[셰일가스 시리즈④] E&P(자원개발)를 시도하는 에너지기업들의 전략적 의미

E&P(자원개발)를 시도하는 에너지기업들의 전략적 의미

 셰일가스가 불러온 여파로 인해 전체 가스 시장의 밸류체인을 흔들었습니다. 이는 업스트림, 미드스트림, 파이프라인 회사와 가스 판매자와 트레이더 그리고 관련 시설 및 석유 화학 분야/등 업계 전반에 걸쳐 풍부한 기회를 보장하게 됩니다. 이번에는 자원개발과 관련된 회사를 살펴보며 그 의미를 찾아보겠습니다.

업스트림 회사는 자신의 입지를 강화하기 위해 여러 가지 전략적 행동을 고려해야 합니다. 시추할 가스가 건성(천연가스 중에서 유전과 관계 없는 지역에서 나오는 가스. 주성분은 메테인 CH4. 경제성이 낮음)인지 습성(석유계 천연가스라고도 하며, 휘발유 성분을 채취할 수 있다. 무거운 탄화수소를 많이 포함한다)인지 등의 지리적 요소를 비롯해, 시추할 지역에 가스가 얼마나 있는지, 혹은 개발을 해야 하는지 등을 고려해 자기 회사의 포트폴리오를 확인하고 재조정해야 하죠. LNG의 액화 및 재가스화, 미드스트림 수송 및 저장, 그리고 트레이딩 및 마케팅 기회 등을 포함한 밸류체인 전반에 대해 고려하는 것입니다. 또, 자신의 토지와 자산에 대한 현재와 미래 가격을 검토하여, 인수/합병 및 조인트벤처 전략을 논의할 수 있습니다. 이로 인해 결과적으로 회사는 린 시스템 기법(재고를 최소화하고 적시에 제품을 공급하는 토요타 자동차의 생산 방식)을 도입하고 새로운 시추 기법을 활용해 비용과 위험을 줄일 수 있게 됩니다.

또한, 어떤 회사들은 전세계, 특히, 호주와 유럽, 중국, 아르헨티나와 같이 잠재력 높은 나라에서 새로운 가스원 확장에 투자를 하고 있습니다. 포트폴리오 재조정의 일환이기도 한데, 한 예로 일부 기업은 건성 가스 가격이 떨어지고 있기 때문에, 우선 순위를 바꾸어 액체 성분이 풍부한 셰일을 개발하기 위해 움직이고 있습니다. 쉘과 노르웨이의 스타토일 등은 최근 낮은 가스 가격에 대한 대안으로 고부가가치의 액상을 포함하는 셰일에 집중하기 위해 투자방향을 변경한다고 말한 것도 이와 같은 맥락입니다.

에너지 회사는 또한, 밸류체인 전반에 걸쳐 자신의 분야를 확장할 수 있습니다. 셰일 생산이 발전함에 따라, 새로이 시추할 수 있는 지역 및 소비자 시장 개척을 하는데 있어서, 새로운 가스와 액체 생산의 기반시설을 마련하기 위한 기회가 생기고 있습니다. 예를 들어, 체서피크 에너지 회사는 업스트림 운영을 지원할 목적으로 두 개의 미드스트림 자회사를 설립하였습니다. 한편 전세계적으로, 최근 여러 국가에서 발견된 대규모 전통 가스 자원은 장거리 파이프라인 가스를 공유하고 있는 LNG 산업의 확대로 연결됩니다. 다국적석유 회사(IOCs)와 국영석유회사(NOCs)들은 LNG의 액화, 선적 및 재가스화를 위해 넓은 범위의 투자와 선택을 할 수 있습니다.

현재, 많은 국영석유회사들과 다국적석유회사들은 밸류체인의 업스트림, 미드스트림, 유통 및 마케팅 부분에 관심을 보이고 있습니다. 쉘과 쉐브론 등과 같은 다국적석유회사들은 LNG 액화 등의 자원개발부터 재가스화까지 부분적으로 통합하고 있습니다. 또, 많은 회사들이 현재의 상황에서 밸류체인을 확장하는 데까지 고려하고 있죠. 저장시설의 경우에는 원산지의 파이프라인 및 LNG 소스를 통해, 아비트리지 거래를 할 수 있는 기능을 제공하고 관련 거래 기회를 늘려 밸류체인을 만들 수 있습니다.

몇몇 회사는 또한, 가스 유통 및 마케팅, 다운스트림 활동을 검토하고 있습니다. 예를 들어, 영국의 다운스트림과 가정 연료 공급 서비스로 오랜 전통을 갖고 있는 센트리카라는 회사는 업스트림쪽으로 확장하기 위해 몇몇 기업을 인수했습니다. 북 아프리카와 이탈리아에서 에니라는 석유회사는 해당 지역에서 밸류체인 전반을 운영하고 있습니다.

