LNG i Japan etter Fukushimaulykken

Transkript

1 LNG i Japan etter Fukushimaulykken TPG 4140 NATURGASS: Semesteroppgave Høsten 2011 STUDENTER: Gaute Løset, Sondre Thorvaldsen, Øystein Arvesen, Kristian Emanuelsen, Vegard Storvold

2 Forord Denne rapporten er skrevet som et svar på semesteroppgave gitt i faget TPG 4140 Naturgass, høsten Målet med oppgaven er å analysere virkningene Fukushimaulykken har hatt på energimarkedet i Japan på kort sikt, og hvilke konsekvenser dette kan få for det LNGmarkedet på lengre sikt. Vi har brukt mye tid på å sette oss inn i dagens situasjon, og har vurdert både tekniske løsninger, politiske forhold og energimarkeder. Vi har brukt mange ulike og varierte kilder for å få et mest mulig korrekt og nyansert bilde av situasjonen. På LNG Global Congress i London fikk vi diskutert problemstillingen med flere eksperter på energimarkedet i Pacific Basin, og vi vil spesielt takke naturgassanalytiker i IEA, Hideomi Ito, for særdeles gode presentasjoner. Statoil har også vært en viktig bidragsyter, spesielt i form av gode presentasjoner og diskusjoner, både i forelesninger og under Hammerfest LNG-seminar. En stor takk rettes også til professor Jon Steinar Guðmundsson, for hjelp til utvikling av problemstilling og disposisjon, samt veiledning underveis i prosessen. Trondheim , Øystein Arvesen Kristian Emanuelsen Gaute Løset Vegard Storvold Sondre Thorvaldsen TPG Naturgass Side i

3 Sammendrag Japan, verdens største importør av LNG, opplevde tidligere i år et kraftig jordskjelv og en medfølgende tsunami. Dette forårsaket nedstengning av mange atomkraftverk, noe som fordret import av andre energikilder. Import av LNG for bruk i gasskraftverk økte derfor betydelig. Olje og kull framstod imidlertid som mindre aktuelle alternativer. Førstnevnte som følge av skader på raffinerier og lastehavner, mens sistnevnte bød på begrenset ledig kapasitet. Naturkatastrofen har belyst risikoen knyttet til atomkraft og har skapt debatt for atomkraftens framtid globalt. Japan vurderer permanent nedstengning av flere slike kraftverk og dette vil medføre endringer i hvilke energikilder landet benytter. I et lengre perspektiv kan LNG vise seg gunstig om en betrakter eksisterende infrastruktur, tilgjenglighet globalt og miljøhensyn. Vi viser at en nedstengning av deler av Japans atomkraftkapasitet er sannsynlig. For å belyse konsekvensene av dette analyserer vi et scenario der halvparten av atomkraftkapasiteten substitueres av gasskraft innen Vi estimerer en 20% økning i gassforbruk i Japan under dette scenariet. Analysen viser også at dette vil få store konsekvenser for LNG-markedet i sørøst-asia. Gitt produksjonsprofilene til dagens typiske leverandørland, kan dette skape ringvirkninger i det globale gassmarkedet. TPG Naturgass Side ii

4 Innhold Forord... i Sammendrag... ii 1 Innledning LNG-markedet Det globale LNG-markedet Energimarkedet i Japan før Fukushimaulykken Naturgass og LNG i Japan Utvikling i pris og forbruk av LNG Potensielle LNG kilder Australia Indonesia, Malaysia, Brunei og Qatar Andre kilder Veien videre Hvordan Japan har kompensert for tapt atomkraft Olje og kull som substitutt LNG som substitutt Fukushimaulykken og energipolitikk Risiko knyttet til atomkraft Japan sin holdning til CO 2 -kutt Kortsiktige løsninger LNG sin posisjon i forhold til andre energikilder Langsiktige konsekvenser av Fukushimaulykken Japans energiplanlegging Fukushimaulykkens påvirkning Tilbudssiden i LNG-markedet Konklusjon Bibliografi og referanser Vedlegg TPG Naturgass Side iii

5 1 Innledning Japan startet allerede i 1969 å importere LNG, og har siden hatt en sentral rolle i verdensmarkedet som en av verdens største importører. Fukushimaulykken og tsunamien 11. mars 2011 har endret Japans energisituasjon dramatisk, gjennom midlertidig nedstengning av en rekke kraftverk. Hvordan landet løser dette problemet vil kunne sette sitt preg på det globale LNG-markedet både i det kortsiktige og langsiktige perspektiv. I denne oppgaven ønsker vi å beskrive hva de kortsiktige konsekvensene av Fukushimaulykken har vært for gassbruken i Japan, og hvordan dette kan endre LNG-markedet i fremtiden. I kapittel 2 går vi først gjennom bakgrunnsinformasjon om LNG-markedet, samt landets energisituasjon. Dette er viktig for å kunne analysere påvirkningen av et etterspørselssjokk i Japan, samt for å forstå landets utgangspunkt i møte med en slik dramatisk hendelse. I kapittel 3 analyserer vi tilbudssiden, hvilke land som eksporterer LNG i dag, og går gjennom potensielle leverandører på sikt. Videre tar vi for oss den dramatiske endringen i energisituasjonen i kapittel 4 og 5. Vi ser på hvilken infrastruktur som har blitt lagt ned per dags dato og hvordan landet har kompensert med andre energikilder hittil. En kort analyse av energipolitikk blir også gitt, fordi det til slutt er politikerne som former Japans energifremtid. Dette gir en naturlig overgang til kapittel 6, hvor vi diskuterer situasjonen frem til år 2030 basert på analysene fra de foregående kapitlene. Vi konkluderer i kapittel 7, og har valgt å samle figurer og bilder i vedlegg bakerst i oppgaven. TPG Naturgass Side 1

6 2 LNG-markedet I dette kapittelet vil vi kort redegjøre for tilbud og etterspørsel i LNG-markedet og undersøke dagens handelsbalanse. Vi vil også se litt nærmere på Japans energimiks og hvordan den har utviklet seg, og på hvilke potensielle LNG-kilder som kan bli essensielle for å sikre tilførsel av energi til Japan i framtiden. 2.1 Det globale LNG-markedet Etterspørsel av LNG er avhengig av den globale etterspørselen av naturgass. I 2010 økte handelen av naturgass med 10,1%, sterkt drevet av en vekst på 22,6% av LNG. LNG står nå for 30,5 % av den globale gasshandelen (Ito, 2011). Den sterkt økte etterspørselen etter naturgass skyldes økt fokus på klima og miljøfordelene med LNG kontra andre fossile brennstoff. I tillegg er prisdifferansen per energienhet mellom olje og gass på historisk høye nivåer mye forårsaket av nye funn av gassressurser. En velbalansert energimiks, med tilgang til flere energikilder vil også bidra til en stabil energitilgang (Ito, 2011). Det har også vært en markant økning av tilgjengeligheten på LNG gjennom bygging av flere LNG skip og håndteringsterminaler (Ito, 2011). Qatar er nå verdens største eksportør av LNG med et årlig volum på ca. 68GSm 3, og forsyner både markedene i Europa og Asia. Lokalt i Asia er Malaysia, Australia og Indonesia viktige eksportører, og bidrar til å dekke Japans og Sør Koreas enorme import av LNG (66% av verdens import, se figur 10) (BP, 2011). En hovedoversikt over den globale LNG-handelen i 2010 ser vi i figur 1. Naturgassreservene i verden er estimert til å vare i 60 år med dagens produksjon og forbruk (BP, 2011), og på grunn av sin fleksibilitet i langtransport er LNG derfor ventet å være en viktig energikilde i framtiden. 2.2 Energimarkedet i Japan før Fukushimaulykken Japan har lenge vært avhengig av import av energikilder for å kunne dekke sitt energibehov. Dette skyldes dels at det finnes lite tilgjengelige naturressurser i landet; bare 16 % av forbruket dekkes av egne ressurser (EIA, 2011). I tillegg er Japan en av verdens største forbrukere av energi. Tall fra 2010 viser at de hadde det fjerde største energiforbruket i verden. Siden de primært er avhengig av import er de den tredje største netto importøren av olje, og største netto importør av både kull og LNG (EIA, 2011). TPG Naturgass Side 2

