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2011年 05月 29日

省エネの果実を摘み取るのは産油国③

最後に、グラフを幾つか。
韓国はエネルギー消費が第2次オイルショック期と同等のGDP比10%にまで上昇している。また、ガスへの依存度を高めていることがわかる。中国は、オイルショック時はGDPが少なかったし、原油は自国生産だったので比較にならんですね。現在のGDP比はやはり10%。ブラジルはエマージングのなかではかなりの優等生。
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産油国は軒並み、とんでもなくエネルギーを浪費している。財政支援によって国内の小売価格を抑えているんですよね。消費国の省エネの果実は産油国の人々の浪費に転じているという構図。中東のみならず、エクアドル(15%)やエジプト(13%)も高い。
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欧州の債務危機の国々はエネルギー消費の面でも問題児。欧州の先進国としては高い水準です。ギリシャなんかは、ユーロ離脱→ドラクマ暴落となったら、大変だろうな~
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by guranobi | 2011-05-29 01:26 | energy
2011年 05月 29日

省エネの果実を摘み取るのは産油国②

ところで、この”原油消費/GDP比による上限”という考えは1つの示唆を含みます。それは、この”上限”価格が成立するならば、「日本を含む消費国が省エネに努めエネルギー効率を改善しても、その果実は生産国に吸い取られる」ということを意味するからです。

一般的に、1国のエネルギー効率の改善の程度はエネルギー原単位によって示されます。

エネルギー原単位=1次エネルギー消費量 / 実質GDP

例えば、われわれ日本人は1人あたり1日に10万kcalの1次エネルギーを消費しています。人間の1日の摂取カロリーのだいたい50倍ですね。ちなみに、明治20年ころのエネルギー消費は1人1日あたり4000kcalです。
そして、1円のGDP(2000年価格、実質)を生産するのに投じている1次エネルギーは9.5cal。これは、第1次オイルショック時のおよそ6割の水準です。1人あたりの1次エネルギー消費、そして実質GDPは趨勢的には上昇していますが、エネルギー原単位はオイルショックを機に低下し続けています(ソース)。
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つまり、日本経済は省エネに勤しむことでより低いエネルギーしか必要としないはず。ところが、、、
日本のエネルギー消費のGDPに対する割合は第1次オイルショックのときと同程度の4%。
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4割も省エネしたはずなのに、原油価格が実質ベースで8割上昇しているため、結局は(名目)GDPに対するエネルギー支出の割合は変わっていない。
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これは単純な話で、

エネルギー消費額 / 名目GDP = (エネルギー消費量 / 実質GDP)*(エネルギー価格 / GDPデフレーター)

と分けて考えれば、右辺の第1項はすなわちエネルギー原単位、第2項はエネルギーの実質価格ですね。省エネに勤しんでエネルギー原単位を引き下げても、エネルギーの実質価格が上昇すれば、その効果は相殺される。省エネの効果はエネルギー価格の上昇を通じて産油国に移転してしまう。

そこで、エネルギー価格が最初に触れた”上限”価格にまで上昇するのならば、あるいは、OPECがこの”上限”を目安に原油価格を維持するのならば、どれだけ省エネに努めてもそれは無駄な努力に終わるのではないでしょうか。

ここに、日本が再生可能エネルギーに転換していくべき、真の国益上の理由があるんじゃないかと思うんですよね。CO2なんかは関係なく。
少なくとも、脱”石油”を目指すべきなんではないかと。OPEC/サウジに価格決定権が握られている原油に依存するのは、国益を損なうリスクが高いと思うんですよ。

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ところで、、、話がコロコロ変わって恐縮ですが、前に触れた”原油消費/GDP比による上限”というのはちと高すぎますね。特に米国の事情を考慮するとこの上限価格はたぶん、高すぎる。というのは一般消費者にとって最も身近なガソリン価格は、原油とは違った動きをしているからです。

次のグラフは、上段が米国における原油、天然ガス(Henry Hub)、そしてガソリンの実質価格です。1922-72年の平均を10とした指数で、対数表示になってます。
原油と天然ガスは実質価格で見ても、オイルショックを機に価格水準が切り上がっている。しかし、ガソリンの実質価格は2000年代半ばまでほとんど変わっていない。90年代までは下落すらしている。

