Miskolci Egyetem Műszaki Földtudományi Kar Kőolaj és Földgáz Intézet A régiónkat érintő LNG-s fejlesztések, és az FGSz Zrt. rendszerével való kapcsolat elemzése Szakdolgozat Készítette: Szenei Gábor Műszaki Földtudományi Alapszakos hallgató Olaj- és gázmérnöki specializáció Tanszéki konzulens: Galyas Anna Bella PhD hallgató Ipari konzulens: Bogoly Sándor Termék és Szolgáltatás Menedzsment vezető FGSZ Földgázszállító Zrt. Miskolc, 2018.05.10.
Tartalomjegyzék 1 Bevezetés... 1 2 Az LNG tulajdonságai, valamint az alkalmazásához kapcsolódó technológiák bemutatása... 2 2.1 Az LNG fizikai-kémiai tulajdonságai... 2 2.2 Az LNG értéklánc elemei... 3 2.2.1 Cseppfolyósítás... 4 2.2.2 Az LNG tárolása... 6 2.2.3 A cseppfolyós gáz szállítása... 6 2.2.4 Visszagázosítás... 8 2.3 További technológiák... 9 2.4 Műszaki biztonsági kérdések...10 3 LNG árak...12 4 LNG a világban...15 5 Az Európai Unió földgáz piaca, és LNG Európában...20 5.1 Gázpiaci áttekintés...20 5.1.1 Gázimport...21 5.2 Gáz HUB-ok Európában...23 5.3 Az EU LNG-re vonatkozó álláspontja...24 5.4 LNG Európában...25 5.5 Kiemelt projektek...28 5.5.1 Shannon LNG terminál Írországban...29 I
5.5.2 Krk LNG terminál Horvátországban...29 5.5.3 Alexandroupolis LNG terminál Észak-Görögországban...31 5.5.4 LNG terminál a göteborgi kikötőben...31 5.5.5 Swinoujscie terminál kapacitásának növelése Lengyelországban...32 6 Magyaroroszág hozzáférése az LNG kapacitásokhoz, szükséges fejlesztések...33 6.1 A Krk terminálhoz való hozzáférés...34 6.1.1 Első forgatókönyv...35 6.1.2 Második forgatókönyv...36 6.1.3 Harmadik forgatókönyv...36 6.1.4 A Krk terminálból való import költségei és szállítási útvonala...37 6.2 Magyarország hozzáférése a Swinoujscie LNG terminál kapacitásához...38 6.2.1 Beszállítási útvonal a Swinoujscie LNG terminálból és az import költségei.41 6.3 Hozzáférés a Porto Levante olasz LNG terminál kapacitásához...43 6.4 Hozzáférés a tervezett Alexandroupolis LNG terminálhoz...45 6.5 Beszállítási útvonalak összehasonlítása...47 7 Összefoglalás...48 8 Summary...49 9 Irodalomjegyzék...50 Köszönetnyilvánítás...52 II
1 Bevezetés Rohamosan fejlődő világunk elképzelhetetlen lenne energia nélkül, gépeink, társadalmunk fejlődésével pedig energiafelhasználásunk is rohamosan növekszik. Korunk legfontosabb energiahordozói a szénhidrogének, az éves energiaszükségletünk több mint 60%-át ezekkel szolgáljuk ki, így kiemelt szerep jut a földgáznak is, hogy kielégítse energia éhségünket. A földgáz térhódítása a hetvenes években, az olajválsággal kezdődött az égbe szökő olajárak miatt, míg azelőtt csak a termelés nem kívánatos melléktermékeként kezelték elégetve azt. Ma azonban más szempontok is számítanak, amiket jobban kielégít a földgáz, mint egyéb fosszilis energiahordozók. Ilyen például a nyugati világunkban egyre nagyobb hangsúlyt kapó környezetvédelem, hiszen a földgázt a legtisztább fosszilis energiaforrásként tartják számon. Fontos az energia diverzifikáció is, az országok igyekeznek minél többféle energiaforrást bevonni portfóliójukba minél több forrásból, ezzel elősegítve energia biztonságukat. A földgázt hagyományos módon akár sok 1000 km hosszú vezetékeken szállítható a célhelyre, azonban erre létezik egy másik módszer is. Ez nem más, mint a földgáz lehűtése olyan mértékben, hogy annak legfontosabb összetevője, a metán cseppfolyós halmazállapotba kerüljön. Ekkor a gáz térfogata 600-ad részére csökken a gáztechnikai normálállapotban mért értékhez képest, így már hatékonyabban szállítható az erre a célra épített óceánjáró hajókon. A közelmúltban vált a technológia olyan fejlettségűvé, hogy ez az energiaforrás valódi, megfizethető alternatívát jelentsen a vezetékes földgázzal szemben is. Európa földgázfelhasználását illetően pedig különösen fontos ez az energiaforrás, mivel a kontinens gázkészletei igen korlátozottak, valamint a vezetékes földgáz utánpótlás szinte csak politikailag instabil országokból érhető el, amely veszélyt jelent az európai államok energiabiztonságára. Ezen okoknál fogva a közeljövőben az LNG egyre szélesebb körben való elterjedése várható. Magyarországra egyelőre nem érkezik LNG-ből származó földgáz, viszont a jövőben ez változhat. Szakdolgozatomban az LNG-ről lesz szó. Bemutatom annak tulajdonságait, a felhasználásához szükséges technológiákat, illetve a világ és az Európai Unió földgáz piacára gyakorolt hatását. Később ismertetem az ezzel összefüggő térségünkben megvalósuló beruházásokat. Szakdolgozatom második felében Magyarország LNG kapacitásokhoz való hozzáférését fogom megvizsgálni. 1
2 Az LNG tulajdonságai, valamint az alkalmazásához kapcsolódó technológiák bemutatása 2.1 Az LNG fizikai-kémiai tulajdonságai Az LNG (Liquified Natural Gas) a földgáz egyik formája, -162 C-ra lehűtve cseppfolyós halmazállapotban. Színtelen, szagtalan, nem korrozív és nem mérgező, sűrűsége ~450 kg/m 3, de ez kis mértékben változhat összetételtől függően. Cseppfolyós halmazállapotban nem gyúlékony. Legnagyobb előnye a hagyományos földgázzal szemben, hogy térfogata annak csupán hatszázad része (gáztechnikai normálállapotban), így egyetlen m 3 LNG-ből 600 m 3 gáz nyerhető vissza. Energiasűrűsége a CNG (Compressed Natural Gas), azaz nagynyomásra komprimált földgáz értékéhez képest 240%. Ennek köszönhetően sokkal gazdaságosabb korlátozott kapacitású hajókon szállítani, így olyan helyekre is eljuthat ahová csővezetéket nem gazdaságos építeni. [1] [2] 1. ábra LNG szállítására használt hajó (Forrás: www.worldmaritimenews.com) További előnye, hogy a felhasználás helyén még annál is kevésbé terheli a környezetet, mivel szinte teljes egészében csak metánt tartalmaz (95%<). A gázban található egyéb szennyező anyagokat el kell távolítani hűtés előtt, mivel a kén és szén-dioxid korrodálnák a berendezést. Más szénhidrogének pedig még a metán cseppfolyósítása (-161,6 C) előtt kifagynának az elegyből. [2] Az LNG legnagyobb hátránya a vezetéken történő szállítással szemben a magas költségek. Az infrastruktúra elkészülése a kezdeti tanulmányoktól az átadásig akár 10 év is lehet, a költségek pedig több 10 milliárd eurót tehetnek ki. [3] 2
2.2 Az LNG értéklánc elemei Az LNG előállításának bemutatása során elengedhetetlen az LNG értéklánc fogalmának tisztázása. Ez azt a folyamatot fedi le, amely a földgáz kitermelésével kezdődik és annak eltüzelésével fejeződik be. Továbbiakban az értéklánc részfolyamatait fogom tárgyalni, ezzel bemutatva az LNG lánc létrejöttéhez szükséges technológiákat. Az alábbi, 2. ábra az LNG értéklánc egyes elemeit szemlélteti. 2. ábra Az LNG értéklánc elemei (Forrás: www.gastechnology.org) Az értéklánc a gázmező felfedezésével, majd a földgáz kitermelésével kezdődik, ahogyan megfigyelhető az ábrán is. A szénhidrogéntermelő mező lehet szárazföldi vagy tengeri is, valamint konvencionális (hagyományos módszerekkel hozzáférhető) és nem konvencionális (pl. palagáz mezők). A kitermelt földgázt ezután csővezetéken keresztül el kell juttatni egy cseppfolyósító üzembe. A cseppfolyósító üzemek legtöbbször export terminálként is szolgálnak, és a tengerek, óceánok partjain helyezkednek el, hogy a cseppfolyósított földgázt további szállítás nélkül az LNG tankerekbe lehessen tölteni. [2] Következő lépésként a cseppfolyósítás valósul meg, de mielőtt ez megtörténne, a különböző szennyező komponenseket a földgázból el kell távolítani (kénvegyületek, széndioxid, nehezebb szénhidrogének, víz), mivel ezek a hűtési rendszert károsíthatják, eltömíthetik. A cseppfolyósítás csak akkor kezdődhet, ha a keverék metántartalma 95% körüli értékre dúsul. [2] 3
2.2.1 Cseppfolyósítás A cseppfolyósítás költségeit sok tényező befolyásolja (pl. a beruházás zöld vagy barnamezős, az alkalmazott technológiák, a földrajzi elhelyezkedés stb.). Általánosságban azonban elmondható, hogy 2016-ban 800 /tonna egység költséggel kellett számolni egy LNG cseppfolyósító üzem felépítésekor. A földgáz cseppfolyósítására a világ cseppfolyósító kapacitásainál 94%-ban [4] alapvetően 3-féle eljárást használnak, amelyeket az alábbiakban ismertetek. 2.2.1.1 C3MR (Propane Pre-Cooled Mixed Refrigerant) eljárás Működését tekintve a földgázt először propán hűti le -35 o C-ra. Az előhűtés után a földgáz a fő kriogén hőcserélőbe kerül, amely -162 o C-ra hűti le, így cseppfolyóssá válik. A propán hűtőkörben először a propánt olyan nyomásra komprimálják, hogy az folyadékká alakuljon. Ezután a folyékony propán nyomását lépcsőzetesen csökkentik, így kitágulva annak hőmérséklete lecsökken. A propánt a kevert hűtőközeg (nitrogén, metán, etán, etilén, propán) előhűtésére is használják. Az előhűtés után a kevert hűtőközeg részben kondenzálódik, a gáz és folyadék fázisokat ezután egy nagynyomású szeparátorban elkülönítik. A két fázis szeparáltan lép a hőcserélőbe, ahol kitágulva hőmérsékletük csökken, így az itt haladó előhűtött földgázt is tovább hűtik. A hűtőközeg ezután a hőcserélő alján távozik, majd újra komprimálásra kerül. [5] 3. ábra C3MR eljárás vázlata (Forrás: www.ivt.ntnu.no) 4
