米国の天然ガス

天然ガス生産量（1973～2022年）
米国の天然ガスの月間生産量、輸入量、輸出量
2016年6月時点で発見されたシェールガス鉱床
州別天然ガス生産量

天然ガスは2016年に米国最大のエネルギー生産源であり、国内の総エネルギー生産量の33％を占めました。[1]天然ガスは2015年7月以来、米国で最大の発電源となっています。

2012年に米国は25.3兆立方フィートの市販天然ガスを生産し、平均坑口価格は1000立方フィートあたり2.66ドルで、坑口価格の総額は673億ドルでした。[2] 2013年、米国は30.0兆立方フィート（TCF）の市販ガスを生産しました。[3] 2013年の米国のガス生産量上位地域はテキサス州で、7,545億立方フィート（BCF）を生産し、ペンシルベニア州（3,259 BCF）、ルイジアナ州（2,407 BCF）がこれに続きました。[4]米国の天然ガス生産量は2011年から2015年まで毎年過去最高を記録しました。2015年に市場に流通した天然ガスの生産量は28.8兆立方フィートで、2014年比5.4％増、2005年の生産量18.9兆立方フィートから52％増加しました。[5]天然ガス産業には、天然ガスおよび天然ガス液の探査、生産、処理、輸送、貯蔵、販売が含まれます。[6]天然ガスと石油の探査と生産は1つの産業を形成し、多くの油井が石油とガスの両方を生産しています。

供給量が多いため、米国では天然ガスの消費者価格はヨーロッパや日本よりも大幅に低くなっています。[7]天然ガスの低価格と、石炭に比べて炭素排出量が少ないことが相まって、天然ガスによる電力の急速な成長を促進しました。

2005年から2014年の間に、米国の天然ガス液（NGL）の生産量は、2005年の1日あたり174万バレルから2014年の1日あたり296万バレルへと70％増加しました。

米国は天然ガスの生産では世界をリードしているが、天然ガスの確認埋蔵量ではロシア、イラン、カタール、トルクメニスタンに次いで5位に過ぎない。

業界構造

米国の石油・ガス産業は、非公式には「上流」（探査・生産）、「中流」（輸送・精製）、「下流」（流通・販売）に分けられることが多い。石油と天然ガスは上流（探査・生産）という共通のセクターを共有しているが、中流と下流はほぼ別個のセクターである。米国の大手石油会社はすべて石油とガスの両方を生産している。しかし、石油とガスの生産量は国によって大きく異なる。2009年の米国における天然ガス生産上位10社のうち、石油生産上位10社にもランクインしていたのはわずか3社（BP、コノコフィリップス、XTO）であった。

2009年の米国における天然ガス生産量上位国

ランク 会社 10億立方フィート/年
1 BP 907
2 XTOエナジー 855
3 コノコフィリップス 850
4 チェサピーク・エナジー 835
5 アナダルコ・ペトロリアム 817
6 デボン・エナジー 743
7 エンカナ 590
8 エクソンモービル 566
9 ウィリアムズ・カンパニーズ 435
10 EOGリソース 422
2009年の年間自家生産量。出典: [8]

2009年には、上位10社が所有する生産量は米国の天然ガス総生産量の31%でした。[8]

探検

2010年には、主にガスを生産する16,696本の井戸が掘削・完成しました。これは、主に石油を生産する井戸（15,753本）をわずかに上回っています。多くの井戸が石油とガスの両方を生産し、2013年には米国のガス生産量の18%を石油井戸が生産しました。ガス井戸のうち、1,105本は探査井、15,591本は開発井でした。[9]

かつては、稼働中のガス掘削リグの数は、近い将来のガス生産量の信頼できる先行指標と考えられていた。2013年時点で、稼働中のガス掘削リグの平均数は、2010年（942基）から2014年（332基）まで4年連続で減少しており、65％の減少となっている。一方で、同期間のガス生産量は、2010年の21.3兆立方フィート（TCF）から2014年の25.7兆立方フィート（TCF）へと毎年増加しており、21％の増加となっている。残存確認埋蔵量は全体で、2013年の301TCFから2013年には338TCFへと11％増加している。掘削リグの減少にもかかわらずガス生産量が増加している理由は、掘削効率の向上とシェールガス井の生産性の向上によるものと説明されている。[10]

