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Gas Pipeline connecting Russia and China

Cat: ECO
Pub: 2023
#: 2311

Masumi Motomura (本村真澄) et.al.


Gas Pipeline connecting Russia and China

  1. Introduction:
  2. Features of natural gas:
  3. Natural gas pipelines in Siberia:
  4. Development of natural gas in Russia:
  5. Re: Russia-Ukraine gas dispute:
  6. Issues of natural gas trade:
  7. Pipeline and geopolitics:
  8. Trend of EU's natural gas price:
  9. Russian Pipelines to Europe:
  10. Profitability of Power of Siberia-2:
  11. Energy Supply & Demand situation in China
  12. LNG Export from Russia:
  13. Murmansk LNG Project:
  14. (Comment):
  1. 序文:
  2. 天然ガスの特徴:
  3. シベリア天然ガスパイプライン:
  4. ロシアにおける天然ガス開発:
  5. 参考: ロシア・ウクライナガス紛争:
  6. 天然ガス取引の問題点:
  7. パイプラインと地政学:
  8. EUの天然ガス価格傾向:
  9. 欧州向けロシア・パイプライン:
  10. Power of Siberia-2の採算性:
  11. 中国のエネルギー需給状況:
  12. ロシアのLNG輸出:
  13. ムルマンスクLNGプロジェクト:
  14. (コメント):
  • Masumi Motomura
    • Chief Researcher, Petroleum Research Dept, Japan Organization for Metals and Energy Security (JOGMEC).
  • Nobuhiko Takana:
    • Brighton Human (BRH) Parter; Lecturer, Asia University Graduate School
  • 本村真澄
    • 石油天然ガス・金属鉱物資源機構(JOGMEC) 石油調査部主席研究員
  • 高菜信彦:
    • ブライトンヒューマン(BRH)パートナー。亜細亜大学大学院講師
; Amur Gas Processing Plant; Associated gas; Brotherhood; Central Asia Pipeline: Chapman-Kazhkhstan Pipeline; Chayanda gas field; China-Myanmar Pipeline; China-Russia Far East Line; CNPC; FID; Economic Externalities; Gazprom; Horgos; Kovykta gas filed; Law of the Sea; Murmansk LNG Project; Mutual Assured Control; Netback; Nord Stream; Northern Lights; Orenburg gas field; Power of Siberia-1; Power of Siberia-2; R/P ratio; Russia's LNG; Self-organization; Shwe gas field; Soyuz; TTF; Unconventional gas; Vostok program; Yamal gas field; Yamburg gas field; ;

>Top 0. Introduction:

  • It gave a shock to the world that the natural gas pipeline (called "Nordstream-2" connecting Russia and Europe via the North Sea since the war in Ukraine.
  • China is the world largest importer of natural gas through the pipeline connecting East Siberian gas fields to China. The volume of the natural gas is steadily increased, which was previously sent to Europe.
  • The unit of Natural Gas;
    • bcf = billion cubic fee per day

0. 序章:

  • 2022/2以降、ロシアのウクライナ侵攻で、ロシアと欧州をつなが天然ガスパイプライン、特に北海経由でロシアとドイツを結ぶ"ノルドストリーム2"が、凍結 (あるいは一部破壊) されたことは世界に衝撃を与えた。
  • 一方、中国は世界一の天然ガス輸入国である。ロシアの東シベリアとは天然ガスパイプラインで繋がり、その輸入量は着実に増大している。欧州に送っていた天然ガスを中国が代わりに輸入すると見られている。
  • 天然ガスの単位:
    • 1 Kcf (mcf) ≒ 966 Btu ≒ 28.3 cm(=m3)
    • 1 Mcf (mmcf) ≒28,300 cm
    • 1 Bcf (bcf)≒28.3Mcm (Mcm=million cubic meter) ≒LNG 20Kt
    • 1 Tcf (tcf)≒28.3 Bcm ≒LNG 20Mt [1.4Bcm≒1Mt]
      • 1.4 Bcm ≒ LNG 1Mt
    • 1 Bcm ≒ 735 Kt
    • 1 B cf (bcf) ≒ 1Kt
    • 1 MBtu (mmbtu) ≒ 252Mcal ≒ 27cm
    • 1 Btu=252 cal (0.45Kg/1ºF up)
  • 石油の単位
    • 1 KL= 6.29 barrel (bbl) ; 1bbl =0.159KL
    • 1 ton =7.33 bbl

>Top 1. Features of Natural Gas:

  • Natural gas emits less nitrogen oxides, sulfur oxides, and carbon dioxide, which is preferable for environment.
    • Natural gas generates 20-37% of NOX compared to coal, 57% of CO2, and actually nil of SOx
    • Natural gas is produced as "associated gas" of oil field; as "non-associated gas" from gas field; and as "unconventional gas" produced from shale gas and coal bed gas (CBM). Shale gas is intensively developed in US.
    • The world gas reserves is estimated 188Tcm as of 2020; of which 40% in Middle East, 32% in Russia & former USSR; the minable year (R/P ratio) is 48.8 year.
    • While oil reserves are unevenly distributed, natural gas is relatively distributed in various areas; which means many suppliers, and the number of supplying counties is increasing as technology improves.
  • For demand countries, it is easier to diversify the supply sources than oil, which means that producing countries have more risks in securing stable demand countries.
    • Natural gas tends to be the subject of bargaining between countries, which make the price fluctuate widely.
  • Chinese import of Natural Gas:
    • In 2021, China became the world largest importer of natural gas, exceeding Japan. China depends on imports 90% of its needs.
  • Two ways to transport natural gas: 1) LNG (Liquefied Natural Gas, below -162ºC) by special carrier vessel, and CNG (Compressed Natural Gas; 20-25MPa) by land pipeline. In the case of China, about 60% in LNG and 40% in CNG.
  • Japan import almost 100% in LNG.

1. 天然ガスの特徴:

  • 石油や石炭に比べて、窒素酸化物、硫黄酸化物、二酸化炭素の排出が少なく、環境的にも好まれる。
    • 石炭を100とすると、石油、天然ガスの発生量を比較すると、
      • NOx=100 :71 :20-37
      • SOx=100 :68 :0
      • CO2=100 :80 :57
    • 天然ガスは、油田に随伴して産出するassociated gas; ガス田からのnon-associated gas、さらにシェールガス、コールベッドガス(CBM)として産出する unconventional gasが供給源である。シェールガスは、特に米国で開発が活発である。
    • 世界の埋蔵量は、2020年末で188兆cm (cubic meter)で、内、中東が40%、ロシアと旧ソ連諸国が32%、可採年数 (R/P比率)は48.8年
    • 石油の埋蔵地は偏在しているが、天然額は広範囲に分布し産出国の数も多く、技術の向上で新規産出国も増加。
  • 需要国にとっては、調達先の多様化が石油より容易。一方産出国にとっては、安定的な需要先の確保にリスクがある。
    • 天然ガスは、国家間の思惑で駆け引き材料になりやすく、価格の変動も大きい。
  • 中国の天然ガスの輸入:
    • 2021年、日本を抜いて世界最大の天然ガス輸入国になった。中国は必要量の90%を輸入に依存。
  • 輸送方法は、LNG (液化天然ガス -162ºC以下)で専用船では運ぶ方法と、CNG (圧縮天然ガス; 20-25Mpa)として陸上パイプラインで送る方法がある。中国の場合、LNG60%、CNG40%程度。
    • LNG価格約USD5/MBtu; CNG約USD2/MBtu
      (1MBtu=1 million Btu=1,055.06MJ=252000 kcal≒25cm LNG)
    • 日本はほぼ100%LNGで輸入。

China's natural gas imports as LNG and CNG

China's natural gas import and domestic production

>Top 2. Natural Gas Pipelines in Siberia:

  • Gas Pipeline in Siberia:
    • The pipeline ("Power of Siberia") started construction in 2014/9 and was completed in 2019/12, which supplies CNG from East Siberia to China. This is the first gas pipeline connecting Russia and China, delivering from Chuyanda gas field in Sakha Republic and Kovykta gas field in Irkutsk Oblast (administrative division) to the Far East; via pipeline of the total length 4,000 km, which costed about USD14B for construction. China imports the gas as much as 38Bcm in 30 years starting 2019, with the total contract value amounts USD400B.
    • Russia continues to invest USD55B in exploration of further gas and expansion of pipelines to deliver it to China; while China will also invest USD22B. The gas price will be probably around USD350/Kcm. (Re: the longterm contract for Western Europe is about USD350-380/Kcm.)
    • Currently the pipeline from Khabarovsk to Vladivostok is connected in 2011/9, and be liquefied at Valdiovostok, whose LNG is planned to export to Pacific countries.
    • On the other hand, in 2006/3 it is planned to connect Wester Siberia to China's West-East Gas Pipeline via Russia's Altai Republic, exporting 68Bcm per year to China via newly constructed the Altai Pipeline, but the construction of the Pipeline has stalled because both parties could not agree on gas sale sales. (It is said that Russia insisted USD 160-170/Kcm, while China insisted USD 70/Kcm as of 2005/10)
      • Altai Republic is situated in the Altai Mountains in the center of Asia, having highest peak Mt. Belukha, 4506m.
    • In 2014/5 Russian Novatek and Chinese CNPC agreed a 20-year supply contact of 3Mt/y of Yamal LNG (owned by France 20% and CNPC 20%) at the LNG prices are linked to JCC (Japan Crude Cocktail)
  • Now, China imports gas in the form of 60% LNG and 40% CNG approximately.
  • >Top Gas pipeline between Russia and China:
    • In operation: China-Kazakhstan ("Central Asia Line")
    • In operation: China-Myanmar Line
    • In operation: China-Russia Eastern Line ("Power of Siberia-1")
    • Planning: China-Russia Far East (Sakhalin) Line
    • Planning: China-Mongolia-Russia Line ("Power of Siberia-2")
  • >Top Gas pipelines connecting China, Russia & others:
    • 2009 China-Kazakhstan (the Central Asia route): completed in 2009 (just over two years after construction by China) is the main route among the operating pipelines, which is connected to the Chinese domestic pipeline from Turkmenistan through Uzbekistan and Kazakhstan border town of Horgos (Road & Belt Initiative hub) in Xīnjiāng Uyghul Autonomous Region.
      • Turkmenistan section was constructed by CNODC (CNPC subsidiary) and PetroChina; Uzbekistan section by JV of CNODC and Uzbekneftegaz; and Kazakhstan section by JV of CNPC and KazMunaiGaz.
      • Total distance in Kazkhstan is 1,300 km; accounting for about 82% of Chinese CNG import.
    • 2013 China-Myanmar Line: completed in 2013
      is 1,015 km in total length, passing through Kyaukpyu, a port city in Myanmar facing the Bay of Bengal, connecting 瑞丽 Ruìlí, a border town between China and Myanmar, up to Yunnan Province, whose share is about 9% of Chinese CNG import.
      • The China-Myanmar Line also has an oil pipeline along it, which serves as a loading port for tankers imported from Middle East.
    • >Top 2019 China-Russia East Line ("Power of Siberia-1", Сила Сибири):
      the first natural gas pipeline between China (Hēihé) and Russia (Blagoveshensk) ; the construction agreement was signed in 2014 and partially open in 2019. The total length is 5,000 km, starting from the gas field of Yakutsk (Chayanda gas field) in eastern Siberia, (also connecting Kovykta gas field west of Baikal Lake), connecting Shanghai via 黑河市 Hēihé, Heilongjiang Province, with total length 5,000 km.
      • Currently the domestic line is operating until Héběi Province (2/3 of the total). Completion of the entire line is schedule in 2025. China started to import 19Bcm (9% of total import of CNG), and will importe as much as 22Bcm in 2023, which is scheduled to be increased up to 38Bcm by 2025 by the advancement of equipment. It is a long-term 30 year agreement, amounting USD400B in total.
      • In addition, Russia's NIPIGAS is constructing a large gas processing plant (Amur Gas Processing Plant) near the city of Svobodny (Свободный) in the Amur region, which will extract helium, butane, and hexane contained in natural gas.
    • >Top 2025 China-Russia Far East Line: now in FEED
      • This is the pipeline connecting Sakhalin Gas field. In 2022/2 CNPC (China National Petroleum Corporation) and Gazprom (Газпром) signed during the opening ceremony of the Beijing Olympics. It is planned to supply 10Bcm per year. It is envisaged that the pipeline would connect the existing "Power of Siberia" line, the same route as China-Russia East Line. Chinese Hulin city along the Ussuri river is the receiving place of the gas.
      • The Power of Siberia pipeline from Chayandinskoye (Chayanda) and Kovyktingkoye (Kovykta) fields in Russia has already connected over more than 3,000 km to Liaoning in China. It can export 38Bcm of gas annually when fully operation in 2025.
      • Near Svobodny (Цвободный)in the Amur region, Russian NIPIGAS is constructing a gas processing plan (Amur Gas Processing Plant), which will extract helium, butane, and hexane contained in natural gas.
    • China-Russia Far East Pipeline:
  • >Top China-Mongolia-Russia Line ("Power of Siberia-2")
    • During the meeting for One Belt One Road Initiative (BRI) in Beijing, Putin met with U. Khurelsukh, President of Mongolia, expressed positive outlook on the gas pipeline project ("Power of Siberia-2") connecting Russia and China via Mongolia.
    • Total length of the pipeline is about 1,060 km with annual transport capacity is 38Bcm. The pipeline took four years to complete due to difficult wetlands, but the route via Mongolia is planned along the existing Ulaanbaatar Railway, which is expected to be completed in about two years. However, the plan has not yet agreed with Chinam, including the gas price and share of the construction fund.
    • However, the negotiation with China including gas prices has not yet concluded. (not yet FID, Final Investment Decision)
  • Transportation Cost of Gas (CNG・LNG)/Oil:

2. シベリア天然ガスパイプライン:

  • シベリアのガスパイプライン:
    • 東シベリアの天然ガスを中国向けに供給するPipeline ("Power of Siberia")が2014/9に起工し、2019/12に完成した。これはロ中間の初のGas Pipelineである。これはサハ共和国のChayandaガス田とイルクーツク州のKovyktaガス田で産出するガスを極東に運ぶ。このPipelineは、ヤクーツクから国境のBlagoveshshenskまで総延長4,000kmあり、総工費USD14B、2019年から中国へ30年間、38 Bcm を輸出する。契約総額はUSD400B。
    • さらにロシアは天然ガス探査と中国向Pipelineの増設にUSD55B 投資し、中国もUSD22B出資する。ガス価格は約USD350 /Kcmと見られる。(西欧向け長期契約ではUSD350-380/Kcm。
    • 現在は、ハバロフスクまで延伸し、既存のPipelineと接続し、Vladivostokで液化し、LNGを太平洋諸国へ輸出する計画である。
    • なお、2006/3に西シベリアからロシアのAltai共和国経由中国の東西Gas Pipeline ("西気東輸") につなぐ計画があったが、Altai Pipelineの建設は、ガス価格面で折り合いがつがず、現状は頓挫している状況。(2005/10段階では、ロシア側USD160-160/Kcmに対し、中国側はUSD 70を主張。)
      • Altai共和国は、アジアの中央アルタイ山脈に位置し最高峰はBelukha山(4,506m)。モンゴルの西側で中国と国境を接する。
    • また2014/5に、ロシアのNovatekと中国CNCPCとの間でYamal LNG (仏Total 20%, CNPC20%出資) のLNGを 3Mt/y, 20年間の供給契約を締結した。LNGの価格はJCC (Japan Crude Cocktail)にリンクした価格。
  • 中国は、LNG60%, CNG40%程度でガスを輸入している。
  • 中国の天然ガスパイプライン:
    • 稼働中
      • 中国カザフスタン ("中央アジア線")
      • 中国ミャンマー線
      • 中国ロシア東線 ("シベリアの力")
    • 計画中
      • 中国ロシア極東 (サハリン)線
      • 中国モンゴルロシア線 ("シベリアの力2")
  • 2009 中国カザフスタン線 (中央アジア線):
    中国の稼働中のパイプラインでは、(建設からわずか2年余りで) 2009年完成の中央アジア線が主力である。これは、トルクメニスタンからウズベキスタン、カザフスタンの国境の町Horgos (一帯一路の拠点)を経て、中国の新疆ウイグル自治区で国内パイプラインに接続する。
    • トルクメニスタン区間はCNPC子会社CNODCとPetroChinaが建設; ウズベキスタン区間はCNODCとUzbekneftegazのJVが建設; カザフスタン区間はCNPCとKazMunaiGazのJVが建設
    • カザフスタン国内の延長距離は1,300km。この中央アジア線で、現在は中国のCNG輸入量の約82%を占める。
  • 2013 中国ミャンマー線:
    2010に建設開始し、2013年に開通した。ベンガル湾に面したミャンマーの港湾都市Kyaukpyuを経て、中国ミャンマーの国境の町瑞丽ruìlí 経由して、雲南省yúnnán shěng昆明kūnmíng に至る全長1015km。中国のCNG輸入量の約9%。
    • 中国ミャンマー線は、石油パイプラインも併設されており、中東からの輸入したタンカーの荷揚港となっている。
  • 2019 中国ロシア東線 ("シベリアの力", Сила Сибири):
    • 2014年に建設合意、2019年に一部区間が開通した中ロ間の初の天然ガスパイプラインである。シベリア東部ヤクーツクのガス田を起点に、国境の町Blagoveshchensk, Благовещенскから中国黒龍江省黑河hēihéを経て上海に至る総延長5,000km
    • 現在は2/3に相当する河北省まで稼働中。全線完工は、2025年の予定。現在は19Bcmを輸入している (CNG輸入量の9%)。2023年には22Bcmを供給し、2025年までには設備を増強し、38Bcmまで拡大予定。30年の長期契約で、総額USD400B。
    • なお、アムール州スボボドヌィ(Свободный)市近郊では、天然ガスに含まれるヘリウム、ブタン、ヘキサンを抽出するガス処理工場 (Amur Gas Processing Plant)をロシアのNIPIGASが建設中。
  • 中国ロシア極東線: (FEED, Front End Engineering Design中)
    • サハリンのガス田から供給するためのパイプライン。2022/2北京オリンピックの開会式に訪中したタイミングで、CNPC (National Petroleum Corporation)とGazprom (Газпром)が調印。完成時には年間10Bcm供給する計画。パイプラインは、ロシア国内で、既存の"シベリアの力"と合流し、中国ロシア東線と同ルートになる予定である。中国側の受入は黑龙江省虎林市 (Hǔlín)。
    • ロシアのChayandaガス田とKovyktaガス田から中国の遼寧省まで3,000km以上ある。2025年にこのPipelineが貫通すると、年間38Bcmのガスが輸出できる。
    • アムール地方のSvobodny近郊で、ロシアのNIPIGASは、天然ガスに含まれるヘリウム、ブタン、ヘキサンを抽出するガス処理工場 (Amur Gas Processing Plant)を建設中。
    • ロシアのガスPipelineルート <左図参照>
  • 中国モンゴルロシア線 ("シベリアの力2"): (構想中)
    • 2023/10/17 プーチン大統領は、一帯一路国際協力サミットで北京訪問中に、モンゴルのフレルスフ(Khurelsukh)大統領と会談し、同国経由で中国に輸送するパイプライン (シベリアの力2)の事業について楽観的見通しを述べた。
    • このパイプラインの総延長は約1,060 km, 年間輸送量は38Bcm、将来的には50Bcmを想定。既に開通したパイプラインは湿地帯など難工事区間があり、完了まで4年を要したが、モンゴル内は、ウランバートル鉄道沿い予定しているので2年程度と早く建設できる見込みという。但し、中国との間でガス価格や建設資金の負担についてもまだ妥結していない。(FIDはまだ)
  • 天然ガス (CNG/LNG)と石油との輸送コスト比較:

>Top 3. Development of Natural Gas in Russia:

  • Russian Gas Production (above):
    • As of 2021, Gazprom listed 18 fields in the Yamal Peninsula and offshore, only a few of which were in production. Estimated reserved were 20.4Tcm of gas and 1Bton of gas condensate and oil. In 2020, 99Bcm of gas was produced.
  • >Top Production of Natural Gas in Russia:
    • Russia has the world's largest natural gas reserves and the world's largest production of both oil and gas, making it an outstanding energy rich country.
    • Development of oil fields and construction of pipelines are underway in two regions: 1) East Siberia, replacing the existing West Siberia, and 2) The Arctic Circle region in north-east of West Siberia.
    • In 2011/9 the Nord Stream Pipeline to Germany via the Baltic Sea was completed; Bovanenkov gas field in Yamal peninsula is scheduled to start production, enabling steady supply toward EU (becoming unclear due to the Ukraine war from 2022/2)
    • Regarding the gas price, EU demanded not only further price reduction but new pricing mechanism including spot LNG price referring oil-indexed price; which giving an impact of gas price negotiation with China.
  • World Oil Reserve (2019):
    • World oil reserve is 232 Bt (=1.7T bbl) worldwide;
    • Reserve-to-Production ratio is 50 years.
    • Ranking: Venezuela 17.8%; Saudi Arabia 17.2%, Canada 9.8%; Iran 9.0%; Iraq 98.4%; Russia 6.2%; Kuwait 5.9%; UAE 5.6%; US 4.0%
    • However there are many undeveloped oil field, and reserves are expected to increase.
  • World Oil Production (2020):
    • World oil production is 511 Mt/y (88.4M bbl/d) worldwide:
    • Ranking: US 95Mt/y (18.6%); Saudi Arabia 63.9 (12.5%); and Russia 61.8 (12.1%)
  • World Natural Gas Reserve (2020):
    • World natural gas reserve is 188.1 Tcm.
    • Ranking: Russia 37.4 Tcm (19.9%); Iran 32.1 (17.0%); Qatar 24.7 (13.1%); Turkmenistan 13.6 (7.2%); US 12.6 (6.7%); China 8.4 (4.5%); Venezuela 6.3 (3.3%); Saudi Arabia 6.0 (3.2%)
  • World Natural Gas Production (2022):
    • World natural gas production is 4043.8 Bcm worldwide:
    • Ranking: US 978.6Bcm (24.2%); Russia 618.4 (15.3%); Iran 259.4 (6.4%; China 221.8 (5.5%)

2. ロシアにおける天然ガスの開発状況:

  • 天然ガス生産の状況:
    • ロシアは、天然ガス埋蔵量世界一で、生産量は石油・ガスとも世界一で、エネルギー資源国として際立った存在。
    • 従来の西シベリアに変わる東シベリアと西シベリア北東部北極圏の2地域での油田開発とパイプライン建設が進行中。
    • 2011/9には、バルト海経由ドイツ向けNord Stream Pipeline が開通し、2012年にはヤマル(Yamal)半島のBovanenkovガス田が生産開始予定で、欧州市場向けが着実に進捗 (但し2022/2ウクライナ戦争以降不透明化)
    • ガスの価格設定では、欧州市場では、従来の石油連動 (oil-indexation)価格からスポットLNGを組み込んだ価格、さらには価格自体の値下げを要求されており、中国とのガス価格交渉に影響を与えている。
  • 世界の石油埋蔵量と生産量の状況:
    • 2019年時点での石油埋蔵量は、世界では232Bt (=1.7Tbbl) (可採年数50年)あり
      • 内、ベネズエラ17.8%、サウジアラビア17.2%、カナダ9.8%、イラン9.0%、イラク8.4% ロシア6.2%、クウェート5.9%、UAE5.6%、米国4.0%である。但し、未開発油田も多くあり今後埋蔵量の増加が見込まれる。
    • 2020の石油生産量は、511Mt/y (88.4M bbl/d)で、
      • 国別生産量は、米国が95Mt/y(18.6%)、サウジアラビア63.9 (12.5%)、ロシア61.8 (12.1%)と続く。
  • 天然ガス埋蔵量と生産量の状況
    • 2020年時点の埋蔵量は、世界埋蔵量188.1Tcm。
      • 内、ロシア37.4Tcm (19.9%)、イラン32.1(17.0%)、カタール24.7(13.1%)、トルクメニスタン13.6(7.2%)、米国12.6(6.7%)、中国8.4(4.5%)、ベネズエラ6.3(3.3%)、サウジアラビア6.0(3.2%)
    • 2022年の生産量は、世界では4043.8 Bcm
      • 国別では、米国978.6Bcm (24.2%)、ロシア618.4 (15.3%)、イラン259.4 (6.4%)、中国221.8(5.5%)

>Top 4. Re: Russia-Ukraine Gas disputes: (Wiki)

  • This is a number of disputes between Ukrainian oil & gas company Naftogaz Ukrainian and Russian gas supplier Gazprom over natural gas supplies and prices.
  • On 2002/6/21 Contract between Gazprom and Naftogaz signed: the price of natural gas supplied to Ukraine; USD 50 per Kcm; and transit fee USD1.09 of per 100 km.
    • Historically, in 2004, Gazprom insisted gradual adapting gas prices; proposed transit price rise to USD 1.75-2.00 per 100 km.
    • In 2006 Gazprom insisted on USD 160 per Kcm. Ukraine government agreed, but the price increase were to be gradual.
    • The European Commissioner for Energy and WTO express the opinion that all post-Soviet states should pay market prices for their energy needs.
    • Due to the gas crisis Gazprom lost more than USD 11B in revenue for the unsupplied gas. Ukraine also incurred losses as a result of the temporary closure of its steel and chemical industries, loosing USD 100M of potential revenue in transit fees from natural gas.
  • In 2004-2005, 80% of Russian gas exports to EU were made through Ukraine. There was an accumulation of Ukrainian debts and non-payment of the debts, unsanctioned diversion of gas and alleged theft from the transit system;
    • In 2005/3 a serious dispute began over the price of gas and cost of transit. Russia claimed Ukraine was not paying for gas. On 2006/1/1 Russia cut off all gas supplied passing through Ukrainian territory.
  • On 2006/1/4 five-year contract was signed; the price of natural gas at D230 per Kcm, and the tariff for transit from USD 1.09 to 1.60 per Kcm per 100km.
  • On 2007/10/2, Gazprom threatened to cut off gas supplies to Ukraine because of unpaid debt of USD 1.3B.
  • In 2008/2, Gazprom threatened to reduce the supply of natural gas to Ukraine, unless the pre-payment for 2008 was paid.
    • On 2008/3/3 Gazprom cut its shipments to Ukraine by 25% and additional 25% the next day, claiming that the USD 1.5B debt still was not paid
    • On 2008/12/30, Naftogaz paid USD 1.522B, of the outstanding debt, but the two parties could not agree on the 2009 price for. (Ukraine proposed USD 201-235, while Gazprom demanded USD 250 per Kcm.)
  • On 2009/1/7 all Russian natural gas exports via Ukraine were halted for the first time.
    • In 2009 Russia accused Ukrainian side of diverting gas from pipelines passing through Ukraine.
  • On 2015/11/25 Gazprom halted natural gas to Ukraine. Ukrainian government said that Ukraine could buy natural gas cheaper from other suppliers.
    • Following the escalation of the Russo-Ukrainian War, Ukraine had shut down 16 gas distribution station (GDS), two days later increase to 39 stations.
  • In 2021 natural gas prices in EU have risen as high as 800%. The dispute is over the Nord Stream-2 Gas pipeline and other disputes such as
  • pipeline (via Belarus).
  • On 2022/3/23 payments for Russian pipeline gas would be switched from USD and euro to payments in rubles from designated unfriendly countries (EU as well as Ukraine)