この原油とガソリンの価格を比較したものが下段のグラフです。ドル/バレルで、こちらは名目。灰色の面グラフはガソリン価格に占める原油の価格です。
オイルショックを境に、原油/ガソリンの相対価格が急上昇している。つまり、原油価格の上昇を石油精製段階での生産性向上が吸収し、ガソリン価格への転嫁を防いだ。だからこそ、ガソリンの実質価格は変わらなかった。オイルショック後、現在にいたるまで米国の製油所数は趨勢的に減少し、かつ大型化していますが、これらは石油精製、中間段階での生産性上昇を意味します。
しかし、2000年代に入って再び原油/ガソリンの相対価格は上昇し、今やガソリン価格の70%は原油です。もはや中間段階の生産性向上によって価格転嫁を防ぐ余地は乏しく、原油価格の上昇がそのままガソリン価格に転嫁されやすくなっている。更に米国は課税水準が低いためにガソリンの小売価格が日欧の半分程度なので、原油価格の転化率が高くなる。
これが、米国において特にガソリン価格高騰が顕著で消費者心理を圧迫している背景だと思う。そしてリファイナリーの倒産が囁かれている背景でもある。
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米国の小売売上高の内訳を見ると、ガソリン・ステーションの売上高は食料品店と同じ規模なんですよ。食料品販売はこれ以外にも百貨店・スーパーや通販にも含まれるので、全く同じ金額というわけじゃないけど。
日本で感じる以上に、影響が大きいだろうな~
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・・・というふうに、石油精製段階での生産性向上による吸収余地がオイルショックのときよりも難しくなっているため、オイルショック時の石油消費額/名目GDPで算出された”上限”は、おそらくは高すぎる。その前に、消費者が値を上げるだろうと思うのです。

じゃ、ガソリン価格をも考慮して上限価格を算出したいことこなんですが、それは根性なしには難しかったのでした。
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by guranobi | 2011-05-29 00:23 | energy
2011年 05月 28日

省エネの果実を摘み取るのは産油国①

芥田 知至:知られていない!原油価格高騰の謎

この本のなかで著者は、原油価格の上限の目安として、「原油消費のGDP比率がオイルショック時と同等になる価格」を提示しています。
原油価格が上昇して原油に支払う金額が膨らめば、消費国のエネルギー消費が減少したり、あるいはエネルギー転換が進むでしょう。そのため、原油価格にはある程度の上限があると考えるのは妥当です。てか、当たり前のことですね。
その上限の目安として、オイルショック時の原油消費/GDP比率を挙げているのです。

せっかくだから原油だけじゃなく、ガスと石炭の消費も加えて"上限価格"を計算してみたのですが、、、原油だけで出した数値とあまり変わらない結果になったのでしたw

2011年時点での”上限”は160-165ドル/バレル程度、12年170ドル/バレル、15年180-190ドル/バレルということに。ついでに米国、欧州(EU)のエネルギー消費に基づいた”上限”も。
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”原油消費/GDP比による上限”というのはとても興味深いものです。なぜなら、OPECの石油戦略に合致しているように僕には思えるからです。OPECの戦略が、「石油消費国を生かさず殺さず、ギリギリのところまで高い原油価格を維持する」ものだとするならば、この”原油消費/GDP比による上限”とは、すなわち消費国から搾り取れる上限を意味するように思えるのです。

僕は以前、石油価格についてというシリーズで石油価格決定の構造について稚拙な考えを示しました。すなわち、低コストのOPEC諸国、特にサウジが生産量を調整することによって、オイル・シェールやオイル・サンド、大深度などのより高コストな水準に原油価格を維持するという、寡占モデル(クールノー・モデル)による説明です。
OPEC/サウジが原油価格を操作しているのならば、その目標とする考え方に合致していると思うんですよね~
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by guranobi | 2011-05-28 19:11 | energy
2011年 05月 18日

原油とガスの欧米価格差③・・・ガス

次いでガス。
北米のシェール・ガス革命については広く知られるところですが、その”革命”は北米限定です。なぜなら、北米からガスを輸出する手段がないから。原油での中西部と同じように、北米全体でガスがダブついている。

JOGMEC: 米国:メキシコ湾岸におけるLNG輸出計画
JOGMEC: カナダ西海岸からのアジア向けLNG輸出計画

米国はカナダからパイプラインでガスを輸入しているが、シェール・ガス革命まではガス不足が懸念されていてLNG受け入れ基地を作りまくっていた。だけど、シェール・ガスが予想以上に低コストで生産され始めると、LNGでガスを輸入する必要がなくなり、LNG受け入れ基地の現在の稼働率はヒジョーに低水準にとどまっている。今は長期契約の輸入を仕方なく行っている程度らしい。