2.2.1.2 AP-X eljárás Ez az eljárás a C3MR eljáráson alapul. A két eljárás legfőbb különbsége, hogy ez esetnem a fő hőcserélőből kilépve a földgáz hőmérséklete csak -115 o C értékre hűl, így egy további nitrogénnel működő hűtőkört alkalmaznak, amelyben már bekövetkezik a cseppfolyósodás. [5] 2.2.1.3 Conoco Phillips Optimized Cascade Process Az eljárás során a földgázt egy 3 hűtőkörből álló rendszer hűti cseppfolyósodásig. Az első hűtőkör propánt tartalmaz, amelyet a második, etánt tartalmazó rendszer hűtésére használnak. Az etánt tartalmazó hűtőkör ezután tovább hűti a harmadik rendszert, amely metánt tartalmaz. Az előző két rendszer egymás hűtése közben a földgázt is előhűti. Legvégül a földgáz hőmérsékletét a metán hűtőkör csökkenti cseppfolyósodásig. [6] 4. ábra A kaszkád ciklus szemléltetése (Forrás: www.hydrocarbon21.com) A különböző eljárásokat az alábbi táblázatban hasonlítottam össze. 1. táblázat Cseppfolyósító eljárások paraméterei (Forrás: [4] [5] [7]) Elterjedtség Energiaigény Előny Hátrány C3MR 61% 0,29 kwh/kg AP-X 15% 0,25 kwh/kg Egyszerű, olcsó beruházás Kisebb fogyasztás Nagyobb energia igény Drágább beruházás Kaszkád ciklus 18% 0,49 kwh/kg Kis beruházási költség Nagy fogyasztás 5
2.2.2 Az LNG tárolása Cseppfolyósítás után az LNG-t erre a célra kialakított hajókba töltik, vagy az elszállításig a terminálban tárolják azt. Mind a két esetben speciális tartályok szükségesek. Ezek tulajdonképpen két tartályból állnak. A belső tartály 9 %-os nikkel-acél ötvözet, amely képes elviselni az extrém hőmérsékletváltozást. Ezt egy szigetelő perlit réteg választja el a külső tartálytól, ami acélból készül. Az LNG párolgása során a képződő gáz hőt von el a közegből (endoterm folyamat), ezért további hűtésre nincsen szükség az LNG hőmérsékletének szinten tartásához, csak a képződő gázt kell lefúvatni, mellyel a hőmérséklet szinten tartható. Lefúvatás hiányában viszont a tartály felrobbanhat. Az eltávolított gázt összegyűjtik, és felhasználják a létesítmény energia igényének fedezésére vagy szállítás során akár a hajó üzemanyagaként is alkalmazható. [1] [2] 2.2.3 A cseppfolyós gáz szállítása A cseppfolyósított földgázt speciális hajókon szállítják közel légköri nyomáson, amelyek a kriogén folyadék kezelésére lettek tervezve. A hajók dupla fallal rendelkeznek, amely a rakományra tekintettel védi azokat a károsodástól, lékektől. Az alapvető különbség más tankerekkel szemben a tartályok szerkezete. A hajók szigeteltek, annak érdekébe, hogy minimálisra csökkentsék az elpárolgó gáz mennyiségét. A tartályok itt is hasonló szerkezetűek, mint a szárazföldi tárolás során. Az elpárolgó gázt tehát szállítás során is le kell fúvatni, amit aztán a jármű üzemanyagként használ fel. Ám napjainkban már vannak olyan tankerek is, amelyek rendelkeznek újra cseppfolyósító rendszerrel, így az anyagveszteség minimalizálható. [4] A hajók kapacitása széles skálán mozog, leggyakoribb a 125 ezer és 150 ezer m 3 közötti szállító kapacitás. A legnagyobb hajók kapacitása 266 ezer m 3, amelyeket Katar rendszeresített (Q-max osztály). 2016-ban 424 db LNG tanker volt alkalmazásban. [4] A hajók tartályrendszerét tekintve két fő típus különböztethető meg, melyek közül egyik a Moss típus (Norvég Moss Maritime után). Fő ismérve a hajótestre szerelt 4-6 gömb alakú tartály, ahogyan az az 5.ábrán is látható. 1971 óta alkalmazzák ezt a típust, fő ismérve a hajótest robosztus kialakítása. [4] 6
5. ábra Moss típusú tanker (Forrás: www.motorship.com) Másik hajótípus a membrános típus, amely esetben a tartályok egybe vannak építve a szigetelt hajótesttel. Felépítésükből adódóan sérülékenyebbek, mint Moss típusú társaik, viszont a tartályok helykihasználása sokkal praktikusabb. Ennek következtében gazdaságosabb az üzemeltetésük, mivel ugyan akkora hajó méret mellett nagyobb kapacitással rendelkeznek. Mára a használatban lévő LNG tankerek 76%-a membrános típusú, arányuk a jövőben is nőni fog. [4] 6. ábra Membrános típusú hajó (Forrás: www.globalsecurity.org) 7
Egy átlagos LNG tanker sebessége nyílt vízen 39 km/h, a bérlése pedig 27500 /nap. [4] Az Egyesült Államok, Mexikói-öböl Lengyelország (létező ellátási lánc) útvonal megtétele csaknem 10 napba telik, ha feltételezhető, hogy a hajó végig konstans sebességgel halad. A Nigéria Spanyolország ellátási lánc során való szállítás pedig csaknem 7 napot vesz igénybe. Az árat is figyelembe véve így 150-180 ezer m 3 LNG szállítása az USA-ból Lengyelországba 275 ezer -ba kerül, míg Nigéria-Spanyolország között csak 192 ezer költség jelentkezik. 2.2.4 Visszagázosítás A visszagázosítás az LNG import/fogadó terminálokban történik. Ezeknek célja az LNG szállítmányok fogadása, tárolása, és az LNG visszagázosítása annak értékesítése céljából. A gáz szagosítása is itt történik meg az LNG visszagázosítása után. 2016-ban egy fogadó terminál felépítése átlagosan 271 /tonna [4] összegbe került éves kapacitással számolva. Visszagázosításra két módszer terjedt el. Ezek közül egyik az ún. SCV technológia (Submerged Combustion Vaporizer), amely esetben az LNG visszaalakításához vízbe merülő égőket használnak, amelyek földgázzal üzemelnek. A keletkező forró égéstermék a képen ábrázolt módon a vízen átáramolva távozik a tartályból, amely közben a hőmennyiségét átadja egy hőcserélőnek. A hőcserélőből a folyékony LNG halmazállapot változás után földgáz formában gáznemű halmazállopatban távozik. [8] 1kg LNG elpárologtatásához közel légköri nyomáson 510 kj energiára van szükség, amely fedezéséhez ~0,014 m 3 földgáz szükséges. (a metán égéshőjével számolva) 7. ábra SCV technológia (Forrás: www.gastechnology.org) 8
A másik elterjedt módszer az ORV (Open Rack Vaporizer) technológia. Alkalmazása során a cseppfolyós halmazállapotú földgázt alumínium csövekbe vezetik, amelyek között tengervizet áramoltatnak. Ez a rendszer hőcserélő közegként szolgál. Előnye az SCV technológiával szemben, hogy az LNG felmelegítése nem igényel többlet energiát. [8] Hátrány, hogy a lehűtött vizet visszajuttatják a tengerbe, amely károsíthatja az élővilágot. Az LNG visszagázosítása után az így kapott földgázt szagosítás, valamint a szükséges mértékű komprimálás után a fogyasztói rendszerbe lehet juttatni. Egy import terminálnál általában többféle módszert használnak visszagázosításra, nem egyetlen félét. 2.3 További technológiák Az LNG cseppfolyósító és fogadó terminálok nem csak szárazföldön foglalhatnak helyet. Egyre elterjedtebbek a különböző vízen úszó megoldások, amelyeknek közös előnye a mobilitásuk. FSU (Floating Storage Unit): Az FSU-k célja az LNG ideiglenes tárolása, mielőtt a visszagázosító üzembe töltik. A koncepció egy hagyományos LNG tankeren alapul, amely folyamatosan az LNG terminálhoz van csatlakoztatva. FSRU (Floating Storage and Regasification Unit): A koncepció hasonló, mint az FSU esetében, de itt az átalakított LNG tankert visszagázosító egységgel is ellátják, így ez a koncepció akár egy teljes onshore import terminál kiváltására is alkalmas. A fent bemutatott két eszköz nagy előnye a mobilitás, és a szárazföldi fogadó terminálhoz viszonyított jóval alacsonyabb beruházási költségek. Különösen hasznosak lehetnek olyan régiókban, ahol a politikai kilátások vagy a gazdasági növekedés instabil, segítségükkel a jövőben számos új piac érhető el. FLNG (Floating Liquefied Natural Gas): A jövőben új távlatokat nyithat az iparban az ún. FLNG platformok megjelenése, hiszen ezek úszó cseppfolyósító üzemként szolgálnak. Mobilitásuknak köszönhetően tetszőleges gázmezőhöz vontathatók, így a kitermelt gáz azonnal cseppfolyósítható. Használatukkal az értéklánc lerövidül, ugyanis nincs szükség drága beruházásokra a gáz cseppfolyósító üzembe történő szállítása céljából, így növeli az LNG versenyképességét annak árának csökkentésével. [9] 2016 során egy cseppfolyósító terminál felépítésének költsége zöldmezős beruházásként átlagosan ~1000 /tonna kapacitás/év [4] volt. A Lavaca Bay és Caribbean FLNG projektek esetében becslések szerint ez a költség 490 és 570 /tonna kapacitás/év [10] lesz, ez közel 300 összeggel olcsóbb az átlagos piaci árnál. 9