4. <参考> ロシア〜ウクライナ ガス紛争: (Wiki)

  • 供給社ロシア・ガスプロム社、受給社ウクライナ・ナフトガス社。いずれも国有会社。
  • 2002/6/21 両国で調印。ガス料金はUSD50/Kcm、輸送量はUSD1.09 (100km当たり)。
    • 2004年にロシアは段階的ガス料金の値上げを通告。輸送料はUSD1.75-2を提案。
    • 2006年でのガス料金はUSD160/Kcmの提案に対し、ウクライナは段階的値上げを条件に合意。
    • 欧州やWTOは、旧ソ連圏諸国向けのガス料金も市場価格とすべきとの意見書。
    • ガス問題の紛糾でGazpromはUSD110億の損失。ウクライナ側もガス不足によりUSD1億の損失が生じたと主張。
  • 2004-2005: ロシアのEU向け天然ガスの80%はウクライナ経由。ウクライナ側には負債・未払・抜取りなど発生
    • 2005/3にガス価格とパイプライン輸送量を巡って深刻な論争。ロシアはウクライナのガス代不払を非難。2006/1/1にウクライナ経由のガス供給を削減
  • 2006/1/4両者暫定5年間の契約に合意。ガス料金はUSD230/Kcm、輸送代はUSD1.09-1.60 (/100km)とすることで合意。
  • 2007/10/2にウクライナの未払 (USD1.3B)を理由にガス供給の削減を要求。
  • 2008/2 ロシアは 2008年分の前払を要求。
    • 2008/3にガス供給を25%、翌日さらに25%を削減しUSD1.5Bの未払分を請求
    • 2008/12/30 にウクライナはUSD1.522Bを支払ったが2009年の価格については合意できず。 (ウクライナ USD201-235に対し、ロシアはUSD250を主張) 。
  • 2009/1/7 に、 ロシアは、ウクライナ経由の全てのガス輸出を初めて供給停止した。
    • 2009 ロシアはウクライナによるガス横流しを抗議
  • 2015/11/25 ロシアがウクライナへのガスを止めた。ウクライナ政府は他の供給先からより安価なガスを購入可能と主張。
  • 2021年、EUでのガス価格が800%も急上昇。Nord Stream-2やYamal-Europeルート (ベラルーシ経由)によるガス供給を巡る論争。
  • 2022/3/23 ロシアのパイプラインによるガス料金は、非友好国からの支払は、米USD、欧州euroに代わってルーブル建とすることを発表。

>Top 5. Issues of Natural Gas Trade:

  • Natural Gas trading tends to shift from CNG to LNG; The LNG ratio increased from 27%/2000 to 46% 2018 worldwide.
    • Int the case of pipeline, the buyer and the seller are fixed, whereas with LNG more flexible spot transactions are getting common, similar to financial transactions.
    • In addition, there is a risk the energy being used as a political weapons, so it is necessary to consider the diversification of supply sources and supply routes. From security reasons, it is desirable that the import ratio from specific countries should be around 15%.
      • The transit countries of the pipeline could be a source of trouble. In particular, most of former USSR countries are inland, making it difficult to construct LNG terminals.
    • The relationship between Russia and Ukraine could be compares as a kind of DV. According to IMF, Ukraine's GDP per capita in 2019 was less than USD4,000, which is the poorest country in Europe. In addition, it has cleared that Ukraine showed obvious decline of its industry and economy; the machinery industry became by minus 42% over the post 10 years, the amount of power generation by almost half over the past 300 years. Ukraine's sovereignty could be possible by keeping partnership with Russia, as is the case of DV, since it is ultimately a shared nation.
      • During the policy of USSR, the Slavic ethic groups are considered just like the trinity of Russians ethic groups; called Great Russia, Little Russia, and while Russia; which became now Russia, Ukraine, and Belarus as the national level. (In fact, Russia has provided huge amounts of aid to Ukraine not only during USSR, but also since 2000. One typical example of this had been the discounting of natural gas from 1991 to 2013, and Ukraine has received more than USD82B in aid as well as gas transit income of USD1.5B.)
      • However, after the start of the Ukraine war, the chain of hatred between Russia and Ukraine has expanded, which became like that of Cain and Abel.

5. 天然ガスビジネスの問題点:

  • 天然ガス取引は、CNGからLNGにシフトしてきている。LNGの比率は27%/2000から46%/2018に拡大。
    • Pipelineの場合は、売買関係が固定化されるのに対し、LNGはスポット取引が盛んになって、金融取引に近いものになりつつある。
    • またエネルギーが政治的武器に使われる可能性については、供給源、供給ルートの多様化への視点が必要。特定国からの輸入は、15%程度が安全保障上望ましい。
      • パイプラインの通過するTransit国の存在はトラブルの元となり得る。特に、旧ソ連諸国はほとんどが内陸国なので、LNGターミナル建設が困難である。
    • ロシアとウクライナの関係は、DVに似ているとの例えがある。IMFによれば、2019年のウクライナの一人当たりGDPはUSD4,000を下回り、欧州最貧国。また過去10年間で機械産業は-42%、過去30年で発電量はほぼ半減しており、工業の衰退と経済全体の劣化は明らか。ウクライナの主権は、結局は同一民族なので、DVの解決同様に、ロシアとのパートナーシップによって可能となる。
      • ソ連時代の民族政策によって、大ロシア、小ロシア、白ロシアの三位一体のロシア民族に対して、国家レベルで、ロシア、ウクライナ、ベラルーシというスラブ民族が固定化された。(実際にはソ連時代のみならず、2000年以降も、ロシアはウクライナに巨額の支援を行ってきた。1991-2013年の天然ガスの値引きもその一つで、ウクライナはUSD82B以上の援助と、USD1.5BのTransit 通過料収入を得ることができた。
      • 但し、ウクライナ戦争開始後は、ロシアとウクライナの関係は、憎しみの連鎖が拡大しており、もはや[旧約聖書でいうアダムとイヴの息子兄弟で宿敵の] カインとアベルの関係になったとの見方がある。

>Top 6. Pipeline and Geopolitics: (JOGMEC Masumi Motomura)

  • British Halford J. Mackinder (1861-1947) argued the pipelines were planned as a means of political control based on the geopolitical ideas; but the conclusion looks negative because of the following reasons:
    • Pipelines are expensive infrastructure and are operated over a long period of time, so basically stick economics are required.
    • Project finance by the banks is essential, and the operating income first goes into the escrow account of the lending bank, and then become the operator's income.
    • On the other hand, it is important to use the domestic resources in line with economic rationality and to make them most profitable; that is economic efficiency comes first, and political effects are expected as a result.
    • Pipelines are featured as fixed infrastructure which need to be operated continuously, or the energy required for operation is extremely low.
    • Pipelines can transport the specific product (oil 0r natural gas, etc.), and there is no need to return empty containers.
    • The route of pipelines could be shortened compared to seas routes, waterways, or land routes, which can reduced transportation cost.
    • Pipelines are usually buried underground, whose operations are stable and are not affected by earthquakes, weather, political upheaval, etc. (but intentional explosion due to war is possible.)
  • Natural monopoly of Pipelines:
    • Natural monopoly occurs similar to railways, electricity, roads, and communications; caused by 1) economics of scale, 2) economics of scope, and 3) sunk cost.
      • 1) the cost per unit of transportation service decreases as the distance increases.
      • 2) vertically integration is required from production to transportation, stable operations and technical uniformity, which are needed to avoid wasteful investment.
      • 3) once these are constructed, all parties of supply, demand, and transit are fixed, which makes difficult resale of the product; increasing sunk cost, and creating a barrier to entry.
  • >Top Self-organization of Pipelines:
    • Once pipelines completed, which have strong ability to secure the market. In many cased additional infrastructure is constructed based on the existing infrastructure; such self-organization has a positive feedback. For example, an oil pipeline is constructed along the existing railway, then a natural gas pipeline will be installed along the existing railway and pipeline according to upgrading of the railways. Thus natural monopoly, bottleneck monopoly, and platformization (development into a platform) occurs as the result of the network externalities.
  • Competition among multilateral pipelines:
    • In the case of cross-border pipelines, competition among multilateral countries and oil/gas producing countries becomes intense from the planning stage. To obtain a monopoly of energy flow, the planned pipeline should have the following advantages:
      • better technical and economic feasibility studies,
      • long-term stable supply and demand commitment
      • financial procurement for the earlier construction
    • Though political consideration intervenes at the planning stage, the main premise is that the project should have positive long-term feasibility.
  • >Top Mutual Assured Control (MAC) in Pipeline:
    • This term comes from the military term 'Mutual Assured Destruction (MAD; so-called nuclear deterrence), which was proposed by Marshall Goldman in "Petrostate " (2008). The essence is that the consuming countries are obligated to purchase under take-or pay contracts, and producing countries are obligated to proved stable supply. Once the supply stops, the consuming country must procure the fuel separately, where the existing pipeline would not be used again. Thus a destructive conflict between the countries involved could be avoided through self-restraint.
    • The case of Nord Stream between Russia and Germany after the Ukraine war in 2022 could be an example of Germany, which has switched to pursue alternative source (expensive LNG). This will be an interesting case what will result the "restraint" avoidance; that is the pipeline is a political "weapon (zero-sum game), or a regional "stabilizer (zero-plus game). The conclusion will depend on the future trend of long-term energy policy and economic competitiveness between the countries involved.
  • >Top Hold-up problem of Pipeline:
      • Hold-up problem: a situation where two parties may be able to work most efficiently by cooperating but refrain from doing so because of concerns that they may give the other party increased bargaining power and thus reduce their own profits. The hold-up problem leads to severe economic cost and might also lead to underinvestment.
    • Contracts are originally concluded with all possible contingencies in mind, but in reality they are inevitably incomplete contracts, and unforeseen circumstances may arise.
    • A pipeline which supplies only one country becomes an irreversible asset, which cannot be transferred elsewhere. In order to maintain the contract, the supplying country is forced to comply to some extent with the demands of the consuming country. This type of inefficient investment caused by unwilling concessions derives from incomplete contract, which is called the holding up problem.
      • Example: The Turkish-Russian Blue Stream Pipeline, crossing the Black Sea, went into operation in 2002, but due to the economic slump, Turkey was forced to reduce its off-take volume and cut gas prices to two-thirds. This lesson of difficult supply has affected subsequent Pipeline construction.
  • >Top Mutual benefits factor of Pipeline:
    • The natural gas pipeline from Western Siberia to Western Europe, which went into operation in 1973, was completed as a cooperative project between USSR and Western Europe. Reagan administration at the time was wary of Western Europe coming under the influence of USSR. However, Europe continued to receive stable supplies from USSR for 40 years, which was considered a highly reliable means of receiving natural gas. (estimated as a regional stabilizer).
      • Then SPD Brandt government (started in 1969) became the first contractor with a COCOM member country, signing the "Compensation Contract" to exchange Soviet natural gas for large-diameter steel pipes and gas turbines made in West Germany. The route runs from Uzhgorod in western Ukraine via Baumgarten in Austria to Waidhause in West Germany. The natural gas started to supply in 1973/9.
  • Technical aspects between oil pipeline and natural gas pipeline (>Right column list)
    • For long-distance pipelines over thousand km, oil and gas pipelines have different designs.
  • Experts' views on the Ukraine gas conflict:
    • US government asserts "Russia's political use of energy as a weapon, but most of the energy experts have different views.
    • The British journal Petroleum Argus says, "US has been alarming about the risks of supply from Russia. But ironically, the supply contracts from Russia to Western Europe have been firmly protected and performed during the Cold War era."
    • Johnathan Setern of Oxford University says that Russia has been exporting natural gas to Ukraine at lower prices, which is regarded as "subsidizing". The current move (to raise the gas prices on par with those of Western Europe) is seen as an economic reason to end subsidies rather than using gas as a political weapon by Russia.
    • The Cambridge Energy Research Associates (CERA) analyzes, "This is the result of Russian abandoning the policies of subsidizing the former Soviet Union countries and now choosing an economy of transition to market prices."
    • 2009 Second conflict:
      Although Putin and Tymoshenko reached a basic agreement regarding the price in 2009, the slight price difference of $15/Kcm failed to accommodate the agreement; Russia suspended the supply from 2009/1/1, which was the first stoppage in supplies to Europe since 1968. At this sate, with the mediation of EU, both parties agreed to a decade long-term contract with a price of USD360/Kcm for 1Q of 2009.
    • >Top When determining whether an event or a transaction is political or economical, it is appropriate to consider it in light of the "purpose and effect criteria". Whether the pipeline is functionable or not depends on the supplying country's commitment of stable supply. Only political power cannot make the pipeline functionable.
      • In the early 2000s, Ukraine planned to build
        "Odessa-Brody Oil Pipeline" from the Black Seat to the interior in order to reduce its dependence on Russia for 80% of its oil. S small-scale pipeline with total length of 674km, diameter 40" (1020mm), carrying 9Mt/y or 180K bbl/d was constructed at a cost of USD200M, but loading from the Caspian Sea countries was not realized. This was not successful, because Ural crude oil was cheaper than the Black Sea crude oil.
      • Oil pipelines can not dominate the market, unlike natural gas. The crude oil produced can be exported via various pipeline routes and export port, so there is little need to stick to the existing routes. It is ironic that the fact that anti-Russian Yushchenko government reversed the pipeline to increase dependence on Russia, while conversely the pro-Russian Yanukovich government reverted to a forward-moving pipeline, shows how political stances are powerless to determine the management of pipeline. Thus the operation of pipeline is purely economic, depending on the commitment of the supply side and the presence of a market on the demand side.

