tanulmány 1.6. - pan-lng project | pan-lng project · kedves olvasó! Ön most a pannon-lng...

Tanulmány 1.6.

Kedves Olvasó!Ön most a PANNON-LNG projekt első munkarészének eredményei közül egyet tart kezében. Ez a kiadvány Magyarország első olyan közlekedésenergetikai infrastruktúraépítő projektjének részeként készült átfogó tanulmánynak egy fejezete, amely az Európai Unió társfinanszírozásával, kohéziós forrásból jöhet létre. A tanulmányok fejezetei széleskörűen tekintik át mindazon területeket, amelyek a bio- és földgáz alapú közlekedés terén megha-tározóak, vagy legalább érintettek.

Magyarország vezető szakmai műhelyeinek vizsgálati eredményeit tizenkét fejezet mutatja be. A tanulmány fejezetek sorrendben az alábbi területeket ölelik fel:

Magyarország vezető szakmai műhelyeinek vizsgálati eredményeit tizenkét fejezet mutatja be. A tanulmány fejezetek sorrendben az alábbi területeket ölelik fel:

1.1. A földgázhajtású járművek technológiája és jövőképe

1.2. A lehetséges fogyasztói körök, járműflották és az elterjedés forgatókönyvei

1.3. A bio- és földgáz alapú közlekedés elterjedésének környezeti és társadalmi hatásai nyomán a közlekedés által okozott externáliák változása

1.4. A CNG és LNG járművek elterjedéséhez szükséges töltőinfrastruktúra hálózatának szükséges kialakítása

1.5. Az LNG töltőállomások ellátásához szükséges disztribúciós technológia és teljesítmény

1.6. Az LNG és hazánk számára lehetséges import forrásai

1.7. Biometán üzemanyagok hazai előállításának forrásai és lehetőségei

1.8. Az LNG előállítására alkalmas hazai földgázkészletek és kiaknázásuk lehetőségei

1.9. A hazai LNG előállításához alkalmas cseppfolyósítás technológiája

1.10. A bio- és földgáz, mint az alternatív hajtóanyag stratégia elterjedésének hatásai, a szükséges szabályozók és ösztönzők térképe

1.11. Átfogó szabályozási, jogszabályi, valamint a szükséges ösztönzők gyűjteménye

1.12. A tanulmányfejezetek összefoglaló áttekintése Források – a több mint ezer felhasznált vagy áttekintett szakmai forrás jegyzéke. A közlekedés tiszta és korszakalkotóan új világába való betekintéshez, majd annak mindannyiunk érdekében történő hasznosításához jó munkát és soksikert kívánok Önnek!

Domanovszky HenrikA tanulmányok készítésének vezetőjeAz MGKKE elnöke és a PAN-LNG Project koordinátora

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 2015.10.08.

Tanulmány státusza Lektorált változat

Kiadás dátuma 2016.02.29.

Nyilvánossá kerülés dátuma 2016.06.02.

Tanulmányban résztvevők, intézetek 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

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.

FEJEZET ÖSSZEFOGLALÓ BEMUTATÁSA


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

TARTALOM JEGYZÉK


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

1.6.1. A tanulmányban használt adatok


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

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

Téma kiválasztása Szakirodalom áttekintése a

témában

A releváns szakirodalom azonosítása

A kapcsolódó tanulmányok

olvasása, elemzése

A szakirodalom áttekintő fejezet

megírása

A megfelelő referencia lista

elkészítése

1.6.2. Szakirodalom áttekintése és kivonata


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 Cooper-

medence 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


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.


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).


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 2014-

2015-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.


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 2014-

es 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

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.

7. Diagram - Szárazföldi LNG szállítás Dél-Nyugat Európa kikötőiből ([608] Retail LNG

Handbook, GIIGNL)


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,


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.


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


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 földgáz-

felhasználásé 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)

1.6.3 LNG kereskedelem


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


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.


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.


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 Új-

Guinea 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


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


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.