db A különböző úszó, mobilis megoldások népszerűségét és a technológia sikerességét az 1. diagram szemlélteti. Ahogy a diagramról leolvasható, 2007-ben 58 db szárazföldi fogadóterminál üzemelt a világon. Az első 3 db FSRU-t 2008-ban helyezték üzembe, míg 2009-ben már 8 db üzemelt szerte a világon. Számuk azóta is töretlenül nő, hiszen 2016- ban már 24 db FSRU-t használtak, vagyis az összes fogadóterminál 19%-a úszó megoldás volt, valamint további 6 db új FSRU állt építés alatt. 120 100 80 60 40 20 0 104 97 94 89 73 79 82 62 60 58 3 8 10 10 11 15 16 20 24 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Úszó terminál Szárazföldi terminál 1. diagram Szárazföldi és úszó fogadóterminálok száma világszerte (Forrás: GIIGNL annual reports) 2.4 Műszaki biztonsági kérdések Az ipar természetéből adódóan nagy biztonsági kockázatokat hordoz magában, ehhez képest világszerte viszonylag kevés emberéletet is követelő baleset történt a szigorú biztonsági intézkedéseknek köszönhetően. Fontos megemlíteni az 1941-ben az Egyesült Államokbeli Clevelandben történt katasztrófát, amikor is a világ első kereskedelmi LNG létesítménye bővítése során a nem megfelelő minőségű alapanyagok miatt egy LNG tárolótartály felrepedt, és a felszabaduló gáz begyulladt. Ennek következtében több 100 ember meghalt, és az ipar fejlődése évtizedekre megtorpant. Azóta az anyagtechnológia rendkívül sokat fejlődött, valamint szigorú előírásokat vezettek be a tartályok anyagával kapcsolatban, így lehetetlen, hogy hasonló katasztrófa újból megtörténjen. Az LNG szállító tankerek kalózok, és terroristák látókörébe is kerülhetnek, terrorista támadásra eddig nem volt példa. Kalózok viszont eddig kétszer foglaltak el ilyen hajókat, 10
2005-ben Szomália, 2010-ben pedig Kenya partjai mentén, katasztrófa egyik esetben sem következett be. Az azóta fejlettebb biztonsági technológiáknak köszönhetően a kockázat is kevesebb. Sokan az LNG tanker sérülése során tengerbe ömlő folyadék miatti, olajkatasztrófákhoz hasonló eseményektől tartanak, aggódásuk viszont alaptalan. Levegővel, vízzel érintkezve az LNG azonnal elillan, így a környezet tisztítására, kármentesítésére sincsen szükség, ellentétben az olajjal, ami vékony réteget képez a víz felszínén, nem engedi azt érintkezni a levegővel, így a fellépő oxigén-hiány miatt szinte a teljes élővilág elpusztul. Összefoglalva, az elmúlt 40 évben 40 ezer, hajóval történt LNG szállítás során körülbelül 97 millió km távolságot tettek meg, és minden évben átlagosan 110 millió tonna LNG-t szállítottak. Az iparban ugyan történtek balesetek/incidensek, de ezek száma elenyésző, ráadásul a folyamatosan fejlődő biztonsági technológiák miatt a kockázat is egyre csökken. Ez idő alatt az LNG iparban szerzett tapasztalatok azt mutatják, hogy az iparral járó kockázatok megfelelően kezelhetőek. [2] 11
3 LNG árak Az LNG az egyik legköltségesebb energiaforrás, így a legfontosabb kérdés, hogy mennyire éri meg belekezdeni egy ilyen beruházásba. A teljes LNG értéklánc költsége, vagyis az infrastruktúra létrehozása, hogy a gáz a mezőből eljusson a felhasználóig, milliárd eurós beruházást jelent. Ennek következtében csak olyan óriásvállalatok vállalhatnak részt az iparban, mint például a Chevron vagy a British Petrol. A szerződő felek általában 20-25 évre előre kötnek ún. TOP (take or pay) szerződéseket, vagyis a vevőnek akkor is fizetnie kell az előre meghatározott összeget, ha az LNG szállítmányt nem veszi át. [2] Az LNG piacot domináló hosszútávú szerződések igen rugalmatlanok, a keresletet viszont sok dolog befolyásolja. Ilyen pl. az időjárási viszonyok alakulása vagy a változó energia igény, ezért egyre inkább elterjedőben vannak az ún. Spot szerződések (rövidtávú megállapodás). Ebben az esetben a vevőnek nem kell évtizedekre előre hosszútávú szerződést kötni, a kívánt mennyiséghez azonnal hozzájuthat a szerződés aláírása után. A Spot szerződésben rögzítik az árat, a mennyiséget, valamint a hajó érkezésének idejét is. [11] Ahogy a 2. diagramról leolvasható, 2016-ban 97 milliárd m 3 földgáz kereskedelme valósult meg rövidtávú (Spot) szerződésekben, ez az akkori teljes éves LNG kereskedelem mennyiségének 28 %-a volt. 2001-ben ez az arány még csak 8 % volt. 350 300 250 200 milliárd m 3 150 100 50 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Spot piac Hosszú és középtávú szerződés 2. diagram Rövidtávú és hosszútávú szerződésekben kereskedett gázmennyiség (Forrás: GIIGNL annual reports) A CAPEX költségek az LNG értéklánc alapján több részből tevődnek össze. Ezek a földgáz felszínre hozásához szükséges infrastruktúra, majd ennek a csővezetéken történő eljuttatása az export terminálhoz, az export terminál felépítése, az LNG eljuttatása a 12
célországba, majd a célhelyen az import terminálhoz szükséges beruházás. Költségek terén minden beruházás más és más az importált mennyiségtől, a szállítási útvonal hosszától, az alkalmazott technológiáktól stb. függően. Ha FSRU-t alkalmazunk szárazföldi terminál helyett, azonos import mennyiségnél a CAPEX költség átlagban 40%-al olcsóbb lesz. [12] Általánosságban elmondható, hogy a beruházás legdrágább része a cseppfolyósító kapacitás kiépítése, mely a teljes költségek 40%-át is kiteheti. Ökölszabály, hogy az éves OPEX költség a teljes CAPEX költségek 3%-a. [3] A technológia fejlődése miatt egyre alacsonyabb árakra is lehet számítani, 1990 és 2000 között az LNG értéklánc felállításának költségei átlagosan 18 %-al csökkentek. 3. Diagram Capex költségek átlagos megoszlása az LNG értékláncban (Közel-Kelet Távol-Kelet útvonal), a technológia fejlődése miatti árcsökkenés (Forrás: http://pages.hmc.edu/evans/pipelinestokyo.pdf) A gáz cseppfolyós halmazállapotban való szállítását tekintve, a különböző szállítási módozatok versenyképességét a 4. diagram szemlélteti. Ahogy a diagramról leolvasható, a csővezetéken történő szállítás esetén a megtett táv függvényében a költségek meredeken nőnek. LNG esetén ez a növekedés sokkal mérsékeltebb, mivel itt a távolság jóval kisebb mértékben befolyásolja egy beruházás költségét mint vezetékes szállítás esetén, drágább beruházás ugyanis nem szükséges, csak a hajók többlet üzemanyagát kell megfizetni. Az LNG esetében tranzit költségeket sem szükséges fizetni. Egy tenger alatti vezetékszakasz építése rendkívül költséges, ebben az esetben már ~2000 km táv felett mérlegelni lehet inkább az LNG formában történő szállítást. 63 bar nyomású szárazföldi vezeték esetében már 4300 km felett érheti meg LNG-t előállítani. A legversenyképesebb megoldást a 100 bar nyomású szárazföldi vezeték építése jelenti, ebben az esetben még 8000 km távolságnál is jobban megéri a gázvezeték építése. 13
/MWh /MWh 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 4. diagram LNG versenyképessége a vezetékes gázzal szemben évi 30 milliárd m 3 import mennyiség esetén (Forrás: http://pages.hmc.edu/evans/pipelinestokyo.pdf) A spot LNG árak különböző régiókban való alakulását az 5. diagram szemlélteti. Ahogy megfigyelhető, az LNG árak minden egyes régióban a távolságtól függetlenül együtt mozognak. Ez annak tulajdonítható, hogy az LNG piac fejlődésének köszönhetően egyre kompetitívebb. A legmagasabb árak Japánban és Kínában jelentkeznek, amely a hatalmas kereslettel függ össze, mivel Japán és Kína a világ 1. és 3. legnagyobb LNG importőr országa. LNG Szárazföldi vezeték (63 bar) km Tenger alatti gázvezeték Szárazföldi vezeték (100 bar) 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12. Spanyolország Anglia Brazília Kína Japán 5. diagram Spot LNG árak különböző régiókban (Forrás: bluegoldresearch.com) 14
milliárd m 3 (gáz) % 4 LNG a világban A globális LNG kereskedelem évről évre stabil növekedést mutat. Ahogyan a 6. diagramon megfigyelhető, az LNG formájában kereskedett gáz mennyisége 2016-ban elérte a 347 milliárd m 3 -t is. Ez a 2001-es 143 milliárd m 3 -hez képest 242%-os bővülést jelent, ezzel 2016 volt az LNG kereskedelem legsikeresebb éve. A gyorsan növekvő vezetékes gázkereskedelem ellenére az LNG részaránya évről évre növekszik, a 2001-es 26% helyett 2016 folyamán 32%-ra nőtt. A Shell előrejelzése szerint a növekedés a közeljövőben is folytatódni fog, 2025-re a globális LNG kereskedelem elfogja érni a 600 milliárd m 3 mennyiséget. 1200 1000 800 600 400 200 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Kereskedelem vezetéken keresztül LNG LNG részaránya a teljes gázkereskedelemben 6. diagram Éves földgázkereskedelem alakulása földgázvezetéken és LNG formájában (Forrás: BP reviews of world energy) Az LNG exportáló országokat az alábbi, 7. diagram szemlélteti. Látható, hogy Katar számít az LNG piac legjelentősebb szereplőjének. 2016-ban egymagában 104,4 milliárd m 3 földgázt exportált LNG formájában. A következő fontos szereplő Ausztrália 56,8 milliárd m 3 részesedéssel, majd ezt követi Malajzia 32,1 milliárd m 3 exportált gázmennyiséggel. Összesen 18 ország exportál LNG-t, a részt vállaló országokat tekintve az utóbbi években jelentős változások történtek. 2015-ben a shale boomnak (nem konvencionális palagáz készletek kitermelése) köszönhetően az Egyesült Államok is exportáló országgá vált jelenleg szerény részvétellel (1,1%), valamint Yemen 2013-ban még 7,2%-os 0 15