셰일가스가 부각될수록 다국적기업들은, 인수/합병과 조인트벤처의 설립을 촉진하고 시장의 통합에 속도를 내고 있죠. 미국의 다국적석유회사들을 예를 들면, 2000년 말부터 비전통 가스를 생산하는 기업들로부터 적극적으로 시설과 노하우를 인수하고 있습니다. 이를 잘 설명해줄 수 있는 것이 바로 엑슨모빌이 비전통 가스를 생산하는 XTO를 410억 달러에 인수한 것을 들 수 있죠.

2009년에는 국영석유회사들도 국내 시장에 전문 지식을 전수하고 국가에너지 안보를 보장하기 위해 셰일가스 시장에 뛰어들었습니다. PTT Exploration&Production사는 스타토일사가 갖고 있는 캐나다의 오일샌드의 지분을 23억 달러에 사들였습니다. 셰일가스 사업자들 또한 이익과 성장을 위해 협력하고 있습니다. 2010년에 Pioneer Natural Resources사는 인도의 Reliance Industry사의 지분 45%를 13억 달러에 사들임으로써 조인트 벤처를 설립하고 Eagle Ford 분지(텍사스의 셰일가스가 많이 매장된 지역)를 개발할 예정입니다.

미국에서 생산되는 셰일가스 가격이 저렴하기 때문에 자금동원력이 풍부한 사업자들과 투자할 여력이 별로 없는 사업자들간의 상호작용(인수 등)이 활발하게 발생하고 있습니다. 국영석유회사들과 다국적석유회사들, 그리고 상대적으로 자금이 풍부하고 기술이 많은 탐사회사들 뿐만 아니라, 사모펀드에 의해 운용되는 사업자들까지 인수합병에 관심이 많죠. 예를 들어 KKR은 최근 셰일가스 및 셰일가스가 나올 것으로 예상되는 지역에 투자하고 있습니다. 에너지 업체들과 사모펀드 모두 장기적으로 가스가격 형성과 위험 요인에 대한 안목을 갖춰야 할 것입니다.

미국의 탐사회사들은 또한 단기적으로는 헨리허브의 기준보다 비용을 낮추기 위해 노력하고 있습니다. 장기적으로는 그들은 경쟁력을 갖추기 위해 효율적인 방법을 찾아야 합니다. EIA데이터에 기반해 작성된 베인社의 원유가스 시추 관련 보고서를 보시면, 배럴당 가격이 57% 하락했다고 나옵니다. 셰일가스도 똑같습니다. 시추정에서 더 많이 셰일층을 깨고 들어갈수록 생산성이 더 높아질 것이고, 이는 트렌드가 될 것입니다.

그러나 고도의 시추작업을 할 때 효율성이 낮아질 수 있다는 셰일가스의 비경제성도 간과해서는 안됩니다. 천연가스는 지표면에 위치해있는 경우가 많으나 셰일가스는 이보다 깊은 곳에 위치해 있으므로 광범위한 지역을 탐사해야 하며, 탐사드릴을 여기저기 꽂아봐야 합니다. 또 마무리 작업 및 셰일가스층의 구조 등 전통적인 가스 생산방식과는 다릅니다.

이런 이유로 셰일가스 생산은 린 식스 시그마(식스 시그마의 간단한 버전으로 토요타의 ‘린 시스템’과 모토롤라의 ‘식스시그마’의 장점을 합친 기법) 기법에 적합합니다. 린 식스 시그마는 생산 전반에 걸쳐 소요되는 비용을 최적화해주고, 재고를 줄이고, 설비 이용법을 개선해주며, 탐사를 위한 이동을 효율적으로 만들어주는 기법이죠. 탈리스만 에너지와 엔카나라는 에너지 기업은 적용하고 있다고 밝힌 바 있으며, 쉐브론도 원유를 생산할 때 이 기법을 도입하고 있습니다.

맺으며

 셰일가스로 인해 가스와 관련된 역학관계가 바뀌고 있고, 많은 투자전략이 만들어지고 있습니다. 예를 들어 미국이 가스가 부족할 것이라고 예상하고 LNG 시설에 과도하게 투자했던 사례들은 골칫덩어리가 됐습니다. 낮은 가격의 풍부한 셰일가스의 패러다임으로 인해 전세계 밸류체인이 변하고 있습니다. 요동치는 시장 안에서 승자가 될 수 있고 패자도 될 수 있죠. 가스 시장의 변화는 금융 포트폴리오, 기술 전략, 가스 인프라에 대한 투자계획, 복수사업자에 대한 참여 유도 등 많은 분야를 바꾸고 있습니다. 먼저 뛰어들어 다양한 시나리오를 검토하고 다양한 전략을 짜는 사업자들은 셰일가스라는 신세계에서 우월한 입지를 점한 후 이기려고 안간힘을 쓸 것입니다.

How shale tilts the scale ④

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

Strategic implications for exploration and production players

The market disruptions caused by shale have shaken up the entire gas value chain. These changes offer rich opportunities for players across the industry—including upstream, midstream and pipeline developers; gas marketers and traders; utilities; and petrochemicals /Here, we focus on the implications for exploration and production players.