生産

井戸タイプ別年間ガス生産量（2002-2018年）[11]
  シェールガス井
  コールベッドウェルズ
  ガス井戸
  油井
天然ガス生産量（油田別）
2013年の米国における主要ガス田生産量[12]
ランク 分野 州 発見の年 10億立方フィート/年
1 マーセラス頁岩 ペンシルベニア州とウェストバージニア州 2008 2,836
2 ニューアーク・イースト・バーネット・シェール テキサス 1981 1,952
3 ヘインズビル頁岩 ルイジアナ州とテキサス州 2008 1,426
4 イーグルフォード層 テキサス 1962 1,112
5 フェイエットビル頁岩 アーカンソー州 2005 1,025
6 サンファン盆地 ニューメキシコ州とコロラド州 1927 1,025
7 カルタゴ テキサス 1936 653
8 パインデールガス田 ワイオミング州 1955 568
9 スプラベリー テキサス 1949 307
10 ワッテンベルクガス田 コロラド州 1970 305

米国エネルギー情報局は、従来の油井とガス井、炭層メタン井、シェールガス井など、井戸の種類別に天然ガスの年間生産量を集計して公表している。[11]

IEAが2018年から2022年にかけて米国で使用されているガスの供給源を示したグラフ

石油とガス

ほとんどの油田はガスも生産しており、ガスも石油と同様に生産していますが、石油とガスの比率は大きく異なります。石油生産のために開発された油田では、天然ガスは随伴ガスと呼ばれる未精製の状態です。「ドライガス」油田と呼ばれる一部の油田では、ガスのみが生産されます。米国のガス生産量上位10油田のうち、イーグルフォード油田だけが油田としても上位10油田に入っています。近年、従来型ガス井に分類される油井の数は、シェールガス井に置き換えられているため減少しています。[11]

油井から発生する随伴ガスは、他の天然ガス源と同様に利用されるか、貯蔵や石油生産量の増加のために再注入されることがあります。場合によっては、油井事業者が随伴ガスを廃棄物として指定することもあり、また、地域の規制に応じて、大量の随伴ガスが意図的に放出または燃焼されることもあります。[13]

2025年には、米国のドライナチュラルガス生産量は、パーミアン、アパラチア、ヘインズビル地域における継続的な成長に牽引され、年間平均1052億立方フィート/日という過去最高に達すると予測されています。この増加は、記録的なLNG輸出を支え、堅調な国内需要を満たしています。[14] [15]

炭層メタン

米国の炭層メタン生産量は2008年に1.97 TCFでピークに達し、米国の天然ガス生産量の7.8%を占めました。2018年までに炭層メタン生産量は0.95 TCFに減少しました。[11]

シェールガス

2000年以降、シェールガスは米国における主要な天然ガス源となっています。生産量は2007年から2018年にかけて10倍以上に増加し、シェールガスは23.6 TCF（米国の天然ガス生産量の63%）を占め、その後も増加を続けています。[11]

ガソリン価格

天然ガス価格
  居住の
  コマーシャル
  産業
  発電
  輸出価格
1998年から2015年までの米国における石油と天然ガスの100万BTUあたりの価格
2021年2月17日、テキサス州の電力危機により天然ガス価格は23.86ドルに急騰した。[16]
2003年2月にも、供給不足により天然ガス価格が同様に急騰した。[17]

天然ガスの生産者価格として最もよく引用されるのは、ルイジアナ州を基準とするヘンリーハブ価格であり、これはNYMEXで先物取引されている。

1バレルの石油は燃焼時に約580万BTUを放出するため、580万立方フィートのガス（標準値1立方フィートあたり1000BTU）は石油1バレルとほぼ同じエネルギーを放出します。エネルギー計算の目的で、580万BTUを含むガスを「石油換算バレル」と定義する場合もあります。[18]しかし、石油・ガス業界では、埋蔵量や生産量を説明する際に、600万立方フィートのガス（天然ガスの場合は600万BTU）を石油換算バレルと等価とすることが多いです。[19]

