója ([626] Small Scale LNG, IGU) ............................................ 55 46. Diagram: Kiskereskedelmi LNG felhasználás hajtóerői globálisan ([626] Small Scale LNG, IGU) ... 56 47. Diagram: SSLNG felhasználási szektorok 2014-ben a spanyol kikötőkbe érkező LNG szállítmányokból ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL) ...................................................................... 57 48. Diagram: Európai LNG import terminálok, LNG tanker teherautóba való átfejtési lehetőséggel ([627] The European Small Scale LNG Infrastructure, Gas LNG Europe) ............................................ 58


89

49. Diagram: Fos-Tonkin terminál LNG tartálykocsis elérhető átfejtői idősáv-kapacitásai/hónap ([632] LNG Truck Loading Capacity, Elengy) ................................................................................................... 60 50. Diagram: Montoir-de-Bretagne tartálykocsis elérhető átfejtői idősáv-kapacitásai/hónap ([632] LNG Truck Loading Capacity, Elengy) ................................................................................................... 61 51. Diagram: LNG tartálykocsis töltések száma a Fluxys terminálnál ([628] Fluxys LNG Import Terminal Zeebrugge, K. Standaert) ...................................................................................................... 65 52. Diagram - Small Scale LNG cseppfolyósító üzemek a régióban ([629] LNG New Services Inventory, GIE) ........................................................................................................................................................ 68 53. Diagram - Európai LNG import terminálok hajóból-hajóba történő áttöltési lehetőséggel ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe) ...................... 71 54. Diagram: Amerikai belépő LNG kapacitások a desztinációt tekintve ([630] LNG Exports Part II, Platts) .................................................................................................................................................... 74 55. Diagram: TTF CAl-17 határidős jegyzések ....................................................................................... 76 56. Diagram: TTF CAL-18 határidős jegyzések ....................................................................................... 76 57. Diagram: Lengyel szervezett földgázpiac határidős jegyzéseinek a havi súlyozott átlagárai.......... 77 58. Diagram: Globális LNG árak 2015/12-2016/01 ............................................................................... 78 59. Diagram: USA LNG árazása az értéklánc alapján ............................................................................. 79 60. Diagram: Amerikai LNG önköltségi ára és az európai gáztőzsdéken 2016 februárjában tapasztalt 2017-es határidős jegyzések ................................................................................................................. 80 61. Diagram: Henry Hub gázárak előrejelzése ([633] Short-term energy outlook, EIA) ...................... 81 62. Diagram: Amerikai LNG változó költségei és az európai hub árakhoz viszonyított aránya ............ 81


90

1.6.10 TÁBLÁZAT JEGYZÉK 1. Táblázat: 2014-es LNG import és export mátrix ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ..................................................................................................................................................... 21 2. Táblázat: Építés alatt lévő és bejelentett amerikai LNG export terminálok ([598] World LNG Report, International Gas Union (IGU)) ............................................................................................................ 39 3. Táblázat: Fő LNG szállítási utak hossza napokban kifejezve ([624] Methodology and specifications guide, Platts) ......................................................................................................................................... 45 4. Táblázat: LNG szállítási költség-mátrix, EUR/MWh-ban kifejezve 2016. január végén ([616] LNG Daily, Platts) .......................................................................................................................................... 47 5. Táblázat: Európai LNG terminálok tartálykocsis átfejtés lehetőségével ........................................... 59 6. Táblázat: Francia LNG import terminálok távolsága Budapesttől és díjszabásuk ............................. 61 7. Táblázat: Hosszú távú hozzáféréssel rendelkező társaságok az Elengy termináljain ........................ 62 8. Táblázat: Lengyel LNG import terminál Budapesttől való távolsága és kapacitása .......................... 62 9. Táblázat: Barcelona LNG terminál adatok ......................................................................................... 64 10. Táblázat: Fluxys terminál jellegzetességei és tartálykocsi átfejtő szolgáltatás díjai ....................... 65 11. Táblázat: Gate terminál adatai ........................................................................................................ 66 12. Táblázat: Hosszú távú újragázosító lekötésekkel rendelkező importőrök a Gate terminálnál ....... 66 13. Táblázat: Tartálykocsiba való átfejtés lehetőségének vizsgálata ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe) ................................................................. 68 14. Táblázat: LNG vasúti átfejtés lehetőségét vizsgáló terminálok Európában ([627] The European Small-Scale LNG Infrastructure: status and outlook, Gas LNG Europe) .............................................. 69 15. Táblázat: LNG minőségi besorolása összetétel szerint ([515] The LNG Industry, GIIGNL) ............. 72 16. Táblázat: LNG besorolása gázminőségi jellemzők alapján ([515] The LNG Industry, GIIGNL) ....... 73 17. Táblázat: Várható LNG árak a magyarországi LNG import szempontjából legjelentősebb ............ 82

PANNON LNG Projekt ACTION 1. TANULMÁNY

Recommend Documents