7 Til tross for knappe ressurser, produserer Japan likevel noe olje og gass fra felter langs vestkysten av landet. Det er også påvist flere felter i dette området som ikke er bygget ut enda, grunnet konflikt med Kina om hvem disse tilhører. Japan har også lenge vært i en konflikt med Russland angående Sakhalin og Kuril - en samling øyer nord for Japan. Etter å ha hatt kontroll over halve Sakhalin og flere av Kuril-øyene, måtte Japan overgi kontrollen over disse områdene til Russland etter andre verdenskrig (Rosenberg, 2000). Sakhalin har vist seg å ha store olje- og gassreserver, og Russland startet produksjon der på 90-tallet. Oljereservene i Japan var 44 mmboe i 2011, og tendensen er at de er synkende (EIA, 2011). Reservene er små i forhold til forbruket, som ligger på 4.4 mmboe daglig, hvorav boe hentes fra egne anlegg. Gassreservene per 2010 var 21 GSm 3, men i 2007 var dette tallet nesten det dobbelte. Til sammenlikning lå det årlige forbruket i 2010 på om lag 100 GSm 3, hvorav 5 GSm 3 kom fra egne anlegg. Kullproduksjon i Japan er for øyeblikket ikkeeksisterende, men det finnes reserver i landet tilsvarende i overkant to års forbruk (EIA, 2011). På begynnelsen av 70-tallet utgjorde olje, primært importert fra Midtøsten, rundt 80 % av energiforbruket i Japan. Oljekrisene på 70-tallet gjorde at Japan fra da startet programmer for kjernekraft, for å redusere avhengigheten av oljeimport. De var i 2010 verdens tredje største produsent av kjernekraft, med 54 aktive reaktorer (World Nuclear, 2011). Energiforbruket i 2008 viser at olje fortsatt er den viktigste kilden med en andel på 46 %. Naturgass og kull ligger begge rundt 20 % og kjernekraft utgjør i overkant av 10 % av det totale forbruket (Figur 2). 2.3 Naturgass og LNG i Japan Det ble i tillegg til kjernekraft også satset på naturgass, og da spesielt LNG, fra 70-tallet og utover. De var tidlig ute med import av LNG og har vært et foregangsland for den globale LNG-handelen (EIA, 2011). Spesielt to årsaker er viktige for at LNG er den foretrukne måten å kjøpe gass på. Først og fremst er avstanden stor til betydelige gassreserver. Dessuten består landet av rundt 3000 øyer, noe som gjør det krevende å bygge infrastruktur med rørledninger. Myndighetene i landet har også av miljømessige årsaker vært pådrivere for LNG-import. Importen av LNG startet fra Alaska i 1969, og i 1984 stod Japan for hele 72 % av verdensimporten. I takt med økende LNG-handel globalt har dette tallet blitt gradvis redusert, TPG Naturgass Side 3

8 og i 2009 stod Japan for rundt 36 % av verdensimporten. I overkant av 60% av Japans import stammer nå fra Australia, Indonesia og Malaysia (figur 4). (EIA, 2011) LNG benyttes i størst grad til produksjon av elektrisitet, og antallet gasskraftverk er i stadig vekst. I 2008 hadde gass en andel på 26 % av landets elektrisitetsproduksjon, en omtrent tilsvarende andel som kull og kjernekraft (EIA, 2011). Olje og fornybar energi, primært vannkraft, forsyner hver 10 % av elektrisitetsbehovet. Den stadig økende bruken av gass som brensel i varmekraftverk har vært en drivende faktor for den stadig økende LNG-importen i landet. Totalt eksisterer det 60 termiske kraftverk som bruker fossilt brensel, hvorav 20 benytter regassifisert LNG som drivstoff. Den totale kapasitet på de termiske kraftverkene er omtrent 179 GW (2010), og gasskraftverkene alene har en kapasitet på rundt 50 GW. I tillegg er tre nye gasskraftverk, med en samlet kapasitet på 3,5 GW, under konstruksjon (JEPIC, 2010). Utbyggingen av gasskraftverk har holdt en jevn takt siden Japan startet å importere LNG. Mange anlegg ble da satt i drift, og utbyggingen har fortsatt på en nærmest kontinuerlig basis (JEPIC, 2011). Flere eldre kraftverk benytter olje som brennstoff. De fleste av disse ble satt i drift på 70-tallet, og benyttes i dag primært som peak load-kapasitet 1 (EIA, 2011). 2.4 Utvikling i pris og forbruk av LNG I juli og august 2011, stod Japan for en tredjedel av verdens samlede LNG-import, med omtrent 16 MSm 3 i måneden. Dette er en økning på 23% sammenlignet med de samme månedene i 2010 (Wright, 2011). I dagens LNG-marked er det betydelige globale prisdifferanser (figur 5). Ettersom tilbudet er begrenset og etterspørselen etter LNG er høy i Japan, samt at avstandene fra reservene er lange, gir dette en betydelig høyere pris sammenlignet med andre markeder som US Henry Hub og UK NBP 2. Gassprisen i Japan er også i høyere grad korrelert med oljeprisen (Ito, 2011). Da det ikke finnes en global gasspris, vil eksportører være villige å skipe LNG til Japan så lenge forbrukerne der er villige til å betale mer enn i andre markeder, i tillegg til den relativt høye transportkostnaden. Det ser det inntil videre ut til at de er villige til å gjøre, men det er også andre aspekter enn økonomi som påvirker Japans fremtidige energimiks. Dette vil bli behandlet senere i oppgaven. 1 Peak load-kapasitet betegner anlegg som raskt kan øke kraftproduksjon i takt med etterspørselen når den er høy 2 Dette er de to største gassterminalene i henholdsvis USA og UK TPG Naturgass Side 4