1990年代に天然ガス価格が自由化されて以来、天然ガス価格は石油価格とほぼ同水準で推移しており、BTUベースでは石油価格の方が割高となる傾向にあります。しかし、2000年代後半以降、北米における天然ガスの豊富さから、天然ガス由来のエネルギー単位あたりの価格は石油由来のエネルギー価格を大幅に下回るようになりました。

パイプライン

米国の天然ガスインフラ

石油と天然ガスは地表に引き上げられると、通常は坑口で分離され、その後、石油と天然ガスは別々に処理されます。ガスは集積システムを通ってパイプラインに流れ込み、ガス処理プラントへと送られます。2014年時点で、アメリカ合衆国には州間天然ガスパイプラインの総延長が189,000マイル（約30万キロメートル）ありました[20]。

処理

米国の天然ガス処理プラントの容量と稼働率（2017年）
2014 年に米国で生産された天然ガス総量（総取水量）の処分。米国 EIA のデータ。

天然ガスには様々な化学成分が含まれており、パイプラインの品質を一定に保つためには、これらを除去するか、他のガスで希釈する必要があります。パイプラインガスの規格はパイプラインごとに異なりますが、一般的には、硫化水素（毒性物質）がほとんど含まれず、二酸化炭素含有量は数%未満（二酸化炭素は水と反応して炭酸ガスを形成し、鉄鋼管を腐食させる）、英国熱量単位（BTU）が900以上である必要があります。消費者に供給される天然ガスのBTU含有量は通常、1立方フィートあたり約1020～1050で、純粋なメタン（1010 BTU）よりもわずかに高くなっています。[21]

液体

天然ガスは主にメタンで構成されていますが、長鎖炭化水素を含むことも少なくありません。ヘキサン（各分子は6つの炭素原子を含む単純な鎖であるため、C6と呼ばれます）およびより重質の炭化水素化合物は、通常、坑口でガスから分離（「凝縮」）されます。この混合物はコンデンセートと呼ばれ、通常は石油生産量として報告され、石油と同様に製油所に販売されます。C2からC5の炭化水素（エタン、プロパン、ブタン、ペンタン）は天然ガス液体（NGL）と呼ばれ、ガス処理プラントで抽出されるまでガス状のままです。[22]この2つのクラスの区別は完璧ではありません。ヘキサンとヘプタンの一部はガス中に残留し、NGLとして分離されますが、ブタンとペンタンの一部はコンデンセートとともに分離されることがあります。

NGLを含む天然ガスは「ウェットガス」と呼ばれます。NGLを天然に含まないガス、またはNGLが除去されたガスは「ドライガス」と呼ばれます。

天然ガス液は、燃料（プロパンまたは液化石油ガス（LPG）として販売）として、または石油化学産業の原料として使用されます。

米国は2010年以来、世界最大のNGL生産国であり、2015年に日量182万バレルを生産した第2位のサウジアラビアを大きく上回っている。

2000年以降のNGL生産増加により、北米市場でのNGL価格が下落し、エタンとプロパンをプラスチックの製造に使用されるエチレンとプロピレンに変換する石油化学プラントの建設と拡張が急増しました。[23]米国のエチレン製造能力は世界最大で、2015年には年間2,840万トンに達し、2015年から2017年にかけてさらに760万トンを追加する計画があります。[24] 2015年時点で、NGL価格の低下により、北米は石油化学製品の製造コストが高い地域の一つから、中東以外で最もコストの低い地域へと変化しました。[25]

その他の副産物

一部の天然ガスには、副産物として抽出できる ほどのヘリウムが含まれています。

安全性、景観、環境上の理由から天然ガスから除去する必要がある硫黄は、回収され、副産物として販売されています。2013年には、天然ガス処理プラントで102万トンの硫黄が回収されました。これは、米国の元素硫黄供給量の12%に相当します（残りの硫黄は石油精製所から生産されました）。 [26]

ストレージ

天然ガス備蓄
  南中部地域
  太平洋地域
  山岳地域
  中西部地域
  東部地域
米国の天然ガス貯蔵量と消費量（兆立方フィート）。米国EIAのデータ。
下48州の地下天然ガス貯蔵施設[27]