Import

régió

Importáló országok

(függőleges), exportáló

országok (vízszintes) Alg

éria

An

gola

Au

sztr

ália

Bru

nei

Egyi

pto

m

Egye

nlít

ői-

Gu

inea

Ind

on

ézia

Mal

ajzi

a

Nig

éria

No

rvég

ia

Om

án

Páp

ua

Új-

Gu

inea

Per

u

Kat

ar

Oro

szo

rszá

g

Trin

idad

Egye

sült

Ara

b

Emír

sége

k

USA

Jem

en

Öss

zese

n

Kína 0,32 0,13 3,93 0,06 0,13 0,77 2,46 2,89 0,43 0,13 0,13 0,27 - 6,67 0,13 0,13 - - 1,07 19,65

India 0,14 - - - - - - 0,06 1,33 0,05 0,1 - - 12,03 - 0,06 0,1 - 0,45 14,32

Japán 0,74 0,06 18,28 4,47 0,07 0,91 5,77 15,26 4,83 0,29 3,45 2,19 0,07 16,15 8,32 0,18 5,63 0,25 0,98 87,9

Malajzia 0,32 - 0,06 0,26 0,07 - - 0,12 0,26 0,06 - - - 0,07 - - - - 0,4 1,62

Szingapúr - - - - - 1,34 0,07 - - - - - - - - 0,3 - - - 1,71

Dél-Korea 0,38 0,07 0,84 0,76 0,07 0,13 5,29 3,68 3,34 0,07 3,89 - 0,08 13,12 2 0,13 0,06 - 3,19 37,1

Taiwan 0,06 - 0,13 0,62 0,07 2,13 2,85 0,12 - 0,13 1,03 6,08 0,06 0,06 - - 0,19 13,53

Tájföld - - - - - - - - 0,14 - 0,07 - - 0,84 0,06 0,06 - - 0,07 1,24

Belgium 0,01 - - - - - - - - - - - - 2,12 - - - - - 2,13

Franciaország 3,33 - - - - 0,07 - - 0,85 0,07 - - 0,06 0,75 - 0,06 - - - 5,19

Görögország 0,34 - - - - - - - - 0,05 - - - - - - - - - 0,39

Olaszország 0,05 - - - - - - - - - - - - 3,16 - 0,06 - - - 3,27

Litvánia - - - - - - - - - 0,11 - - - - - - - - - 0,11

Hollandia - - - - - - - - - 0,53 - - - 0,09 - 0,19 - - - 0,81

Portugália 0,07 - - - - - - - 0,35 0,06 - - - 0,54 - 0,18 - - - 1,2

Spanyolország 3,73 - - - - - - - 2,14 0,85 0,12 - 0,94 2,29 - 1,59 - - - 11,66

Törökország 3,04 - - - - - - - 1,08 0,2 - - - 0,81 - 0,06 - - - 5,19

Egyesült Királyság 0,19 - - - - - - - 0,06 - - - - 7,84 - 0,38 - - - 8,47

Argentína - - - - - - - - 0,61 0,12 - - - 0,68 - 2,51 - - - 3,92

Brazília 0,06 0,07 - - - 0,34 - 1,41 0,69 - - - 0,44 - 1,49 - - - 4,5

Chile - - - - - 0,06 - - - - - - - 0,06 - 2,66 - - - 2,78

Dominikai Köztársaság - - - - - - - - - - - - - 0,06 - 0,86 - - - 0,92

Puerto Rico - - - - - - - - 0,17 0,06 - - - - - 0,93 - - - 1,16

Egyesült Arab Emírségek - - - - - - - 0,06 0,12 - - - - 1,02 - - - - 0,07 1,27

Izrael - - 0,07 - - - - - - - - - - - - 0,13 - - - 0,2

Kuwait - - - - - - - 0,14 0,39 - 0,03 - - 0,88 - 0,73 - - 0,2 2,37

Kanada - - - - - - - - - - - - - - - 0,42 - - - 0,42

Mexikó - - - - - - 0,25 - 1,82 0,12 - - 3,19 1 - 0,36 - - - 6,74

USA - - - - - - - - - 0,11 - - - - - 0,89 - - 0,17 1,17

Összesen 12,78 0,33 23,31 6,17 0,34 3,69 15,97 25,06 19,45 3,57 7,92 3,49 4,34 76,7 10,57 14,42 5,79 0,25 6,79 240,94

