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エネルギーと気候変動マーケット

Equinorは、北海のノルウェー地域の巨大なガス田であるJohan Sverdrup油田から生産をスケジュールより2か月先んじて開始しますが、開発および運用計画(PDO)の元来のコスト見積もりを400億ノルウェークローネ(40億ユーロ)下回りました。

Equinor(40%、オペレーター)、Lundin(22.6%)、Petro(17.4%)、Aker BP(11.6%)、Total(8.4%)が資金を提供するJohan Sverdrupは、ノルウェー大陸棚(NCS)における1980年代以降最大のフィールド開発であり、回収可能埋蔵量は2.7 Gboeと推定されています。この約95%はオイル、3%は乾燥ガス、残りはNGL(Natural Gas Liquids)です。最初の積み込みプログラムは2019年10月に開始されます。石油生産は2020年夏に440,000バレル/日まで増加し、2022年後半に第2フェーズが開始されると、さらに660,000バレル/日まで増加する見込みです。フルフィールド開発の価格は20米ドル/ bbl未満であり、第1フェーズ(2020年の夏)でプラトーに達した後、予想される運用コストは2米ドル/bbl(1.8ユーロ/ bbl)を下回ります。このフィールドは、50年以上にわたって運用される予定です。

World Nuclear Report 2019によると、中国は2018年に世界の原子力開発を主導しました。今年中に稼働した9基の原子炉のうち7基は中国にあり、他の2基はロシアにありました。中国の原子力発電は19%成長し、世界の原子力生産の2.4%の増加に貢献しました(中国がなければ、この成長は0.6%だったでしょう)。ただし、中国は、2020年の五か年計画で設定された58 GWの設置容量および30 GWが建設中という原子力目標は逃すでしょう(2016年12月以降、建設は開始されていません)。 2019年7月1日現在、中国には合計純容量44.5 GWの47基の原子炉が稼働中であり、合計8.8 GWの10基が建設中です。

2018年、世界の電力構成における原子力の割合は減少し続け、新設プロジェクトは遅れに直面しています。建設中の46基の原子炉のうち少なくとも27基が遅延し、11基は遅延の増加を報告しており、2018年に試運転予定の17基のうち9基のみが実際に電力系統に接続されていました。

サウジアラビアは、在庫を通常の水準に引き下げるために、OPEC加盟国および関連する石油生産者は2019年後半に生産削減計画を延長することを検討していると発表した。 アラブ首長国連邦沖の2人のサウジアラビア石油タンカーとサウジアラビアの石油施設に対する攻撃の後、2019年6月に緊張が高まる中、決定は下されるでしょう。

OPECと非OPECの石油生産者との間の最新の合意は、2018年12月に達成された。 世界の石油価格 カットはOPEC諸国(0.8 mb /日、イラン、リビア、ベネズエラは免除されている)とロシアなどの非OPEC諸国(0.4 mb /日)で共有されている。 OPECの生産の実際の減少の大部分は、イランとベネズエラの生産損失から来ています。

サウジアラビアは、2019年5月と6月に生産高9.8 Mb / dを維持する計画です。原油の生産と輸出の両方を削減するために、10.3 Mb / dという公約生産水準コミットメントを超える戦略を自発的に追求しています。

政策と規制

ドイツは、1990年と比較して2030年までに55%のGHG排出削減の達成を手助けする気候変動対策プログラム2030を採用しました。エネルギー部門では、2030年までに排出量を175から183 MtCO2の間まで削減する必要があり、そのために石炭火力を段階的に廃止し、再生可能発電を促進します。石炭火力発電所は、2030年までにわずか17 GWの電力しか生成しないようになり、2038年までにはオフラインになります。これを補うため、再生可能エネルギーは2030年の電力消費の65%を占め、現在の太陽光発電所への州の援助の52 GWの上限は撤廃されます。

欧州委員会(EC)は、エネルギー税指令(ETD)(2003/96/EC)は時代遅れであり、ECが発表した評価レポートによると、欧州連合のエネルギーおよび気候政策に沿っていないと考えています。

「ETD」は、モーターまたは暖房用燃料および電気として使用されるエネルギー製品の課税に関する規則を定めています。また、欧州連合におけるそのような製品の最低税率を管理しています。

ECはETDの評価を実施し、関連性、有効性、効率、一貫性、EU付加価値の基本原則に対する指令のパフォーマンスを調べました。 ECによると、現在の規則は、新しいEU規制の枠組みとエネルギーおよび気候政策の目標に貢献していません。 ECは、EDTでのオプションの免税の広範な使用を強調し、国の税率と最低税率との間にあまりにも大きな不一致をもたらしました。これは、単一市場の統一とエネルギー市場の自由化を損なうものです。同じ燃料に対する国税の非調和は、市場の歪みをもたらしました。その結果、特に加盟国間のフロンティア地域では、自動車燃料と暖房用燃料の消費の移転が目撃される可能性があります。