米国における天然ガスの消費量は季節性が大きく、冬季は夏季よりも50%から90%多く消費されます（冬季の厳しさによる）。冬季により多くのガスを供給するため、企業は地下ガス貯蔵施設を設置しています。現在米国で稼働している天然ガス貯蔵施設には、岩塩ドーム、枯渇ガス層、深層帯水層の3種類があります。[28]

貯蔵量が最も多かったのは2012年10月の8兆2900億立方フィートで、これは2014年の米国の総生産量の26%に相当します。消費量グラフに示されている真夏期のわずかな増加は、夏季の電力用ガス使用量の増加によるものです。住宅、商業、工業用途はいずれも冬季に使用量が増加しますが、発電用ガスは夏季に使用量が増加します。

マーケティング

処理プラントから生産された天然ガスは、主にガス会社に販売されます。2014年には、販売された天然ガスの46%が商業・工業用、33%が発電用、21%が家庭用でした。[29]

発電

2009年以降、米国では発電が天然ガスの最大の用途となっています。天然ガス発電は、1990年代以降、米国で最も急速に成長している電源です。天然ガスは2006年に原子力発電を上回り、米国で2番目に大きな電源となりました。2015年後半には、天然ガスは石炭を上回り、米国最大の電源となりました。

2005年から2015年の10年間で、天然ガスによる発電量は5,740億キロワット時増加した。これは、同時期に1,730億キロワット時増加した、2番目に成長の速いエネルギー源である風力エネルギーの3倍以上である。天然ガス発電が米国の総電力に占める割合は、2005年の18.8%から2015年には32.6%に増加した。ガス発電の増加は主に石炭火力発電の減少によるもので、石炭火力発電は2005年に米国の電力の49.6%から2015年には33.2%に減少した。天然ガスは2015年後半に石炭を上回り、米国の電力供給の第1位となった。2016年8月までの12か月間で、天然ガスは米国の電力の34.5%を発電し、石炭は29.8%であった。[30]

天然ガスを消費する他の部門とは異なり、電力業界では、夏季にエアコンによる電力需要が増加し、天然ガス価格が季節的に低くなるため、天然ガスの使用量が多くなります。[31]

電力における天然ガスの使用増加の要因は3つある。第一に、温室効果ガス排出量削減を求める電力会社への圧力により、石炭火力発電が天然ガス発電に置き換えられた。国立再生可能エネルギー研究所[32]およびIPCC [33]によれば、天然ガス発電は石炭火力発電よりもライフサイクル全体での温室効果ガス排出量が大幅に少ない。第二に、ガス火力発電所は出力の増減が速いため、風力や太陽光などの間欠的な電源を補完するのに適している。[34]第三に、2008年後半以降、北米市場では天然ガスの価格が特に石油に比べて比較的安くなっている。米国の石油発電機による電力は、2005年から2014年にかけて81％減少した。