Imp

ort

(m

illió

to

nn

a)

Export (millió tonna)

Indokína

Kel

et-Á

zsia

Euró

pa

Lati

n A

mer

ika

Kö

zel

Kel

et

Észa

k-

Am

erik

a

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

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


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


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)


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)


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).

1.6.4 LNG cseppfolyósító terminálok


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


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


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.


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.


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)


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.


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


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).


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


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 közel-

keleti 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.


30. Diagram: FERC engedéllyel rendelkező amerikai LNG export terminálok ([622] Approved North-American 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 Mexikó-

öböl 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).


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.


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

Projekt Kapacitás

Mt/év) Státusz

Várható termelésbe állás

DOE/FERC engedély megléte

Üzemeltető

Sabine Pass LNG

T1-2 9 Építés alatt 2015-16 DOE és FERC

Cheniere Energy

T3-4 9 Építés alatt 2016-17 DOE és FERC

T5 4,5 Befektetői

döntés előtt 2019 DOE

T6 4,5 Befektetői


Freeport LNG

T1-2 8,8 Építés alatt 2018 DOE és FERC Freeport LNG Liquefaction T3-4 4,4

Befektetői döntés előtt

2019 DOE és FERC

Cameron LNG

T1-3 12 Építés alatt 2018 DOE és FERC

Sempra Energy T4-5 8

Befektetői döntés előtt

nem elérhető nem elérhető

Cove Point LNG 5,25 Építés alatt 2017 DOE és FERC Dominion Resources

Elba Island LNG T1-2 2,5 Befektetői

döntés előtt 2017 DOE Kinder Morgan

Corpus Christi LNG

T1-3 13,5 Befektetői

döntés előtt 2018-19 DOE és FERC Cheniere Energy

Magnolia LNG T1-4 8 Befektetői

döntés előtt 2018-19 DOE LNG Limited

Texas LNG T1-2 4 Befektetői

döntés előtt 2018 DOE Texas LNG

Annova LNG T1-6 6 Befektetői

döntés előtt 2018 DOE Exelon

Jordan Cove LNG T1-4 6 Befektetői

döntés előtt 2019 DOE Veresen

Oregon LNG T1-2 9 Befektetői

döntés előtt 2019 DOE Oregon LNG

Mississippi River LNG

T1-4 2 Befektetői

döntés előtt 2019 DOE Lousiana LNG

Lake Charles LNG T1-3 15 Befektetői

döntés előtt 2019-20 DOE Trunkline LNG/BG

Golden Pass LNG T1-3 15,6 Befektetői

döntés előtt 2019-20 DOE Golden Pass Products

Gulf LNG T1-2 10 Befektetői

döntés előtt 2019-20 DOE Gulf LNG

Calcasieu Pass LNG

T1-2 10 Befektetői

döntés előtt 2019-20 DOE

Venture Global Partners

South Texas FLNG

T1-2 8 Befektetői


Next Decade International

Gasfin LNG 1,5 Befektetői

döntés előtt 2019 nem elérhető Gasfin Development

Dow Neast LNG 3 Befektetői

döntés előtt 2019 nem elérhető Dow Neast LNG

CE FLNG T1-2 8 Befektetői


Cambridge Energy Holdings

Live Oak LNG 5 Befektetői

döntés előtt 2019 nem elérhető Parallax Energy

General American LNG

T1-2 4 Befektetői

döntés előtt 2022 nem elérhető

General American LNG

Main Pass Energy Hub FLNG

T1-6 24 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE

Freeport-McMoran Energy

Barca FLNG T1-3 12 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE Barca LNG