そこで、LNG受け入れ基地を持つCheniere Energy(NYSE: LNG)がシェール・ガスを液化して逆に輸出するべく取り組んでいる、というのが最初の記事の内容。

世界のガス価格は北南米と英国のみがガスの市場価格によって取引されているが、大陸欧州とアジアは原油価格に連動して決められている(ただし、欧州はロシアとの取り決めで3年限定で一部市場価格連動を採用。下のドイツ国境渡し価格と日本のLNG価格の差が10-11年に拡大している一因じゃないかと思う)。
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ここで天然ガスの価格を見比べてみる(ソースはBP statistical review)。ブレント原油価格との相対価格(下図)を見ると、90年代から2008年頃まではガス価格は原油の60-100%程度で推移していた。
しかし、09年以降は興味深い動向を見せている。09-10年には原油連動価格である日本のLNG輸入価格とドイツ国境渡しロシア産ガス価格(German border)は高止まりする一方で、市場連動価格である米Henry Hubと英NBP価格はガス需給の緩和を反映して原油価格以上に低下し、ブレントに対する相対価格も低下した。

しかし、11年に入ってHenry HubとNBPの価格は全く違った動きを示す。Henry Hubの価格が再び下落したのに対し、NBPはドイツ国境渡し価格にサヤ寄せするように急上昇した。このNBP価格の上昇は、原油連動である大陸欧州の価格に引きずられたという解釈もできるが、もう1つの側面もあると思う。
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ここで英国のガスの輸入と、生産・需要動向を見てみる(ソース)。英国はガスの生産が03年から減少し始め、04年から純輸入国に転落した(下図)。その後も国内生産の減少に伴って輸入が増加し続けているが、09年からはLNGが輸入増加をまかなうようになった。
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そして、これはIEA のWorld Energy Outlook 2010に掲載されている欧州の2020年時点でのガス輸入のコスト予想。欧州の消費地に入ってくるガスのうち最も低コストなのはノルウェー沖からのパイプラインであり、次いでアフリカ・中米のLNG、ロシア・ヤマル半島からのパイプライン(BP, ロスネフチの破談の案件)と予想されている。この図から、現在の英国の主要な輸入先であるノルウェー沖と比較して、LNGのコストは3ドル/MBtuほど高いと思われる。そして、高コストなLNGが09年以降の増加を担っていることから、英国が調達するガスの限界費用が急上昇したのではないだろうか。これが、NBPがドイツ国境渡し価格にサヤ寄せして上昇したもう1つの理由じゃないかと思う。
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英国と米国のガスの需給はたぶん、こんな感じに変化した。英国は国内生産の減少にともなって供給曲線が左シフト。需要を補うのは高コストのLNG輸入。対して、米国では国内のシェール・ガス生産の増加が供給曲線を右シフトさせた。この2つの市場は別々に存在している。
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この2つの市場を融合させるのが上のメキシコ湾岸でのLNG液化、あるいはカナダ太平洋岸でのLNG液化計画なんだが、、、そのどちらも順調にいって2015年以降のお話。

その時に米国と英国どちらの水準に価格が収斂するのだろうか?まぁ、ずいぶんと先の話なんだが、米英の差は最大でもLNGの輸送コスト=3-4ドル/MBtuに収まるだろう。現在のスプレッド5ドル/MBtuはやや大きすぎる。

原油市場との違いは、原油の場合には曲りなりにも鉄道やトラック輸送という代替手段があり、その輸送コストが裁定コストとしておおまかながらも機能している。それに対して、ガスの場合にはパイプラインとLNG以外の輸送手段、代替手段が全く無く、米英市場のスプレッドは輸送(=LNG)コストよりも大きく乖離している。だからこそ、メキシコ湾岸やカナダ太平洋岸でのLNG液化プロジェクトが動いているわけだが。

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また、EIAのリサーチのように大陸欧州でのシェール・ガスが大量に存在し、独仏などから低コストのガスが入って来れば英国の供給曲線が右シフトし、米英のスプレッドは更に小さくなるだろう。ただし、その場合にはメキシコ湾岸のLNG液化プロジェクトは採算性が取れなくなり、またもや空振りに終わることになるだろう。。。