電力生産に天然ガスを最も多く使用している州は、降順で、テキサス州、フロリダ州、カリフォルニア州、ニューヨーク州となっています。

米国の天然ガス発電量（GWh）[35] [36] [37]
年 合計 合計の割合 ヤン 2月 3月 4月 5月 ジュン 7月 8月 9月 10月 11月 12月
2001 639,129 17.1% 42,389 37,967 44,364 45,843 50,934 57,603 73,030 78,410 60,181 56,376 44,491 47,541
2002 691,006 17.91% 48,413 44,308 51,214 49,146 50,275 65,631 83,917 84,477 68,161 54,201 45,161 46,100
2003 649,908 16.74% 50,176 43,547 46,699 45,195 49,373 54,453 76,938 83,250 59,090 51,824 45,328 44,035
2004 710,100 17.88% 48,253 50,320 49,801 51,822 62,022 64,686 79,290 77,821 67,854 57,229 49,693 51,310
2005 760,960 18.76% 51,338 44,913 51,897 52,016 54,826 75,635 96,819 100,787 73,355 55,941 49,440 53,993
2006 816,441 20.09% 43,807 47,409 54,922 56,091 65,586 81,060 108,094 106,592 72,673 70,640 53,440 56,128
2007 896,590 21.57% 61,475 57,622 56,204 60,153 66,470 81,511 97,483 121,338 88,532 78,358 60,637 66,808
2008 882,981 21.43% 72,600 60,042 62,171 63,046 62,270 84,620 100,321 99,673 79,136 73,283 61,454 64,364
2009 920,979 23.31% 66,390 62,139 68,203 61,159 68,146 84,205 101,894 109,240 92,127 72,603 63,285 71,590
2010 987,697 23.94% 74,173 66,198 63,431 64,644 73,665 92,268 114,624 121,151 93,004 77,738 69,227 77,573
2011 1,013,689 24.72% 74,254 65,924 65,947 70,029 75,243 90,691 119,624 119,856 91,739 78,819 75,441 86,122
2012 1,225,894 30.29% 90,761 90,610 92,251 94,829 107,352 115,598 138,863 131,736 108,012 91,725 80,169 83,989
2013 1,124,836 27.66% 88,559 80,283 84,275 78,036 83,816 99,615 120,771 121,156 102,063 88,587 84,287 92,936
2014 1,126,635 27.52% 91,016 75,942 78,151 76,782 89,120 98,460 115,081 122,348 106,582 97,683 84,354 91,038
2015 1,334,668 32.72% 101,687 91,315 99,423 92,806 101,516 121,478 141,119 139,084 123,036 110,005 102,236 109,777
2016 1,379,271 33.83% 110,044 98,552 103,890 98,876 110,430 131,395 151,554 154,760 125,603 102,898 93,942 96,364
2017 1,297,703 32.16% 95,572 82,768 95,074 88,455 98,019 117,236 146,929 141,201 118,036 106,826 94,928 111,398
2018 1,471,843 35.2% 110,293 98,512 106,524 98,371 115,284 130,826 164,749 161,676 141,786 123,142 108,168 109,802
2019 1,588,533 38.46% 121,589 112,142 115,813 104,059 117,059 137,836 171,955 174,968 149,697 130,948 117,910 131,839
2020 1,626,790 40.57% 136,084 128,018 126,187 110,564 117,186 143,055 181,568 173,644 141,397 131,413 109,811 127,863
2021 1,579,190 38.43% 126,530 111,183 107,019 107,416 114,676 149,376 170,189 172,716 138,214 131,852 122,433 127,586
2022 1,687,067 39.88% 134,948 114,945 112,477 105,506 127,094 155,517 189,042 188,860 156,948 133,492 127,523 140,716
2023 1,802,062 43.13% 137,541 123,921 132,153 120,478 137,795 161,693 200,507 199,993 164,466 140,962 135,212 146,174
2024 1,864,874 43.33% 160,450 130,990 130,423 122,441 143,917 168,803 209,033 203,094 169,382 146,370 137,026 145,365
2025 1,026,811 39.81% 156,527 132,340 118,920 115,960 135,169 165,110 202,785
最終エントリー、合計の割合 38.99% 39.02% 35.62% 36.09% 39.33% 42.01% 45.38% 47.97% 47.16% 43.86% 42.29% 40.24%

液化石油ガス

液化石油ガス（LPG）には、ガス精製工程で抽出されたブタンとプロパンの天然ガス液が含まれます。これらは家庭用暖房、調理用として販売され、自動車燃料としても利用が拡大しています。この業界は、全米プロパンガス協会（National Propane Gas Association）によって代表されています。

車両燃料

天然ガスは、圧縮天然ガス、液化天然ガス、液化石油ガスの形で、自動車燃料、特にフリート車両でますます使用されています。ガソリンやディーゼル燃料に比べて安価で大気汚染物質の排出が少ないという利点があります。欠点は、販売店が少ないことです。2011年の時点で、米国では262,000台の自動車が天然ガスで走っていました。自動車燃料としての天然ガスの使用は、2004年から2014年の10年間で60％増加しましたが、2014年には、米国における輸送燃料としての化石燃料（ガソリン、ディーゼル、天然ガス）の使用のBTUベースでわずか3.7％を占めるに過ぎませんでした。[38]輸送燃料は、2014年の天然ガス消費量の0.13％を占めました。