6. Pipelineと地政学: (JOGMEC 本村真澄):

  • 英国のHalford J. Mackinder (1861-1947) の地政学的発想に基づく、政治的支配としてPipelineが立案されるのかについては、結論は否である。
    • 理由は、1) Pipelineは高価なインフラで、長期的に操業されるので厳密な経済性が要求される。
    • 銀行によるProject Financeが必須で、操業収入はまず融資銀行のEscrow勘定に入り、その後操業者の収入になる。
    • 一方で、自国資源を経済合理性に沿って、最も利益が出せる態勢にすることが重要となる。即ち、経済性第一、その結果としての政治的効果が期待される。
    • Pipelineの輸送インフラとしての特徴
      1. パイプは固定して、連続的に稼働。操業のエネルギーが極めて少ない。
      2. 輸送対象物のみを輸送するので、空容器の返送が不要。
      3. ルートは、海路・水路・陸路に比べてショートカットによる輸送距離の短縮化が図れ、輸送コストが削減される。
      4. 通常、地下に埋設されるので、その操業は安定しており、地震・天候・政治的動乱などの影響を受けにくい。 (戦争による意図的な爆破はあり得る)
  • Pipelineの自然独占:
    • 鉄道・電気・道路・通信と同様の自然独占体である。それは1) 規模の経済性、2) 範囲の経済性、3) 埋没費用 (sunk cost)がある。
      • 即ち、1) は距離の増大に伴い輸送サービス単位当たりの費用が低下する。
      • 2) は生産から輸送まで垂直統合的に行うことで安定操業、技術的統一性が維持され、無駄な投資を回避できる。3) は、一旦建設すると需給および通過ルート当事者が固定され、転売は困難でsunk costが大きくなり参入障壁を形成する。
  • Pipelineの自己組織化
    • 一旦完成すると市場確保する力が強い。また既存インフラを前提として追加のインフラが建設されるケースが多く、自己組織化し、Positive feedbackを持つ。 既存の鉄道に沿って石油Pipelineが建設され、さらに天然ガスPipelineも併設される。通信は鉄道の高度化に応じて増強される。Network外部性を背景に、自然独占、Bottleneck独占、Platform化が発生する。
  • 多国間Pipelineにおける競争
    • Cross-border Pipelineの場合、計画段階から多国間・産油国間の競争が激しくなる。Energy flowの独占を獲得するためには、他のPipeline計画と比較して、
      • 1) 技術的・経済的F/Sが優位であること、
      • 2)長期を見込んだ需給の見極め、
      • 3) 早期の建設を実行し得る資金調達コミット
      • これらを獲得することで、初めて計画が進捗する。
    • この計画段階で、政治的思惑が介入するが、プロジェクトの長期的FSが見込めることが大前提。
  • Pipelineにおける相互確証抑制 (Mutual Assured Control, MAC):
    • これは、軍事における相互確証破壊 (Mutual Assured Destruction, MAD、いわゆる核抑止力)をもじった用語で、Marshal Goldmanが"Petrostate"(2008)で提唱。消費国はTake or Pay契約によって買取義務があり、生産国も安定供給の義務がある。一旦供給ストップとなると、消費国側は、別途燃料を調達し、それまでのPipelineは再び使用されなくなる。故に、関係国間の破滅的な闘争は自制的に回避されるという。
    • 2022年のウクライナ戦争開始後の独ロ間のNord Streamは、独側が高価なLNGに切り替えた事例として"自制的"な回避が今後どうなるのか注目である。Pipelineが政治的な"武器" (Zero-sum)なのか、地域的な"安定装置" (Plus-sum)なのか、その効果は、長期的なエネルギー政策と経済競争力の見据えた今後の推移次第であろう。)
  • PipelineのもつHold-up Problem:
    • 契約は、本来はあらゆる事態を想定して締結するが、実際には不完備契約(incomplete contract)にならざるを得ず、不測の事態が発生する。一国のみに供給するPipelineは他に振り向けことができず元へも戻せないない資産である。供給国側が契約を維持するためには相手の消費国側の要求をある程度飲まざるをえない非対称の状況が生まれる。このように不完備契約において不本意な譲歩を迫られる関係特殊投資がもたらす非効率な投資をHold-up問題という。
      • 黒海を横断するトルコ・ロシアのBlue Stream Pipelineも2002に稼働したが、トルコの経済低迷を受けて、トルコによる引取量削減とガス価格の2/3への値下げを余儀なくされた。この手痛い供給はその後のPipeline建設に影響している。
  • Pipelineのもつ互恵的側面:
    • 1973年に稼働した西シベリアから西欧向け天然ガスPipelineは、ソ連と西欧の協力事業として完成したが、当時のレーガン政権は、西欧がソ連の影響下に入るものとして警戒した。しかし、欧州は40年間ソ連・ロシアから安定的に供給を受けられたので信頼性が高い天然ガス供給手段との評価だった。(地域の安定装置として寄与)
      • 1969年に発足したSPDブラント政権は、西ドイツ製の大口径鋼管やガスタービンとソ連の天然ガスを交換する"Compensation Contract 補償協定"を、COCOM構成国として最初に調印した。
      • このルートは、ウクライナ西部のUzhgorodからオーストリアのBaumgartenを経由して西ドイツのWaidhausにいたる。1973/9に天然ガスが供給された。
  • 技術面: 石油Pipelineと天然ガスPipelineの機能の違い:
  Oil Pipeline Gas Pipeline
Infra. cost Capital intensive More expensive than oil
Destination Refinary or Export port Consumtion city
Marketing Product out Market in
Alternative Railway/tanker NA (partly by LNG)
φ of pipe 1,220 mm (48") 1,480 mm (56")
Pressure 6-8 MPa [0.1MPa=10atm] 8-10 MPa
Thickness 10-20 mm 15-25 mm
Velocity 1.5-2.0 m/s 5.0-8.0 m/s
Fluid single phase (liquid) mixed phase (gas+lq)
Pressure eq. pump by motor compressor by gas turbine
Resistance big small
Consider static head slag catcheer
Consider wax content hydrade content
    • 数千kmに及ぶ長距離Pipelineの場合、石油とガスではPipelineの設計が異なる。
  • ウクライナ・ガス紛争に関する専門家の見方:
    • 米国は、"ロシアによるエネルギーの政治利用"を追求するが、エネルギー専門家の見方は異なる。
    • 英国の専門誌Petroleum Argusは"米国はロシアからの供給リスクについて警鐘を鳴らしているが、皮肉にも冷戦時代からロシアから西欧への供給契約はしっかりと守られてきた。"
    • Oxford大学のJonathan Sternは、ロシアはウクライナに対してこれまで低価格で天然ガスを輸出してきており、これは"補助金交付"に相当する。今回、西欧並みのガス価格に移行したのは、補助金交付をやめるという経済的理由であって、ガスという政治的武器を発動したといった見方を廃している。
    • Cambridge Energy研究所 (CERA)の見解は、"これこそが、ロシアが旧ソ連諸国に対する補助金交付という政治を捨てて市場価格への移行という経済を選択した結果である"と分析している。
    • 2009年第二次紛争:
    • ある事象・取引が政治的か経済的かの判断については、"目的・効果基準"に照らして検討する必要が適切である。Pipelineが機能するか否かは、供給国による安定供給のコミットによる。政治力をもってPipelineを機能させることはできないのである。
      • 2000年代始め、ウクライナは、石油の80%をロシアに依存している現状を低減化するため、黒海から内陸部への"Odessa・Brody石油Pipeline"を計画した。全長674km、パイプ径40" (1020mm)、9Mt/y, 180K bbl/dの小規模PipelineをUSD 200Mかけて敷設したが、カスピ海諸国からの積み込みが実現しなかった。これはウラル原油がカスピ海産原油より安かったことがこのパイプラインが稼働しなかった理由である。
      • 石油Pipelineは、天然ガスと異なり、市場を支配することはできない。生産された原油は様々なPinelineルートや輸出港を使って搬出可能であり、既存ルートに拘る必要性は低い。反ロ派のYushchenko政権が対ロ依存度を高めるPipelineの逆走が行われ、逆に親ロ派のYanukovich政権で順送に戻ったことは、政治的姿勢が如何にPipelineの運営に無力であるかを物語る皮肉と言える。Pipelineの運営はあくまで、供給側のコミットと需要側の市場の有無という純粋に経済的な要因である。

>Top 7. Trend of EU's Natural Gas Price:

  • In Europe, natural gas prices have continued to rise since the fall of 2021. the Dutch natural gas index TTF (Title Transfer Facility) was around €200/M as of 2022/8, which is 13 times the average price of €15M from 2016 to 2020, whose background is reflected from the conflict between Russian and EU over the war in Ukraine. EU has suspended import of Russian coal from 2022/8, and stopped 90% of oil imports in 2022/12.
    • 1MWh =3.4 MBtu; 1cm (m3)=2.18Kg (LPG)=0.714Kg (LNG)
    • LNG: if the main is methane, liquid methane density is 415Kg/cm, gaseous methane density is 0.718Kg/cm: thus →415/0.717=578.8≒600 times
    • LNG 1t≒8.0BOE (Barrel of Oil Equivalent)≒1,360 cm (N-gas)≒44MBtu; 1Bcm≒735Kt (LNG); 1L≒0.464Kg
  • Worry about the supply of Russian natural gas grew, and TTF soared. Actually natural gas supply from Russia decreased to around 30% of 2021 level in 2022. Meanwhile, EU managed to increase its procurement of CNG from Norway as well as LND from US and others countries to secure the winter stocks.
    • In response to further supply cuts from Russia, EU countered such measures as: 1) reduce gas consuptio0n by 15%, 2) accelerate the transition to rene2able energy, 3) keep lower heating temperature settings, and 4) increase preliminary coal-fired power generation.
    • Russia intends not to cut off gas supplies to EU, which looks like a strategy to reap the benefits of rising natural gas prices without reducing supply to zero. Russia seems to suppress natural gas supplies as long as EU sanctions continue, while hopes that gas prices will remain at a long-term hight level.