9 3 Potensielle LNG kilder Dersom Japan øker importen av LNG ytterligere, vil det på kort sikt kunne drive LNG-prisen opp og gjøre nye LNG prosjekter mer lønnsomme. I dette kapitelet skal vi undersøke framtidige og potensielle kilder av LNG til Japan. De største LNG eksportørene til området Asia Pacific i dag er Qatar, Malaysia, Indonesia og Australia. Disse fire landene står totalt for over 60 % av leveransene til Japan (figur 6) (Copeland, 2011). 3.1 Australia Reservoarene i Australia er estimert til å inneholde 2900 GSm 3 økonomisk utvinnbar naturgass, eller nesten 30 år med dagens japanske forbruk. Med mange nye prosjekter i oppstartfasen prognostiserer flere at Australia kan overta Qatar sin posisjon som verdens største eksportør av LNG allerede i Se figur 7 for en oversikt over estimert produksjon (Copeland, 2011). Det er også klare tendenser til at Australia vil bli hovedkilden til LNG i det asiatiske markedet rundt I dag sendes rundt 70% av Australias totale eksport til Japan (figur 6), og japanske selskap investerer nå tungt i nye prosjekter i vest-australia. Dette er hovedsakelig for å sikre verdikjeden og en stabil leveranse av LNG i framtiden (Global LNG, 2011). LNG-markedet er preget av langsiktige såkalte Take or Pay-kontrakter 3, da prosjektene ofte er særdeles kapitalintensive (Kidnay, Parrish, & McCartney, 2011). Japan investerer nå i Australia og jobber for å forsikre energitilgangen i framtiden. De forsterker samtidig antagelsene om at LNG vil ha en sterk posisjon i det japanske energimarkedet år frem i tid. 3.2 Indonesia, Malaysia, Brunei og Qatar Indonesia og Malaysia har lenge vært hovedeksportører av LNG til det japanske markedet, med en markedsandel på over 50% fram til 2005 (The Japan Gas Association). Brunei har også vært en viktig leverandør av LNG, med en stabil markedsandel på 10%. De siste årene har Japan økt LNG-importen fra flere land, så selv om landene har levert de samme volumene som tidligere, har markedsandelene sunket. På grunn av store ressurser og nærhet til det japanske markedet, er landene ventet å opprettholde eksporten til Japan. Det kan derimot vise 3 Take or Pay-kontrakter forplikter produsenten til å levere et minstevolum gass over kontraktens varighet, som kan være opp mot 25 år. Hvis forbrukeren tar et mindre volum enn avtalt, må de i tillegg betale en bestemt pris for de volumene de ikke tok. TPG Naturgass Side 5

10 seg vanskelig for landene å øke eksporten på kort sikt, grunnet mangel på nye prosjekter i området. Qatar startet produksjon av LNG i 1997, og siden har Japan inngått avtaler om import av LNG derfra. De har bidratt med en stadig stigende andel i løpet av de siste årene, og leverte i ,8 % av Japans LNG-import. Med sine store reservoarer og verdens største produksjonslinje, har de nå mulighet til å levere ekstra LNG. Qatar uttrykte i april at de vil doble sin LNG-leveranse til Japan med bakgrunn i Fukushima ulykken (Hashimoto, 2011). 3.3 Andre kilder Revolusjonen i utvinning av skifergass har ført til at flere geografiske områder kan produsere LNG i fremtiden. Det siste året har skifergass kommet på markedet fordi ny teknologi har gjort det mer lønnsomt å utvinne. Med produksjon av skifergass har USA gått fra å være en betydelig importør av LNG, til et land med ønske om i framtiden å bli en vesentlig eksportør av LNG. USA har uttrykt nye målsettinger om å starte eksport av LNG allerede i 2015 (Ito, 2011). Med dagens høye priser på LNG i Japan og tilsvarende lave priser i det amerikanske markedet, vil Japan være en meget sannsynlig kjøper. Også avstanden, geografiske og geologiske forhold i Stillehavet ligger til rette for transport av gassen som LNG. I dag leverer USA gass til det japanske markedet fra områder i Alaska. Det er foreløpig uklart om gjennombruddet ved skifergassutvinningen i USA lar seg adoptere til andre områder. Kina er estimert til å ha verdens største utvinnbare resurser av skifergass, og kan dermed bli en dominerende leverandør av naturgass til nabolandet i øst (figur 8). Russland har i lengre tid eksportert mye av naturgassen til det europeiske markedet, men er i ferd med å øke både leting og utvinning av nye gassfelt øst i landet. Tre store gassfelt dominerer i den østre delen av Russland: Kamchatka, Sakhalin1 og Sakhalin 2. Fra 2005 startet Russland med leveranse av LNG til Japan, og er nå en betydelig aktør med en leveranse på 8,6 % av Japans LNG import i 2010 (figur 4). Sakhalin 1 og 2 alene har gassreserver på 900 GSm 3, og Gazprom er hovedaksjonær. Alle disse feltene har geografisk nærhet til Japan, og kan derfor bli store bidragsytere av gass framtiden. Gassen er ventet å transporteres som LNG, og det er så sent som i oktober gjort framskritt i forhandlingene om øke leveransene (Gazprom, 2011). Fra 2007 har Norge, med produksjon av LNG på Melkøya, levert LNG til Cove Point i USA og Bilbao i Spania. Avtalene er basert på kontrakter med en varighet på omtrent 25 år, og ble TPG Naturgass Side 6

11 gjort for å sikre inntekter og dekning av de kapitalintensive investeringene av LNG anlegget. Med bakgrunn i de høye prisdifferansene (figur 5) og tilbud- og etterspørselssituasjonen i det globale LNG markedet, er det nå meget gunstig for Statoil å heller selge LNG til det japanske markedet. I 2011 har omtrent 25%, tilsvarende 20 skip med 145 ksm 3 kapasitet, av LNGeksporten fra Melkøya blitt solgt til Japan. Andelen er sterkt økende (Isaksen, 2011). Dette gjøres blant annet ved såkalte swap-kontrakter 4. Før dette hadde ikke Norge eksportert LNG til Japan siden 2008, og det er et sterkt signal om at betalingsvilligheten i Japan er meget høy. Flaskehalsen er i dag at det er få LNG tankerne med ledig kapasitet, og at transporten av LNG til Japan tar lengre tid (64 døgn t/r Melkøya-Japan via Suezkanalen). På lang sikt ser man for seg at det vil være mulig å benytte en åpning av nordvest passasjen. Dette vil i så fall korte ned avstanden og tiden på frakten av LNG betraktelig, og Japan vil derfor kunne bli en sentral importør av norsk LNG i framtiden (Isaksen, 2011). 3.4 Veien videre Det er i dag nok tilbud av LNG til å dekke etterspørselen fra det japanske markedet på kortog mellomlang sikt. Den økte etterspørselen blir på kort sikt dekket av aktører med overskudd eller fleksibilitet til å levere LNG globalt, slik som Statoil i Norge og Gazprom i Russland (Gazprom, 2011). I et lengre perspektiv vil man trolig se et mer stabilt marked, med lavere priser og gass fra markedene i Asia Pacific. Med store naturgassreservoar, betydelig økning i LNG-produksjon og relativ nærhet til det japanske markedet, framstår Australia som en produsent som vil bli en helt sentral aktør for å dekke noe av energibehovet til Japan også på lengre sikt. Tilbud- og etterspørselsituasjonen i Japan har også fått konsekvenser for LNG-kontraktene. Flere av de nye avtaler som er forhandlet fram etter Fukushima-ulykken er korte kontrakter med mer fleksibilitet (Hashimoto, 2011). Transporten av LNG fra Melkøya demonstrerer dette, ved at LNG leveres der etterspørselen overskrider de langtidskontraktfestede volumene, mot å betale en kompensasjon. LNG-leveransen fra Melkøya viser også at de fleste markeder globalt, uavhengig av lokasjon, kan tilby LNG til det japanske markedet i framtiden. Tilbudet av LNG vil derfor ikke være en begrensing for det japanske gassmarkedet, men et større problem på kort sikt vil være tilgangen på tankskip i et allerede trangt marked. 4 Bytte laster med andre eksportører for eksempel ved at Norge tar over en last fra Qatar som egentlig skulle til USA, mens lasten fra Qatar går til Japan og de to eksporterende selskapene gjør opp finansielt seg i mellom. TPG Naturgass Side 7