Gulf Coast LNG T1-4 21 Befektetői nem elérhető DOE Gulf Coast LNG


döntés előtt

Delfin FLNG T1-4 13 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE Delfin FLNG

Eos FLNG T1-3 12 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE Eos LNG

Monkey Island LNG

T1-6 12 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE SCT&E

Alturas LNG 1,5 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE WesPac

Waller Point FLNG 1,3 Befektetői

döntés előtt nem elérhető DOE Waller Marine, Inc

REI Alaska 1 Befektetői

döntés előtt 2020 nem elérhető Resources Energy

Alaska LNG T1-3 20 Befektetői


BP, Exxonmobil, ConocoPhillips

Összes 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.


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))

0

5

10

15

20

25

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Haj

ók

szám

a

Előre lekötött Spekulatív

1.6.5 LNG szállítás


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 2011-2012-

ben 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.


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))


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 Panama-

csatornát 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).


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

Jap

án /

Ko

rea

D-K

ína

/

Taiw

an

Ny-

Ind

ia

DN

Y-

Euró

pa

ÉNY

-Eu

róp

a

ÉK-U

SA

Arg

entí

na

Bra

zília

Közel-Kelet 15 13 3 13* 16* 22* 21 24

Ausztrália 8 7 9 21* 24* 29 21 25

Trinidad és Tobago 33* 31* 22* 9 9 5 11 7

Nigéria 26 23 17 9 10 13 11 9

Algéria 24* 22* 13* 1 4 9 14 12

Belgium 28* 25* 16* 3 - 8 16 14

Peru 21 24 27 23 24 24 9 14

Oroszország 3 5 15 27* 29* 35* 27 37

Spanyolország 25* 22* 14* - 3 7 14 11

Norvégia 32* 28* 20* 6 3 9 19 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 Szuezi-

csatornán 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


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 Q-

MAX 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.


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

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).

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

EUR/MWh

Jap

án /

Ko

rea

D-K

ína

/ Ta

iwan

Ny-

Ind

ia

DN

Y-

Euró

pa

ÉNY

-Eu

róp

a

ÉK-U

SA

Arg

entí

na

Bra

zília

Közel-Kelet 2,45 2,17 0,90 2,76 3,10 3,72 3,01 3,41

Ausztrália 1,71 1,55 1,83 4,22 4,62 4,44 3,47 4,06

Trinidad és Tobago 6,05 5,74 4,37 1,64 1,64 1,02 1,92 1,40

Nigéria 4,16 3,72 2,85 1,61 1,74 2,02 1,89 1,61

Algéria 4,59 4,31 3,01 3,69 0,96 1,52 2,30 2,02

Belgium 5,06 4,65 3,38 0,84 0,00 1,36 2,48 2,23

Peru 3,57 4,03 4,44 3,66 3,75 3,60 1,67 2,39

Oroszország 0,93 1,18 2,48 4,62 4,84 5,43 3,88 5,21

Spanyolország 4,75 4,31 3,16 0,00 0,84 1,27 2,30 1,89

Norvégia 5,61 5,06 3,91 1,21 0,81 1,49 2,88 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

20

33

26

23

11 10

9 8

0

5

10

15

20

25

30

35

2015 2016 2017 2018

Haj

ók

szám

a

Előre lekötött Spekulatív


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)


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%

20%

50%

Bérleti díj Egyéb Üzemanyag


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

1.6.6 LNG import terminálok


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 „small-

scale” 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.


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.


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

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.

203 216 218 220 221 221 221 221 221 221 221

13 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 5 10 21 64

98 124 132 137 143 143 143

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

mill

iárd

m3 /

év

Működő Épülő Tervezett


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.


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.


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.


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.

47. Diagram: SSLNG felhasználási szektorok 2014-ben a spanyol kikötőkbe érkező LNG szállítmányokból ([608] Retail LNG Handbook, GIIGNL)

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.