歴史

パイプライン技術

アメリカ合衆国の天然ガス産業は、1821年にニューヨーク州フレドニアで天然ガスが発見され、利用されたことに遡ります。当初から、天然ガス市場はパイプライン技術によって制限されていました。1821年当時、ニューヨーク州フレドニアへのガス供給は木製のパイプで行われていましたが、長距離輸送には適していませんでした。[39]

1800年代、ほとんどの都市の住宅には、地元の「ガスハウス」で石炭から生成される都市ガスが供給されていました。ガスは1843年に導入された鋳鉄管で輸送され、通常はベルとスピゴットの継手がロープと溶融鉛で密封されていました。[40]

1800年代から1900年代初頭にかけて、天然ガスの発見は石油探査の過程で行われました。天然ガスは通常、石油生産の不要な副産物でした。1870年代には、鋳鉄管が鋼管に取って代わりました。1883年、ピッツバーグは天然ガス供給を受けた最初の大都市となりました。[41]他の都市もこれに続きましたが、天然ガス井に近い都市に限られました。天然ガスは副産物であったため価格が安く、入手可能な地域では都市ガス市場よりも安価でした。1891年には、当時最長のパイプラインの一つ、インディアナ州のガス田からシカゴまで120マイル（約190キロメートル）の非圧縮パイプラインが建設されました。[要出典]

1911年に酸素アセチレン溶接が導入され、特に1920年代に電気アーク溶接が普及すると、長距離高圧ガスパイプラインの敷設が可能になりました。[39]これにより、遠隔地のガス田から大都市への供給が可能になり、天然ガスはますます需要の高い商品となりました。

価格規制

天然ガスを顧客に供給する公益事業会社が請求する価格は、常に州の規制の対象となってきました。1920年代から1930年代にかけて州間ガスパイプラインが建設されたことで、都市の公益事業会社は州政府や地方自治体の規制権限を超えた天然ガス供給に依存するようになりました。1935年、連邦取引委員会は、州間パイプラインが下流のガス市場を統制するにはあまりにも大きな力を持っていると判断し、連邦による規制を勧告しました。議会は1938年に天然ガス法を可決し、州間パイプラインの料金を規制しました。

連邦規制は当初、州間パイプラインがガス輸送に課す料金のみを対象としていました。1950年代に天然ガスの坑口価格が上昇すると、ガス事業者はガス生産者も規制されるべきだと訴えました。1954年、米国最高裁判所はフィリップス石油会社対ウィスコンシン州事件において、坑口価格の規制は1938年天然ガス法の趣旨である公益事業者への価格統制の範囲内であり、したがって連邦政府は州間パイプラインに流入する天然ガスの坑口価格を統制できると判決を下しました。

1970年代初頭までに、連邦政府が人為的に低く設定した価格によって、州間ガス供給不足が生じていましたが、これは州外ガス供給不足に留まりました。生産州内で消費されるガスは豊富でしたが、価格が高かったのです。1975年までに、生産される天然ガスの約半分が州内市場に流入しました。1975年と1976年には、中西部の一部の学校や工場が、地元の電力会社が統制価格で購入できる天然ガスを見つけられなかったため、定期的に閉鎖されました。連邦電力委員会は、不足するガスの配分を「高優先度」と「低優先度」の顧客に区分しようとしましたが、これが大規模な訴訟を引き起こしました。

連邦政府は1978年の天然ガス政策法でガス不足に対応し、既存の天然ガス井すべてに価格統制を拡大することで連邦規制を強化するとともに、1985年までにすべての新規井に対する価格統制を廃止することを約束した。[42]この新しい規則の下では、天然ガスは、井が掘削された時期、井を所有する企業の規模、地層の透水性、および既存の井からの距離に応じて、複雑な価格体系の対象となった。一部のガス層からのガス生産には税制優遇措置が与えられた。1976年、連邦政府はシェール層からガスを生産する方法を見つけるための大規模な研究プロジェクトであるイースタン・ガス・シェール・プロジェクトを設立した。

