가. 시장개요 및 특성
미국은 자국생산, 국외수입, 저장인출56)로 천연가스를 공급하고 있다.
1986~2000년간 천연가스 공급증가량의 약 절반에 해당하는 물량을 주로
56) 미국에는 394개의 지하저장소가 있으며 4~10월 주입하고 11~3월에 인출해 사용한 다. 운영가스(working gas) 규모는 2005년 10월말 기준 3.2 Tcf(trillion cubic feet, 1 조 입방피트)이며 3월말 1.3 Tcf이다.
캐나다로부터의 PNG 수입으로 충당하였다. 하지만 향후에는 캐나다 자 국 내 가스수요증가와 생산량 정체로 미국으로의 PNG 수출이 둔화될 것으로 예상된다. 따라서 미국은 수요증가를 충족시키기 위해 부득이 북 미 외의 지역에서 LNG 수입을 크게 증가시킬 것으로 전망된다. EIA는 2005~2030년간 미국의 가스 공급량 증가분의 95%를 LNG 수입으로 충 당할 것으로 예측하였다.57) 구체적으로 미국 LNG 인수터미널의 총 설 비용량이 2005년 1.4 Tcf에서 2030년 6.5 Tcf로 증가하여 LNG 순수입량 은 2005년 0.6 Tcf에서 2030년 4.5 Tcf에 이를 것으로 전망하고 있다.
[그림 3-1] 미국의 가스 공급 추이와 전망(1990～2030)
주 1) 1990~2005년은 실적치이며 2006~2030년은 전망치(기준안)임.
2) PNG 순수입량은 캐나다와 멕시코로부터의 순수입량만을 고려함.
자료: EIA(2007a)
57) EIA(2007a, p. 94) 참조
세계에서 가장 많은 천연가스를 소비하는 미국의 세계 천연가스 소비 비중은 약 22%로,58) 2005년 기준 천연가스 사용량은 22.2 Tcf이다. 천연 가스는 미국 총 에너지소비의 23%를 차지하는 중요한 에너지원으로 산 업부문(7.7 Tcf)과 발전부문(5.8 Tcf)에서 많이 사용된다. 특히 발전부문의 천연가스 소비량은 2003년 이후 22% 증가하며 천연가스 수요증가를 견 인하고 있다. EIA는 미국 천연가스 소비량을 2005년 22.0 Tcf에서 2030년 26.1 Tcf로 증가할 것으로 전망하였다.59)
[그림 3-2] 미국의 부문별 천연가스 소비 추이와 전망(1990~2030)
주: 1990~2005년은 실적치이며 2006~2030년은 전망치(기준안 기준)임.
자료: EIA(2007a)
58) BP(2007) 참조
59) EIA(2007a, p. 89) 참조
대부분의 수요증가는 2020년 이전에 발생할 것이며, 주로 발전부문의 수 요증가(2005년 5.8 Tcf, 2020년 7.2 Tcf)에 기인할 것으로 추정하고 있다.
2020년 이후 높은 천연가스가격으로 인해 기존 천연가스 화력발전소를 신 규 석탄 화력발전소로 대체함으로써 발전용 가스수요가 감소(2030년 5.9 Tcf)할 전망이다.
미국의 가스시장 구성형태를 살펴보면, 1978년 이전에는 생산자, 주간 (州間) 파이프라인회사, 지역분배회사(local distribution company: LDC), 최종소비자로 선형적으로 연결되는 체계였다. 생산자 및 주간 파이프라 인회사의 가스판매가격은 연방정부로부터, LDC의 판매가격은 주정부로 부터 규제를 받았으며, 생산자와 주간 파이프라인회사 간, 주간 파이프 라인회사와 LDC 간에는 20년 이상의 장기 공급계약이 체결되었다.
이후 1970~1980년대에 걸쳐 진행된 규제완화조치의 결과로 가스 간 경쟁이 본격화되고 가스가격이 수요와 공급 여건에 의해 결정되는 방식 으로 변화하면서 가스시장의 거래체계는 복잡해졌다60). 기존에는 파이프 라인회사가 생산자로부터 가스를 구입했지만, 현재는 LDC, 전문 마케터 및 최종수요자들이 생산자와 직접 공급계약을 체결해 구입하고 파이프 라인회사는 수송만을 담당하고 있다. LDC와 전문마케터는 구입한 가스 를 최종수요자에게 재판매하며, LDC는 최종수요자에게 수송서비스가 포 함된 가스를 공급하고, 전문마케터와 생산자로부터 가스를 구입하는 산 업 및 발전 부문의 대규모 수요자에게 수송서비스를 제공한다.