3202

2200

1267

989

964

756

495

287

260

235

179

5

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Mezőgazdaság és élelmiszeripar

Fémgyártás

Egyéb ipari felhasználás

Villamosenergia-termelés

Építés

Háztartási felhasználás és kisipari…

Finomítás

Gyógyszeripar és vegyipar

Textilipar

Szolgáltatások

Papírgyártás

Egyéb ipari

GWh

LNG

fel

has

znál

ási s

zekt

oro

k


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


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

Kapacitás: LNG m

3/h

2014-ben megtöltött tartálykocsik (db)

2014-ben kiadott mennyiség (m

3)

Belgium Zeebrugge 75 1 670 66 100

Franciaország

Montoir de Bretagne

100 424 21 200

Fos Tonkin 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

Spanyolország

Bilbao 2 x 27 58 2 430

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

Egyesült Királyság

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 m3 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).


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).


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 1484

Közúti távolság Budapesttől (km) – Montoir-de-Bretagne

1907

Áttöltő kapacitás LNG m3/h 100

LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri, nettó) 1 000 €

Töltés díja (nettó) 600 €

Előhűtési díj (nettó) 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.


7. Táblázat: Hosszú távú hozzáféréssel rendelkező társaságok az Elengy termináljain

1 Axpo Trading AG

2 Dufenergy Trading SA

3 Econgas GmbH

4 EDF Trading Ltd

5 ENOI S.p.A

6 Gas Natural Europe

7 Gazprom Global LNG Limited

8 Engie

9 Gunvor International B.V.

10 Koch Supply & Trading Co Ltd

11 Marubeni Corporation

12 Noble Clean Fuels Limited

13 Sonatrach

14 Statoil ASA

15 Total Gas & Power Ltd

16 Trafigure

17 Uniper Global Commodities

18 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) 1121

Áttöltő kapacitás LNG m3/h 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


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.


9. Táblázat: Barcelona LNG terminál adatok


Áttöltő kapacitás LNG m3/h 3 x 91

Éves töltési díj, 30 GWh/hónapos kihasználtsággal, egy éves szerződést tekintve

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.


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

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



LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri)

3 264 €

Töltés díja 489 €

Előhűtési díj 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

5 65

316

819

1 670

1 184

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2010 2011 2012 2013 2014 2015

db


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) 1 454


LNG tartálykocsi engedélyezése (egyszeri) díjmentes

Töltés díja (nettó, 2 órás igénybevételi lehetőség) 550 €

Előhűtési díj, meleg tartálykocsi esetén (nettó, 4 órás igénybevétel) 1 100 €

Előhűtési díj, LNG párával már hűtött tartály esetén (nettó, 2 órás igénybevétel)

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 LNG-

ként 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


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 km-

re 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.


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


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 Terminál

Hollandia Gate terminal

Lengyelország Swinoujscie

Spanyolország 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.


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.


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


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 ország Származási hely Nitrogén % Metán % Etán % Propán % Egyéb