részesedéssel volt jelen a piacon, mára viszont teljesen eltűnt az export országok közül az instabil politikai helyzete miatt. [4] Qatar 15,9 21,2 14 14,3 10,6 10,4 43,2 Ausztrália Malajzia Nigéria Indonézia 23,7 32,1 56,8 104,4 Algéria Oroszország Trinidad Omán Pápua Új-Guinea milliárd m 3 Egyéb 7. diagram Legjelentősebb LNG exportáló országok 2016-ban (Forrás: BP review of world energy 2017) A különböző régiók összesített exportját a 8. diagram szemlélteti. Elmondható, hogy hosszútávon a világ legnagyobb LNG ellátói az Ázsia, csendes-óceáni és közel-keleti régiók, ezeken belül pedig Katar, Ausztrália, Malajzia, és Indonézia. Az exportáló régiók között 2008-tól megjelent Európa is, a norvég és orosz LNG export miatt. 400 350 300 250 milliárd m 3 200 150 100 50 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Észak-Amerika Közép és Dél-Amerika Európa Közel-Kelet Afrika Ázsia, csendes-óceáni régió 8. diagram LNG kínálat a világpiacon régiók szerint (Forrás: BP annual reviews of world energy) 16
Az LNG importáló országokat a 9. diagram szemlélteti. A legjelentősebb LNG importőr a piacon Japán 108,5 milliárd m 3 mennyiséggel, ennek oka, hogy az ország földrajzi elhelyezkedése miatt offshore vezetéket nem lehet építeni ide. Japánt Dél-Korea, Kína, India, majd Taiwan követi importot tekintve. A világ 4 legnagyobb importőre mind Ázsiából való. Az európai piacon a legnagyobb felhasználók Spanyolország és az Egyesült királyság. 94,2 108,5 Japán Dél-Korea 10,5 13,2 19,5 22,5 34,3 43,9 Kína India Taiwan Spanyolország Egyesült Királyság Egyéb milliárd m 3 9. diagram LNG importáló országok 2016 (Forrás: BP statistical review of world energy 2017) A különböző régiók felhasználását tekintve, ahogy a 10. diagramon is látható, legnagyobb igény az LNG-re a távol-keleti régióban van, a legnagyobb importőr az elmúlt 10 év folyamán is Japán volt. További jelentős importőrök még Dél-Korea, Kína, és Taiwan. A régió LNG igénye évről évre növekszik. A következő jelentősebb LNG importőr Európa, azon belül pedig Spanyolország és Anglia a legjelentősebbek. Említésre méltó még Észak- Amerika fogyasztás terén (Mexikó, USA, Kanada), bár itt az Egyesült Államok palagáz kitermelése miatt az igény folyamatosan csökkent az elmúlt évtizedben. A közép és délamerikai régió LNG igénye fokozatosan növekszik. A BP 2017-ben közreadott éves (Statistical review of world energy) elemzése szerint az LNG igény továbbra is erős növekedést fog produkálni, 2035-re pedig el fogja érni az évi 800 milliárd m 3 mennyiséget is (gáz állapotban). A legtöbb LNG-t továbbra is Európa, valamint a távol-keleti régió fogja igényelni. 17
% 350 300 250 200 milliárd m 3 150 100 50 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Észak-Amerika Közép és Dél-Amerika Európa Közel-Kelet Afrika Távol-Kelet, csendes-óceáni régió 10. diagram Különböző régiók LNG importja (Forrás: BP statistical reviews of world energy) A világ terminálkapacitásának alakulását a 11. diagram szemlélteti. Ez az érték is jól mutatja az LNG piac rohamos bővülését, a 2004-es 436 milliárd m 3 kapacitás 2016-ra 1120 milliárd m 3 -re nőtt, amely így 257%-os bővülést jelent 12 év alatt. A kapacitások kihasználtsága ezzel együtt csökkenő tendenciát mutat, 2016-ban csak 31% volt, míg 2004-ben ez az érték 41%. 1200 1000 800 100 90 80 70 60 milliárd m 3 600 400 200 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Terminál kapacitás Importált LNG mennyisége Kihasználtság 50 40 30 20 10 0 11. diagram A világ fogadóterminál kapacitásának növekedése és kihasználtsága (Forrás: GIIGNL annual reports) 18
A jelentősebb gázkereskedelmi útvonalakat az alábbi ábra mutatja. A legnagyobb exportőrök közül Nigéria és Katar szinte a világ minden pontjára exportál LNG-t, míg Ausztrália csak a Japán piacot látja el, amely igen diverzifikált. 2016-ban összesen 1085 milliárd m 3 földgázzal kereskedtek, ennek 32 %-a valósult meg LNG formájában. NG LNG 8. ábra Főbb gázkereskedelmi útvonalak 2016-ban (milliárd m 3 ) (Forrás: BP review of world energy) 19
5 Az Európai Unió földgáz piaca, és LNG Európában 5.1 Gázpiaci áttekintés Európa energiafelhasználásának ~23 %-át [15] fedezte 2016 folyamán földgázból. A kontinens igen csekély gázkészlettel rendelkezik, ezek főleg az északi partok mentén találhatóak. Az Európai Unió gáztermelését a 12. diagramon szemléltetem. Ahogy a diagramon is látható, a hazai termelés évről évre erősen csökken, ez a készletek fogyásával és bizonyos mezők gazdaságtalan kitermelésével magyarázható. Ennek következtében az importfüggőség is évről évre nő. 2016-ban összesen 131,6 milliárd m 3 volt a hazai földgáz termelés. A legnagyobb földgáztermelő országok 2016-ban Anglia, valamint Hollandia voltak 40 és 45 milliárd m 3 kitermelésükkel. Magyarország egész éves termelése 1,8 milliárd m 3 volt. Az elmúlt 10 évben a termelés 70 milliárd m 3 -rel esett vissza, ez több mint 36 %-os csökkenést jelent. 2007-ben a kontinens még a teljes fogyasztás közel 39 %-át volt képes fedezni hazai termeléssel, ez azóta is folyamatosan csökken, mára ez a szám csak 28 %. milliárd m 3 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Hollandia Anglia Dánia Olaszország Románia Németország Lengyelország Egyéb Arány a fogyasztásban (%) 100 80 60 40 20 0 % 12. diagram Az Európai Unió országainak földgáz termelése (milliárd m 3 ) (Forrás: ec.europa.eu) Az ENTSOG 2017-ben kiadott fejlesztési javaslata szerint a csökkenés a jövőben is folytatódni fog. A 2020-as évek folyamán a mai érték 50 %-a lesz, míg 2037-ben alig fogja elérni a teljes termelés a 40 milliárd m 3 -t. Ezzel együtt az Unió egyre nagyobb hangsúlyt fog fektetni az alternatív gázforrásokra, mint pl. a biogáz termelésre, amely 2037-ben a teljes gáztermelés akár 50 %-át is kiteheti (20 milliárd m 3 ). [14] 20
A kontinens fogyasztását a 13. diagramon ábrázoltam. Erről leolvasható, hogy a gázfogyasztás 2010-ben tetőzött 500 milliárd m3-nél, azóta folyamatosan csökkent egészen 2014-ig. Ez a csökkenés a megújuló energiák terjedésével, valamint az egyre energiahatékonyabb technológiák megjelenésével magyarázható. [12] Ezután viszont a gázfogyasztás ismét növekedésnek indult a szén növekvő árának köszönhetően, mivel egyre jobban megéri a gázalapú energiatermelés. [12] 2016-ban a kontinens legnagyobb fogyasztói Németország, Anglia, valamint Olaszország voltak 79, 78, és 65 milliárd m 3 mennyiséggel. 2016 folyamán a teljes fogyasztás 430 milliárd m 3 -re volt tehető. 500,00 400,00 300,00 milliárd m 3 200,00 100,00 0,00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Anglia Németország Olaszország Franciaország Hollandia Spanyolország Belgium Egyéb 13. diagram Az Európai Unió országainak földgázfogyasztása (Forrás: ec.europa.eu) A már említett folyamatok (energiahatékonyság, zöld energia térnyerése) miatt a földgázfogyasztás az ENTSOG előrejelzése szerint hosszútávon is stagnálni fog, esetleg kisebb mértékben csökkenés lesz megfigyelhető. [14] 5.1.1 Gázimport A 12. diagramon látható, hogy az EU szükségletének csak 28 %-át fedezte 2016 folyamán saját termelésből. A maradék mennyiséget (334 milliárd m 3 ) importálni kellett. A legjelentősebb ellátó Oroszország. Az innen érkező gáz útvonalát a 13. diagramon szemléltettem. Az import túlnyomó többsége Ukrajna és Belarusz tranzitországokon, valamint a Nord Stream I. vezetékrendszeren jut az EU-ba. Az orosz-ukrán konfliktus miatt az ukrán tranzitgáz mennyisége drasztikusan csökkent, az ezen szakaszon kieső mennyiség a Nord Stream I. vezetékrendszerre tevődött. 21
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 27 26 25 28 26 29 28 68 69 69 8 18 59 52 25 27 42 42 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Ukrajna Nord Stream I. Belarusz Egyéb 14. diagram Orosz importgáz mennyiségének megoszlása útvonalanként (Forrás: www.entsog.eu) Az orosz importgáz majdnem a teljes importszükséglet 50%-át adja, így ellátásbiztonsági szempontból ez a helyzet rendkívül kedvezőtlen az EU számára. A különböző államok orosz gáztól való függését a 15. diagramon ábrázoltam. Itt látható, hogy leginkább a középkelet illetve délkelet-európai tagállamok az érintettek, ezen tagállamok csaknem 100%-ban Oroszországból importálnak földgázt. Figyelemreméltó még az Oroszországgal határos tagállamok importfüggése is, mint pl. Finnország vagy Észtország. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Orosz import részaránya Egyéb import 15. diagram Orosz gáz import részaránya az EU tagállamainál 2016-ban (Forrás: ec.europa.eu) 22