60) 천연가스가격은 규제대상이 아니며 다만 파이프라인회사의 요금과 LDC의 판매가 격은 주정부나 연방정부로부터 규제를 받는다.
나. 현물시장
미국은 가스 간 경쟁이 치열한 현물시장을 가지고 있다. [그림 3-3]은 미국 내 천연가스 거래가 활발히 일어나는 지역별 주요 거래 시장을 나 타내고 있다.
중서부 지역의 천연가스 시장은 가정·상업용 가스소비 비중이 약 60%
를 차지하고 있어 계절성(seasonality)에 의해 크게 영향을 받고 있다. 중 서부 지역에는 100여개의 가스저장설비들이 존재하며 이들의 저장용량 은 3 Tcf 이상에 달한다. 대규모 파이프라인망을 통해 북미의 거의 모든 주요 생산지역의 가스들이 이 지역으로 수송되고 있다. 주요 거래 허브 들로는 Chicago citygates, Dawn, Michigan Consolidated citygate 등이 있다.
북동부 지역에서는 연료·발전용 천연가스 수요가 증대함에 따라 천연 가스의 중요성이 증대하고 있다. 이 지역에는 가스가 거의 생산되지 않 아 PNG와 LNG의 저장량으로 수요피크를 충족시키고 있다. 특히 LNG 가 주요 가스공급원으로서 중요한 역할을 담당하고 있으며, 수요피크에 대한 LNG 의존도가 약 30% 수준에 달한다. 발전용 가스소비가 증가하 고 있지만, 여전히 높은 계절성을 나타내고 있어 주요 파이프라인은 높 은 가스수요가 발생하는 겨울에 집중적으로 활용된다. 가스 거래는 주로 Algonquin citygates, Transco Z6 NY, Columbia Gas Appalachia 등에 서 이루어지고 있다.
주요 가스 생산지역인 남중부는 2005년 기준 총 가스생산량의 약 57%, 가스매장량의 약 50%를 기록하였다. 남중부 지역에는 2 Tcf의 저 장용량을 보유하고 있으며 수많은 주간(interstate) 및 주내(intrastate) 파이프라인들이 교차하고 있다. 또한 Henry, Katy, Moss Bluff, Waha 허브들과 같은 가스거래시장들이 잘 발달되어 있다. 남중부 지역에서 생 산된 가스는 주로 중서부, 남동부, 북동부 등지로 공급되고 있다.
남동부 지역에서 천연가스는 산업부문과 발전부문에서 많이 사용되고 있다. 플로리다는 남동부 지역의 가장 큰 가스시장으로 이 지역 가스소 비량의 약 30%에 달하는 가스를 소비하고 있다. 특히 플로리다 가스소 비량의 80%를 발전용으로 사용한다. 남동부 지역의 저장용량은 미국에 서 가장 낮은 수준을 나타내고 있으며 저장설비는 미시시피에 편중되어 있다. 이러한 저장용량의 한계로 남동부 지역의 가스가격은 일반적으로 Henry Hub보다 높은 수준을 보인다. 남동부 지역은 PNG와 함께 Lake Charles와 Elba Island의 LNG 터미널로부터 수입된 LNG를 공급받고 있다. 주요 거래 허브들로는 Florida Gas Zone 3, Texas Eastern M1, Transco Z5 등이 있다.
서부 지역은 현재 가스전 개발, 처리시설 건설, 파이프라인 확장, 저장 용량확충 등 가스공급부문에 대한 투자가 늘어나면서 이 지역의 가스시 장은 확대되고 있다. 증가된 탐사활동으로 인해 록키 지역의 천연가스 생산량은 미국 국내생산량의 15%에 해당하는 8 Bcfd61)에 달한다. 남서 부 지역은 저장용량이 부족해 특히, 수요피크 발생시 파이프라인 운영에
61) billion cubic feet per day, 십억 입방피트/일
제약을 가한다. 가스는 Cheyenne Hub, Opal, PG&E Citygate 등에서 거 래되고 있다.