12 4 Hvordan Japan har kompensert for tapt atomkraft I dette kapittelet vil vi redegjøre for skadeomfanget og de direkte konsekvensene av ulykken som rammet Japan den 11.mars Videre vil vi studere hvordan landet har kompensert for de betydelige mengdene kraftproduksjon som ikke lenger er tilgjengelig, som følge av katastrofen. Dette er interessant å belyse, for å kunne vurdere om den endrede energisituasjonen i Japan vil kunne vedvare i fremtiden. Slike fremtidsutsikter vurderes i påfølgende kapitler. Da Japan ble rammet av naturkatastrofen ble et antall atomreaktorer stengt ned. En del av disse var som direkte følge av jordskjelvet og den påfølgende tsunamien, mens andre ble beordret stengt av myndighetene av sikkerhetshensyn. Rett etter katastrofen var hele 28 av Japans 54 eksisterende atomkraftverk ute av drift, mens 2 måneder senere var ytterligere 7 midlertidig stengt. I oktober, over et halvt år etter ulykken, er bare 10 atomkraftverk i drift og utviklingen videre er ikke avklart. Dette har i perioder redusert kapasiteten for kraftproduksjon i landet med opptil 30% (Tabuchi, 2011). Lokale myndigheter er bekymret for sikkerheten rundt kraftverkene og det gjøres derfor undersøkelser rundt effekten av eventuelle nye jordskjelv. Generelt forventes dog at produksjonen av atomkraft går ned, og det er besluttet å stenge flere av de berørte reaktorene. Dette kommer til å fjerne minst 9,1MW produksjonskapasitet. I tillegg er utbyggingen av 14 nye kjernekraftverk suspendert av den forrige statsministeren, Naoto Kan (Fackler, 2011). 4.1 Olje og kull som substitutt Da Japan, både som direkte og indirekte følge av naturkatastrofen, fikk redusert sin kraftproduksjon fra atomkraftverk, ble de nødt til å kompensere med import av andre energikilder. Om lag 20% av nasjonens atomkraftkapasitet, tilsvarende 10GW, ble satt ut av drift i Fukushimaområdet. Importen av både olje, kull og LNG økte for å opprettholde nødvendig kraftproduksjon (Klare, 2011). Japan har imidlertid strenge spesifikasjonskrav for oljeproduktene de benytter, og under jordskjelvet ble flere av raffineriene satt ut av drift (Tang, 2011). Dette begrenset tilgjengeligheten på rett type oljeprodukter, primært olje med lavt svovelinnhold fra Indonesia og oljeprodukter fra sør-koreanske raffinerier (Watkins, 2011). Naturkatastrofen satte i tillegg åtte av Japans oljebaserte kraftverk ut av drift (Hong, Platts, 2011). TPG Naturgass Side 8

13 Selv om Japan tidligere hadde mye tilgjengelig kapasitet for oljebasert kraftproduksjon, var nå muligheten for å utnytte denne begrenset. I tillegg har overføringskapasiteten mellom sørvest og nordøst i landet vært utilstrekkelig (Swanson School of Engineering, 2011). Før katastrofen var Japan allerede verdens største importør av kull. I motsetning til oljebasert kraftproduksjon, produserte japanske kullkraftverk opp mot maksimal kapasitet. Jordskjelvet satte i tillegg flere kullkraftverk og havner for avlasting av kull ut av spill (Bowden, 2011). Umiddelbart etter jordskjelvet sank dermed importen av kull, men den har igjen gradvis økt og forventes å øke med om lag 5% over lengre tid. Siden det av flere årsaker ikke var mulig å kompensere for tapt atomkraft med økt import av olje og kull alene, ble en stor del av behovet dekket av naturgass. 4.2 LNG som substitutt Som nevnt tidligere var Japan verdens største importør av LNG allerede før jordskjelvet, med årlig import på ca 70 millioner tonn. Store deler av kraftunderskuddet i kjølvannet av Fukushima-ulykken viste seg i tillegg å måtte dekkes av LNG. Dermed anslår Institute of Energy Economics i Japan at importen vil øke med rundt 20% i 2011, altså tilsvarende 15 millioner tonn. For 2012 antydes en etterspørsel på nesten 90 millioner tonn. (Sethuraman, 2011). Det har blitt anslått at Japan, da jordskjelvet inntraff, hadde om lag 9GW ubenyttet kapasitet for gassbasert kraftproduksjon (Engineer Live, 2011). Deler av både kraftverk og gassdistribusjonsnettverk tok skade av skjelvet, men var i løpet av få måneder tilbake i normal stand. Mens de hardest rammede atomkraftverkene er plassert langs Japans østlige kyst, ble LNG-terminalene i mindre grad berørt, da disse ligger lenger sør og vest (Hong, Platts Energy Week, 2011) (Knight, 2011). Kun én mottaksterminal av totalt 40 i landet måtte stenge ned midlertidig, som følge av tsunamien (McDonald, 2011). Dermed var det mulig å frakte gass fra sør og vest til andre områder i Japan og slik produsere strøm lokalt. Ikke bare drev behovet for kraft gassetterspørselen oppover, men så snart infrastrukturen lå til rette for bruk av gass i byene steg også husholdningenes behov for gass gradvis. Foruten overkapasitet som fantes, bestilte landets største kraftleverandør TEPCO ti nye gassturbiner fra General Electric, som har blitt installert på eksisterende kraftverk (Engineer Live, 2011). Japan har lenge hatt betydelige gassvolumer på langsiktige take or pay-kontrakter med produsenter i sørøst-asia. Japan hentet før naturkatastrofen kvantum rundt de nedre grensene i TPG Naturgass Side 9

14 kontraktene, og hadde dermed spillerom for å øke volumet fra kontraktsleveranser (Hong, Platts, 2011). Prisene for leveranser på kontrakt er gjerne knyttet sterkt til et vektet snitt av prisene på forskjellige oljeprodukter i Japan noen måneder tidligere. Dette gjorde LNG til et også prismessig gunstig alternativ. Krisen etter jordskjelvet krevde imidlertid store volumer utover de kontraktsfestede og skapte stor aktivitet i spot-markedet for LNG. Primært har Indonesia, Russland og Qatar forsynt Japan med spot-leveranser etter jordskjelvet (Hashimoto H., 2011). Mindre leveranser fra både Australia, Ekvatorial-Guinea, Norge og Nigeria har også ankommet (Wallace, 2011) (Tsukimori, 2011). Naturkatastrofen i Japan har altså skapt ringvirkninger i energimarkedet, både regionalt og globalt. Situasjonen har tydeliggjort at LNG er en svært fleksibel energikilde, noe som har gjort det til et godt substitutt for tapt atomkraft. Dette har vist seg gjennom raske omdirigeringer av skip og kjøp av LNG, samt hurtig økning i utnyttet kapasitet i Japans gasskraftverk. Dessuten har vi sett at Japan både har hatt betydelig kapasitet og tilstrekkelig infrastruktur for å håndtere den økte mengden import av LNG. Både olje og kull har av tidligere diskuterte årsaker vært mindre hensiktsmessig som kompensasjon. Et naturlig og interessant spørsmål er da hvorvidt Japan ønsker å fortsette denne kursen, ved å redusere atomkraft permanent og heller satse tyngre på andre energikilder som LNG. Dette fordrer at man vurderer aspekter som kostnader, miljø og forsyningssikkerhet, som vi behandler i neste kapittel. TPG Naturgass Side 10