% A következő legfontosabb exportőr Norvégia, az ország tagja az Európai Gazdasági Térségnek (EGT) is, így teljes részt vállal az EU belső energia piacában. Az innen érkező földgáz túlnyomó része az Északi-tenger fenekén lefektetett gázvezetékeken jut az EU-ba, és az észak-európai tagállamokat látja el. További fontos beszállító még Algéria és Líbia, az itt kitermelt földgáz Spanyolországba és Olaszországba érkezik a Földközi-tengeren keresztül. A Katarból és Nigériából importált gáz teljes mennyiségében LNG formájában jut az EU-ba. Egyéb beszállítók még Törökország, Trinidad és Tobago, Peru, valamint az Egyesült Államokból származó LNG is feltűnt 2016 3. negyedévétől az európai piacon. [15] Az LNG részaránya a teljes importban 2011-ben tetőzött, míg 2013-ra majdnem a felére esett vissza, azóta 13 % és 15 % között stagnál. milliárd m 3 350,00 100 300,00 90 80 250,00 70 200,00 60 50 150,00 40 100,00 30 20 50,00 10 0,00 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 LNG részaránya Oroszország Norvégia Algéria Quatar Nigéria Líbia Egyéb 16. diagram Az Európai Unió teljes gázimportja ellátók szerint (milliárd m 3 ) (Forrás: ec.europa.eu) 5.2 Gáz HUB-ok Európában Az európai gázpiaccal kapcsolatban, fontos tisztában lenni az ún. HUB-ok fogalmával. A HUB-ok lehetnek virtuális (VTP, virtual trading point), vagy fizikai csomópontok is. Régiónk számára a legfontosabb HUB az osztrák CEGH (Central European Gas Hub), amely egy fizikai csomópontnak tekinthető. A CEGH valójában 6 csomópontból áll, ezen belül pedig messze legnagyobb a baumgarteni gáz HUB, mely a kontinens legjelentősebb fizikai csomópontja is egyben. Segítségükkel a gáz határidős (a földgáz most kialkudott áron való jövőbeni átvétele, általában következő napon) kereskedése valósítható meg. A CEGH jelentőségét jelzi, hogy az Európába irányuló orosz gázimport harmada fordul meg ezen a csomóponton. A különböző európai gáz HUB-okat az alábbi, 10. ábra mutatja be. [39] 23
9. ábra Gáz HUB-ok Európában (Forrás: www.oxfordenergy.org) 5.3 Az EU LNG-re vonatkozó álláspontja Az Európai Unióban a gázipari szereplők érdekvédelmét a GIE (Gas Infrastructure Europe) végzi. A GIE három tagból áll, ezek a GLE (Gas LNG Europe), a GTE (Gas Transmission Europe), és a GSS (Gas Storage System). Fontos kérdés az ellátásbiztonság, versenyképesség, energiahatékonyság, valamint a megújuló energiák használata. [2] Az Európai Bizottság 2016 februárjában prezentálta a fenntartható energia biztonság álláspontját, amely magába foglal egy nem jogalkotási kötelezettséggel bíró EU stratégiát az LNG-vel kapcsolatban. Eszerint törekedni kell arra, hogy az összes tagállam hozzáférhessen az LNG-hez mint alternatív földgáz forráshoz. Ez különösen igaz a most egyetlen földgáz forrástól jelentősen függő tagállamokra, mint pl. Magyarország. Az Európai Unió szándékát fejezte ki arra vonatkozóan is, hogy fontos tényezővé váljon a nemzetközi piacon. Az Európai Bizottság ennek érdekében együtt fog dolgozni a fő LNG exportőrökkel, és biztosítani fogja, hogy a jelenlegi és a jövőben kötni kívánt LNG szerződések a közös EU-s szabályozásnak megfeleljenek. A bizottság továbbá fontosnak tartja, hogy az LNG az alternatív közlekedési üzemanyagok, az energia, valamint hőtermelés piacán is jelentős szerepet vállaljon, így a 2014/94/EU (alternatív üzemanyagok infrastruktúrájának kiépítéséről) irányelv végrehajtásával az LNG elérhető lesz üzemanyagként tehergépkocsik, valamint a hajózás számára. Az Európai Unió állást foglalt még az energiadiverzifikáció, a meglévő LNG terminálok 100%-os kihasználása érdekében a 24
gázhálózat fejlesztése, valamint a belső gázpiaci folyamatok, szabályok és tarifák összehangolása mellett is. [16] 5.4 LNG Európában Az Európai Unió legnagyobb LNG importőrei Anglia, Olaszország, Franciaország, és Spanyolország. A 17. diagramon látható, hogy különböző országok esetén más-más trendek figyelhetők meg az európai piacon. Észak-Európában a jól kiépített hálózaton keresztül érkező norvég és orosz gázzal szemben az LNG nem tudja felvenni a versenyt. Ennek eredménye Angliában a leglátványosabb, ahol az LNG import kevesebb mint a felére esett vissza a 2011-es csúcshoz képest. Ellenben Dél-Európában az LNG import mennyisége sokkal kisebb mértékben csökkent. Érdemes még megemlíteni, hogy 2011-től az LNG import visszaesett, viszont egyre több tagállam lép be az LNG piacra. Ilyen új belépők például Lengyelország vagy Litvánia, ezelőtt mindkét állam csak az orosz importtól függött. Az LNG import növekedését az EU ellátásbiztonsági törekvései is ösztönzik. A tagállamok LNG importjának mennyiségét az alábbi, 17. diagram szemlélteti. milliárd m 3 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Spanyolország Anglia Franciaország Olaszország Hollandia Portugália Belgium Görögország Litvánia Lengyelország 17. diagram Az Európai Unió tagállamainak gáz importja LNG formájában (Forrás: ec.europa.eu) Gondot okoz, hogy az LNG kínálat nagyobb része csupán néhány országon keresztül érkezik Európába, így a terminállal nem rendelkező államok egyáltalán nem, vagy csak nehezen férnek hozzá az alternatív földgáz forráshoz. Ez különösen igaz a közép, valamint délkelet-európai államokra a tagolt gázhálózat miatt, így ezek az államok függenek leginkább az orosz vezetékes földgázimporttól. Az egyetlen ellátótól való függés drágább 25
földgázárakat is okozhat, mivel az ellátó monopol helyzetben van, így a versenyképesen árazott LNG következtében a vezetékes földgáz ára is csökkenhet. Jó példa erre Litvániában a Klaipeda LNG terminál, ami segített az országnak alacsonyabb gázárakat kiharcolni a Gazprommal szemben. [17] Az Európai Unió hosszútávon főképpen három exportőrre támaszkodik, melyek Katar, Algéria, valamint Nigéria. A Katarból érkező LNG részaránya 2007 óta drasztikusan megnőtt. 2013-ig Egyiptom is nagyobb partnernek számított, azonban az instabil politikai helyzet, valamint gázhiány miatt az ország megszűnt exportőrnek lenni. [18] Norvégia is exportál LNG-t az EU számára, de ez a gázvezetékeken érkező mennyiségnek csak töredéke. Újabb exportőrnek számít Peru, valamint kis mennyiséggel megjelent a piacon Oroszország, Angola, és az Egyesült Államok is 2016-ig. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Quatar Egyiptom Algéria Nigéria Trinidad és Tobago Norvégia Peru 18. diagram Az Európai Unió LNG importjának aránya partnerek szerint (Forrás: ec.europa.eu) Az EU számára a különböző régiókból importált LNG árának az értéklánc szerinti összetételét a 19. diagramon szemléltettem. Ahogy megfigyelhető, messze a legolcsóbb opció a Közel-Keletről vagy Nyugat-Afrikából importálni, mivel itt a legolcsóbb a földgáz kitermelése. Az Egyesült Államok és Kanada esetében a palagáz jóval magasabb kitermelési költsége miatt az import ár is magasabb lesz. A cseppfolyósítás terén ennyire drasztikusan magas eltérések nincsenek. Szállítás terén a legkedvezőbb a nyugat-afrikai régióból importálni, mivel földrajzilag ez helyezkedik el legközelebb Európához. 26
/MWh 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Közel-Kelet Nyugat-Afrika Dél-Amerika Egyesült Államok Kanada Kitermelés Cseppfolyósítás Szállítás 19. diagram Különböző régiókból származó LNG árának összetétele (Forrás: www.gastechnology.org) Az EU LNG-t importáló államainak terminál kapacitását a 11. ábrán tüntettem fel. Messze a legnagyobb LNG import terminál kapacitással Spanyolország rendelkezik, az ország évente 69 milliárd m 3 földgáz folyékony formában való fogadására alkalmas. A következő Anglia 48 milliárd m 3 kapacitással, majd Franciaország következik 34 milliárd m 3 mennyiséggel a sorban. Majd Olaszország következik, kevesebb mint fele ennyi kapacitással. Az EU teljes visszagázosító kapacitása 211 milliárd m 3 /év, az éves LNG import mennyiségét tekintve ennek kihasználtsága 21,3 % volt 2016-ban. A kihasználtság Olaszországban a legjobb, itt ez az érték 42 %, míg a leginkább kihasználatlan terminálok Belgiumban és Görögországban találhatóak 12 %, illetve 16 %-os értékkel. 10. ábra LNG importőrök terminál kapacitása, és annak kihasználtsága (Forrás: Szerző saját számítása) 27