[그림 3-3] 미국의 주요 천연가스 거래시장
자료: FERC(2007a), FERC(2007b), FERC(2007c), FERC(2007d), FERC(2007e)
모든 거래허브 가운데 루이지애나주 남부에 위치하고 있는 Henry Hub는 미국의 대표적인 현물시장이다. Henry Hub는 물리적으로는 ChevronTexaco사의 100% 소유인 자회사 Sabine Pipe Line사가 소유･운 영하고 있으며 루이지애나주 Erath 근교의 Henry Gas Processing Plant
에 위치하고 있다. Sabine 파이프라인은 텍사스주 동쪽 Port Arthur에서 시작하여 루이지애나주의 남부를 관통하여 루이지애나주 Wermillion Parish에 이른다. Henry Hub는 16개의 주간 및 주내 파이프라인이 교차 하는 지점으로, 미국의 중서부, 북동부, 남동부, 걸프해안 지역의 가스가 현물 및 선물로 거래되고 있는 미국 최대의 가스 파이프라인 허브이다.
2005년 기준 연간 가스생산량의 약 44%가 Henry Hub 근처에서 생산되 거나 근처지역을 통과하고 있으며, 미국의 일일 가스소비량의 최대 3%
까지를 Henry Hub에서 처리할 수 있다.62) Henry Hub는 현물 및 선물 의 인도지점(delivery point)으로 활용됨으로써 여기서 결정되는 가스가 격(Henry Hub Price)은 뉴욕상업거래소(New York Mercantile Exchange: NYMEX)의 현물 및 선물 가격뿐만 아니라 수많은 마케터들 의 현물거래에서 기준이 되고 있다.
가스가격은 허브 내에서의 수급 상황에 의해 결정되므로 허브 간 가 스가격은 다르게 나타난다. 서부 지역 허브들의 가스가격은 서부 지역에 서의 가스 공급이 걸프 해안 지역의 공급을 능가하고 있어, Henry Hub 가스가격보다 낮은 경향을 보인다. 반면, 북동부 지역은 파이프라인･저 장 용량의 한계로 Henry Hub보다 높은 가격을 나타낸다. 일반적으로 다른 두 허브 간의 가스가격의 차이는 '베이시스 차이(basis differentials)'이라 일컬어지며, <표 3-2>은 주요 거래허브들의 가격을 나 타낸다.
62) http://www.sabinepipeline.com, EIA(2006) 및 Budzik(2002) 참조
지역/주 허브 가스가격($/MMBtu)
2003 2004 2005 2006 5년 평균
중서부
Chicago
citygates $5.55
(0.11) $5.85
(0.00) $8.43
(△0.20) $6.55
(△0.19) $5.94 (△0.06)
Dawn $5.78
(0.34) $6.08
(0.23) $8.75
(0.12) $6.84
(0.10) $6.17 (0.17) MichCon
citygate $5.68
(0.24) $6.00
(0.15) $8.72
(0.09) $6.77
(0.03) $6.11 (0.11)
AECO $4.71
(△0.73) $5.04
(△0.81) $6.88
(△1.75) $5.46
(△1.28) $4.82 (△1.18)
북동부
Algonquin
citygates $6.51
(1.07) $6.86
(1.01) $9.75
(1.12) $7.40
(0.66) $6.87 (0.87) Transco Z6
NY $6.45
(1.01) $6.81
(0.96) $10.04
(1.14) $7.36
(0.62) $6.90 (0.90) Transco Z6
non-NY $6.36
(0.92) $6.54
(0.69) $9.63
(1.00) $7.30
(0.56) $6.71 (0.71)
Columbia-Appalachia $5.69
(0.25) $6.14
(0.29) $9.18
(0.55) $6.97
(0.23) $6.30 (0.30)
남중부
Henry Hub $5.44 $5.85 $8.63 $6.74 $6.00
NGPL
Mid-Continent $5.11
(△0.33) $5.40
(△0.45) $7.57
(△1.06) $5.89
(△0.85) $5.41 (△0.59)
Katy $5.36
(△0.08) $5.67
(△0.18) $7.99