15 5 Fukushimaulykken og energipolitikk De fire atomkraftverkene som lå nærmest episenteret ble avstengt automatisk da jordskjelvet inntraff. Tre av produksjonsenhetene på det ene kraftverket i Fukushima fikk imidlertid problemer med å kjøle ned reaktorene under avstengningen. Dette var en følge av at tsunamibølgen hadde slått ut de elektriske vannavkjølingssystemene. Under disse spesielle reaktorforholdene ble det dannet en radioaktiv gassblanding som man ideelt burde fått sluppet ut for å få pumpet inn kjølevann. Gassblandingen inneholdt blant annet både hydrogen og oksygen, som sammen er svært eksplosivt. Etter få dager eksploderte reaktorbygningene og store betongelementer ble blåst titalls meter opp i luften. Temperaturen i reaktorene så ikke ut til å synke, og frykten for kjernefysisk nedsmelting var stor (Christensen, 2011). 5.1 Risiko knyttet til atomkraft Alle atomkraftverk i Japan er designet for å tåle store jordskjelv. Fukushimaulykken har likevel vist at det alltid er en mulighet for at ting kommer ut av kontroll når en uforutsett hendelse inntreffer. I dette tilfellet er det ikke kjent at produksjonsenhetene ble skadet av selve jordskjelvet. Mer problematisk var det at veggene som skulle beskytte mot tsunamibølgen som fulgte, var designet for 6 meter høye bølger. Tsunamien viste seg å gi en 14 meter høy bølge. Dette førte igjen til at kjølesystemene ble slått ut under den kritiske nedkjølingen (Ministry of Economy, Trade and Industry, Government of Japan, 2011). Atomkraft kan sies å være en forholdsvis ren teknologi hvis man tenker på utslipp av CO 2 og andre skadelige klimagasser. Men skulle det skje en ulykke hvor man får lekkasje av radioaktivt materiale, kan dette potensielt gi alvorlige følger for nærliggende områder. Minst like kritisk er faren for spredning av radioaktivitet til mer fjerntliggende regioner. Etter Fukushimaulykken ble bruk av atomkraft igjen en høyst aktuell debatt i politikken verden over. Skepsisen til denne typen kraftproduksjon vokste i flere land. Som en direkte følge av denne ulykken erklærte regjeringen i Tyskland at de skulle fase ut alle sine atomkraftverk innen Samtidig ble det gjort klart at kraftproduksjonen skulle bli tatt over av annen energi fra andre kilder. Det er ennå ikke avklart om også Japan kommer til å gjennomføre slike omveltninger i sin energiproduksjon. Dette forventes å være avhengig av en rapport som blir offentliggjort i november inneværende år. Der skal det konkluderes om tsunamibølgen spilte en avgjørende rolle i ødeleggelsene av anleggene (The Economist, 2011). TPG Naturgass Side 11

16 5.2 Japan sin holdning til CO2-kutt I utgangspunktet har Japan sagt at de skal kutte CO 2 -utslippene med 25% innen 2020, drevet av en vekst i atomkraftsektoren (The Global Warming Policy Foundation, 2011). Ledere i Japan har den siste tiden kommunisert at de er usikre på om de kommer til å nå sine mål om CO 2 -kutt. Dette er mye på grunn av usikkerheten som råder rundt Japan sin fremtidige energipolitikk. Store kapitalkostnader og finansiell risiko knyttet til nye atomkraftprosjekter fikk Japanske ledere til å legge eksisterende planer på is. I dag er det kun 10 av 54 reaktorer som produserer, og kraftbehovet har det siste halvåret i hovedsak blitt dekket av kraftverk drevet på fossile brennstoff. Dette er i seg selv mye dyrere enn å bruke de allerede eksisterende kjernekraftverkene, da brennstoff- og driftskostnader er mye lavere for atomkraftverk (Nuclear Energy Agency, 2000). Importen av fossile brennstoff har økt og prisene øker da man må handle på spotmarkedet. I tillegg er Japan nødt til å betale for større CO 2 -kvoter, som følge av økte utslipp. Den politiske viljen til å oppfylle kravene satt i Kyotoavtalen ser ut til å ha blitt svekket den siste tiden. Samtidig viser andre store økonomier som USA og China liten vilje for å inngå slike klimaavtaler. Skulle Japan velge å holde seg til sine mål, vil utslipp av miljøgasser og kostnader knyttet til kjøp av kvoter være viktige faktorer for den fremtidige energipolitikken. I dag må mye av ressursene kjøpes på spot-markedet, men i lengden vil langsiktige og sikre kontrakter lønne seg. 5.3 Kortsiktige løsninger Utkobling av kjernekraft har tvunget de gjenværende operative kraftverkene til å produsere på full kapasitet. Selv da klarer de kun å dekke et minimum av etterspørselen for elektrisitet. Flere av atomkraftverkene har ikke vært i drift på mange år, samt at mange nå produserer selv om de skulle vært stengt av for vedlikehold (Argus Media Ltd, 2011). Allerede i forkant av naturkatastrofen hadde politikere og kraftselskaper som Tokyo Electric Power blitt kritisert for dristighet. Kritikken dreier seg rundt det å kjøre gamle kraftverk over vedlikeholds- og levetiden, i den hensikt å produsere billig strøm. De har også blitt anklaget for å ha forfalsket sikkerhetsrapporter knyttet til flere av sine atomkraftverk (The Economist, 2002). Man forventer nå at en overbelastning av kraftverkene over tid vil føre til flere uforutsette nedstenginger. Det er liten tvil om at dagens løsninger ikke kan holde strømproduksjonen oppe på lang sikt. En ustabil strømtilgang, samt usikkerhet rundt priser i kraftmarkedet, kan TPG Naturgass Side 12