これ以外に天然ガス価格に影響を与えるとすれば、原発事故および対石炭との相対価格の優位性からガス発電が本格化するなどの需要サイドの要因が考えられる。

短期的には、北米でのシェール・ガス生産が鈍化する可能性がある。恐らくは北米でのガスの価格が原油と比較してあまりにも低すぎるため、稼働リグがガスから原油採掘にシフトしている模様。
Baker Hughes: Rig Report
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・・・と、つらつら書きましたが、恐らくはエネルギーに詳しい方にとってはあたり前のことかもしれないし、あるいは全く的外れかもしれない。ともかく、原油とガスのスプレッドの背景についての、ど素人の理解はこんな感じなのです。
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by guranobi | 2011-05-18 02:39 | energy
2011年 05月 18日

原油とガスの欧米価格差②・・・原油

最初に原油から。と言っても、人さまからの引用に終始するわけですw

通常、油質の違いが原油価格に影響すると言われます。ナマの原油すら見たことのないど素人なので、その違いも価格への影響の程度も見当がつかんのですが。wikiによるとWTIとブレント、そしてドバイの油質は次のようになっている。

WTI: API度 (API gravity) 39.6, 硫黄分(sulfur) 0.24%
Brent: API度 38.06, 硫黄分 0.37%
Dubai: API度 31, 硫黄分 2%
また、09-10年にかけてOPEC諸国がWTIの代わりに参照価格に採用したASCIは、
ASCI: API度 28.25~30.25, 硫黄分 1.7~2.4%
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ソースは、Argus Sour Crude Index

幾つかの油種の合成指標であるASCIはドバイに近い中~重質油。一方、WTIとブレントはともに軽質油に分類されるが、その違いは僅かなもののように僕には思える。若干、WTIのほうが軽質かつ低硫黄なので、通常はWTIのほうがブレントよりも高品質=高価格と見なされる。

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WTIの相対価格が下落している理由についてだが、この記事の説明が最も詳細で分かりやすかった。
Our Finite World: Why are WTI and Brent Prices so Different?

今回、はじめて知ったことですが、米国の石油関連の統計では本土48州がPADD(Petroleum Administration for Defense District)と呼ばれる5つの地域に分かれている。そして、 WTIの現物引渡しが行われるオクラホマ州クシンを含めた中西部はPADD2に分類されている。
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このPADD2にはパイプラインによって南北から原油が送られてくるが、出て行くパイプラインはほとんどないか、あるとしても容量が小さい。そういう構造のなかで、北部からカナダのサンド・オイルの輸入が増えたほか、PADD2に含まれるノースダコタ州のシェール・オイルの生産が急増したため、PADD2において原油がダブついた。これがWTIの価格を押し下げた、ということらしい。

ft.com/alphaville: WTI’s upcoming ‘Keystone’ problem


実際に、PADD2の原油在庫だけが10年末頃から急増している。
Weekly Petroleum Status Report
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他に参考にしたもの。
Econbrowser: Brent-WTI spread
EIA "Today in Energy FEB 28, 2011": WTI-Brent crude oil price spread has reached unseen levels
ロンドン滞在記:WTI-Brentスプレッドの拡大

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ここで、参考にした記事ではカナダ・エドモントンから伸びるKeyStone Piplineの第一弾が2010年4月に開通したことをPADD2での原油ダブつきの主要因として挙げている。しかし、PADD2の輸入量(ほとんどがカナダから)とノースダコタでの原油生産を並べてみると、ノースダコタの生産が急増していることのほうが影響は大きいんじゃないだろうか?
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これも全く知らなかったんですが、ノースダコタの原油生産は過去3-4年急増を続けていて、今やテキサスに次いで全米第2位の原油生産州となっている。そのほとんどがオイル・シェールから産出されているらしい。知らんかったな~
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しかし、ノースダコタの原油はその輸送コストの高さから他地域よりも大幅なディスカウントとなっている模様。ここで提示されている価格はビッド・プライスなので必ずしも取引価格というわけではないだろうが、WTIよりも16ドル安く、カンザスなどその他地域よりも10ドルほど安い。

上のOur Finite World氏が引用している記事によれば、クシンからメキシコ湾岸までの輸送コストはトラックで10ドル/バレル、鉄道で6ドル/バレルらしい。クシンからノースダコタまではこの倍の距離がある。WTIに対するノースダコタ油のディスカウント16ドルは輸送コストに見合った水準なんだろう。