(△0.64) $6.36
(△0.38) $5.73 (△0.27)
Waha $5.17
(△0.27) $5.38
(△0.47) $7.59
(△1.04) $5.99
(△0.75) $5.45 (△0.55)
남동부
FGT Zone3 - - $9.24
(0.61) $7.01
(0.27) $6.19 (0.19) Transco Z5 $5.82
(0.38) $6.27
(0.42) $9.21
(0.58) $7.34
(0.60) $6.56 (0.56)
Tetco M1 - - $8.93
(0.30) $6.79
(0.05) $6.12 (0.12)
서부
Socal border $5.08
(△0.36) $5.51
(△0.34) $7.56
(△1.07) $6.10
(△0.64) $5.48 (△0.52) PG&E
citygates $4.83
(△0.61) $5.24
(△0.61) $7.94
(△0.69) $6.47
(△0.27) $5.70 (△0.3)
Opal $4.31
(△1.13) $5.19
(△0.66) 7.14
(△1.49) $5.39
(△1.35) $4.78 (△1.22) Sumas
(Huntington) $4.69
(△0.75) $5.15
(△0.7) $7.40
(△1.23) $6.01
(△0.73) $5.18 (△0.82) El Paso
San Juan $4.56
(△0.88) $5.18
(△0.67) $7.12
(△1.51) $5.74
(△1.00) $4.87 (△1.13) 주: ( )는 Henry Hub와의 가격차이를 나타냄.
자료: FERC(2007a), FERC(2007b), FERC(2007c), FERC(2007d), FERC(2007e), FERC(2005)
<표 3-2> 미국의 주요 거래허브간 일일전(day ahead) 가격
다. 가스가격 형성 요인
1950~1980년대 미국시장 도입가스가격은 원유에 연동되는 방식으로 결정되었다. 그러나 1970~1980년대에 걸쳐 진행된 미국의 가스산업 규제 완화 조치로, 북미지역에서 생산되던 가스전 가격(wellhead price)에 대 한 규제가 철폐되면서 가스 간 경쟁이 본격화되어 원유가격 연동으로 결정되던 가스가격 적용이 어렵게 되었다. 1990년 현물가스 거래시장인 Henry Hub가 등장하게 되면서 미국의 가스가격이 시장 내 가스 수요 및 공급 상황에 의해 결정되고, 더 이상 원유가격과 관련이 없는 것으로 인식되어졌다. 그러나 2000년 11월에서 2001년 4월 사이에 발생한 가스 가격급등으로 가스에서 중질유로의 발전연료 전환이 이루어지면서, 연료 대체 관계에 의해 가스가격과 원유가격 간의 간접적인 연관성이 재정립 되었다63).
[그림 3-4]는 1991년 이후 Henry Hub 가격과 WTI 원유가격 사이의 관계를 나타낸다. 1993~2000년간 일부 원유가격의 약세 현상을 제외하고 는 원유가격은 가스가격에 비하여 높게 형성되었다. 이후 가스가격과 원 유가격 간의 간접적인 연관성, 즉 석유제품과 가스 간 대체관계에 의해 원유가격의 상승이 가스가격의 상승을 가져오며, 유가와 연동되는 모습 을 보였으며, 2006년 이후 최근까지는 가스가격이 원유가격과 분리되는 움직임을 보여주고 있다.
63) Energy Charter Secretariat(2007, p. 120) 참조
[그림 3-4] Henry Hub 가스가격과 유가와의 관계 추이
주: NYMEX 스트립(strip)가격은 Henry Hub 선물계약의 12개월 선도가격 평균치임.
자료: Energy Charter Secretariat(2007, p. 121)
미국 천연가스가격은 주로 계절성, 날씨, 저장용량, 석유제품 등 경쟁 연료들의 가격, 탐사･생산(E&P) 활동, 원유가격 등에 영향을 받고 있다.
이러한 요인들은 천연가스 수요와 공급 간에 일시적 혹은 장기적인 수 급불균형을 초래함으로써 천연가스가격을 변화시킨다. 단기가격 형성에 원유가격은 다른 요인들에 비해 상대적으로 미미한 영향을 미친다. 이 외에도 멕시코와 캐나다의 시장여건, 미국의 기후변화정책, LNG 이용 확 대 등이 장기적으로 천연가스가격 형성의 주요한 요인들로 작용할 것이다.