[셰일가스 시리즈①] 급부상하는 셰일가스! 에너지 업계에 어떤 영향을 미칠 것인가

셰일가스가 어떤 영향을 미칠 것인가?

 셰일가스가 북미 에너지 산업의 양상을 바꾸어 놓고 있습니다. 뿐만 아니라 전 세계의 에너지 시장도 변화시키고 있습니다. 바로 몇 년 전만해도 MMBtu(Million Metric British Thermal Unit: 국제 LNG 열량단위)당 10달러에서 13달러 사이를 오가던 북미시장의 천연가스 가격은 매장량이 풍부하고 채굴비용이 낮은 셰일가스 덕분에 이제 2달러에서 2.5달러 사이를 오르내리고 있죠. 셰일가스 열풍은 북미대륙을 더 이상 가스수입에 의존하지 않아도 되는 가스의 천국으로 바꿔놓았습니다. 덕분에 미국 해안으로 향하던 LNG선박들은 이제 새로운 시장을 찾아 헤매야 합니다. 중국과 남미, 유럽에 많이 매장돼있고, 호주와 아프리카에서 개발되기 시작한 셰일가스는 일본 후쿠시마 원전사태 등 여러 이슈들과 맞물려 세계 에너지 시장의 불확실성을 키우고 있습니다.

지역에 관계 없이 세계의 모든 에너지 기업들은 이제 ‘자국의 가스자원, 수입되는 LNG, 전통적인 가격산정 방식 등 세가지 요소를 어떻게 조율할 것인가?’라는 새로운 질문들에 직면하게 되었습니다. 이 밖에도 질문들이 많아지고 있습니다. 미국의 셰일가스로 인해 유럽 및 아시아태평양 국가들, 전 세계가 영향을 받을 것인가?’ 아시아, 유럽, 북미 등 메이저 시장의 가격이 연동된, 진정한 의미의 글로벌 시장이 열릴 것인가?, 지역별로 자원의 분포와 시장 성향이 다르다는 것을 감안할 때 현존하는 자원과 아직 발견되지 않은 자원 사이에서 어떤 포트폴리오를 준비해야 할까? 이런 것들 이외에도 새로운 인프라에 대한 필요성이 늘고 밸류체인이 변하고 있다는 것도 에너지회사들의 고민입니다. LNG 관련 시설을 건설할 것인가 말 것인가? 마케팅과 트레이딩 조직을 확장해야 할 것인가 말아야 할 것인가? 또한 이와 관련해 조인트벤처를 세울 때, 밸류체인 상의 변화나 기술 및 자원에 대한 접근은 어떻게 해야 하나?

미국에서 활동하는 셰일가스 채굴/생산 회사들은 또 다른 딜레마에 빠져 있습니다. 그것은 장기적으로 봤을 때 경쟁우위를 지속적으로 확보하면서도 단기적으로는 시장에서 어떻게 하면 그들의 생산 프로세스를 가장 효율적으로 최적화할 것인지에 대한 문제죠. 그들은 또한 특히 수출 허용량에 대한 미국정부의 정책결정이 천연가스의 시장수요와 가격, 그리고 그들의 투자수준을 결정하는 데 있어 어떤 영향을 미칠지도 고려해야 하죠.

북미의 풍부한 셰일가스 매장량은 여러가지로 엄청난 결과를 불러일으켰습니다. 현재수준의 소비량이 유지된다고 할 때, 북미는 아마도 다음 세기까지는 알래스카나 캐나다, 그 밖의 기타 다른 지역으로부터 파이프라인으로 수송되는 가스자원이 필요치 않을 겁니다. 미국의 관심은 이제 가스를 수입하던 일에서 수출하는 쪽으로 옮겨졌고, 그렇게 되기를 무척 바라고 있습니다. 미국의 연방에너지규제위원회(FERC : Federal Energy Regulation Commission)의 2012년 3월 보고서에 따르면, 북미 다섯 개의 시설 운영자들이 가스 수출시설을 건설할 계획이고, 또 다른 여섯 개의 시설운영자들도 수출에 적당한 시설을 갖출 장소를 찾았다고 합니다.

그러나 미국의 셰일가스가 기존 LNG시장을 대체할 수 있을지 여부는 아직 큰 의문으로 남아있습니다. 미국이 증가하는 가스공급을 수용하기 위해선 기존의 석탄발전시설을 가스발전시설로 대체함으로써 자국의 수요를 키워야겠죠. 만약 현재 수준의 배기가스 규제가 엄격하게 시행되거나 또는 더욱 강화된다거나, 또는 발전사업자들에 대한 탄소세가 신설돼 적용된다면, 가스가 가장 큰 발전연료인 석탄을 대체하는 수준까지 가속이 붙을 것입니다. 또한 천연가스 차량의 보급을 확대하거나 디젤연료를 생산하는 데 있어 가스액화기술을 사용토록 장려하는 것도 미국이 자국의 가스사용을 증가시킬 수 있는 또 다른 기회가 될 것입니다.