A 2020-as években a jelenleg tervezett fázisban lévő terminálokat tekintve az EU teljes kapacitása legalább 30 %-al fog bővülni. (A tervezett bővítések, és új terminálok kapacitása ~100 milliárd m 3 ) [19] Import terminálok számát tekintve jelenleg 32 terminál üzemel Európa szerte, ebből 5 terminál visszagázosító kapacitása kisebb mint 300 millió m 3 / év. Ezeket a kis kapacitású terminálokat jellemzően üzemanyagellátására használják. A jelentősebb kapacitással rendelkező terminálok közül 22 hagyományos szárazföldi terminál, 5 pedig FSRU vagy FSU platformmal rendelkezik. Építés alatt jelenleg 2 terminál áll, mindkettő Spanyolországban lesz található, a kapacitásuk összesen 2 milliárd m 3 lesz. Export terminállal még egyetlen uniós tagállam sem rendelkezik. [19] 11. ábra Import terminálok elhelyezkedése (Forrás: GIIGNL annual report 2017) 5.5 Kiemelt projektek Kiemelt projekteknek a PCI (Project of Common Interest) listán feltüntetett projekteket nevezzük, ezek olyan, határokon átívelő kulcsfontosságú beruházások, amelyek a közös uniós energiapiac létrehozását segítik elő. A listát az Európai Bizottság 2 évente frissíti. Ekkor a már nem aktuális projekteket eltávolítják, és új projekteket is adhatnak a listához. Az első PCI lista 2013-ban jelent meg, a következő frissítés 2019-ben várható. Ahhoz, hogy egy projekt PCI minősítést kapjon, annak jelentős hatással kell lennie legalább két ország energiapiaci integrációjára, és az EU energiaellátás biztonsági, valamint forrás diverzifikációs és környezetvédelmi törekvéseihez is hozzá kell járulnia. A PCI projektek gyorsított tervezési és engedélyezési eljárásban részesülnek, rugalmasabbak a 28
szabályozási feltételek, alacsonyabbak az adminisztrációs költségek, konzultációk révén fokozzák a nyilvánosság részvételét, valamint az átláthatóságot is növelik a befektetők számára. A listára felkerült projektek részére az EU 30 milliárd euró össztámogatást biztosít a 2014 és 2020 közötti időszakban a CEF (Connecting Europe Facility) programon keresztül. [15] A kiemelt projektek között jelenleg 5 LNG-vel kapcsolatos beruházás szerepel, ebből 4 projekt új terminálok építéséről, egy pedig már meglévő terminál kapacitásának növeléséről szól. 5.5.1 Shannon LNG terminál Írországban A beruházás az 5.1-es szám alatt szerepel a listán. Írország az egyetlen olyan állam Északnyugat Európában, amely nem rendelkezik LNG import terminállal, a projekt ezen fog változtatni. Technikai adatait tekintve a terminál képes lesz évi 10.3 milliárd m 3 földgázt biztosítani, 4 db 200 ezer m 3 kapacitású tartály fog rendelkezésre állni az LNG tárolására, valamint a világ legnagyobb LNG szállító tankerhajói is fogadhatóak lesznek. [20] 5.5.2 Krk LNG terminál Horvátországban A listán a beruházás a 6.5-ös szám alatt található. A terminálhoz kapcsolódó PCI projekt még a horvát hálózat teljesítményének növelése is, hogy a terminál kapacitásához Magyarország is hozzáférhessen, így Magyarországnak ez lenne a legrövidebb úton, legegyszerűbben hozzáférhető LNG forrás. A terminál kapacitásainak értékesítésére kiírt Open Season eljáráson az FGSz Zrt. magyar rendszerüzemeltető is részt vesz. [21] A beruházást két fázis alatt valósítanák meg, az első fázisban egy 2,6 milliárd m 3 földgázt a horvát hálózatba táplálni képes FSRU platformot alkalmaznának, amely legkorábban 2019 októberétől lenne elérhető. 29
12. ábra Krk LNG terminál az első fázis megvalósulása esetén (Forrás: www.fgsz.hu) Ezt követően a projekt 2. fázisaként egy onshore terminál kerülne megépítésre az FSRU üzemével párhuzamosan, melynek kapacitása már 3,5-5,2 milliárd m 3 /év lenne a kapacitásigények függvényében. A projekt összköltsége 363 millió euró, ehhez az Európai Unió 101 millió euró (~28%) támogatást nyújt a CEF (Connecting Europe Facility) programon keresztül. [22] Végleges üzleti döntés a projektre vonatkozóan idén júniusban várható. [23] A terminál megvalósulásának esélyét nagymértékben csökkenti, hogy a Gazprom hosszútávú szerződést kötött Horvátországgal a 2017 október 1.-től 2027 december 31.-ig tartó időszakra évi 1 milliárd m 3 földgáz behozataláról, amely mennyiség lefedi a teljes éves horvát földgáz importszükségletet. [24] 13. ábra A teljesen elkészült LNG terminál (Forrás: www.fgsz.hu) 30
5.5.3 Alexandroupolis LNG terminál Észak-Görögországban Görögországban már van egy működő LNG terminál (Revithoussa LNG), ez évente 5 milliárd m 3 földgázt képes a görög szállítórendszerbe juttatni, de a terminál bővítéséről végleges beruházási döntés született, így 2018 folyamán a kapacitása 7 milliárd m 3 -re fog bővülni. [19] 14. ábra Revithoussa LNG terminál (Forrás: www.lngworldnews.com) (PCI 6.9) Az új terminált egy FSRU-val valósítanák meg Alexandroupolis városánál, kapacitása elméletileg ~6 milliárd m 3 lenne évente, a terminál egyszerre 170 ezer m 3 LNGt tudna tárolni. [25] A terminál kapacitásához a délkelet-európai térség is hozzáférne a görög-bolgár összekötővezeték megépítése után (IGB, Interconnector Greece-Bulgaria). Ez esetben a jelenleg építés alatt álló TAP-on (Trans-Adriatic Pipeline) keresztül a nyugat-európai gázpiac is elérhető lenne. A projektben való részvételről a görög Gastrade megállapodást kötött Bulgáriával, valamint az amerikai Cheniere Energy LNG exportőr is érdekelt. A terminál várható költsége 370 millió euró. Végleges üzleti döntés (FID, Final Investment Decision) az ügyben még nem született, ez 2018 végén várható. [26] [27] 5.5.4 LNG terminál a göteborgi kikötőben A projekt a PCI lista 8.6-os száma alatt található, amely egy alacsony kapacitású [19] LNG terminál építését irányozza elő. Ennek célja az LNG üzemanyagként való biztosítása az európai tengeri, és szárazföldi teherszállítás részére. A projektben érdekelt felek a Göteborgi Kikötő, a Swedegas, valamint jónéhány teherszállítással foglalkozó vállalat. Első 31
fázisban a terminál csak járművek utántöltését fogja lehetővé tenni, de ha van rá kereslet a terminál kapacitása növelhető lesz, így az a svéd gázszállító rendszerbe is képes lesz gázt juttatni. A beruházásra főleg az EU 2016/802-es irányelve (Kén-oxidok kibocsátásának csökkentése) miatt van szükség, ez a tengeri hajózásban használatos üzemanyagok kéntartalmát szigorúan szabályozza. [28] A létesítmény építését 2018 februárjában kezdték el, és az év folyamán már várhatóan üzembe fog állni. [29] [30] 5.5.5 Swinoujscie terminál kapacitásának növelése Lengyelországban Lengyelországban 2006 óta van napirenden egy LNG terminál építése az akkori oroszukrán konfliktus miatt, az orosz import csökkentése céljából. A terminál építése végül 2011- ben kezdődött, és 2016 áprilisától fogad LNG szállítmányokat. A projekt költsége 950 millió euró volt. Swinoujsciére mint helyszínre azért esett a választás, mivel a környéken nagy ipari gázfogyasztók találhatóak, valamint közel van a nemzetközi hajózási útvonalakhoz. A terminál éves kapacitása 5 milliárd m 3, ez nagyjából a lengyel import szükséglet felét fedezi. [14] Lengyelország 2017 októberében egy középtávú, 5 évre szóló szerződést kötött az amerikai Centrica LNG exportőr vállalattal. [36] 2018 januárjáról a terminál teljes kapacitása le van foglalva. [37] [38] 15. ábra Swinoujscie LNG terminál (Forrás: www.polskielng.pl) A terminál bővítéséről szóló beruházás a PCI lista 8.7-es száma alatt található. A bővítés után a terminál kapacitása 7,5 milliárd m 3 lenne évente, valamint a mostani 320 ezer m 3 helyett 500 ezer m 3 LNG-t lehetne tárolni a szárazföldi tartályokban. A bővítésről végleges döntés még nem született, leghamarabb 2020-ban lehet elérhető a nagyobb kapacitás. [19] 32
6 Magyaroroszág hozzáférése az LNG kapacitásokhoz, szükséges fejlesztések A magyar gázellátásra jelenleg három LNG-vel kapcsolatos európai beruházás lehet hatással, ezek a Krk szigetre tervezett horvát LNG terminál, a lengyel Swinoujscie terminál, valamint az Ége- tenger északi részéhez, Alexandroupolis városánál tervezett FSRU. Ezek közül a Swinoujscie terminál már üzemel, tervezett bővítése kiemelt beruházás, a Krk és Alexandroupolis terminálok pedig szintén az EU kiemelt projektjei közé tartoznak. A fentebb említett 3 terminálhoz való hozzáférést a középkelet- és délkelet-európai államok számára az Észak-Dél Gáz Folyosó (NSI East) biztosítaná. A korridor létrejöttéhez szükséges beruházások mind megtalálhatóak a PCI lista 6-os klaszterében. A folyosóhoz szükséges 26 beruházás új vezetékszakaszokról és az ehhez szükséges kompresszorállomásokról, új interkonnektorokról, valamint földgáztárolókról rendelkezik. 16. ábra Észak-Dél Gáz Korridor (Forrás: PCI map) 33