1980年のエネルギー法により、価格統制はさらに複雑化しました。この法律により、デボン紀ガス頁岩（デボン紀の地質時代に堆積した頁岩）は価格統制の対象外となりました（ただし、他の地質時代に堆積したガス頁岩は対象外です）。また、低透水性層と炭層メタンも対象となりました。さらに、これらの資源からの生産は、1992年1月1日以前に掘削された適格井に対して生産者に税額控除を与えていましたが、この税額控除は2002年末に失効しました。[43]

1989 年の天然ガス坑井元規制緩和法により、天然ガスに対する残りの価格統制はすべて 1993 年 1 月 1 日をもって撤廃されることが義務付けられました。

不足と余剰

ハバートの1962年のガスピーク予測（黒）と実際のアメリカ本土48州のガス生産量（赤）

石油と同様に、天然ガスの将来供給は長らく懸念の対象となっており、供給不足の予測もなされてきた。1952年、ペンシルベニア州立大学鉱業学部長のエドワード・ステイドル博士は、天然ガスの生産量が1952年の水準から間もなく大幅に減少し、2002年、あるいは早ければ1975年には、天然ガスは重要なエネルギー源ではなくなるだろうと予測した。[44]

1956年、M・キング・ハバートは、推定最終回収量（EUR）850兆立方フィート（24,000 km 3 ）（地質学者ウォレス・プラットが仮定した量）を用いて、米国の生産ピークが年間約14兆立方フィート（400 km 3 ）に達するのは「およそ1970年」と予測した。 [45] プラットは、EUR推定値（96ページ）の中で、当時メキシコ湾沖で石油業界が経験していた「驚異的な発見率」を明示的に考慮に入れていた。[46]

米国の市販ガス生産量は、1973 年に約 22.6 兆立方フィート (640 km 3 )でピークに達し、1986 年には 16.9 兆立方フィート (480 km 3 ) まで減少しました。しかし、ハバート曲線で予測されたように、天然ガス生産量はその後 15 年間ゆっくりと着実に増加し、2001 年には 20.6 TCF に達しました。その後、数年間再び減少し、2005 年には 18.9 TCF まで減少しました。

2005年以降、天然ガスの生産量は急増し、1973年のピークを超え、2011年、2012年、2013年、2014年、2015年には市場生産量が28.8兆立方フィート（820 km3）となり、生産量記録を更新しました。 [ 47]

国際貿易

2007～2011年における日本、英国、米国の天然ガス価格の比較
1975年から2013年までの米国への天然ガス純年間輸入量（輸入量から輸出量を差し引いたもの）。米国エネルギー情報局ウェブサイトのデータより。
米国の天然ガス貿易（1950～2020年）。米国は2017年に天然ガスの純輸出国となった。
米国のLNG輸出量（1997年～2022年）
天然ガスの生産能力と輸出
  LNG輸出能力
  カルカシュー峠
  エルバ島
  フリーポート
  キャメロン
  コーパスクリスティ
  コーブポイント
  サビーン峠

2017年、米国は1957年以来初めて、年間ベースで天然ガスの純輸出国となった。純輸出量は平均4億立方フィート/日であった。米国エネルギー情報局（EIA）は、2019年には純輸出量が46億立方フィート/日に増加すると予測している。[48]輸出量の伸びは、メキシコとカナダへのパイプライン輸出によるものであるが、米国は引き続きカナダからの輸入量が同国への輸出量を上回っている。さらに、液化天然ガス（LNG）の輸出量も増加した。[49]

天然ガスは経済的な輸送のためにパイプラインに依存しています。パイプラインがない場合は、天然ガスは液化天然ガス（LNG）として輸送する必要があり、これはコストのかかるプロセスです。そのため、天然ガス価格はガスパイプラインで接続されていない地域間で異なる傾向があります。共通のパイプライン網で接続されたカナダ、メキシコ、米国からなる北米市場では、近年、欧州（2010年以降）、日本（2008年以降）、韓国など、他の主要なガス市場と比較して、ガス価格が大幅に低下しています。

米国はパイプラインでカナダとメキシコと繋がっています。米国は長年にわたりカナダから大量のガスを輸入し、カナダ東部の一部地域に少量輸出してきました。2014年には、米国はカナダから2,634 BCFを輸入し、769 BCFを輸出したため、カナダからの純輸入量は1,865 BCFでした。米国は過去10年間でメキシコへの輸出量を増加させています。2014年には、米国はメキシコに728.5 BCFを輸出し、1.4 BCFを輸入したため、メキシコへの純輸出量は727 BCFでした。