szénhidrogének (C4+) %

Ausztrália Új-Dél-Wales 0,04 87,33 8,33 3,33 0,97

Északi terület 0,1 87,64 9,97 1,96 0,33

Algéria

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

Brunei 0,04 90,12 5,34 3,02 1,48

Egyiptom Idku 0,02 95,31 3,58 0,74 0,35

Damietta 0,02 97,25 2,49 0,12 0,12

Egyenlítői-Guinea 0 93,41 6,52 0,07 0

Indonézia

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

Oroszország Sakhalin 0,07 92,53 4,47 0,95 1,98

Trinidad 0,01 96,78 2,78 0,06 0,37

USA Alaszka 0,17 99,71 0,09 0,01 0,02

Jemen 0,02 93,17 5,93 0,12 0,76

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

1.6.7 Várható költségek a globális piacról beszerzett LNG esetében


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

Származási hely

LNG sűrűség kg/m

3

Gáz sűrűség kg/nm

3

Expanziós arány nm

3/m

3

cseppfolyós gáz fázis

Felső fűtőérték MJ/nm

3

Wobbe-index MJ/nm

3

Ausztrália

Új-Dél-Wales

467,35 0,83 562,46 45,32 56,53

Északi terület

461,05 0,81 567,73 44,39 56,01

Algéria

Skikda 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

Brunei 461,63 0,82 564,48 44,68 56,18

Egyiptom Idku 437,38 0,76 578,47 41,76 54,61

Damietta 429,35 0,74 582,24 40,87 54,12

Egyenlítői-Guinea 439,64 0,76 578,85 41,95 54,73

Indonézia

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

Oroszország Sakhalin 450,67 0,79 571,05 43,3 55,43

Trinidad 431,03 0,74 581,77 41,05 54,23

USA Alaszka 421,39 0,72 585,75 39,91 53,51

Jemen 442,42 0,77 576,9 42,29 54,91

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.


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


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


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


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

13,50

15,50

17,50

19,50

21,50

23,50

25,50

27,50

EUR

/MW

h

2016 2017 2018


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

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

12

14

16

18

20

22

24

20

15

.11

.30

20

15

.12

.02

20

15

.12

.04

20

15

.12

.06

20

15

.12

.08

20

15

.12

.10

20

15

.12

.12

20

15

.12

.14

20

15

.12

.16

20

15

.12

.18

20

15

.12

.20

20

15

.12

.22

20

15

.12

.24

20

15

.12

.26

20

15

.12

.28

20

15

.12

.30

20

16

.01

.01

20

16

.01

.03

20

16

.01

.05

20

16

.01

.07

20

16

.01

.09

20

16

.01

.11

20

16

.01

.13

20

16

.01

.15

20

16

.01

.17

20

16

.01

.19

20

16

.01

.21

20

16

.01

.23

20

16

.01

.25

20

16

.01

.27

EUR

/MW

h

DES Japán/Korea Marker (JKM) FOB Kelet-Atlanti Marker (EAM)

DES DNY-Európa Marker (SWE) DES ÉNY-Európa Marker (NWE)

DES NY-India


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

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.

8,06

5,43

1,64 1,55

16,69

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

Henry Hub Cseppfolyósítás Szállítás Újragázosítás USA Összes

EUR

/MW

h


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

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.

16,69

13,49

16,06

13,47

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

USA Összes TTF Cal-17 TGE Cal-17 Platts SWE Marker(spot)

EUR

/MW

h


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

9,71

12,53 13,49

16,06

13,47

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

USA összesváltozó költség

(határidősjegyzések)

USA összesváltozó költség

(EIAelőrejelzés)

TTF Cal-17 TGE Cal-17 Platts SWEMarker (spot)

EUR

/MW

h


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

TTF TGE Mibgas

Kikötők Fluxys, Gate, Fos-Tonkin, Montoir-de-

Bretagne

Świnoujście Barcelona

Várható 2017-es árak [EUR/MWh]

12,6 14,6 13,1

Várható 2017-es árak [EUR/t]

191 221 198


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. Nagy-

Britanniában, 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

1.6.8 RÖVIDÍTÉSEK ÉS FOGALMAK MAGYARÁZATA


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


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 1054-

1060 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


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.


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

1.6.9 DIAGRAM JEGYZÉK


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 North-

American 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,


34. Diagram: Al Mafyar, Q-Max kategóriájú tankerhajó ....................................................................... 43

35. Diagram: LNG tankerhajók életkor és kapacitás szerinti lebontása ([598] World LNG Report,


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,


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,


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


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


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,


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

1.6.10 TÁBLÁZAT JEGYZÉK

Felelős szerkesztő: Domanovszky HenrikKiadásért felelős: MGKKE

Copyright © Magyar Gázüzemű Közlekedés Klaszter Egyesület

tanulmány 1.6. - pan-lng project | pan-lng project · kedves olvasó! Ön most a pannon-lng...

Documents