Kraje Azji i Pacyfiku zużywają 75% LNG
17:1112.02.2016 (aktualizacja: 17:29 12.02.2016)53Страны Azji i Pacyfiku w sumie w 2014 roku spożywali 180 milionów ton LNG przeciwko 178,36 mln ton rok wcześniej
© AFP 2016/ Yoshikazu Tsuno
WARSZAWA, 12 lutego — RIA novosti. Kraje Azji i Pacyfiku zużywają 75% światowej produkcji skroplonego gazu ziemnego (LNG); liderami konsumpcji są: Japonia, korea Południowa i Chiny, czytamy w prezentacji kierownika LNG-kierunki w regionie Azji i Pacyfiku i morza Śródziemnego basenach firmy analitycznej ICIS Powieści Казьмина.
Łącznie w 2014 roku Azja потребила około 180 mln ton LNG przeciwko 178,36 mln ton rok wcześniej. W szczególności, zużycie w Japonii wyniosła 89,2 mln ton, w Korei Południowej — 37,62 mln ton, w Chinach — 18,98 mln ton, Indie — 14,54 mln ton, w Tajwanie — 13,45 mln ton, w Południowo-Wschodniej Azji — 6,3 mln ton.
Drugim największym odbiorcą LNG na świecie po Azji występuje Europa (14%), dalej Południowa i Północna Ameryka (5% i 4%, odpowiednio) i Bliski Wschód (2%).
Japonia
W 2014 roku Japonia потребила 89,2 mln ton LNG przeciwko 87,98 mln rok wcześniej. Według planu energetycznego Ministerstwa gospodarki, handlu i przemysłu Japonii do 2030 roku, udział gazu w zachowaniu źwiatowej równowagi energetycznej kraju powinna wynosić 27% wobec 43% w 2014 roku, udział węgla — 26% vs 30%, energetyki jądrowej — 21% wobec obecnych 2%, odnawialnych źródeł energii — 14% vs. 2%. Wodna powinna pozostać na poziomie 9%, a udział ropy naftowej — spaść do 3% z obecnych 15%.
W swojej prezentacji Казьмин rozważa także trendów długoterminowych dostaw LNG do Japonii. Kontrakty na około 30 milionów ton rocznie z japońskimi odbiorcami nominalnie wygasają między 2015 a 2020 rokiem, w tym kontrakty na ponad 10 mln ton rocznie z Malaysia LNG (Malezja), 4,7 mln ton z ADGAS (zjednoczone emiraty ARABSKIE) i 4,6 mln ton rocznie, z NWS (Australia), zauważa ekspert.
“Japońscy klienci przyzwyczaili się kupować LNG czy Australii, Papui Nowej Gwinei i Indonezji (Senoro-Donggi) do wypadku w ELEKTROWNI atomowej “Fukushima”, ale wzmożonych zakupów w oczekiwaniu, że długoterminowy popyt na LNG wzrośnie, замедлив tym samym przejście do energii jądrowej” — czytamy w prezentacji.
Japońskie firmy początkowo późno zauważyli LNG z USA, ale udało się zawrzeć kontrakty na prawie 17 mln ton LNG bezpośrednio z amerykańskich projektów, zauważa ekspert. Na przykład, Mitsui i Mitsubishi są to tak zwane толлинговые umowy na 4 mln ton rocznie давальческого surowców każde z Kamerunu, a Chubu Electric i Osaka Gas ma takie same umowy na давальческое surowce na 2,2 milion od Freeport.
W okresie od 2009 do 2014 latach japońskie firmy zapewniły prawie 40 milionów ton rocznie długoterminowego LNG od projektów w Australii, USA i od portfela dostawców.
Korea Południowa
Казьмин przypomina, że firma Korea Gas (KOGAS) stworzony jako wyłączny importer LNG i gazu hurtownika, co pozwoliło KOGAS stać się największym na świecie odbiorcą LNG. W prowadzeniu firmy znajdują się 4 LNG – terminalu: Пхентхэк, Incheon, tongyeong-si dla i Самчхок, które mają w sumie 64 zbiornika o pojemności 4,4 mln ton.
Ponadto, firma GS Caltex i dostawca gazu SK E & S wspólnie opracowują w taisen-ri (Boryeong) terminal o przepustowości 3 mln ton rocznie, który zacznie funkcjonować w 2017 roku.
Wśród długoterminowych problemów rozwoju CNG w Korei Południowej, ekspert wskazuje, że kraj stara się rozwijać konkurencję dla KOGAS, ale ma pewne trudności w związku z silnym oporem ze strony związków zawodowych i najniższej KOGAS.
U KOGAS istnieje kilka kontraktów średnioterminowych na około 5 milionów ton LNG z BG, RasGas, NWS, które kończą się na kolejne 2 lata. Również u KOGAS są nowe kontrakty długoterminowe z Gladstone LNG na 3,5 mln ton rocznie, Donggi-Senoro na 0,7 mln ton ton i Sabine Pass na 2,8 mln ton. Również transakcje z Shell i Total w sumie na 5,6 mln ton.