17 hindre vekst og bedring i en allerede svekket økonomi. Mye tyder på at Japan er avhengig av en rask oppstart av sine avstengte kjernekraftverk, hvis man ikke ønsker å foreta seg omfattende utbygginger av andre typer kraftverk. Skulle man heller gå for en utbygging av nye kraftverk, er det forventet at LNG kommer til å spille en viktig rolle. 5.4 LNG sin posisjon i forhold til andre energikilder Generelle trender viser at naturgass dekker en stadig større andel av verdens energibehov (Guðmundsson, 2011). For Japan sin del vil gasskraftverk være det beste alternativet for atomkraftverk hvis man legger reduksjon av CO 2 -utslipp til grunn. Et typisk gasskraftverk produserer 0,35 kg CO 2 per kwh. Dette er omtrent tre ganger mindre enn et kullkraftverk, som produserer opp til 1,2 CO 2 per kwh (Berger, 2011). Oljefyrte kraftverk er sjeldne, og forventes å fases ut enda mer etter hvert som begrensede oljeressurser vil prioriteres i industriog transportsektoren. Samtidig har gasskraftverk vist seg å være mer fleksible med tanke på avstenginger og oppstarter, sammenliknet med kullkraftverk. Dette er en fordel, da etterspørsel etter strøm i Japan er varierende og sesongavhengig. Tokyo Electric Power produserte i fjor 60 GW i sommermånedene, sammenlignet med 45 GW som er regnet som normalnivået gjennom året (Capital Guardian, 2011) Man skulle forvente at fornybar energi kunne få et oppsving på grunn av behovet for nye energikilder. Dette er forholdsvis dyr teknologi, samt at man får lite energi ut av store investeringer på kort sikt. I tillegg er det behov for mer pålitelige energikilder som er uavhengige av sol og vind, og som kan levere større mengder energi på kort tid. I dag koster strøm fra solenergi 60 cent per kwh, mens det fra kjernekraft koster 6-8 cent. Japan ønsker riktignok å satse på fornybar energi. Et eksempel på dette er at man innen 2030 ønsker å kunne tilby solenergi for 10 cent per kwh, samt at det investeres store summer i offshore vindturbinprosjekter utenfor kysten av Fukushima (Harlan, 2011). Et annet viktig moment som må evalueres i denne sammenheng er hvilken forsyningssikkerhet de ulike ressursene har. Japan er i dag avhengige av å sikre langsiktige importavtaler med eksportører av både kull, olje og gass for å oppnå stabilitet og forutsigbarhet i det fremtidige Japanske kraftmarkedet. Japan er eksponert ovenfor flere eksportnasjoner, og jobben med å sikre fremtidige forsyninger er krevende (Harner, 2011). I neste kapittel vil vi se nærmere på hvordan LNG-markedet vil kunne utvikle seg på lang sikt sett i lys av følgene knyttet til naturkatastrofen i Japan. TPG Naturgass Side 13

18 6 Langsiktige konsekvenser av Fukushimaulykken I dette avsnittet vil vi behandle hvordan ulykken kan påvirke energisituasjonen i Japan og tilbudssiden i LNG-markedet på lengre sikt. Som nevnt tidligere er Japan kun 16% selvforsynt med energi (IEA 2010), og verdens største importør av LNG. 27% av strømproduksjonen kom fra atomkraft før ulykken. Totalt hadde atomanleggene en kapasitet på 47,5 GW (World Nuclear Association, 2011). I dag er noe av dette midlertidig tatt ut. I det jordskjelvutsatte Japan er det av stor interesse om et jordskjelv alene vil være i stand til å ødelegge et atomkraftverk. Man venter nå på en rapport som kommer ut i november som vil avsløre om en tsunamien var en nødvendig faktor for ødeleggelsene (The Economist, 2011). En konklusjon om at jordskjelvet alene var nok, vil høyst sannsynlig forsterke konsekvensene ulykken får for Japans energipolitikk på lengre sikt, og gjøre at atomkraftverk blir sett på som for usikre. Utregningene som ble gjort som bakgrunn for dette kapittelet finnes i kapittel 9, Vedlegg. 6.1 Japans energiplanlegging I utgangspunktet var det kun ventet en svak økning i Japans gassforbruk. Japans fødselsrate er synkende, og befolkningstallet toppet seg i 2004 på 127,8 millioner mennesker. Det har vært svakt synkende siden da. Totalt forbruk av naturgass har derimot steget i flere tiår frem til 2007, men har flatet ut de siste årene på rundt 105 GSm 3 5. EIA anslo i begynnelsen av 2011 en økning på 8,5 GSm 3 mellom 2008 og 2035 (EIA, 2011). Dette scenarioet legger da til grunn en økning i kraftsektorens forbruk fra 59 til 65 GSm 3 som følge av en økt bruk av gasskraft i energimiksen. Årlig vekst i elektrisitetsetterspørsel er estimert til kun 0,7% mellom 2007 og 2018 (FEPC, 2010). Dette vil si at den totale økningen i gassforbruk estimeres til beskjedne 0,3% i året frem til år 2030, dersom Fukushimaulykken ikke endrer Japans strategiske energiplanlegging. 6.2 Fukushimaulykkens påvirkning Fukushimaulykken ser ut til å dramatisk endre dette anslaget. I utgangspunktet skulle andelen atomkraft økes fra 30 til 50%, og 14 nye atomreaktorer skulle bygges. Etter ulykken har det derimot allerede kommet signaler om at denne politikken vil endres for eksempel statsminister Naoto Kans uttalelse om at de utbyggingen av de 14 nye reaktorene blir 5 I denne delen benyttes GSm 3 konsekvent for lettere å gjøre analyser og sammenlikninger. TPG Naturgass Side 14

19 suspendert (New York Times, 2011). Et annet eksempel er nedstengningen av et kjernekraftverk i Hamaoka like etterpå, som ligger over en jordskjelvutsatt linje. Allikevel har den politiske ledelsen signalisert at noe kjernekraft skal få overleve, og at energikonservering og fornybare energikilder vil dekke deler av den etterspørselen som kjernekraft i utgangspunktet skulle dekke (McGabe, 2011). Japans vannkraftproduksjon ligger i dag på rundt 10% av total strømproduksjon. Andre fornybare energikilder ligger enda lavere. HSBC anslår i en studie man kan utvide kapasiteten fra fornybare energikilder med inntil 3,5MW i året altså i et aller beste scenario. Japan regnes som et foregangsland i CO2-reduksjon i Asia. I tillegg eksisterer en høy bevissthet omkring klimatrusselen her. En fornying av Japans park av gamle oljefyrte kraftverk vil derfor ikke være sannsynlig. Med dagens elektrisitetsproduksjon og en oljepris på $100 per fat, ville merkostnaden i forhold til atomkraft dessuten vært på $46 milliarder i året (Miller, 2011). Japan er allerede verdens største importør av kull. En representant fra East-West Institute anslår at det ville tatt minst ti år og flere titalls milliarder dollar i året å erstatte den eksisterende kjernekraftkapasiteten med olje- og kullfyrt kraft. Økt klimabevissthet og signaler gitt i ettertid av ulykken tyder på at gasskraft må dekke mye av den kjernekraften som skal tas ut. Vi vil nå prøve å se hvilket utslag en endring i landets strategiske energiplanlegging vil ha på gassmarkedet i Japan og Asia. Som et eksempel tar vi utgangspunkt i at en del av kjernekraftkapasiteten må bli stående igjen. Noe kan erstattes med en økt satsning på fornybare energikilder, mens 50% av kapasiteten vil erstattes av gasskraft innen Vi antar videre at 27% av elektrisiteten som ble produsert kom fra kjernekraft den samme andelen som i Med Japans estimerte elektrisitetsforbruk i 2030 på 1100 TWh (0,7% økning i året) gir dette at 247 TWh med ny energi må produseres med gass. Videre kan vi anta en virkningsgrad på japanske kraftverk på 60% i 2030, og det betyr at 247 TWh med ny energi fra gass må forbrukes i landets kraftindustri. For å regne ut hvor store gassvolumer dette tilsvarer trenger vi nedre brennverdi, og Japan importerer såpass mye LNG at vi antar en høy brennverdi på gassen. Snittet i Japanske brennere er en GHV på 44MJ/Sm 3 (Pettersen, 2010), noe som tilsier en LHV på omtrent 40MJ/Sm 3. Resultatet blir da at hele 22,5 GSm 3 med nye leveranser av gass må ankomme Japan hvert år, altså en økning på 20% i prognostisert gassforbruk. Dette er den samme TPG Naturgass Side 15