7. EUの天然ガス価格動向: (LNG取引の基礎知識, et.al)

  • 欧州では、2021秋頃から天然ガス価格の高騰を続いている。天然ガスの指標である蘭の」TTF (Title Transfer Facility)は、2022/8に€200前後で取引されており、これは2016-20までの平均価格€15/Mの13倍。背景にはウクライナ戦争を巡るロシアとEUの対立がある。EUは、2022/8から、ロシア産石炭の輸入を停止し、12月に石油輸入の90%を止めた。
    • 1MWh =3.4 MBtu; cm (m3)=2.18Kg (LPG)=0.714Kg (LNG)
    • LNG: 主成分メタンとすると、液体メタン密度415Kg/cm、気体メタン密度 0.718Kg/cm→415/0.717=578.8≒600倍
    • LNG 1t≒8.0BOE (Barrel of Oil Equivalent)≒1,360 cm (N-gas)≒44MBtu; 1Bcm≒735Kt (LNG); 1L≒0.464Kg
  • ロシアの天然ガス供給に関する懸念も高まり、TTF (Title Transfer Facilty, 欧州の天然ガス価格指標)は急騰した。ロシアからの天然ガスの供給は、2022年は2021年の30%程度に減少。一方EUは、ノルウェイからのCNGと米国などからのLNGの調達を増やして冬場用の在庫を確保した。
    • ロシアのさらなる供給削減への対応策として、EUは 1)ガス消費の15%削減、2) 再エネへの転換加速、3) 暖房設定温度引き下げ、4)予備的な石炭火力発電の増加
    • ロシアはEUへのガス供給を止めない。供給をゼロにしないで天然ガス価格高騰の恩恵を享受する戦略。ロシアはEUの制裁が続く限り天然ガスの供給を抑制しつつも、ガス高が長期的な高値圏での推移が続くことを期待している。

Worls Trade (LNG/CNG)

World Gas Consumption

Gas Price Trend (US/EU/Japan)

Gas Price in EU

>Top 8. Russian Pipelines to Europe:

  • Gas Price from Russia: (since 2004 Orange Revolution in Ukraine)
    • >Top Historically, Soviet or Russian pipelines were built to export natural gas to Eastern European countries. And in 1968 it was extended to Austria via Brotherhood (constructed in 1967), as the first case of exporting natural gas to the West. This was because natural gas was considered (after oil) as a means of getting hard currency. In 1969, USSR signed with Brant SDR government of West Germany, exchanging West German-made large-diameter pipes (1420mm) for Soviet natural gas. The pipeline called "Northern Lights" was constructed in 1973 from Western Siberia via Belarus. When it was completed export of natural gas began to West Germany, then in 1980 exports began to France.
  • >Top Natural Gas transmission in Ukraine:
    The system is one of the largest gas transmission systems in the world; which is divided into three corridors: 1) Western transit corridor, 2) Southern transit corridor, and 3) North-South internal corridor.
    • Western corridor ("Brotherhood, Братсво") are the Soyuz (Союз) pipeline, the Progress pipeline and Urengoy-Pomary-Uzhhorod pipeline. The Soyuz pipeline, originating from Orenburg gas field, with length 1,567km in Ukrainian section and capacity 26.1Bcm per year. The Progress pipeline, originating from Yamburg gas field with length1,1230km and capacity 28.5Bcm per year. The Urengoy-Pomary-Uzhhorod pipeline, originating from Urengoy gas field, with length 1,160km and capacity 29.7Bcm per year.
    • Southern corridor, entering Moldova and Romania: with length 323km and capacity 32Bcm. And after re-entering Ukraine all three pipelines exit to Romania and connect to the Trans-Balkan pipeline, with length 256km and capacity 23.7Bcm per year.
    • North-South Russian domestic corridor: during the Ukrainian crisis Russia uses this corridor to supply Dombas regions.
    • In 2004 the Ukrainian transit value was estimated at aboutUSD12-13B.
    • In 2006 and 2009, Russia cut off the gas supplies from Russia to Ukraine. These incidents were caused by Ukraine's resistance to the raise of gas price by Russia, due to no contract situation between the two countries. Afterwards the price was agreed by the arbitration of EU at the lower level than the international price at the time. This is caused by such background that the pipeline capacity passing through Ukraine is 120Bcm per year, which shared about 70% of Russian total export volume, Ukraine could show stronger position as a major transit country.
  • Russia-EU Pipelines:
  • >Top "Nord Stream (Северный поток)":
    • An offshore natural gas pipeline which runs under the Baltic Sea from Russia to Germany to provide Western Europe. It comprises two projects, NordStream-1 (length 1,222km, completed 2011/11/8, capacity 55Bcm per year) and Nord Stream-2 (completed on 2021/9, total capacity of NS1 & NS2 is 110Bcm) land in Lubmin Germany. The majority is owned by Russia (51%), and is financed by a consortium of Russia, Germany, France, Austria and Netherlands. It was the first pipeline that bypassed Ukraine and Poland to deliver Russian gas directly to West Europe. (Nord Strema-2 was opposed by US, who later imposed sanctions on the consortium companies. Such US sanctions were criticized heavily by German politicians as a serious interference in the internal affairs and sovereignty.
      • In 2021 Russia supplied about 45% of natural gas imported by EU.
      • Nord Stream-1 (NS1) runs from Vyborg in Russia to Greifswald in Germany, which entered service in 2011.
      • Nord Stgream-2 (NS2) runs from Ust-Luga near Estonia, completed in 2021 but did not enter service because Germany withheld permission on 2022/2/22
      • From 2022/8/31 Gazprom halted delivery via NS1 indefinitely, officially because of maintenance.
      • On 2022/9/26, Explosion was detected from BS2, and 17 hours later the same explosion occurred at NS1. Russia confirmed one of the two NS2 pipes is operable. The leaks are located within EEZ of Denmark and Sweden.
      • On 2022/9/27, European gas prices jumped 12% after the news of damaged pipelines.
  • >Top "UN Convention on the Law of the Sea"
    • Article 79 of the Law states, "All states have the right to lay submarine cables and submarine pipelines on their continental shelves. Coastal states may no obstruct the laying and maintenance of pipelines. The agreement shall be obtained with the consent of the coastal state."
    • Traditionally, EU side has promoted market liberalization and supply diversification by drafting the EU Gas Directive (1998) from the standpoint of encouraging free competition in the market, and has been reluctant in promoting long-term contracts, rather focusing on short or medium-term contracts; which was EU's more desirable energy security policy (along with the promotion of renewable energy)
    • However, once China appeared on the scene as a long-term purchaser of gas resources from Russia via Altai Pipeline, (as the so-called China Card is effective) EU's has changed their stance and began to pursue long-term and stable purchase contracts; European energy companies (Germany's E.On, France's GdF, Italy's ENI, Tuscan OMV, etc.) have signed with Gazprom of long-term contracts for 20-25 years.
    • Regarding the price mechanism, even though it is a long-term contract, negotiations are usually conducted between the parties, taking market trends into consideration. In addition to the gas price negotiations, finances for the pipeline construction and investment for equity of energy companies in partner countries are often proposed.
    • >Top Regarding passage of pipelines, Article 7 of the Energy Charter Treaty stipulates the "principle of freedom of transit." Russian, as a transit country for Turkmenistan's gas, must receive appropriate tariff and allow it to pass through. In reality, the products are purchased at the border, which is considered as unfair discrimination. (Russia has signed this treaty, but has not ratified yet.) Russia seems to keep the position of Turkmenistan gas as complementary product.
      • However, for Russia economically speaking, increase of gas imports from Central Asia is in competition with the development to East Siberia and Sakhalin gas fields ("Vostok Program"; Kovyka, Chayanda, Sakhalin-3)
      • In 2006/4 China and Turkmenistan signed on the pipeline construction and long-term gas supply, which became operative (length 1,833km) in 2014/6 transporting 25Bcm per annum to China. (Until the inauguration of the pipeline, nearly 70% of Turkmenistan's gas exports transited through Russian pipelines.) China's CNPC receives Turkmenistan gas in the Xinjiang Uyghur Autonomous Region, and transports it to Shanghai via the second West-East Pipeline to Shanghai. Construction began in 2006 to extend the pipeline, with plans to transport it up to Guangzhou.
        • Starting from 2006/10, Russia purchased gas from Turkmenistan at USD100/Kcm and resale it to China at the similar level. This price is at the border of Uzbekistan, and such trasit tariffs from Uzbekistan, Kazakhstan and Kyrgyzstan are added, so China needs to pay such extra charges.
      • In 2008/3, Russia agreed to raise the purchase price of natural gas via Central Asia Pipeline (between China and Turkmenistan) to the same price as Europe (USD305-340/Kcm at that time). Russia is planning to keep the gas as an integral part of Russian gas strategy.
      • Turkmenistan possesses the world 4th largest reserves of natural gas, which shares 81% of its total export.
    • China has already entered into a contract with Turkmenistan in 2009 at the purchase price of USD195/Kcm, which was lower than Russia's purchase price, but later raised the price to USD260/Kcm in response.
    • The key to negotiations depends on superiority and flexibility in "supply capacity," "purchase quantity," and "purchase price," which are the elements of competition.
      • The so-called "pipeline geopolitics" is a phenomenon which usually occurs after the pipeline has been constructed, and the main key factors determining pipeline construction are its feasibility, stability, and economy.

8. 欧州向けロシア・パイプライン:

  • ロシアの天然ガス価格
    • 歴史的には、1960年代に、ソ連から東欧諸国への天然ガス輸出のためのPipelineが建設されてきた。(1967, Brotherhood; 1968にはオーストリアまで延伸され、初めて西側へ天然ガスが輸出された。) 天然ガスが石油に次ぐHard currency獲得源とされたことによる。1969年には西独ブラント政権との間で、西独製大口径管とソ連の天然ガスの交換協定が締結され、1973年に西シベリアからベラルーシ経由の大口径(1420mm)でのPipeline "Northern Lights"が完成し、本格的に西独に輸出されるようになり、1980年には仏への輸出も開始された。
    • <左図参照>
  • ウクライナにおける天然ガスの輸送:
    世界最大級のGas Pipeline sytemの一つで、1) Western transit回廊, 2) Southern transit回廊, 3) North-South internal回廊に分かれる
    • Western transit回廊 ("Brotherhood, Братсво"): は、Soyuz (Союз) pipeline, Progress pipeline, およびUrengoy -Pomary -Uzhhorod pipelineからなる。Oremburug ガス田を起点とするSoyuz pipelineはウクライナ区間の長さ1,567km、年間輸送量26.1Bcmである。Progress pipeline はYamburg ガス田を起点としてとして、長さ1,120km 年間輸送量28.5Bcm。Urengoy -Pomary -Uzhhorod pipelineはUrengoy ガス田を起点とし、長さ1,160km 年間輸送量29.7Bcmである。
    • Southern transit回廊: はモルドバとルーマニア向けで、長さ323km 年間輸送量32Bcm。またウクライナに再入した後、3本のpipelineがルーマニアに向かう。全長256km 年間輸送量23.7BcmのTrans-Balkan pipelineに接続する。
    • South-North ロシア国内回廊: ウクライナ危機中、ロシアはドンバス地域への供給にこの回廊を利用。
    • 2004には、ウクライナのガス通過料金の価値はUSD120-130億と推定。
    • 2006年と2009年にロシアからウクライナへの天然ガス供給が停止するという事件が発生したが、この原因はガス価格の値上げに対しウクライナが抵抗し、無契約状態になったことに伴う供給停止であった。その後合意した価格も、当時の国際価格を下回るものであった。これはウクライナを通過するPipeline容量が120Bcm/yで、ロシアの輸出量の70%もあり、ウクライナは通過国として強気に出たものである。
  • Nord Stream Pipeline:
    • バルト海の海底をロシアからドイツ経由西欧に供給する天然ガスパイプライン。このプロジェクトは、ドイツのLubminに陸揚げされるNord Stream-1 (NS1; 全長1,222km, 2011/11/8に完成。年間輸送55Bcm)とNord Stream-2 (NS2; NS1と合わせ年間輸送量は110Bcm)の2プロジェクトで構成される。株式の51%はロシアが保有し、ロシア・独・仏・墺・蘭のconsortiumによって資金提供された。これは、ウクライナとポーランドを迂回してロシアの天然ガスを西欧に直接輸送する最初のPipelineとなった。 (NS2については米国が反対し、後にconsortium 企業に 対しても制裁を課した。なおドイツはこの米国による制裁は内政と主権に関する干渉として厳しく批判した。)
    • 2021年の段階では、ロシアはEUの天然ガス輸入量の約45%を供給。
    • NS1は、ロシアのVyborgからドイツのGreifswald へ向けて輸送され、2011年に完成した。
    • NS2は、エストニア近くのUst-Lugaから輸送され、2021年に完成したが、ドイツが2022 /2/22にNS2の許可を保留したため稼働しなかった。
    • 2022/8/31よりGazpromは、メンテナンスを理由に、ガス輸送を無期限に停止した。
    • 2022/9/26にNS2で爆発が検知され、その17時間後にNS1でも爆発が発生した。ロシアは、NS2の2本のパイプの内1本は稼働可能であることを確認。ガス漏洩場所はデンマークとスウェーデンのEEZ内。
    • 2022/9/27 NS1とNS2 Pipeline損傷のニュースを受けて欧州のガス価格が12%上昇した。
  • 国連海洋法:
    • 国連海洋法79条には、"全ての国は大陸棚に海底cableおよび海底Pipelineを敷設する権利を有する。沿岸国はPipelineの敷設・維持を妨げることはできない。但し、経路の設定については沿岸国の同意を得る"と規定している。
    • 従来EU側は、市場での自由競争を推奨する立場からEU Gas Directive (1998)を立案することで、市場の自由化、供給の多様化を進め、長期契約にはむしろ控えて、短中期の契約の方が(再生可能エネルギー推進と合わせて)望ましいエネルギー安全保障政策であるという立場であった。中国が登場すると (いわゆる中国カードが奏効し) たちまち長期契約による供給ソース囲込みの動きが生じた。そして安定供給を確実にする上で、中ロの長期契約の状況(Altai Pipline)に対抗して、欧州エネルギー企業 (独E.On、仏GdF、伊ENI、墺OMVなど) は20-25年の長期契約をGazpromと提携した。
    • 価格メカニズムに関しては、長期契約と言えど、通常は市場動向を考慮して当事者間で交渉が行われる。さらにガス価格交渉に加えて、Pipeline建設への資金提供や相手国のエネルギー会社への出資も一緒に提案されることがしばしばある。
    • 供給ルートの通過に関しては、エネルギー憲章条約第7条で、"通過の自由の原則"を規定しており、通過国となるロシアはトルクメニスタンのガスに対して適正なタリフを受けて通過させねばならず、国境での買い取りなど不当な差別を強いてはならないとしている。(ロシアはこの条約を署名しながら批准していない。) ロシアは、トルクメニスタンをあくまでロシアのガス生産を補完する立場に置こうとしている。
      • 但し、ロシアとしては、経済的には中央アジアからのガス輸入増加は、東シベリアとサハリンのガス田("ボストーク計画"; Kovykta, Chayanda, Sakhalin-3のガス田)を開発することとの競合関係にある。
      • 2006/4に中国とトルクメニスタンは Pipeline 建設と長期のガス供給に調印した。2014/6に稼働し(全長1,833km)、25Bcm/年のガスを中国に輸出した。(このPipelineが開通するまで、トルクメニスタンのガス輸出の70%近くがロシアのPipelineを経由していた。) 中国のCNPCはこのガスを新疆ウイグル自治区で受け取り、東西Pipelineを経由して上海に輸送している。この東西Pipelineは広州まで延長する計画(第二"西気東輸"Pipeline)で、2006年に建設が開始された。
        • ロシアはトルクメニスタンのガスを2006/10からUSD100/Kcmで購入し、中国に同水準で売り渡した。但し、これはウズベキスタン国境での価格であり、途中ウズベキスタン、カザフスタン、一部キルギスタンの通過タリフも追加されるので、中国の購入価格はかなりの額になる。
      • ロシアは、中国・トルクメニスタン間の中央アジアPipelineでの、天然ガスの買取価格については、2008/3に欧州並み価格 (当時はUSD305-340 /Kcm) への引き上げに合意し、中央アジアの天然ガスを引き続きロシアのガス戦略の一貫とする囲い込みを画策。
      • トルクメニスタンは、天然ガス埋蔵量は世界第4位で、その輸出総額の81%を占める。
  • 中国は、トルクメニスタンに対しては、2009年にはロシアの買取価格より安いUSD195/Kcmで既に契約していたが、その後、USD260/Kcmまで引き上げて対抗している。
  • 交渉の鍵は、競争の要素である "供給力", "購入量", "購入価格"の優位性と柔軟性にかかっている。
    • "パイプライン地政学"は、通常、パイプラインが建設されてから後追いで起こる現象であり、パイプライン建設を決定する主たる要因は、その実現性、安定性、経済性である。