Upstream players should consider multiple strategic actions to improve their positions. They could rebalance their portfolios across several dimensions: geography, the type of gas drilled for (dry versus wet) and the maturity of the assets (producing versus unproven). They could consider expanding across the value chain, including LNG liquefaction and re-gasification, midstream transportation and storage, and trading and marketing opportunities. They could revisit consolidation and other M&A and JV strategies in light of current and future prices of land and assets. Finally, players could also adopt lean manufacturing techniques to lower costs and reduce the risks of their unconventional drilling activities.

Companies are also investing in organic expansion into unconventional gas sources around the world, especially in high-potential countries like Australia and portions of Europe, China and Argentina. As another example of portfolio rebalancing, some companies are shifting their priorities to develop liquid-rich shale since dry gas prices are dropping. Shell and Norway’s Statoil have both recently said they will shift investment from their shale gas properties to focus on liquid-rich shales that contain higher-value liquids, as a hedge against depressed gas prices.

Energy companies can also expand their position across the value chain. As shale production evolves, there will be regional opportunities for new gas and liquids infrastructure in new supply basins and end-use markets. For example, Chesapeake Energy formed two midstream subsidiaries that acquire and develop midstream assets to support its upstream operations. Globally, the recent discoveries of large conventional gas resources in several countries are leading to an expansion of the LNG industry, which is taking share from long-haul pipeline gas. Independent oil companies (IOCs) and national oil companies (NOCs) have a broad set of investment opportunities and choices in LNG liquefaction, shipping and re-gasification.

Currently, many NOCs and IOCs are focused in the upstream, midstream or distribution and marketing portions of the value chain. Several of the IOCs, such as Shell and Chevron, are partially integrated—from exploration and production through LNG liquefaction to re-gasification. Many players are examining and making moves to expand across the value chain from their current positions. Storage can become a value position in the chain, offering the ability to arbitrage across indigenous pipeline and LNG sources in some cases and creating related trading opportunities.

Some companies are also exploring downstream moves into gas distribution and marketing. Centrica, for example, with a long heritage of downstream and home energy services in the UK, has made several acquisitions to expand its upstream positions. In North Africa and Italy, Eni is integrated across the region, with operations throughout the entire chain.

The rise of shale gas, the challenges IOCs face accessing new supplies and commodity price movements are all fueling M&A and JV activities and may further accelerate consolidation in some markets. Since the late 2000s, IOCs in the US, for example, have been aggressively acquiring assets and know-how from the independents that largely created the unconventional play. One prominent example is ExxonMobil’s $41 billion takeover of leading unconventional independent XTO

Energy in 2009. NOCs have also entered the shale gas market, looking to gain expertise that they can repatriate to their domestic markets and secure access to resources to meet national fuel security agendas. PTT Exploration and Production purchased statoil’s Canadian oil sands stake for $2.3 billion. Shale gas operators are also partnering for cash and growth: Pioneer Natural Resources formed a JV with Reliance Industries of India, gaining 45% share in the company in exchange for $1.3 billion in cash to finance development in the Eagle Ford basin in 2010.

The low price of gas in the US is another factor that is likely to boost the number of transactions between players with stronger balance sheets and those with less-robust cash positions. Players in this consolidation may include not only NOCs, IOCs and the larger independent E&P players, but private equity players, too. For example, KKR recently invested in shale gas development and prospective acreage. Both E&P and private equity players willing to make those bets will need a positive view of long-term gas market pricing and other risk factors.

E&P players in the US are also looking to reduce their costs in the short term, which for many are greater than Henry Hub prices. Over the long term, they will need to create more efficient operations to gain competitive advantage. Bain’s analysis of traditional oil and gas drilling, based on EIA data, indicates a 57% cost decrease per barrel with each cumulative doubling of drill well activity. Similar learning-curve benefits are apparent in shale gas extraction, as longer wells, more frac stages per well and more productive wells become the trend.

Yet, we are also seeing some diseconomies of scale in shale, where costs become less efficient at much higher levels of drilling, midstream and other activities required to successfully operate in shale. Shale production differs from conventional production in terms of the breadth of highly local activity, the frequency and number of functional handoffs and the extent of drilling, completion, pad and midstream designs.

For these reasons, we believe shale production lends itself to approaches that consider the entire value chain, such as Lean Six Sigma, which optimizes end-to-end manufacturing costs, reduces inventory, improves equipment utilization, makes functional handoffs more efficient and reduces overall costs. Talisman Energy and Encana have said they are applying these principles to shale production, and Chevron is bringing them to its oilfield operations.

Conclusion

Shale gas is changing the dynamics of the gas world, and with it, the assumptions that underlie many investment strategies. For example, prior investments predicated on a view of gas shortfalls in the US that led to LNG import facilities have since become stranded. The new paradigm of abundant low-cost gas from shale and other sources presents tremendous opportunities across the global upstream value chain. As in all turbulent markets, there will be winners and losers. Gas market changes will affect asset portfolio mix, operational and technology strategies, gas infrastructure investment plans and a multitude of other value chain participation choices. Players that proactively consider the affects of broadly different scenarios and their implications, and adjust their assumptions and strategic plans accordingly, will be better placed to win in this new world.