ドイツ経済エネルギー省は、「成長、構造変化および雇用」委員会の勧告を実行するために、石炭を段階的に廃止するという立法戦略を発表した。すなわち、石炭火力を2022年に30GW(15GWは亜炭火力)まで、2030年には17 GW(9 GW亜炭)まで削減し、 2038年には石炭火力発電容量をゼロにする。ドイツは現在、石炭火力発電容量として約41 GWを運用しているが、これは2018年において国の発電量の3分の1以上を供給している。

2019年5月、連邦政府は、石炭採掘地域に対する構造的資金計画の要点を承認し、2038年までに石炭からの撤退の影響を受けた地域に400億ユーロの財政支援を提供することにした。経済エネルギー省は現在、草案を作成中で、まもなく政府に提出され、石炭廃止法が年末までに採択されるだろう。

草案によれば、ドイツは石炭閉鎖補償金の入札を組織する予定である。石炭火力発電所の運営者は、閉鎖のための価格を入札し、CO2排出量あたりの最低費用を提供するものは補償金が授与される。

チェコ共和国、エストニア、ハンガリー、ポーランドがゼロ炭素排出量の具体的な日付の設定を拒否したため、欧州理事会は2050年までにカーボンニュートラルに関する画期的な合意に至ることができませんでした。 これらの4ヵ国はすべて火力発電に依存しています(2018年のチェコ共和国の電力構成の60%、ポーランドは89%、エストニアは94%、ハンガリーは47%、また原子力は49%)。 2050年までに火力発電を段階的に廃止することを約束することは、それらのエネルギーミックスの大幅な変化と多大な投資を意味します。ポーランドは、コストの「徹底的な分析」の前であるため、2050年までのカーボンニュートラルプランを拒否しました。合意の代わりに、ヨーロッパサミットの最終声明の脚注は、「加盟国の大多数にとって、気候の中立性は2050年までに達成されなければならない」と明記しています。交渉は2019年10月に再開される可能性があります。

ニュージーランドは、2050年までにカーボンニュートラルになるための法案を承認した(農業部門の温室効果ガス(GHG)排出量を除く)。 この法案はロードマップの作成を担当する気候変動委員会を設置し、5年ごとに更新される予定です。 この法案は依然として議会の承認を受けており、2019年末までに成立する可能性があります。

2016年に提出されたNDCでは、ニュージーランドはGHG排出量を2030年までに2005年レベルの30%以下に削減することを約束しています。 2017年の排出量(LULUCFなし)は36 MtCO2当量のCO2、28.3 MtCO2当量のCH4(2016)および9.49 MtCO2当量のN2O(2016)に達しました。 国の排出量の30%以上が家畜からの生物学的メタンから来ています。

予測

Carbon Tracker Initiative(UK)によると、2018年以降、メジャー石油およびガス会社は、約500億米ドルの新規投資を承認しましたが、これらは世界の気温上昇を1.5-2℃未満に抑えるというパリ協定の目標を国が順守した場合は、成功することはないでしょう。さらに210億米ドルのパリ協定に反するプロジェクト計画が、2019年末までに承認される予定です。

この500億米ドルは、最大+2˚Cの世界で財政的制約を受ける18の主要プロジェクトに相当します。報告書では、メジャーのプレイヤーが投資額の最大30%を目標と矛盾するプロジェクトに費やしており、1.6℃シナリオの下での実行可能なプロジェクトの推定しきい値であるバレルあたり40米ドルの原油価格を必要としていると示しています。取り残された資産のリスクが最も高いプレイヤーは、ExxonMobil、Shell、Total、Chevron、BP、およびEniです。

リストに挙げられたプロジェクトの中には、カナダでのエクソンモービルの26億米ドルのアスペン油砂プロジェクト、カナダでのシェルの130億米ドルのLNGプロジェクト、BPの43億米ドルのACG深海石油プロジェクト(アゼルバイジャン)、BPの13億米ドルのZinia 2深海石油プロジェクト(アンゴラ)があります。

インフラと投資

アイスランドの地熱開発会社Reykjavik Geothermalは、CorbettiとTulu Moye(エチオピア)の2つの500 MW地熱発電所の開発のために、2019年9月に探査掘削を開始する準備をしています。 このプロジェクトでは、約44億米ドルの投資が必要となり、1 GWの地熱発電容量が全国の電力網に追加されます。

2017年12月に、エチオピア電力(EEP)および財務経済協力省との間で、20億米ドルのTulu Moyeプロジェクトに関する電力購入契約(PPA)が締結されました。 実現可能性の研究のために2018年8月に開発庁が、それはまだ投資家がその可能性を最大限に引き出すことを要求しています。 Tulu Moye発電所は4段階で開発され、最初の50 MW(2億5千万米ドル)は2021年までに稼働を開始する予定です。

エチオピアの現在の総設備容量は4.3 GW、電化率はわずか49%です。 この国の推定地熱ポテンシャルは10 GWです。