>Top 9. Profitability of "Power of Siberia-2": (Carnegie Politica, 23/6/1);

  • The writer is Sergey Vakulenko; the original title is "Can China Compensate Russia's Losses on the European Gas Market? - Building the Power of Siberia-2 pipeline from Russia to China is a rational decision that would have made sense even before the war, but the project will never be able to replace Russia's decimated gas trade with Europe"
  • >Top Before the Ukraine war, Russia sold over 150 Bcm to the West, earning USD20-30B.
    • Since the start of the war, Russia needs to find a venue of the huge production from Yamalo-Nenets region. The only alternative to the European market to China.
    • Even if Power of Siberia-2 is successfully implemented, it will not be able to compensate fully for the loss of EU market.
      • Russia sold 165 Bcm to EU (at USD220/Kcm to Germany), while Power of Siberia-2's potential capacity of just 50 Bcm.
      • Three routes used top deliver gas from Yamal to Germany.
        • 1) through Belarus and Poland
        • 2) through Nord Stream (cost USD65/Kcm)
        • 3) through Ukraine, Slovakia, and Czech Republic (cost USD85/Kcm)
      • The netback from sales to Germany: USD135-155/Kcm
      • Netback=α・P-Cost-FI
        α=yield ratio; P=sale price; Cost=refining cost; FI=freight & insurance

    • Average revenue of "Power of Siberia-2" from eastern Siberia. (estimated USD170/Kcm, calculated based on Brent oil at USD60/bbl; the cost of transportation can be calculated at USD97/Kcm (the netback would be USD73/Kcm); which depends on the capital expenditure of onshore pipeline of Power of Siberia-2.
      • Power of Siberia-2 could bring in rent of USD2.5-4.3B/yr, while USD20 B/yr in rent lost from the gas trade with EU.
    • However, Power of Siberia-2 may cost less; for the start, the first 1,500 km could go along the existing pipeline route to Tomsk and Kuzbass, and then along the Trans-Siberian Railway to the Mongolian border followed by the railroad to Beijing.
      • Russia has plenty of capacity for the construction of pipelines and corresponding materials. The project could well be implemented in 5-6 years, or possibly even faster. Everything rests solely on the availability of pumping stations. (Russian capacity for manufacturing gas turbines is limited.)
    • Cost & Netback Comparison: (Unit: USD/Kcm)
    •   Nord Stream Power of
      Power of
      Yamal LNG China
      Cost 86 117 119 195 242
      Lifting cost 20 20 55 20 20
      Lique. cost       150 150
      Ship cost 66 97 64 25 72
      Sale Price 220 170 170 280 300
      Netback 134 53 51 85 58
      • It will also make Gazprom dangerously dependent on one buyer.
      • China has plenty of alternatives; which buys gas from Turkmenistan.
      • other factors: 1) transition to renewable energy sources (RES), 2) gas consumption, 3) how long use of cheaper coal.

9. Power of Siberia-2の収益性: (Carnegie Politica, 23/6/1)

  • 著者はSergey Vakulenko。原題は "中国は、ロシアの欧州ガス市場における損失を補填できるか?"で 副題は"ウクライナ戦争以前であれば、ロシアから中国へのPower of Siberia-2 Pipelineの建設は合理的な決定で意味があったが、本プロジェクトはロシアの欧州とのガス貿易が縮小した部分を補完できるものにはならないだろう。"
  • ウクライナ戦争前、ロシアは西側に150Bcm 以上を販売し、USD200-300億を稼いでいた。
    • 戦争開始以降、ロシアはYamalo-Nenets地域のガス田からの大量生産の販売先を見つける必要がある。欧州市場に替われるのは中国だけが選択肢である。
    • たとえPower of Siberia-2の建設がうまく行ったとしても、EU市場の損失を完全に補うことはできないだろう。ロシアはEU向けに165Bcm (ドイツ向けには価格USD220/Kcmで)販売したが、Power of Siberia-2の供給量は50Bcmに過ぎないからである。
    • Yamalガス田からドイツまでガスを届けるルートは以下の3つがある。
      • 1) ベラルーシとポーランド経由
      • 2) Nord Stream経由 (輸送コスト USD65/Kcm)
      • 3) ウクライナ・スロバキア・チェコ経由 (輸送コストUSD85/Kcm)
    • ドイツへの販売によるNetback (純利益)はUSD135-155/Kcmである。<左表参照>
    • 東シベリアのガスのPower of Siberia-2経由の平均収益。(Brent原油USD60/bblを前提に計算すると推定ガス販売価格はUSD170/Kcmになる。Pipeline輸送費は97/Kcmと推定。(Netback収益はUSD73/Kcm)
      これはPower of Siberia-2のPipelineの設備投資額に依存する。
      • Power of Siberia-2の超過利潤は年間USD25-43億と見られるが、EUとのガス貿易による超過利潤の年間USD200億には及ばない。
    • 但し、Power of Siberia-2の建設コストは安くなる可能性がある。まず最初の1,500kmは、既存のPipelineルートに沿ってTomskとKuzbassまで行き、その後はシベリア鉄道に沿ってモンゴル国境まで行き、その後鉄道に沿って北京まで行くことができる。ロシアにはPipelineとそれに必要な資材の供給能力が十分ある。このプロジェクトは5-6年、あるいはそれより短期間に実施される可能性がある。課題は、ガス加圧ポンプステーションの建設能力である。(ロシアのガスタービン製造能力に限界がある。)
    • ガス輸送コストとNetback (純利益)の比較 (単位 USD/Kcm) <左表>
      • Gazpromとしては単独の買い手に依存するのはリスクが大きい
      • 中国には多くの購入先の選択肢がある。すでにトルクメニスタンからガスを購入している。
      • その他の要素としては、1) 再生可能エネルギー(RES)への移行、2)ガス需要量、3)安価な石炭がいつまで使用可能かなど。

>Top 10. Energy Supply & Demand Situation in China: 2010/2/28 by Asiam Research Institute, Inc.

  • Energy Supply Trends in China:
    • Primary energy production is 2.51 B ton-equivalent in 2017, but it is decreasing year by year. No new oil fiends have been developed and also coal production has been curtailed due to air pollution issue, etc.
    • Self-sufficiency rate of the primary energy was at a high level of 94.3% in 2000, but it has fallen to 80% in 2017; thus dependence on foreign sources has increased, particularly for oil and natural gas.
    • The ratio of coal shows 69.6% in 2017, while new domestic oil resources have not been discovered, and its production capacity is declining.
    • Oil production has been decreasing since its peak in 201Mt in 2015 (=5.06 Mbbl/d). The self-sufficiency rate of oil shows a declining trend from 46.9% in 2010, to 35.1% in 2017, and to 33.9% in 2020.
    • The production by non-fossile energy (renewable energy, and nuclear (2.3%)) increased from 7.7% in 2000 to 17.4% in 2017. Regarding power generation capacities by renewable energy; hydro-power is 341GW, wind power 164GW, and solar power 130GW (which is the world's largest installation). The problem is the lack of grid capacity of power transmission and distribution lines, which is unable to connect local renewable energy sources in some areas. Nuclear power capacity is 36GW, but whose new expansion is stagnant.
    • Natural gas is produced in Shaanxi Province and other regions at 36.9Bcm (=LNG eq. 26.8Mt), but whose production scale is not so large, having production share ratio is 5.4%.
  • Natural gas supply and demand trends:
    • Cf: The trends (2000-2018) (>right chart)
    • Natural gas consumption is 277Bcm in 2018 (LNG eq. 201Mt; +16.7% year-to-year basis); of which imported gas is 125Bcm, and the self-sufficiency rate is 58%, which is decreasing year by year.
    • Natural gas supply amount is 282Bcm in 2018 (LNG eq. 244Mt), of which 57% is domestically produced, 18% is imported by CNG, and 25% is imported in LNG. The domestic gas production includes not only conventional natural gas, but unconventional shale gas, coal bed methane (CBM). The self-sufficiency rate is further declining to 49% in 2020.
  • Natural gas demand forecast by CNPC (China National Petroleum Corp.):
    • Prerequisites:
      • Peak of population: 2030; total 1.45B people
      • Population aged 65: 21% in 2035 to 26% in 2050
      • Urbanization rate: 68% in 2035 to 72% in 2050
      • Economic growth (GDP): 6.7% (2016-2020) to 5.0% (2021-2035), and then 3.5% (2036-2050)
      • GDP ratio by industry: (8:37:55) in 2020 to (5:28:67) in 2035, and then to (5:23:72) in 2050.
    • Natural gas demand:
      • 192.5Bcm in 2015 to 620Bcm in 2035 (+5.8 per annum), and then 695Bcm in 2050 (+0.7% per annum)
    • Natural gas supply:
      • 282Bcm in 2018 (of whose domestic 57%, CNG import 18%, and LNG import 25%0
      • Supply target: n378.6Bcm (+15.8% per annum)
      • Gas self-sufficiency rate: 48.9% in 2020
      • Long-term demand forecast: 620Bcm in 2035 to 695Bcm in 2050.
      • Long-term supply forecast: Domestic production 300Bcm in 2035 to 350Bcm in 2050. After 2030, the proportion of unconventional gas (Shale gas, CBM) will increase and become major domestic gas production.
    • LNG import trend: LNG 53.8MT was imported in 2018, whose breakdown is Australia 43%, Qatar 18%, Malaysia 10%, and Indonesia 8%. US rate is only 2.2% (additional tariff of 10% levies on US gas imports) due to US-China trade war.
      • There are 19 receiving terminals of LNG in operation in 2018; the annual receiving capacity is increased from current 62.6Mt to 84.8Mt in 2022.
      • signed total of 15 long-term LNG import contracts (20-25 years), amounting volume 41.7Mt.
    • >Top PNG (Piped Natural Gas) import trend:
      • PNG import volume is 46.1Bcm (=LNG eq. 33.4Mt) +12.4% year-to-year basis.
      • of which the import volume from Turkmenistan was 36.9Bcm, which accounts for 80.5% of the total PNC import. This share will change once import from Russia starts in 2019.
      • China-Myanmar Pipeline started operation from 2017/5, whose transportation capacity is 12Bcm per annum, but the actual supply amount from Shwe gas field production is 3.4Bcm in 2018. (It is said that the sales price is assumed much higher than that from Central Asia.) The contract period is 30 years, and Myanmar will receive a transit fee of USD 150M per annum.
      • Russian "Power of Siberia": whose contract was agreed in 2014/5, with contract period is 30 years. The supply amount will increase in stages, eventually reaching 38Bcm (LNG eq. 27.5Mt) The immediate supply source is Kovykta gas field, which is the largest gas field in East Siberia with reserved resource of 70Tcf (=1.43Bt). The partial supply began in 2019/10, and the entire pipeline be completed by the end of 2020.
      • Natural gas pipeline (PL) status:
        Construction has been promoted since the late 1990s, and the total length of the trunk PL has expanded more than nine times from 8,000km in 1995 to 74,000km in 2017.
        Natural gas PL consists of: 1) Main PL (high pressure PL), 2) Branch PL (medium pressure PL which supplies regions and large-scale consumers, and 3) City gas PL (low-pressure PL) for end users.
        Among main PL and branch PL, CNPC and affiliated 5 companies owns 78%. However Chinese government is currently enacting legislation aiming more fair access to such PLs.
      • Reform of natural gas pricing mechanism:
        Since the previous Hu Jintao government, various reforms have been underway to link natural gas prices to market prices. The linkage ratio is proposed to the combined price of crude oil 40%, coal 40%, and LNG 20% (linked to the average international price of each FOB). The present Xi Jinping government since 2012/11 basically succeed the policy of promoting marketization of oil, natural gas, and electricity prices. However, this is not so-called "liberalization" but "marketization." The government still intend to control matters such as energy security and PL management.
    • Natural gas reserves:
      • Minable reserves are estimated 50.1Tcm, of which more than 90% are distributed in seven basins such as : Ordos, Sichuan, Tarim, Bohai Bai, Songliao, Zeitham, and Jungar.
    • Production volume by company:
      • CNPC 103.3Bcm (share 70%); SINOPEC 25.7Bcm; CNNOC 14.3Bcm in 2017.
      • CNPC's three gas fields account for 56% of the total: that is Changqing Oil Field 36.9 Bcm, Tarim Oil Field 25.3 Bcm, and Southwest Oil Field (Sichuan Basin) 21.0Bcm.
      • Target of coal gas production is 1.8Bcm in 2017 to 2.5Bcm in 2020, and then 5.0Bcm in 2025, which seems surprisingly low target. Coal gasification has been expected to be a hopeful countermeasure against air pollution, but several negative factors have led to its slod2won due to poor profitability and a lack of transportation infrastructure for coal gas.
      • The minable amount is estimated such a enormous volume as 10.9Tcm of CBM (Coal-Bed Methane), which are widely distributed in North China, Northwest, South, whose 114 coal mines nationwide could produce CBM, including 1.8Bcm by CNPC. To recover methane from CBM, Co2 is strongly injected into the coal layers, enforcing to replace CO2 with methane and recovering it. Such methane gas contained in coal mines has been the cause of explosion in underground coal mines.