6.1 A Krk terminálhoz való hozzáférés A Plinacro Ltd. által üzemeltetett horvát gázszállító rendszer összesen 2693 km szakasszal rendelkezik, ebből 952 km 75 bar nyomású gerincvezeték (18. ábrán vastagabb lila vonallal jelölve), míg a maradék 1741 km 50 bar nyomású. [31] Az FGSz Zrt. által üzemeltetett magyar földgázszállító rendszer és a Plinacro Ltd. horvát rendszerüzemeltető között egyetlen kapcsolat van Drávaszerdahelynél, melynek kapacitása 78,27 GWh/nap Horvátország irányába, Magyarország felé nincsen gázátadás. Ezen kívül a szlovén földgázszállító rendszerrel van még kapcsolat Rogatec átadási ponton szintén csak Horvátország irányába, ennek kapacitása 53,70 GWh/nap. [14] 17. ábra A horvát földgázszállító rendszer (Forrás: www.fgsz.hu) A Magyarország felé való stabil átadás szempontjából alapvető projekt a Velika Ludinai kompresszorállomás (PCI 6.5.5) felépítése, melynek létrejötte független a Krk LNG terminál megépítésétől. A beruházás jelenleg építési engedélyeztetési szakaszban van, a kivitelezés előkészítésénél jár, a kompresszorállomás üzembehelyezésére legkésőbb 2019 első negyedévében kerül sor, ekkor Magyarország felé 12,8 GWh/nap kapacitás lesz elérhető. [21] A Plinacro Ltd. az LNG terminál meglététől függő, horvát hálózaton szükséges fejlesztéseket 3 forgatókönyv szerint rendszerezi, a forgatókönyvek megvalósulása a kapacitások iránti érdeklődés mértékétől függ. A magyar szállítórendszeren egyik forgatókönyv megvalósulása esetén sem szükséges semmilyen kapacitásnövelés, az tökéletesen alkalmas a gáz fogadására és továbbadására a térség többi állama részére, 34
így magyar tőkebefektetés sem szükséges. Drávaszerdahely átvételi ponton a különböző forgatókönyvek magvalósulása esetén az LNG terminálból gázforrás az alábbi kapacitás szerint lenne elérhető Magyarország számára. 2. táblázat HR-HU irányban elérhető kapacitások (Forrás: www.fgsz.hu) 1. forgatókönyv 46,08 GWh/nap 4,8 millió m 3 /nap 2. forgatókönyv 92,16 GWh/nap 9,6 millió m 3 /nap 3. forgatókönyv 138,24 GWh/nap 14,4 millió m 3 /nap 6.1.1 Első forgatókönyv A terminál építésétől függő alapvető beruházás az Omisalj-Zlobin földgázvezeték, ez a vezeték kötné össze a leendő Krk szigeti LNG terminált a horvát földgázszállító rendszerrel Zlobin város közelében. A vezeték hossza 18 km, névleges átmérője 1000 mm, a maximális üzemi nyomása pedig 100 bar lenne. A beruházás költsége 35 millió euró, a projekt jelenleg építési engedélyeztetési szakaszban van. 2018 januárban a CEF (Európai Összekapcsolási Eszköz) a projekt költségeinek 50%-os támogatásáról döntött. Amennyiben az LNG terminál elkészül, az Omisalj-Zlobin vezeték a 2019-2020-as gázévben kezdhet üzemelni. A beruházás a PCI lista 6.5.1-es száma alatt található. [21] 18. ábra Omisalj-Zlobin gázszállító vezeték (www.fgsz.hu) 35
6.1.2 Második forgatókönyv Amennyiben a terminál kapacitásai iránt fokozottabb érdeklődés mutatkozik, amely nem elégíthető ki önmagában az Omisalj-Zlobin szakasszal, a Plinacro Ltd. rendszerén további fejlesztések szükségesek az Omisalj-Zlobin vezeték mellett. Az új Zlobin-Bosiljevo-Sisak- Kozarac vezeték a már meglévő 75 bar-os gerincvezeték nyomvonala mellett haladna ahol ez lehetséges, megléte növelné a kapacitást Omisalj betáplálási ponton, és a drávaszerdahelyi átadó ponton is. Az új szakasz technikai jellemzőit tekintve hossza 180 km, névleges átmérője 800 mm, nyomása pedig 100 bar lenne. A meglévő rendszerhez az új szakasz Kozarac városnál csatlakozna. A szakasz költsége 182 millió euró, az Omisalj- Zlobin vezetékkel együtt pedig 217 millió euró. A CEF 2,25 millió euró támogatást biztosít a beruházás előkészítésére, valamint a vezeték kivitelezési költségének felét biztosítja. A beruházás a PCI listán 6.5.6 szám alatt szerepel. A beruházás menetét tekintve a területfoglalási engedélyek már rendelkezésre állnak, következő lépés az építésiengedélyek megszerzése lesz. A feltételek teljesülése esetén a vezeték legelőbb a 2020-2021-es gázévben kezdhet el üzemelni. [21] 19. ábra A 2. forgatókönyv esetén szükséges új szakasz (Forrás: www.fgsz.hu) 6.1.3 Harmadik forgatókönyv A Plinacro Ltd. a termináltól függő fejlesztések 3. forgatókönyvében számol a legnagyobb érdeklődéssel. Ebben az esetben az előző 2 forgatókönyvben ismertetett projektek mellett egy további vezetékszakasz is szükséges. Az új vezetékszakasz Kozarac-Slobodnica települések között húzódna egy már meglévő 75 bar-os gerincvezeték nyomvonala mellett. A szakasz hossza 128 km, névleges átmérője 800 mm, míg a maximális üzemi nyomás 75 36
bar lenne. A szakasz költsége 100 millió euró, leghamarabb 2023-ban kezdhet üzemelni. A 3. forgatókönyv megvalósulása esetén a teljes költség 317,15 millió euró (terminál nélkül). [21] 20. ábra 3. forgatókönyv esetén szükséges új szakasz (Forrás: www.fgsz.hu) 6.1.4 A Krk terminálból való import költségei és szállítási útvonala Magyarország számára a fentebb említett fejlesztések megvalósulása esetén az alábbi útvonalon lenne hozzáférhető a Krk LNG terminál kapacitása (1-es forgatókönyv esetén Zlobintól a meglévő infrastruktúrát kell használni). 21. ábra Hozzáférés a Krk terminálhoz (forrás: Szerző saját szerkesztése) 37
Az import költsége az útvonal által érintett rendszerüzemeltetők belépési, kilépési, és forgalmi díjából tevődik össze. További költséget jelent még az LNG terminál használati díja is, ez a tétel a terminál visszagázosítási és kapacitás díjából tevődik össze. Ezeket a transparency.entsog.eu oldal segítségével, valamint az adott rendszerüzemeltetők honlapján hozzáférhető adatok alapján számoltam ki. Az adatok 1 éves lekötés esetén értendőek. 3. táblázat Szállítás költségei a tervezett Krk terminál esetén (Forrás: Szerző saját számítása) Díj megnevezése Költség ( /MWh) Belépési díj a horvát szállítórendszeren 0,65 Kilépési díj a horvát szállítórendszeren 0,53 Forgalmi díj a horvát szállítórendszeren 0,17 Belépési díj a magyar szállítórendszeren 0,55 Várható LNG terminál használati díj 3,2 Összesen 5,1 6.2 Magyarország hozzáférése a Swinoujscie LNG terminál kapacitásához A lengyel földgázszállító rendszer üzemeltetője a Gaz-System S.A. A rendszer csak Csehország, Németország, Belarusz- és Ukrajna szállító rendszerével van összeköttetésben, valamint Lengyelország tranzitország a Yamal orosz földgázvezeték számára, amely Németországot látja el. [14] Magyarország számára a legnagyobb akadály az LNG terminál kapacitásainak hozzáférését illetően, hogy a lengyel és szlovák rendszer között jelenleg nincsen összeköttetés. Magyaroroszág hozzáférését a lengyel LNG terminálhoz az Észak-Dél Gáz Korridor projektjei biztosítanák, azon belül pedig a 6.2-es klaszter projektjei, amelyek Lengyelország, Szlovákia, Csehország- és Magyarország gázpiacának integrációját segítik elő. A korridor Kelet és Nyugat-Lengyelországban kezdődne két szakaszban, Magyarország számára a Nyugat-Lengyelországban induló szakasz a lényeges, mivel ez jelentene hozzáférést a Swinoujscie LNG terminálhoz. A korridor keleti szakasza a Litvánia és Lengyelország közötti interkonnektor építéséhez járulna hozzá. [32] Lengyelország szállítórendszerét, valamint a tervezett korridor útvonalát az alábbi ábra szemlélteti. A képen látható sraffozott szakasz PCI státuszt élvez. 38
22. ábra Lengyel gázszállító rendszer és az NSI East nyomvonala (Forrás: en.gaz-system.pl) Alapvető beruházás a régió országai számára az NSI East nyugat-lengyelországi szakasza, amely a lengyel-cseh összeköttetés kapacitásának növelését, valamint a leendő lengyelszlovák összeköttetést segítené elő. A beruházást a PCI lista 6.2.11-es számmal jelöli. A projekt 2 új vezetékszakasz építését irányozza elő. Az egyik szakasz Lwowek-Odolanow város között húzódna 162 km hosszan, a másik pedig Tworóg-Kedzierzyn között, amelynek hosszúsága 42 km. Lwowek-Odolanow szakasz már építési fázisban van, várhatóan 2018 végére készül el, a Tworog-Kedzierzyn szakasz pedig 2017 decemberében szerzett építési engedélyt. Mindkét vezeték névleges átmérője 1000 mm, a teljes hosszuk 205 km, nyomásuk pedig 84 bar. A projekt magában foglalja még egy új, 20 MW teljesítményű kompresszorállomás építését is Odolanow városban, építési engedélyre vonatkozó döntés 2019 2. negyedévében várható. [32] Az NSI East nyugati szakaszának részét képezi a PCI lista 6.2.10-es számú projektje is, amely a Lengyelország és Csehország közötti összeköttetés kapacitásának bővítését foglalja magában, melyet egy új interkonnektor vezeték építésével érnének el. A jelenlegi kapacitás Cieszyn városnál 28,05 GWh/nap csak Lengyelország irányába. [14] Az új interkonnektor kapacitása 153,2 GWh/nap lesz Csehország irányába, Lengyelország felé pedig 219,1 GWh/nap kapacitás lesz elérhető. Az interkonnektor teljes kapacitásának kihasználása érdekében egy 30 MW teljesítményű kompresszorállomás fog épülni Kedzierzyn városban, valamint 249 km hosszúságú vezetékszakasz Lengyelországban. Az interkonnektor vezeték nyomvonala Libhost (Csehország) Hat (Lengyelország) városok 39