足下では原油価格が下落している。更に下落した場合には、ノースダコタのシェール・オイル(そしてカナダのオイル・サンド)はもともと採掘コストが高いだろうし、加えて輸送コスト高による売値のディスカウントから採算性が急速に厳しくなるだろう。たぶん、テキサスなどのストリップ・ウェルズよりも採算性が厳しいため、ノースダコタから生産が落ち込み始める。そして、PADD2での原油ダブつきが緩和され、WTIとブレントのスプレッドが若干縮小する。。。といっても、過去の原油価格と生産動向からは、WTIが80ドル以下になって初めて起きることだろうが。

シェール・オイルに関する参考記事。
Our Finite World: Is “shale oil” the answer to “peak oil”?
Business Watch: Adding value to oil: Refining the state’s energy industry

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年初来の原油価格の変動にもかかわらず、WTIとブレントのスプレッドは10-15ドルで維持されている。『スプレッドを決めているのは、クシンとメキシコ湾岸までの輸送コストであり、マージン込みで考えて10-15ドル/バレルが適正なスプレッドだろう』というDennis Gartman氏の見解(上の引用と同じ)は正しかった。

他の要因もWTI-ブレントのスプレッドに影響を与える。米政府の承認待ちであるKeyStoneパイプラインの増設(KeyStone XL)はエドモントンからノースダコタ、クシンを通ってメキシコ湾岸を直接結ぶ計画だが、これが順調に承認されるとしても、KeyStone XLの稼働は2013年と見込まれている。それまでスプレッドは解消しないというのが一般的な見方だろう。

また、メキシコ湾岸からパトカに原油を送っているConocoPhillipsのCapline Pipelineが逆送されて中西部からの輸送ルートが確保されれば、同様にスプレッドは解消に向かうだろうが、ConocoPhillipsは逆送させる予定はないそうだ。

この他、オイル・シェールの採掘に関する環境規制が強化されればオイル・シェールの採掘コストを引き上げるためスプレッド縮小要因となるが、一方、KeyStone XLに関する環境規制が強化されると、中西部における原油ダブつきが続くため、スプレッドが維持される要因となる。

・・・というふうに、原油に関しては米中西部(PADD2)における市場の分断が価格差を生み出し、そのスプレッドは中西部から世界市場(メキシコ湾岸)への輸送コストによって決まっている、ようなんですが、これと同じような構図はガスにおいても生じていると思うのです。
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by guranobi | 2011-05-18 01:13 | energy
2011年 05月 17日

今更、原油とガスの欧米価格差について①

まったくもって今更ですがw、自分なりに理解しときたかったので。

最初に、価格差の動向から。

原油・・・WTI(US)とブレント(UK)のスプレッド(ともに1ヶ月先物)。期間は過去5年。
過去にもWTIとブレントのスプレッドが拡大したことはあるけど(07年5月など)、今回はそのスプレッドの大きさもさることながら、スプレッド拡大の期間が長期化していることに特徴があり、投機マネーや先物のロール・コストといった金融面の要因ではなく、構造的な変化が起きたことが背景にありそう。シルバー・ショック後もスプレッドは縮小していないし。
Bloomberg: 1st Month WTI Brent Spread
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次に、ブレントとドバイのスプレッド。同様に、期間5年。
恐らくはガソリンなどの軽質油・液体燃料の需要増加とリビア政変を反映して、2011年に入ってからブレントの価格はドバイに対して上昇しているが、せいぜい3-4ドル程度の上昇でしかなく、過去5年の水準と比較しても例外的に高いというわけじゃない。つまり、WTIとブレントの価格差の拡大は主にWTIの相対価格の下落によるものだと思われる。
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ガス・・・NBP(UK)とHenry Hub(US)のスプレッド。原油とは逆に欧州 - 米国なのに注意。こちらの期間はデータの制約から、1年。
INO.com: NBP Henry Hub basis swap, Jun 2011
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ガスが過去1年を通じて欧米間スプレッドが拡大していたのに対して、原油は今年に入って急速にスプレッドが拡大しています。

そもそも2-3年前までは、『カタールのLNG輸出が本格化し、ガスの取引市場が世界的に拡大するとともにガス価格が収斂し、原油のような一物一価が実現するのだ』と考えられていたはず。
だけど、今おきているのはガスの欧米間価格差の拡大。そして原油価格の欧米間スプレッドまでが拡大している。

convergence (収斂)のはずが、divergence (格差拡大)が起きている、という不思議。しかも、高度に統合されていると見做されていた原油市場までがdivergenceしている。

なぜ?