Chiny
Chiny w 2014 roku strawił 18,98 mln ton LNG. “Chiny zajmują trzecie miejsce pod względem zużycia gazu ziemnego, ale w światowym popycie na energię pierwotną ma udział zaledwie 5-6%. We wrześniu 2013 roku w chińskim rządzie opracowali ambitne zadania ekologiczne, które mają na celu zmniejszyć zanieczyszczenie powietrza i przyczynić się do przejścia z węgla na gaz”, — przypomina ekspert.
Przed regionem obejmującym terytorium Pekin-Tianjin-Hebei, ma za zadanie zmniejszyć zużycie węgla na 85 mln ton do 2017 roku, co odpowiada 50 miliardów metrów sześciennych gazu. Do 2020 roku udział węgla w zachowaniu źwiatowej równowagi energetycznej Chin powinna spaść do 56% w porównaniu z 63% w 2015 roku, udział ropy naftowej — 17% vs 18%, gazu ziemnego — 12% vs 8%, неископаемые rodzaje energii — 15% vs. 11%.
Własna produkcja gazu w Chinach w 2015 roku wyniosła 132 mld metrów sześciennych, do 2019 roku wskaźnik ten powinien wynosić 170 miliardów. Przy tym, import gazu do 2020 roku ma wzrosnąć do 148 mld z obecnego poziomu około 60 miliardów.
Zakupy gazu Chinami u Turkmenistanu w 2014 roku osiągnęły 30 miliardów metrów sześciennych, a do 2021 roku planowane jest zwiększenie do 65 miliardów metrów sześciennych. Również dostawcami gazu w kraju były Katar (około 10 miliardów metrów sześciennych), Australia, Indonezja, Malezja i inne (około 5 miliardów metrów sześciennych).
Chiny będą również otrzymywać 38 miliardów metrów sześciennych gazu rocznie z Rosji z gazociągu “Siła Syberii”. Również między “Gazpromem” i CNPC podpisano umowę ramową na dostawę 30 miliardów metrów sześciennych rocznie przez zachodni szlak (gazociąg “Siła Syberii-2”).
Ponadto chińscy klienci podpisały specjalne umowy (SPA, Special Prorate Agreement) w celu importu ponad 70 miliardów metrów sześciennych LNG rocznie w 2020 roku.
Eksport gazu z Chin wynosi aż około 30 miliardów metrów sześciennych, do 2020 roku wskaźnik ten planuje się doprowadzić do 43 miliardów. “Wydobycie konwencjonalnego gazu w Chinach wzrosła o około 10% w 2014 r. — do 128 miliardów metrów sześciennych, ale kwota ta nadal nie jest w stanie zaspokoić chiński popyt, tak i niektóre zakłady produkcyjne są dość kosztowne” — czytamy w prezentacji.
Przy tym koszty wiercenia studni w Chinach w 4 razy wyższe niż w USA. Budowa geologiczna, duża odległość od rynków zbytu, brak technologii i niekorzystny klimat — wszystko to również jest przyczyną niskich tempa postępu w własnej benzyny Chin.
Казьмин zauważa również, że obecnie łączna moc регазификационных terminali LNG w Chinach jest ponad 40 milionów ton rocznie. W sumie 16,5 mln ton rocznie nowych mocy jest w fazie rozwoju, a także poinformowano o 14 nowych i zaawansowanych projektach LNG w celu zwiększenia wydajności o kolejne 40 milionów ton rocznie.
Również ekspert analizuje ceny na gaz w Chinach. Tak, reforma rynku gazu od lipca 2013 roku wprowadza więcej ‘ s zorientowane mechanizm ustalania cen, który jest łącznikiem między cenami loco gazu, sieci dystrybucji i kontraktami opartymi na indeksowanie ropy naftowej. Po 2020 roku planowane jest przejście od regulacji państwowej do orientacji rynkowej (indeks Henry Hub i ceny papierów wartościowych).
Indie
Indie są czwartym co do wielkości rynkiem LNG, zużycie w 2014 roku wyniosły 14,5 mln ton. Rząd stawia plany zwiększenia udziału gazu ziemnego z 9% do 20% do 2025 roku.
“Strategiczna bliskość Indiach z Bliskim Wschodem i Atlantyckim basenem, a także różnorodność konsumentów, pozwoliła jej stać się jednym z najbardziej konsekwentnych płynnych rynków na спотовым dostaw LNG poza Azji Wschodniej” — czytamy w prezentacji Казьмина.
Jednak, ekspert wskazuje, że rozwój sektora gazowego i zużycie “błękitnego paliwa” w Indiach jest ograniczona przez system kalkulacji cen i infrastrukturą. “Indian nabywców LNG — GAIL, Petronet, GSPC (i w mniejszym stopniu Reliance) są wrażliwe na ceny. Indyjskie wewnętrzne ceny są oparte na różnych metodach kalkulacji, ale najnowsza reforma od 2014 roku opiera się na kompleksowej średnio zważonego kosztów Kanady, Rosji, USA i wielkiej Brytanii. Oznacza to, że poziomy cen na razie nie przyczyniają się do długoterminowego importu LNG” — pisze ekspert.
Obecnie w Indiach istnieją cztery systemów terminala (Dahej, Hazira, Dabhol i Kochi), ale terminale Dabhol i Kochi mają szereg ograniczeń.