10. 中国のエネルギー需給状況: (2019/2/28 ㈱エイジアム研究所)

  • 中国のエネルギー供給動向:
    • 一次エネルギー生産量は、2.51Btoe/2017だが年々低下している。新規油田の開発がなく、大気汚染の関係で石炭生産は抑制されている。
    • 一次エネルギー自給率は、94.3%/2000の高水準にあったが、80%/2017 に低下し、特に石油と天然ガスの対外依存率が拡大。
    • 石炭の比率は69.6%/2017。一方、石油は、国内資源が発見されておらず、生産能力は低下傾向。
    • 石油生産量は、201Mt/2015 (5.06Mbbl/d)をピークに減少している。石油自給率は46.9%/2010 →35.1%/2017 →33.9%/2020と低下傾向。
    • 非化石エネルギー (再生可能エネルギー、原子力2.3%)は7.7%/2000から17.4%/2017に増加。水力発電容量は341GW、風力発電容量164GW、太陽光発電容量は130GWで世界最大の導入規模である。課題は、送配電Grid能力が不足し、一部地域では再生可能エネルギーをGridに接続できない。原子力は36GWであるが新増設は停滞している。
    • 天然ガスは、陝西省など 36.9Bcm (=LNG eq. 26.8Mt)だが、生産規模は大きくなく、構成比は5.4%。
  • 中国の天然ガス需給動向:
    • 天然ガスの需給動向 (2000-2018):

    • 天然ガスの消費量は277Bcm/2018 (LNG eq. 201Mt; +16.7%)。国内生産量は161Bcm (LNG eq.117Mt)、輸入量は125Bcmで自給率は58%で年々低下傾向
    • 天然ガスの供給量は282Bcm/2018 (LNG eq. 244Mt) 内、国産57%、CNG輸入18%、LNG輸入25%。国産ガスには、在来型天然ガス、Shale gas, Coal bed methane (CBM, 炭層ガス)を含む。自給率はさらに低下し、49%/2020。
  • CNPCによる天然ガス需要見通し:
    • 前提条件:
      • 人口ピーク (2030; 1.45B人)
      • 65歳人口: 21%/2035→26%/2050
      • 都市化率: 68%/2035→72%/2050
      • 経済成長(GDP): 6.7% (2016-2020)→5.0% (2021-2035)
        →3.5% (2036-2050)
      • 産業別GDP構成比: (8:37:55) /2020→(5:28:67)/2035
    • 天然ガス需要:
      • 192.5Bcm/2015→620Bcm/2035 (+5.8%/y)
        →695Bcm/2050 (+0.7%/y)
    • 天然ガス供給量:
      • 282Bcm/2018 (国産 57%、CNG輸入18%、LNG輸入25%)
      • 供給目標: 378.6Bcm (+15.8%/y)
      • ガス自給率: 48.9%/2020
      • 長期需要予測: 620Bcm/2035→695Bcm/2050
      • 長期供給予測: 国内生産 300Bcm/2035 →350Bcm/2050; 2030以降は、非在来型ガス (Shale gas, Coal bed methane)の比率拡大し、国内ガス生産の主力となる。
    • LNG輸入動向:
      • LNG 53.8Mt/2018を輸入。内訳は豪州43%、カタール18%、マレーシア10%、インドネシア8%である。米中貿易戦争の影響もあり、米国はわずか2.2% (米国産ガス輸入には10%の追加関税)
        • 受入ターミナルは、稼働中は19ヶ所/2018、年間受入能力は62.6Mt→84.8Mt/2022に増強予定。
        • 合計15件の長期契約(20-25年)を締結。契約数量41.7Mt
    • PNG (Piped Natural Gas)輸入動向:
      • PNGの輸入量は、46.1Bcm (=LNG eq. 33.4Mt)/2018 前年比+12.4%。
      • 内トルクメニスタンからの輸入量は36.9Bcmで全体の80.5%。2019年からはロシアからの輸入が開始。
      • 中国・ミャンマーPipelineは2017/5から稼働開始。輸送能力は12Bcm/y だが、Shweガス田の生産による供給量は3.4Bcm/2018。(単価は中央アジア産より遥かに高いと想定される。) 契約期間は30年間で、ミャンマーはUSD150M/yの通過費を受領。
      • ロシア "Power of Siberia":
        • 2014/5に契約合意。契約期間は30年。供給量は段階的に増加し、最終的には38Bcm (=LNG eq. 27.5Mt)。当面の供給はKovyktaガス田で、資源量が70Tcf (=1.43Bt)もある東シベリア最大のガス田。2019/10に一部供給開始し、2020末には全線開通。
        • 2023年は22Bcmを輸入。
      • 天然ガスPipelineの状況:
        1990年代後半から建設が進められており、幹線PLの総延長は8,000km/1995 →74,000km/2017 へと9倍強に拡大。天然ガスPLは 1) 基幹PL(高圧導管)、2) 地域や大規模需要家へ供給する支線PL(中圧導管)、3) 最終需要家向けの都市ガス導管(低圧導管)からなる。幹線PLや支線PLの内CNPC傘下PL企業5社で78%を占める。なお、中国政府は、PLへの公正なアクセスの実現をめざす法制化を進行中。
      • 天然ガス価格制度改革:
        • 胡錦涛前政権以来、天然ガス価格を市場価格と連動する改革を実施中。連動比率は、原油40: 石炭40: LNG20 で国際価格FOB平均と連動させる。2012/11以降の習近平政権でも、石油、天然ガス、電力価格の市場化を進める方針。但し、これはいわゆる"自由化"ではなく、"市場化"であるとし、エネルギー・セキュリティやPL運営などは引き続き、政府が統制する方針。
    • 天然ガス埋蔵量:
      • 可採埋蔵量は、50.1Tcm。90%以上は、オルドス、四川、タリム、渤海湾、松遼、ツァイタム、ジュンガルの7盆地に分布
    • 企業別生産量:
      • CNPC 103.3Bcm (70%); SINOPEC 25.7Bcm; CNNOC 14.3Bcm/2017
      • CNPCは、長慶油田36.9Bcm、タリム油田25.3Bcm、西南油気田(四川盆地) 21.0Bcmの3つで全体の56%を占める。
      • 石炭ガスは、1.8Bcm/2017 →2.5Bcm/2020 →5.0Bcm/2025で意外と低い目標である。石炭ガス化は大気汚染対策として期待されたが、不振要因は、採算性が悪いことと石炭ガス用輸送インフラの不足があり停滞している。
      • 炭層ガス (Coal-Bed Methane)の可採埋蔵量は10.9Tcmもあり、主に華北、西北、華南に分布しており、CNPCの1.8Bcmを含め、全国114箇所の炭鉱でCBM回収が行われている。
        • CBMは、CO2を炭層に注入して、石炭層とCO2を吸着させることでメタンと置換させ回収する。この炭層ガスは従来は坑内爆発の原因であった。

>Top 11. LNG Export from Russia: (RT News, 2023/10)

  • Russian pipeline natural gas has always been greater than for LNG. However, the latter many soon catch up due to LNG exports being "more efficient and flexible compared to pipeline supplies.
    • Rosstat (statistical agency) says that Russia's LNG production rose 8.1% to 32.5Mt (45.5Bcm.eq.) in 2022. Russia's current LNG output is not enough to meet the growing demand, suggesting that Russia needs new gas liquefaction lines, planning LNG production to 100Mt (140Bcm.eq) by 2030. Arctic LNG 2 will reach its full capacity (about 6.8Mt) in 2024.
  • EU had accounted for over half (52%) of all LNG that Russia exported in 2023. Belgium is currently the third-largest importer of Russian gas globally, accounting for 17% of Russian's exports, behind China and Spain.
    • The mutual trade volume between Russia and EU had amounted to USD417B in 2013 and claimed it could have reached USD700B in 2023, unless the Ukraine-related sanctions. Actually the trade volume had totaled USD200B in 2022, and is expected to drop to less than USD100B in 2023, and it will further decline to USD50B next year (2024).
  • Germany, which relied on Russia for nearly 40% of its gas before 2022, has decided to limit the import of Russian gas and is now facing significant gas price surges. German manufacturers had admitted to dramatically losing their international competitiveness. Germany now has to purchase natural gas at prices three times higher than it costs in US.
    • Ukraine has a total gas storage volume of 31Bcm, the largest in Europe, is well above its domestic needs. Thus Ukraine could offer to store EU gas up to 15Bcm available as an energy backup. Natural gas can be widely bought and sent to Ukraine via reverse flows in pipelines from Hungary, Slovakia, and Poland, despite the risks associated with the military conflict.
    • Before the start of Ukraine war, Eu received most of its natural gas via Nord Stream from Russia. In 2022, the sanctions against Moscow led to a dramatic reduction in supplies and a frenzied stockpiling; which drove prices up to USD3,600/Kcm in 2022/8. Natural gas have since fallen roughly tenfold, at around USD330/Kcm. Ukraine has a large gas transit network for decades, and its storage capacity stands at 31Bcm, the largest in Europe.