ど素人なりの結論は、原油・ガスともに、①市場の分断と②米国における生産急増(シェール革命)③欧州における資源枯渇、によるものだというものです。そして④スプレッドを決めるのは裁定コスト(輸送コスト)である、ということも似ている。
規模は全く違いますが。
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by guranobi | 2011-05-17 00:26 | energy
2011年 03月 28日

東電の不足電力拡充の影響

放射能汚染とその社会的影響とは長期的に付き合っていかざるを得ない。非常に残念だ。

ニコニコニュース・東日本大震​災特番 「どうなる原発、どう​する被災地」

「きっかけは天災だが、放射能汚染は人災」という見解が正しいのならば、東電の責任は糾弾されるべきだ。しかし、免責条項が適用されない理由が「国民感情」であってはならない。免責条項が不適用となるためには、東電に重大な法令違反ないしは重過失があったことが証明されなければならないはずだ。津波が福島第一原発を襲った後に海水注入などの迅速な対応が物理的に可能だったにも係わらず、東電が注入を意図的に避けたこと、それによって燃料棒露出と原発建家の破壊、格納容器の破損が生じ、放射能漏れに繋がったことを証明すべきなのだ。政府の対応も含めて事故に至った検証を行った後で初めて、免責適用の是非が判断されるべきだろう。枝野の発言は、民主党という政党の法制度軽視の姿勢を表している。

民主党政権はポピュリストであると同時に官僚の言いなりでもある。仙谷が官邸に入ったので、保安院や経産省の意向を汲んで、結局は免責条項が適用されて逃げきり!となりかねないとも思う。

いずれにせよ、この政党には国政を担う資格はない。

☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆

それはさておき、東電の不足電力の大部分は当面はLNG火力で賄われる見込みのようだ。
Bloomberg: トヨカネツ株急騰、LNG輸入拡大見込む買い-政府が調達支援報道
JPモルガン・チェースは今月14日のリポートで、日本は最大で日量10億立方フィート、年間で約770万トンの発電用LNGを追加購入する必要がある、との推計を公表。


日量10億立方フィートは年間では約10bcm。東電のLNG輸入は年間24bcm程度なので、4割以上増える計算になる。東電には横須賀火力発電所(LNG火力)など休止中の発電所があるほか、火力はもともと原子力で賄えない需要期に補助的に使われていたはずなので、今後LNG火力が主力となった場合にLNG輸入が4割も増えるという試算は現実的な想定だと思う。そして、割高なLNGのスポット輸入に大幅に依存するだろうことこそ、東電の値上げの理由のはずなんだが、、、それこそ「国民感情」から許されないだろうw
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以前の記事(天然ガス価格の動向 ② )で紹介したLNG貿易市場の輸出入マトリックスを再掲。2008年のものだが、LNGの貿易量は年間208bcm、うち日本と韓国の輸入量は132bcmと過半を占めている。
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そして東電の24bcm/yrという輸入量は、日本の30%、全世界の総取引量の11%を占める。
東電 2012新卒採用サイト: 東京電力の仕事図鑑

つまり、世界のLNG需要が5%増える計算になる。
通常ならばこの規模の需要増加は需給に大きな影響を与えるはずだが、、、LNGの需要不足はこれよりも遥かに大きいんじゃないかと思う。
やはり以前の記事(天然ガス価格の動向 ③ 需給の緩和)で示したLNGの供給力の予想だが、2011年現在においても供給力は30bcm/yrほど需要を上回っていると思う。東電の10bcm/yrという追加需要はそれなりのインパクトはあるんだが、需給が逼迫するには程遠いというのが今のところの(ど素人の)判断。
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震災直後から天然ガス価格は上昇しているものの、本格的に反転・上昇に向かうのは2-3年先じゃないかと。
それよりも、原発からLNG火力へのシフト、そして生産・貯蔵・発電設備の需要増加の方が可能性が高い。
トーヨーカネツかぁ、反射神経が鈍かったなぁ。。。いつものことだけどw

☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆

以上は、電力不足への短期的な対応だが、長期的にはどの分野が反応すべきなのだろうか?
東電の発電能力は既に大幅にLNGに依存している。ここから更にLNG比率を高めることはエネルギー源分散の観点から好ましくないだろうし、東電もそう判断するだろう。現実的な可能性は石炭発電だろう。ただし、現有の石炭火力である常陸那珂火力、広野火力(5基中2基)はともに停止中であり、更に広野は福島第一原発の30km内にある。
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ロシアがLNG供給を倍増させようとしているのは、これを機にLNGの長期契約を原油等価で結びたいからじゃないかと邪推する。天然ガス需給が緩和し、天然ガスの取引価格を割安な市場価格連動にするチャンスなのだから、くれぐれも日本国政府および東電はスポット取引に留めるべきだ。石炭火力で能力不足を補う方針を示しつつ、LNGの価格交渉では粘り強く牽制するという戦略的な姿勢で望んでほしい。

まぁ、ど素人の妄想でしかないのだろうけれど。
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by guranobi | 2011-03-28 01:09 | energy
2010年 12月 11日

World Energy Outlook 2010読み込みはまだまだ途中・・・

お久しぶりです。

World Energy Outlook(以下、WEO)を読んでみたものの例によって挫折・・・

まだ途中ですが、今回のWEOで気づいた点を幾つか列挙すると、
足下、石炭価格は堅調だが、WEOは中期的には弱気に見ている。その主因は新疆ウイグル自治区での石炭開発の本格化であり、09年の9000万トン/年から2015年に5億トン/年、20年には10億トン/年の生産を見込んでいる。現在の中国の石炭生産が30億トンであることからもそのインパクトの大きさがわかる。新疆ウイグルの石炭埋蔵量は2.2兆トンと、中国全体の埋蔵量の40%。足下では石炭輸入国になっている中国は再び輸出国となり、その影響が石炭価格にも及ぶ、というシナリオをWEOは提示している。

この石炭資源はWEOが言うように西部開発にも使われるだろうが、人口構成との差異から新疆ウイグルの石炭は内モンゴルや山西省を補って東部のエネルギー源となるだろう。新疆ウイグルでの石炭開発に先立って鉄道路の整備が進行しているようで、2013年には新疆ウイグルと甘粛省、青梅省を結ぶ鉄道が完成するらしい。
現在の中国では石炭輸送が道路渋滞を引き起こすほどになっているようだが、中国における鉄道建設は新幹線技術のパクリ疑惑(ないしはJR東日本の売国疑惑)で一部に注目される旅客輸送よりも、貨物輸送こそがキモなのかもしれない。

ガスについては、中国の発電用などの需要サイドの上方修正があった一方で、豪州の生産は僕の想定ほどには増えないシナリオだった。LNG液化施設の立ち上がりに時間がかかるという想定なのかな~?詳しくは書いていなかったが。。。

以上のような点はあったけれど、目先3年ほどは以前書いたガス・石炭価格のシナリオを変える必要は感じなかった。すなわち、米シェールガス、カタール・豪州のLNG余力からガス価格は低迷を続ける一方で、中国の石炭需要が石炭価格を高止まりさせるだろう。8月にこの記事を書いた時よりもガス価格は下落し、石炭価格は+10%ほど上昇している。
しかし、2015年以降は新疆ウイグルでの石炭生産の本格化が石炭市場のみならずガス市場にも影響を及ぼしそうだ。


石油で気になったのは石油需要の予測が下方修正されていること。GDP予測値が上方修正されたにもかかわらず、WEO2009との比較では20年時点での石油需要は▲2%、30年時点では▲9%の下方修正になっている。

この石油需要の下方修正の主因は輸送、特に自動車の効率性改善を反映したものらしい。それもEVやバイオ燃料などの影響は小さく、既存の内燃機関の燃費改善による効果が大きいらしい。世界の輸送用エネルギーのなかで石油の比率は現在の94%から20年に91%に低下するに過ぎない。
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軽乗用車の燃費は15年にかけて急激に改善するらしく、目先はこの燃費改善が石油需要を抑制するかもしれない。
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20年時点での石油需要は08年比+7%程度であり、石炭(+20%)、ガス(+21%)あるいは原子力(+36%)と比較しても低い伸びにとどまる。その石油の価格が上昇しているのはOPECによる価格操作の色合いが濃いと思うんだが。。。

ただし、一方でエマージング諸国の自動車保有が想定以上に加速するリスクもある。WEOの想定では、35年時点でのNon-OECDの自動車保有率(対人口比)は10%強とOECDの1/5にとどまるが、仮に想定以上に自動車保有が加速すれば、燃費が改善しようとも石油を奪い合うような事態もありえる。このように石油については下ブレ、上ブレ双方の不透明要因があるようだが、下ブレ要因は比較的短期で上ブレはより長期の話なのかな~と思ったのです。

☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆☆

余談になりますが、今回のWEOでの特集の1つはカスピ海沿岸諸国です。昨年の特集がASEANで、その後にASEAN株が急上昇したので2匹目のどじょうがあるかな~と思ってちょっと調べてみたんですが、、、
意外とカスピ海沿岸諸国、特に中央アジアの経済ファンダメンタルズはよさげに思えたんですよね。
GINI係数などで見ると格差は西欧並に低いし、イスラム圏でありながら女性の労働参加率が高い。いずれも旧ソ連の数少ない恩恵なのかもしれない。
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また、09年に急上昇したインフレ率は足下落ち着いてきている。なかなか良い投資先かなーと思ってたんですが、、、中央アジアのETFすらないんですよw 先にそれを調べろよ orz...

まー、それでも中央アジアの地政学的な重要性を多少は確認できた気がします。特にトルクメニスタンは重要そう。トルクメニスタンは天然ガスの埋蔵量が12tcmと巨大(ロシアが43tcm, イラン30tcm)であるとともに、パイプライン網がロシア・中国と結ばれている。更に南に国境を接するイラン、アフガンともガス・パイプラインを建設する構想もあるらしく、市場が分断されているガス市場を東西南北に結ぶ結節点となりうる。今後ガス市場に与えるインパクトは無視し得なくなるだろう。

・・・といった感じがWEO2010のとりあえずの感想です。他にも再生可能エネルギーの分析などもあるんですが、それはまだ手付かず。それでは。
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by guranobi | 2010-12-11 23:49 | energy
2010年 08月 20日

地図ソフトのご紹介と、ガス価格交渉の補足

エネルギーや国際関係を見るためには距離・方位の感覚が大事なので、google mapはあまり使いません。
代わりに使い勝手の言いフリーソフトがあるので、ご紹介。

FLand-Ale日本世界地図
僕はこのソフトを使ってます。
図法は正距方位図法で。ツールボタンをクリックすると距離表示のサークルも出てきます。
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天然ガスの輸送コストが高いことを書きましたが、具体的にはパイプラインが1000kmあたり1ドル/MMBtu、LNGが液化・輸送・再ガス化を含めて3-5ドル/MMBtuらしい。なので、パイプラインで輸送する範囲は4000kmあたりまでで、それ以上になるとLNGのほうに競争力があるとか。
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Fland-aleで北京からの距離を見ると、トルクメニスタンまでは5000km、対して東シベリアのガス田は2000-3000kmでしかありません。中国が東シベリアのガスを狙っている理由はまさに近さであり、輸送コストであると思います。欧州のガス市場価格(NBP)をベースにしても、8-9ドル/MMBtuで購入できるなら十分に石炭の代わりに使える。

ただし、ロシアにとっても簡単に譲るわけにはいきません。
すでに3年限定とはいえ、欧州向けパイプライン価格の10-15%を市場価格連動にしたらしく、ここで中国向け価格を市場連動にするとロシアのみならず、全面的にガス価格の基準が変更される可能性が高まるでしょう。
もしそうなったら、エネルギー関係の需給は大きな影響を受ける。

要注目、ということで以前の記事の補足でした。
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by guranobi | 2010-08-20 00:28 | energy
2010年 08月 04日

天然ガス価格の動向 ⑥ おわり

例によってgdgdに長い文章です。
お読みいただいたならば、感謝します。

実際のプレイの仕方はよくわかんないのが残念w
チャイナガスがあっという間に上がっちゃったし、どーしよーかな?

それはともかく、天然ガスは石油よりも遥かに需給を反映しやすいんじゃないか、素直に需給で考えるべき市場なのではないか、と思う。
WEO2009で示されているガスの長期コスト=供給曲線は市場価格と近い水準にあるし、まぁ、教科書的ですよね。
これに比べたら石油なんてボッタクリですw
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天然ガスは上流投資の投資コストが膨大である一方、下流の投資コストは比較的少ない。
そのため、供給能力の過剰・不足が長い波を描いて発生し、市場のボラがでかくなるのかなー?

石油は、OPECの余剰生産能力によって安定供給が確保されている一方で価格は高値安定。
石油とガスの比較なんてのも面白そうだけど、まぁそれやっても得るものが少なそうなのでw

それでは。
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by guranobi | 2010-08-04 01:05 | energy