純輸入コストは2005年に297億ドルでピークに達し、2014年には59億ドルとなった。

液化天然ガス

2012年に米国で提案されたLNG輸出ターミナル（米国エネルギー情報局）
米国の液化天然ガス輸出先、2017年1月～2019年5月

米国は2016年に液化天然ガスの純輸出国となった。米国産LNGの主な市場はメキシコ、韓国、中国、日本である。[49] 2021年末、米国の生産者ベンチャー・グローバルLNGは、中国国有企業のシノペックと液化天然ガスを供給するための3つの長期供給契約を締結した。[50]中国の米国産天然ガスの輸入量は2倍以上に増加するだろう。[51]米国の中国および他のアジア諸国への液化天然ガスの輸出量は2021年に急増し、アジアの買い手は欧州の輸入業者よりも高い価格を支払う用意がある。[52]

かつて専門家が北米のガス不足を予測していた頃、電力会社は沿岸部に液化天然ガス（LNG）輸入ターミナルを建設しました。LNGの純輸入量は2007年にピークを迎えましたが、その後減少しています。[要出典] 2014年、米国は590億立方フィートのLNGガスを輸入し、160億立方フィートを輸出したため、LNGの純輸入量は430億立方フィートとなりました。輸入LNGの大部分はトリニダード・トバゴ産でした。[要出典]

長期LNG契約では通常、LNG価格は石油価格に連動します。

2010年、米国の天然ガス価格が世界市場を下回った後、米国企業は複数のLNG輸出ターミナルの建設を提案した。これらの提案の多くは、稼働していないLNG輸入ターミナルをLNG輸出用に転用するものである。天然ガス輸出の提案はすべて、米国連邦エネルギー規制委員会（FERC）の承認が必要であり、FERCは、プロジェクトが十分な環境審査を受け、かつ輸出ターミナルが公共の利益にかなうと判断した場合に限り承認を与える。[53] 2015年8月現在、24の新たなLNG輸出ターミナルが提案されており、FERCはこれまでに6つを承認している。[54]シェニエール・エナジーは、2016年1月にサビーン・パス・ターミナルからLNG輸出を開始する予定である。[55]

2014年現在、米国で稼働中のLNG輸出ターミナルはアラスカ州キーナイのみである。このプラントはコノコフィリップスが所有し、1日あたり0.2億立方フィートのLNGを輸出しており、1969年からLNGを輸出している。[56] [57]輸出されたLNGの大部分は日本向けである。

ニューイングランド州はパイプラインでアメリカ合衆国の他地域およびカナダと結ばれていますが、既存のパイプラインは冬季の需要を満たすには不十分です。そのため、ニューイングランドのガス需要の4分の1は、より高価なLNGによって供給されています。ニューイングランドには4つのLNG輸入ターミナルがありますが、ニューイングランドに輸入されるLNGの大部分は[いつ？ ]、ボストンのエバレットターミナルとカナダのニューブランズウィック州のカナポートターミナルを経由して到着します。[58] 2015年現在、ペンシルベニア州からニューイングランドへより安価なガスを輸送するためのパイプラインが建設中です。[要出典]

2023年、米国からのLNG輸出量は前年比12%増加し、12月には日量平均136億立方フィート（Bcf/d）に達し、天然ガス全体の輸出量が年間合計209億立方フィート/日と過去最高を記録した。このLNG輸出量の増加は重要な役割を果たし、米国は同年のヨーロッパのLNG輸入量のほぼ半分を供給した。一方、米国の天然ガス輸入量は全体で3%減少して80億立方フィート/日となった。これは主に冬の気温が穏やかだったことと、カナダ西部の山火事による混乱で、4月と5月の輸入量は2022年の同月と比較して9%減少したためである。さらに、米国のLNG輸入量は01億立方フィート/日未満と最小限にとどまり、主に冬季のピーク需要期にニューイングランド市場に供給された。[59]

参照

参考文献

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