11. ロシアのLNG輸出: (RT News 2023/10)

  • ロシアのPipeline天然ガス (CNG)は、常にLNGを上回っている。しかし、LNGの輸出は、Pipelineでの供給に比べて、効率的かつ柔軟なので、その差はすぐに追いつく。
    • Rosstat (統計機関)によれば、ロシアのLNG生産量は2022年に8.1%増の32.5Mt (45.5Bcm.eq.)となった。ロシアの現在のLNG生産量は、造田する需要を満たすには十分でなく、新たなガス液化ラインを必要としており、2030年までのLNG生産量を100MZt (140Bcm.eq.) に計画している。北極のLNG2は2024年に最大生産能力(6.8Mt)に達する見込みである。
  • EUは、2023年にロシアが輸出したLNGの半分以上(52%)を占めていた。現在はベルギーが、第3位のロシアガス輸入国で、中国、スペインに継いでいる。
    • ロシアとEUの貿易額は、2013年にはUSD417Bに達したが、ウクライナ関連での制裁がなければ、2023年にはUSD700Bに達した可能性があった。実際には、2022年の貿易額はUSD200Bに達していたが、2023年にはUSD100B以下に減少し、2024年にはさらにUSD50Bにまで減少すると予想されている。
  • 2020年までは、ドイツは、ガスの40%近くをロシアに依存していたが、ロシア産ガスの輸入制限を決定し、。現在大幅なガス価格の高騰に直面している。ドイツの製造業者は、国際競争力を劇的に失ったことを認めた。ドイツは、現在高額 (米国の価格の3倍) でLNGを調達している。
    • ウクライナのガス貯蔵施設は、31Bcmもあり、欧州最大で、国内需要を大きく上回っている。ウクライナは天然ガスの貯蔵として最大15Bcmの貯蔵量をEUに提案し得る。天然ガスは、軍事紛争に伴うリスクにも関わらず、広く取引され、ハンガリー、スロバキア、ポーランドからPipelineの逆流を介してウクライナに送られている。
    • ウクライナ戦争以前は、EUは、ロシアから天然ガスの大部分をNord Stream経由受け取っていた。2022年、モスクワに対する経済制裁により物資の劇的な減少と狂乱的に備蓄が発生した。これにより2022/8には、天然ガスの価格がUSD3,600 /Kcmまで急上昇し、その後は10倍も下落し、約USD330 /Kcmになっている。ウクライナには何十年も亘って大規模なガス輸送ネットワークがあり、その貯蔵能力は欧州最大の31Bcmに達している。

>Top 12. Murmansk LNG Project: (JOGMEC 2023/7)

  • Reflecting drastic changes happened regarding CNG export by pipeline to Europe due to the economic sanctions caused by the Ukraine war, the increase LNG production project through LNG process at the ice-free port of Murmansk (Мурманск, 2000km north of Moscow) is now attracting attention.
  • Also new delivery plan via the Norther Sea Route (NSR) is developing; together with procurement of LNG ice-breaking tankers. It is noteworthy to watch the latest situation such LNG gas development, LNG process plants, and new route of LNG transportation in Russia's Arctic region.
    • In 2023/9 Gazprom delivered the first cargo of LNG via the Arctic corridor (NSR) to China. The Velikiy Novgorod tanker loaded LNG from Portovaya LNG plant in the Baltic Sea (sourced from Gryazovets-Vyborg gas pipeline) set sail to Tangshan Caofeidian, Hebei.
    • The Murmansk LNG Project planned by NOVATEK (Hоватэк; 9.9% owned by Gazprom; Russian second largest independent natural gas company after Gazprom), has the production scale of LNG 20.4Mt (28 Bcm), exceeding the scale of Yamal LNG 16.5 Mt and Arctic LNG 19.8 Mt.
      • Mikheson, CEO of Novatek is keen to produce LNG from the Yamal gas field, while Aleksei Miller, CEO of Gazprom (50.23% owned by Russian government) is planning to export CNG via gas pipeline; the result of the negotiation between the two will be closely anticipated.
    • The electricity required for the liquefaction plant will not be supplied by gas turbines which could not be available due to economic sanctions, but will be suppled at lower cost from nearby Kola nuclear power plant (with power generation capacity of 1.76GW composed of 4 units of each 440MW). LNT process related equipment is also subject to economic sanctions, Russia plans to adopt liquefaction process called "Arctic Cascade" methods, which is domestically developed specially to be used in the Arctic region.
      • Since 2022/4 LNG process-related equipment, especially 1) Gas cooling unit, 2) Hydrocarbon separation process unit, 3) Liquefaction process unit, 4) Cold box, 5) Cryogenic exchanger, 6) Cryogenic pump, such six parts of equipment have been embargoed; now focused on Russia's domestic development of LNG related technology.
      • "Arctic Cascade" technology developed by Russia is a process in which raw gas is cooled to -84ºC using ethane as a refrigerant in a cooling chamber, then is cooled to -140ºC using nitrogen as a refrigerant in a heat exchanger, and then depressurized it to the atmospheric pressure causing to produce LNG at -162ºC. However, this technology becomes inefficient unless the annual temperature is below 200C. The summer season in Murmansk is planed to be used as a maintenance cycle of the equipment.
      • Using nitrogen as a refrigerant is not very efficient as a method of liquefaction process, which will not suitable for large-scale production. Also, large-scale cryogenic heat exchanger equipment has not yet been produced in Russia.
    • Russian government needs to coordinate with Gazprom regarding the new construction of Volkhov (Волхов) -Murmansk Pipeline (13,000km, with capacity 30Bcm, and cost Rub350B) in order feed the gas to the Murmansk LNG Project promoted by Novatek.
    • Murmansk LNG Project is aiming for large-scale production of LNG
      • Under the economic sanctions, Gazprom is declining CNG exports to Europe via pipeline, Russia take a positive attitude in developing large-scale LNG production as well as establishment of large-scale LNG production technology in Russia, and in challenging LNG export to China via the NSR new corridor.
      • In order to save the operation range of newly built ice-breaking LNG tankers via NSR, Russia prepares LNG storage vessel called FSU (Floating Storage Unit, without regasification equipment; which is different from FSRU with regasificaion unit.) , asking Daewoo, Korea (DSME), who has already manufactured and is preparing to install.
    • Re: Japan's Mitsu OSK Lines has already order three ice-breaking LNG tankers, (which can break ice up to 2.1m thick, but ship weight increased by 25%; breaking ice by double action, i.e., breaking thin ices by forward moving, and breaking thick ices by moving backward). The tankers are to be built by Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering in Korea, (Daewoo received orders 15 tankers in total), to transport LNG from Russian Arctic to the site (FSUs) at Kamchatka and Murmansk, where transship LNG to the final demand sites. (NSR has been used as an international commercial route since 2009. The distance from Rotterdam to Yokohama is 11,205 nautical miles, while NSR is 7,345 nautical miles, 34% shorter without risk of pirates or choke points. However a rescue contract is required for Russian icebreakers in case trapped in ice.
    • Re: Murmansk is located on Kola Peninsula, where in 1988 during Soviet era, the world deepest exploration hole attained 12,262 meters, where the earth temperature was as high as 180ºC, which is still a world record today. This was a marvelous scientific project that investigated rock minerals deep in the Earth crust.

12. ムルマンスクLNGプロジェクト: (JOGMEC, 2023/7)

  • ウクライナ戦争での経済制裁によって、欧州向けCNG輸出が激変している中で、不凍港であるムルマンスク(Мурманск; Moscowの北2000km) LNGプロセスによるLNG増産が注目されている。
  • 同時に、北極航路の開発とLNG砕氷タンカーの建造も進んでいる。経済制裁下で、ロシア北極地方におけるLNG開発とLNGプラント、またLNG輸送の新ルートに関する最近の動きは注目に値する。
    • 2023/9にGazpromは、北極回廊(NSR)経由で、中国向け初のLNG を渝州つした。バルト海のPortovaya LNGプラントからのLNG (Gryzovets-Vyborgガスpipelineからの供給) を積んだVelikiy Novgorodタンカーは、河北省唐山曹妃甸に向かった。
    • NOVATEK (Новатэк, Gazprom 9.9%保有; Gaspromに次ぐロシアの独立系天然ガス会社) が計画中のムルマンスク (Мурманск)LNGプロジェクトは、Murmansk LNG project 20.4Mt (28Bcm)の生産規模で、Yamal LNG 16.5Mt、Arctic (北極) LNG 19.8MTを凌ぐ。
      • 独立系のNovatekのMikhelson CEOは、Yamalガス田中心にLNG生産に意欲的なのに対し、最大手のGazprom (ロシア政府50.23%)のAleksei Miller CEOは、パイプライン輸送によるCNG輸出を計画しており、両者の交渉状況が注目される。
    • 液化プラントに必要な電力供給は、経済制裁対象のガスタービンではなく、近くのコラ原発 (発電容量440MWが4基=1.76GW) からの安価な電力供給を予定。
    • LNGプロセス関連機器も、経済制裁の対象となったので、ロシアが北極圏で活用に特化した"Arctic Cascade (北極カスケード)"方式による液化技術を採用予定。
      • 2022/4以降、LNGプロセス関連機器の内、特に 1) ガス冷却Unit、2)炭化水素分離Process Unit、3) 液化Process Unit、4) Cold Box、5) 極低温交換器、6) 極低温Pumpの6機器が禁輸となり、今後ロシアによるLNG技術の国産化が注目されている。
      • "北極カスケード"技術とは、原料ガスをエタンを冷媒とする冷却器で-84ºCまで冷却し、その後、窒素を冷媒とする熱交換器で-140ºCまで冷却し、それを大気圧まで減圧する過程で-162ºCのLNGを生産する。但し、この技術は年間気温が20ºC以下でないと効率が悪くなるが、ムルマンスクでは夏季の一時期をメンテナンスに当てるサイクルで対応する計画。
      • 窒素を冷媒とする液化プロセスは効率が良いとは言えず大型化には向かないとの指摘もある。また深冷熱交換器の大型設備はロシアはまだ未完成。
    • ロシア政府は、NovatekによるMurmansk LNG Project への原料ガスの供給上、ヴォルホフ(Волхов)・ムルマンスク・パイプラインの新規建設 (1300km, 30Bcm, Rub350B)についてGazpromとの調整が必要となる。
    • ムルマンスクLNG Projcetは、欧州向けCNG輸出が減少している中でのGazpromの動向、さらにはロシアのLNGの大規模生産技術の確立、北極航路を使った中国向けLNG輸出の動向など、経済制裁下でのLNG生産計画の動向は要注目である。
      • ムルマンスクLNG Projcetは、欧州向けにPipelineでのCNG輸出が減少しているGazprom状況への影響、ロシアは、CNGのみならLNGの大規模生産を目指し、その技術の確立、北極航路を使った極東向けの新航路開発の動きなど、経済制裁下でのロシアのLNG生産計画には注目に値する。
      • 砕氷LNGタンカーの運航範囲を北極海航路に限定するために欧州向けLNGをムルマンスクに、アジア太平洋向けLNGはカムチャツカに浮体式LNG貯蔵船 FSU (FSU=Floating Storage Unitで、再ガス化設備を持つものはFSRU=Floating Storage & Regasification Unitという) を建設する計画で、韓国大宇 (DSME)がすでに製造し設置準備中。
    • Re: 日本の商船三井は、北極航路 (NSR)でのLNGタンカー(2.1mの厚さの氷まで砕氷可能; 船の重量は25%増加;Double actingで砕氷航行する。薄い氷は前進で、厚い氷は後進で砕氷) 3隻 (約1000億円)を韓国大宇造船海洋 (大宇は合計15隻受注) で建造し、ロシア北極圏のLNGをカムチャッカやムルマンスクまでの積替基地のFSUまで輸送する。FSUから最終需要地までは在来LNG船を利用する。(NSRは2009年から国際商業航路として利用され、Rotterdamから横浜までの航路では、スエズ運河航路が11,205 海里、NSR航路は7,345海里で34%短縮され、海賊やchoke pointのリスクもない。但し、万一氷に閉じ込められた場合のロシア砕氷船の救難契約は必要となる
    • Re: ムルマンスクの位置するコラ半島では、ソ連時代の1988年に世界最深の掘削坑 12,262mに達し (地中温度180ºC)、現在なお世界記録である。これは地球の地殻深部の岩石鉱物を調査する上で画期的な科学プロジェクトであった。
  • In 1971 Nixon Shock suspended gold-US dollar exchange. But since then US dollar remained as the world's key currency, and has dominated the world.
  • The end of US dollar hegemony seems to begin since US government began fiercely bashing China, which essentially supported the value of US dollar through trade and purchase of US government bond.
  • Since 2014 or actually 2022 US together with Europe (and Japan) have imposed economic sanctions against Russia, and banned to use SWIFT system. In response, Russia is trying to find a way out by the settlement in rubles for its oil and natural gas payment, and switching the sales channels to China and India.
  • After the end of the gold standard, it could be said that the value of currency de facto depend on an oil and natural gas standard. It is worth noting that Russia, a resource-rich country, engaging in an economic war as a member of expanded BRICS and OPEC+ as well as Shanghai Organization, in parallel with the war in Ukraine.
  • Particular attention should be paid to the economic externalities associated with the construction of gas pipelines.
  • Japan could not survive in the age of such drastic international changes, unless it responds with a strategy including realistic resource diplomacy considering global power games.
  • 1971年のニクソンショックによる金ドル交換停止以降も現在まで基軸通貨である米ドルが世界を支配してきた。
  • この米国ドルを、貿易と国債購入で実質的に支えてきた中国を、米国が激しくバッシングを始めた頃から、米ドルの終わりが始まったように思える。
  • 2022年のロシア・ウクライナ戦争以降、米欧によるロシアへの制裁、SWIFTからの追放に対抗して、ロシアは石油天然ガス資源のルーブル建と中国・インドへの販路転換に活路を見出そうとしている。
  • 現在は、金本位制の後は、実質的に石油天然ガス本位制と言えるのではないか。資源国ロシアが、OPEC+の一員として、また中国と並んで拡大BRICSや上海協力機構の連携強化を図るなど、資源を巡る経済戦争がウクライナ戦争と併行して行われている点は注目に値する。
  • 特にガスパイプライン敷設に伴う経済の外部性に注目すべきである。 
  • 日本も国際間のパワーゲームを見据えた現実的な資源外交を含めた戦略で対応していかないとこの国際変動の時に生き抜いていけない。

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