20 økningen vi ser anslått for 2011 i kapittel 4, hvor gass har blitt brukt som en nødløsning på kort sikt. Gitt Japans totalforbruk av gass som tidligere var anslått til 111GSm 3 i 2030 er dette enorme volumer. Dette legger store føringer på ny infrastruktur i form av havnekapasitet, rørledninger og kystgående LNG-transportskip. Hvis vi gjentar øvelsen under et mer forsiktig scenario og antar at kun 30% av elektrisitetsproduksjonen som tidligere kom fra kjernekraft vil bli møtt med gasskraft, vil vi fortsatt få en total økning i gassforbruk på 12%. 6.3 Tilbudssiden i LNG-markedet Japan har 40 importterminaler for LNG, med en kapasitet på å ta imot 260 GSm 3 i året. Disse er i stor grad uskadd etter ulykken. Infrastrukturen til å ta imot og frakte gass rundt i landet ser ut til innen kort tid å fungere som normalt. Derimot kan det ligge utfordringer på tilbudssiden. Hvis man legger sammen totale gassvolum som Malaysia, Indonesia, Brunei og Australia eksporterte i 2009 og trekker fra volumene som Japan tok imot fra disse, får man et overskudd på ca. 24 GSm 3. Dersom 50% av kjernekraften skal dekkes med gasskraft, samt at Japan vil trenge 22,5 GSm 3 mer gass i året, vil de trenge nærmest all eksportkapasiteten til de fire landene som allerede leverer 65% av gassen deres. Dette er årsaken til de konsekvensene vi har sett på kort sikt, nemlig økte LNG-priser i Japan. Dette har ført med seg reruting av fleksible LNG-laster mot Asia 6, og dermed økte priser også i England og andre markeder. Eksportbufferen til produserende land blir lagt under press, og denne bufferen er en særdeles viktig faktor i gassprisen; en reduksjon av bufferkapasitet tilsier en økt etterspørsel og dermed høyere priser. Dette gjelder hovedsaklig i spotmarkedet. Dagens flyt av LNG i verdensmarkedet er vist i Figur 1. Vi vil nå ta for oss de landene som har stått for mesteparten av LNG-eksport til Japan, og analysere hva en økt gassetterspørsel i Japan vil ha å si for dem: Indonesia opplever en kraftig økning i gassetterspørsel innad i landet. I 2030 vil minkende reserver og økt lokal etterspørsel gjøre at færre store reserver blir funnet og produsert. Indonesia vil sannsynligvis ikke ha kapasitet til å eksportere noe som helst (Frost & Sullivan, 2011). Frost & Sullivan estimerer faktisk at landet vil være en nettoimportør av gass innen 2021, på grunn av et vanskelig forretningsklima og problemer med å tiltrekke seg investorer. 6 Noen forsendelser av LNG har fleksible kontrakter, slik at hvis de på vei til Indonesia kan selge til en høyere pris i Japan, har de lov til å rerute lasten til det mest lønnsomme markedet. TPG Naturgass Side 16

21 Malaysia venter en svak til middels økning i produksjon, men også i lokalt forbruk. Frost & Sullivan (2011) estimerer en økning i eksportvolum frem til 2020, hvor det skal nå 36,2 GSm 3. Basert på kjølingskapasitet, skal derimot kun 26 GSm 3 eksporteres som LNG eller 1,5 GSm 3 mer enn i Brunei vil eksportere mindre LNG i de neste årene. Økt konsum på rundt 4% i kraftsektoren i landet samt en statlig satsning på petrokjemiske produkter, vil spise opp den svake veksten som er anslått i gassproduksjon. Eksportvolumene vil holde seg relativt konstante til 2015 og deretter synke med 2,3% i året (Facts Global Energy, 2010), noe som gjør at eksport av LNG i 2030 ender på 6,8 GSm 3. I Australia ventes det en eksplosjon i produksjonsvolumer, da flere store felt vil komme i gang de neste 5 årene. Reuters anslår en dobling av LNG-eksport allerede i 2015, til 56 GSm 3, og store volumer er allerede kontraktsfestet til Japan. Endringen i tilbudssiden i sørøst-asia er oppsummert i Figur 9. En stor endring er at Indonesia høyst sannsynlig ikke vil være eksportør av LNG lenger, men dette vil gjøres opp for av Australias økte eksport. Gapet mellom eksport fra kilder i sørøst- Asia og forbruk i Japan blir allikevel betydelig større. Dette vil føre til at mer LNG må hentes fra kilder i Midtøsten, Russland, USA, Sør-Amerika og potensielt også Norge på sikt. Dessuten ventes en kraftig vekst i LNG-etterspørsel i Kina (Facts Global Energy, 2010), noe som vil forsterke effekten. TPG Naturgass Side 17

22 7 Konklusjon Naturkatastrofen som rammet Japan den 11.mars 2011 satte mye kraftproduksjon og infrastruktur ut av spill. Mottaksterminaler for LNG og gassbaserte kraftverk ble imidlertid skånet for store skader. Dermed ble LNG en god substitutt for spesielt kjernekraft. Landet økte etterspørselen av LNG og vil importere om lag 20% mer LNG i år sammenlignet med de seneste årene. Dermed har vi sett høyere priser, høyere aktivitet i spot-markedet og LNGskipninger fra lokasjoner som ikke har solgt til Japan på flere år. I tillegg har naturkatastrofen skapt politisk diskusjon rundt kjernekraft, og inntil videre er den planlagte ekspansjonen fra 30% til 50% atomkraft suspendert. Man venter en økning i fornybar energi og gasskraft, og en utfasning av atomkraft. I hvor stor grad atomkraft vil bli faset ut avhenger av resultater fra utredningene etter ulykken. Vi har estimert at dersom halvparten av dagens atomkraft blir faset ut, vil mengden av importert LNG øke forsiktig fremover mot Med antagelsene i vår analyse, vil det kreves 20% mer LNG i i 2030 enn EIAs prognoser fra Dette er grunnet miljøfordelene ved naturgass kontra olje, og begrensninger i mulighetene for utbygging av fornybar energi. Samtidig har vi sett signaler om generell motstand mot kjernekraft, men at landet ikke vil klare å stenge ned alle reaktorer. Videre har vi anslått at dette vil legge et press på LNG-markedene i verden på mellomlang og lang sikt, da flere av landene i Asia opplever nedgang i produksjonsrate. Svært lovende prospekter for Australia kan imidlertid vise seg å opprettholde eller øke tilbudet i markedet. Høy etterspørsel og betalingsvilje i Japan, og etterhvert også Indonesia som nettoimportør, vil kunne medføre stadig større volumer av LNG til Asia. Dette kan, i dagens integrerte gassmarked, påvirke handelsmønstre og priser globalt. TPG Naturgass Side 18