이와 관련해서 한가지 더 생각해보자면, 가스, 석유화학제품, 철강, 시멘트 생산자들로부터 장기적인 투자를 이끌어 낼 수 있는 안정적이면서 합리적인 가격정책 체계를 어떻게 만들 것인가도 생각해봐야 하겠죠. 생산자의 관심사라면, 현재 가스 가격이 MMBtu당 5~6불로 높아지기를 원하는 것일지도 모릅니다. 이 가격이라면 건성 가스(천연가스 중에서 유전과 관계 없는 지역에서 나오는 가스. 주성분은 메테인 CH4. 경제성이 낮음)를 경제적으로 시추하는 것이 가능해지고, 미국의 가스 소비를 근본적으로 바꿀 수 있는 안정적인 공급이 가능할 것입니다. 그렇게 하려면 정책상 불확실한 부분들이 해결돼야 합니다. 미국 에너지부와 연방에너지규제위원회가 천연가스를 수출할 것인지, 한다면 어느 정도 할 것인지 결정해야 한다는 것이죠. 또 중요한 것은 미국 정부가 가스자동차 기술, 가스에서 액체로 변환하는 기술을 지원할 것인지, 다른 수요를 창출할 수 있는지도 결정되어야 할 중요한 문제입니다.

How shale tilts the scale ①

Written by Andy Steinhubl / Julian Critchlow / J. Sharad Apte

 Intro

In relatively short order, the proliferation of unconventional gas has altered the North American energy landscape. Now, coupled with substantial major new gas discoveries elsewhere, it is shifting energy dynamics across the globe. North American natural gas prices now hover between $2/MMBtu and $2.50/MMBtu, down from highs in the $10/MMBtu to $13/MMBtu range just a few years ago—thanks to the low cost of extraction and sheer abundance of shale gas. The “Shale Gale” has turned North America into a “gas island” that is no longer dependent on gas imports, forcing LNG once destined for US shores to find new markets. This new supply—combined with other trends, such as the emerging potential of shale gas in China, Latin America and portions of Europe; the discovery of large gas resources in Australia and Africa; and the Fukushima disaster—has added tremendous uncertainty to the global energy picture.

Energy players in every region now face new questions about shale and other indigenous gas sources, imported LNG, pipeline-imported sources of gas supply and the historical pricing patterns and relationships across all three. Will the dynamics of shale gas in the US cascade across the world and affect Europe and Asia-Pacific? Will we see a truly global market for gas, with prices linked across the major market regions of Asia, Europe and North America? In light of regional resource variations and market trends, what is the right portfolio balance across different geographies and between existing and unproved assets? Additionally, the need for new infrastructure and other changes across the value chain raises more questions for energy companies, including whether to build LNG and midstream infrastructure and whether to expand marketing and trading activities. And related to this, how should joint ventures (JVs) be used to gain access to resources and skills or move across the value chain?

Exploration and production players operating in the US face additional dilemmas, including how to adapt their production processes to deliver shale gas cost-effectively in a saturated near-term market while developing competitive advantage for the longer term. They will also need to understand how policy decisions—particularly whether and how much gas will be permitted to be exported—will affect the demand for and price of natural gas and their implications for investment levels.

In North America, the abundance of shale gas has caused several dramatic effects. Given current consumption levels, North America will not require pipelined gas from Alaska, Canada or anywhere else until the next century. Focus in the US has shifted from importing gas to exporting it—and the fervor is building. The Federal Energy Regulatory Commission (FERC) reported that, as of March 2012, five facility operators in North America have proposed gas export facilities and another six have identified sites with the potential to export.

But whether US shale gas finds its way into the LNG market in any meaningful quantity remains a big question. One way for the US to absorb increasing gas supplies is to spur domestic demand by replacing thermal coal generation with gas-fired generation. If current emission constraints are strictly enforced or strengthened or a carbon tax is established and levied against power producers, it would accelerate the rate at which gas displaces coal, the largest single source of fuel for power generation today. Other opportunities to increase domestic gas usage include promoting natural gas vehicles or gas-to-liquids conversion methods for producing diesel fuel.

A closely related issue is how the oil and gas industry can create stable supply and rational pricing models that encourage long-term investment by industrial users of gas, including petrochemicals, steel and cement producers. For producers, that would require a move away from the current pricing of gas as a by-product to higher pricing levels in the range of $5/MMBtu to $6/MMBtu. This would enable economical drilling for dry gas, creating a more stable supply and encouraging a fundamental change in US industrial gas consumption. For that to happen, several policy uncertainties would need to be addressed in the US, most important, whether and to what degree the Department of Energy and FERC will allow exports of natural gas. Another important policy question is whether the government will offer support or subsidies for gas-powered vehicles and gas-to-liquids conversion technologies or stimulate other “new demand” markets.