között lenne. [32] Az új cseh, valamint szlovák interkonnektorok kapacitásának teljes kihasználásához szükséges további vezetékszakaszok a 4. táblázatban találhatóak. 4. táblázat PCI 6.2.10 csoport beruházásai (Forrás: en.gaz-system.pl) Szakasz Hossz (km) Átmérő (mm) Nyomás (bar) Státusz Zdzieszowice -Kędzierzyn Zdzieszowice -Wrocław Czeszów- Kiełczów Czeszów- Wierzchowice 19 1000 84 Építési engedély megadva, 2020 folyamán üzembe helyezés 130 1000 84 Építési engedélyek megadva, 2020 átadás 32 1000 84 Építés alatt, átadás 2018 folyamán 14 1000 84 2017 szeptemberében átadva 23. ábra A fentebb említett beruházások ábrázolása (Forrás: Szerző saját szerkesztése) A szlovák-lengyel interkonnektor, valamint az NSI East kelet-lengyelországi szakaszához szükséges projektek a PCI lista 6.2.2 száma alatt találhatóak. Az új szlovák-lengyel interkonnektor gázvezeték Strachocina (Lengyelország) és Nagykapos (Szlovákia) települések között húzódna, a lengyel szakasz hossza 58 km, a határtól Nagykaposig pedig további 106 km, a névleges átmérő 1000 mm. Az interkonnektor egy új kompresszorállomást is igényelne Strachocina településen. A projektről FID még nem 40
született, ha az építés 2018 második felében elkezdődik, várhatóan 2021 folyamán fog elkészülni. A szlovák-lengyel interkonnektorhoz kapcsolódó további fejlesztés a Tworog és Strachocina közötti új vezetékszakasz, amely egy már meglévő vezeték nyomvonala mellett haladna. Az új szakasz segítségével hozzáférhető lenne az LNG terminál kapacitása az interkonnektoron keresztül Szlovákia irányába. Ennek az új szakasznak a hossza összesen 314 km lenne. Az új szakasz teljes hosszára az építési engedélyt már megszerezték, a munkálatok várhatóan 2018 folyamán kezdődhetnek meg és 2020-ra fejeződnek be. [32] 24. ábra A szlovák-lengyel interkonnektorhoz szükséges új vezetékszakasz (Forrás: Szerző saját szerkesztése) A fentebb leírt projektek, valamint a szlovák-lengyel interkonnektor megvalósulása esetén a szlovák földgázszállító rendszeren további beruházás nem szükséges. Szlovákia és Magyarország között már van összeköttetés Balassagyarmatnál, ennek a pontnak a kapacitása 126,97 GWh/nap csak Magyarország irányában, az interkonnektor kapacitása egyáltalán nincsen kihasználva. [14] 6.2.1 Beszállítási útvonal a Swinoujscie LNG terminálból és az import költségei Magyarország számára a legrövidebb, így legolcsóbb útvonal Szlovákián keresztül vezetne, amennyiben a szlovák-lengyel összekötő vezeték elkészül. Az összekötő vezeték nélkül a cseh szállítórendszert is igénybe kellene venni. Ennek a díja az entry, exit és szállítási költségekkel együtt 1,5 /MWh. A szükséges költségeket a következő táblázatban szemléltetem. (A költségek változhatnak a fejlesztések során.) 41
5. táblázat A Swinoujscie LNG terminálból való szállítás költségei (Forrás: Szerző saját számítása) Díj megnevezése Költség ( /MWh) Belépési díj a lengyel szállítórendszeren 0,72 Kilépési díj a lengyel szállítórendszeren 0,39 Forgalmi díj a lengyel szállítórendszeren 1,29 Belépési díj a szlovák szállítórendszeren 0,30 A lengyel-szlovák összekötő vezeték megépülésével Kilépési díj a szlovák szállítórendszeren 0,51 változhat. Forgalmi díj a szlovák szállítórendszeren 0,80 Magyar szállítórendszer belépési díj 0,55 Az LNG terminál szolgáltatási díja 2,29 Összesen PL>SK>HU útvonalon 6,85 Összesen, a cseh szállítórendszer használata esetén PL>CZ>SK>HU 8,35 Az új lengyel-cseh kapcsolat megépülésével a díjak változhatnak. 25. ábra Beszállítási útvonal lehetőségek a lengyel LNG terminálból (Forrás: Szerző saját szerkesztése) 42
6.3 Hozzáférés a Porto Levante olasz LNG terminál kapacitásához A Porto Levantei offshore LNG fogadóterminál 15 km-re található az olasz partoktól. Különlegessége, hogy egy, a tengeri fúróplatformoknál használt technológiával épült 2009- ben. Ennek lényege, hogy a terminál üreges betonlábakon (Gravity Based Structure) áll, amelyeket az alkalmazás helyszínén vízzel megtöltve azok lesüllyednek, így alapot biztosítva a terminál számára. Az olasz szállítórendszerhez egy tengeralatti gázvezetéken keresztül kapcsolódik. Kapacitása 8 milliárd m 3 /év, 2017-ben csaknem 80%-os kihasználtsággal működött. [33] Jelenleg ez a Magyarországhoz legközelebb elhelyezkedő LNG terminál. 26. ábra Porto Levante LNG terminál (forrás: www.lngworldnews.com) Ami a szállítási útvonalat illeti, a megfelelő kapcsolat a magyar szállítórendszerrel már rendelkezésre áll Ausztrián keresztül. További beruházás a kapacitások hozzáférése céljából nem szükséges. A Tarvisio Arnoldstein összekötő kapacitása 417 ezer GWh/nap [14] Ausztria irányába. Az osztrák és magyar rendszer közötti, Mosonmagyaróvárnál lévő összekötővezeték kapacitása pedig 153 ezer GWh/nap [14] Magyarország irányába. A terminál hozzáférési útvonalát az alábbi ábrán szemléltetem. 43
27. ábra Hozzáférési útvonal a Porto Levante LNG terminálhoz (Forrás: Szerző saját szerkesztése) A Porto Levante LNG terminálból történő import költségét az alábbi táblázatban számoltam ki. Az osztrák szállítórendszeren nincsenek forgalmi díjak. 6. táblázat LNG szállításának költségei a Porto Levante terminálból (Forrás: Szerző saját szerkesztése) Díj megnevezése Költség ( /MWh) Belépési díj az olasz szállítórendszeren 0,26 Kilépési díj az olasz szállítórendszeren 0,22 Forgalmi díj az olasz szállítórendszeren 0,57 Belépési díj az osztrák szállítórendszeren 0,07 Kilépési díj az osztrák szállítórendszeren 0,13 Magyar szállítórendszer belépési díj 0,55 Az LNG terminál szolgáltatási díja 4,25 Összesen 6,05 44
6.4 Hozzáférés a tervezett Alexandroupolis LNG terminálhoz A közép- és kelet-európai régió számára az egyik legfontosabb beruházás az új terminál kapacitásainak hozzáférését illetően egy új, nagy kapacitású kapcsolat létesítése Bulgária irányába. A jelenlegi kétirányú kapcsolat kapacitása csak 10,6 ezer GWh/nap Bulgária felé, míg Görögországba 121 ezer GWh/nap. [14] Az erre irányuló projekt IGB (Interconnection Greece Bulgaria) néven ismert, és szerepel az EU kiemelt projektjei között is a 6.8.1 szám alatt. Az új vezetékszakasz hossza 182 km lenne, kapacitása pedig 92,8 ezer GWh/nap, ami igény esetén 154,8 GWh/nap kapacitásra bővíthető. A szakasz működéséhez egy 9 MW teljesítményű kompresszorállomás is szükséges. A projektről FID még nem született, az összeköttetés leghamarabb 2020-ban készülhet el. [15] A Bulgária és Románia közötti összeköttetés már rendelkezésre áll, melynek kapacitása 46 ezer GWh/nap. [14] Ennek a kapacitásnak a kihasználásához nem szükséges fejlesztés a Bulgartransgaz TSO rendszerén. A román gázszállító rendszeren több fejlesztés is szükséges. Ezek a fejlesztések a BRUA (Bulgaria - Romania Hungary Austria bidirictional transmission corridor) fejlesztési terv alatt valósulnának meg, amely az NSI East részét képezi. A szükséges projekteket a PCI lista 6.24-es csoportja ismerteti. A beruházás első fázisában az útvonal kapacitása 54 ezer GWh/nap lenne az érintett országok között, mindkét irányban. Az első fázis alatt Romániában Podisor és Recas települések között fejlesztenék a gázszállító hálózatot. A nagyobb szállítókapacitás 3 új kompresszorállomást is igényel Podisor, Bibesti és Juppa településeknél. Az új szakasz hossza 479 km lenne 800 mm átmérővel, a nyomása pedig 63 bar. [34] Az BRUA első fázisának építését 2018 áprilisában kezdték, várhatóan 2019 végére készül el a romániai szakaszon. [35] A projekt második fázisának megvalósulásával a kétirányú kapacitás 136 ezer GWh/nap mennyiségre bővülne. Romániában a fejlesztés egy további vezetékszakaszt igényel Recas és Horia között, valamint az első fázisban elkészült kompresszorállomásokat is fejleszteni kell egy további kompresszor gépegységgel. A második fázis megvalósulása esetén a Románia fekete-tengeri partján jelenleg fejlesztésre váró kapacitások is hozzáférhetőek lesznek Magyarország, valamint a csővezetéken elérhető országok számára, beleértve a Baumgarteni HUB-ot is. A második fázist illetően FID még nem született, leghamarabb 2018 december végén hozható meg a döntés. [34] A Görögországból Bulgária és Románia érintésével haladó szállítási útvonalat a 28. ábrán szemléltettem. 45
28. ábra Alexandroupolis LNG terminál elérési útvonala, szükséges új vezetékszakaszok (Narancssárgával BRUA 2. fázis) (Forrás: Szerző saját szerkesztése) 7. táblázat Szállítás költségei a tervezett Égei-tengeri terminál esetén (Forrás: Szerző saját számítása) Díj megnevezése Költség ( /MWh) Belépési díj a görög szállítórendszeren 0,53 Kilépési díj a görög szállítórendszeren 0,53 Forgalmi díj a görög szállítórendszeren 0,11 Belépési díj a bolgár szállítórendszeren 0,33 Kilépési díj a bolgár szállítórendszeren 0,16 IGB összekötő használati díja 1,3 (saját becslés) Belépési díj a román szállítórendszeren 0,38 Kilépési díj a román szállítórendszeren 1,15 (RO>HU bővítés után) Forgalmi díj a román szállítórendszeren 0,69 Magyar szállítórendszer belépési díj Az LNG terminál szolgáltatási díja 0,98 (RO>HU bővítés után) 2 (saját becslés) Összesen 8,16 46