23 8 Bibliografi og referanser Argus Media Ltd. (2011, September 9). Japan's LNG demand set to rise. Berger, B. (2011, Oktober 20). Natural gas - a climate mitigation tool. NTNU. Bowden, J. (2011, May 24). Industrial Fuels and Power. Hentet October 2011, 2011 fra Coal demand boost as generators turn away from nuclear: BP. (2011). BP Statistical Review of World Energy, June London: British Petroleum. Capital Guardian. (2011). Update on the situation in Japan. Capital Group Institutional Investment Service. Christensen, A. (2011, Mars 16). forskning.no. Hentet fra Hvor farlig er kjernekraft?: Copeland, A. (2011). Goverment Address Australia. LNG Global Congress. London: Bureau of resource and energy economics. EIA. (2011, Mars 11). Energy Information Administration - Country Analysis Briefs Japan. Hentet Oktober 2011 fra EIA. (2011). International Energy Outlook U.S. Energy Information Agency. Engineer Live. (2011). Engineer Live. Hentet October 2011 fra Nuclear disater: Japanese utilities will increase demand for LNG by about 10 per cent: Engineer/Interview_Opinon/Nuclear_disater%3A_Japanese_utilities_will_increase_demand_f or_lng_by_about_10_per_cent/23387/ Fackler, M. (2011, May 10). New York Times Web Edition. Hentet September 2011 fra Facts Global Energy. (2010). Overview of Brunei s Gas Balance: Implications for LNG exports. Facts Global Energy. FEPC. (2010). Electricity Review Japan Tokyo: Federation of Electric Power Companies, Japan. Frost & Sullivan. (2011). Indonesia Oil & Gas sector outlook, Media Briefing, Oil and Gas sector. Jakarta: Slideshare. TPG Naturgass Side 19

24 Frost & Sullivan. (2011). Malaysia LNG outlook. LNG Carriers Conference (ss ). Seoul: Slideshare. Gazprom. (2011, 10 17). Gazprom. Hentet fra Gazprom: Global LNG. (2011, September). LNG Maarkets, Projects and Infrastructure. Argus Monthly. Guðmundsson, J. S. (2011, August 29). Natural Gas World-Wide. NTNU. Harlan, C. (2011, Mai 27). The Washington Post. Hentet fra Harner, S. (2011, Juni 17). Japan's Energy Dependence. Forbes. Hashimoto. (2011). Japanese expert outline LNG needs of quake-hit nation for the next year. LNG Journal. Hashimoto, H. (2011, June 24). Singapore International Energy Week. Hentet October 2011 fra LNG: A different world post-fukushima?: Hong, C. H. (2011, March 14). Platts. Hentet October 2011 fra JAPAN CRISIS: Asia's Q2 LNG demand to rise on nuclear outages: Hong, C. H. (2011, March 15). Platts Energy Week. Hentet October 2011 fra Japan earthquake seen boosting LNG prices: Isaksen, T. (2011). Shipping av LNG fra Melkøya. Hammerfest: Statoil. Ito, H. (2011). Natural Gas Analyst, IEA. Examining the forecast for the global demand and supply of gas - predictions for the gas-glut. London: LNG Global Congress. JEPIC. (2010, Mars 31). Japan Electric Power Information Center - Operating and Financial Data. Hentet Oktober 2011 fra Kidnay, A. J., Parrish, W. R., & McCartney, D. G. (2011). Fundamentals of Natural Gas Processing. New York: Taylor & Francis Group. Klare, M. T. (2011, June 6). Mother Jones. Hentet October 2011 fra TPG Naturgass Side 20

25 Knight, D. (2011, March 11). Knight s Christian Commentaries. Hentet October 2011 fra Maps and Informaton on the Earthquakes, Tsunami, Nuclear and Political Troubles of March-April 2011: McDonald, T. (2011, March 18). EBoom Finance. Hentet October 2011 fra Australia LNG Posied to Fill Japans Nuclear Power Void: McGabe, J. (2011, May 16). Will there be a renewable energy boom in Japan? Hentet October 20, 2011 fra Oilprice.com: Meyer, C. (2011). LNG in the Global Energy Mix. LNG Global Congress. London: Poten & Partners. Miller, R. (2011, April 8). Can Japan shut down its nuclear power plants? Hentet October 24, 2011 fra Scientific American: Ministry of Economy, Trade and Industry, Government of Japan. (2011). Japan s Nuclear Accident. New York Times. (2011). Japan to Cancel Plan to Build More Nuclear Plants. New York Times. Nuclear Energy Agency. (2000). Status Report on Nuclear Power Plant Life Management. Pettersen, J. (2010). LNG Technology. Compendium in TEP4185 (s. 5). Trondheim: NTNU, Department of Energy and Process Engineering. Rosenberg, M. (2000, Februar 14). About Geography. Hentet November 2011 fra Rühl, D. C. ( ). Chief Economist, BP. Examining the short and long term economic outlook and its likely impact on gas and supply demand. London: LNG Global Congress. Sethuraman, D. (2011, September 19). Bloomberg. Hentet October 2011 fra LNG Surges as Japan Vies With China, Exxon s Shipments Grow: 19/lng-price-boom-seen-as-japan-vies-with-china-while-exxon-s-shipments-grow Swanson School of Engineering. (2011, April 7). University of Pittsburgh. Hentet October 2011 fra Tabuchi, H. (2011, October 4). New York Times Web Edition. Hentet October 2011 fra TPG Naturgass Side 21

26 Tang, I. (2011, March 14). Platts. Hentet October 2011 fra The Economist. (2002, September 5). A critical mass of disgust? The Economist. The Economist. (2011, September 17). Hentet fra The Economist. (2011). Energy in Japan: Bright ideas are needed. Tokyo: The Economist. The Global Warming Policy Foundation. (2011, Oktober 20). Hentet fra targets.html The Japan Gas Association. (u.d.). Gas facts in Japan Hentet fra Tsukimori, O. (2011, October 7). Reuters Africa. Hentet October 2011 fra UPDATE 1-Japan's Kansai Elec imports Norway LNG for 1st time -source: Wallace, R. (2011, September 20). The Australian Web Edition. Hentet October 2011 fra Japan's energy loss, our LNG gain: Watkins, E. (2011, March 15). Penn Energy. Hentet October 2011 fra suppliers-of_lng_.QP dcmp=rss.page=1.html World Nuclear. (2011, Oktober 4). Nuclear Power in Japan. Hentet Oktober 2011 fra World Nuclear Association. (2011). Nuclear Power in Japan. Wright, C. (2011). LNG market Outlook, September. LNG Global Congress. London: Lloyd's List Intelligence. TPG Naturgass Side 22

27 9 Vedlegg Figure 1 Oversikt over global handel og flyt av LNG i Kilde: Ito (2011) Figure 2 Japans energimiks. Kilde: EIA (2011) TPG Naturgass Side 23

28 Figure 3 Forbruk og produksjon av naturgass i Japan. Kilde: EIA (2011) Figure 4 Japans importkilder for LNG. Kilde: FACTS Global Energy (2010) Figure 5 Globale prisdifferanser på LNG. Kilde: BP (2011) TPG Naturgass Side 24

29 Figure 6 Import av LNG til Asia. Kilde: Copeland (2011) Figure 7 Estimert LNG-produksjon. Kilde: Meyer (2011) Figure 8 Estimerte skifergassressurser. Kilde: Ito (2011) TPG Naturgass Side 25