• 검색 결과가 없습니다.

대서양지역 가스가격 결정구조와 아·태지역 LNG 도입조건 전망

N/A
N/A
Protected

Academic year: 2022

Share "대서양지역 가스가격 결정구조와 아·태지역 LNG 도입조건 전망"

Copied!
150
0
0

로드 중.... (전체 텍스트 보기)

전체 글

(1)

대서양지역 가스가격 결정구조와 아·태지역 LNG 도입조건 전망

도 현 재

박 지 민

(2)

연구책임자 : 연구위원 도현재

연구참여자 : 연구원 박지민

(3)

<요 약>

1. 연구필요성 및 목적

2000년대 초반까지만 해도 국제 LNG 시장은 아·태, 유럽, 북미의 3개 시장으로 확연히 구분되어, 지역시장 고유의 가격결정과 거래방식이 서 로 다른 시장에 미치는 영향이 미미하였다. 그러나 최근 매매계약의 유 연성 증대 및 수송비용 하락 등 기술·경제적 변화로 지역시장 간 LNG 현물교역이 크게 늘고 있으며, 특히 유럽시장과 북미시장 간의 현물가격 차이를 이용한 차익거래(arbitrage trading)도 나타나고 있어 지역시장 간 경계가 차츰 허물어질 것으로 예상되고 있다.

모든 LNG 지역시장의 현물소요가 높은 가운데, 가격이 높은 곳으로 공급이 몰리는 현물거래의 특성상 지역 간 가스가격의 차이는 각 시장 의 현물 유입량에 영향을 미치게 된다. 더욱이 중·단기적으로 아·태지역 의 가스공급이 압박을 받을 것이라는 전망하에서, 대서양(유럽 및 북미) 지역으로 공급이 계획된 물량을 아·태지역으로 전용(diversion)하기 위해 서는 타 지역 시장가격을 통해 얻을 수익을 상회하는 가격을 지불해야 할 것이라는 점을 쉽게 예상할 수 있다. 이는 곧 우리나라를 비롯한 아·

태지역의 가스도입가격이 북미와 유럽의 수급상황과 직·간접적인 연계 성을 가지게 되며, 이들 시장의 가격이 국내 도입가격에 미치는 영향력 이 커질 수 있음을 의미한다. 따라서 중·단기적으로 아·태지역으로의 LNG 물량 전용을 유도할 수 있는 도입가격의 수준을 가늠해 보기 위해

(4)

서는, 북미와 유럽시장의 LNG 흡수력과 가격결정방식, 공급자의 전략에 대한 이해가 요구된다.

본 연구는 북미와 유럽시장의 특성과 각 시장의 가스가격 형성 요인 을 살펴보고, 최근 국제 LNG 시장의 구조적 변화에 대한 이해를 바탕 으로 LNG 공급자들의 사업구도와 전략을 분석하여 아·태지역으로의 LNG 목적지 변경(또는 전용)의 가능성과 조건을 검토해 보고자 한다.

2. 내용 요약

중·단기적으로 세계 LNG 공급이 압박받을 것으로 예상되는 가운데, LNG 시장상황은 ‘구매자시장’에서 ‘판매자시장’으로 급반전되었으며, LNG 프로젝트 개발비용의 상승과 함께 최근 아시아 구매자들이 체결한 장기매매계약 가격이 과거에 비해 높아져 원유등가(oil parity) 수준을 보이고 있다.

한편 LNG의 공급원 및 수요처가 다변화되고 미국과 영국이 LNG 도 입을 확대함에 따라, 차익거래와 현물거래가 활발해지고 있다. 미국과 영국의 가스시장은 공급자들에게 매력적인 판매시장을 제공하는 동시에 유리한 조건으로 LNG 물량을 타 수요처로 전용할 수 있는 전략적 기회 를 제공한다. 유동성 있는 가스현물시장의 존재는, 구속력 있는 매매계 약이 없더라도 신규 LNG 공급물량에 대한 일정 수준의 수익을 기대할 수 있게 해주며, LNG 공급의 수익성에 따라 목적지를 변경할 수 있는 유연성을 제공해 주는 기반이 되기 때문에, 공급자들은 이들 시장에 대 한 접근성(accessibility)을 높이기 위해 LNG 터미널 건설, 발전소 건설

(5)

등 하류부문으로의 진출을 적극적으로 추진하고 있다.

이에 따라 LNG 프로젝트 개발형태 및 공급자(판매자)와 수요자(구매 자)의 관계가 변하고 있다. 즉 전통적인 공급자와 수요자 간의 수직적으 로 분리된(vertically separated) 위험분담(risk-sharing)의 형태에서, 공급 자에 의해 수직적으로 통합된(vertically integrated) 위험감수(risk-taking) 의 형태로 변화하고, 액화프로젝트의 파트너사가 자사의 마케팅회사와 LNG 매매계약을 체결하여 스스로 구매자가 되는 ‘자가계약 (self-contracting)‘도 나타나고 있다. 또한 공급자가 특정한 액화프로젝트 의 물량을 장기계약된 수요처에 공급하는 전형적인 공급방식 이외에, 다 수의 프로젝트 물량으로 공급포트폴리오를 구성하여 여러 시장에서 자 사의 브랜드로 LNG를 판매하는 ‘포트폴리오 접근방식’도 출현하였다.

아울러 지속적인 증가를 보일 것으로 예상되는 현물수요를 체계적인 수 익창출의 기회로 활용하기 위해 일정물량을 현물시장 판매용으로 유보 해 놓는 등 공급자들도 LNG 시장의 유연성 확대에 따라 능동적으로 사 업전략을 개발하고 있다.

아시아지역에는 대서양지역과 달리 가스현물시장이 존재하지 않아 가 스의 투명한 시장가치가 형성되지 않기 때문에, 목적지 변경에 따른 현 물카고의 도입가격은 매건 협상을 통해 결정된다. 가격협상에서 공급자 에게 가장 중요한 기준은 타 판매처에서의 기회수익일 것이다. 이 기회 수익은 (i)접근 가능한 현물시장의 가격, 또는 구매협상자 및 타 구매경 쟁자의 지불용의(willingness to pay), (ii)수송비용의 증감분, (iii)수요처 LNG 터미널 비용, (iv)기확보한 터미널용량의 처리(비용) 및 당초 예정 된 수요처의 물량 대체 필요성, (v)수익분배 여부 및 방식(profit

(6)

splitting mechanism) 등으로 결정된다.

2006년 1~2월 Henry Hub에 비해 높은 수준을 유지하던 NBP 가격을 기준으로 볼 때, 아시아 구매자들은 $4~15/MMBtu의 프리미엄을 지불 한 것으로 나타났다. 또한 카타르가 미국으로 공급이 계획된 물량을 한 국으로 목적지 변경하면서 체결한 장기계약의 가격공식은, 향후 평균 Henry Hub 가스가격과 원유가를 각각 $7/MMBtu와 $60/bbl로 가정했 을 때, 최소 $3.68/MMBtu의 프리미엄을 포함하는 것으로 평가된다.

3. 정책 제언

최근 LNG 공급원 및 수요처의 다변화에 따라, 전통적으로 세계 LNG 시장에서 중요한 위치를 차지했던 한국, 일본 등 아시아지역 구매자들의 입지가 위축되고 있다. 공급자들은 유동성과 유연성을 제공하는 대서양 현물시장에 대한 접근성 구축을 중심으로 공급기반을 마련하는 전략을 추진하고 있다. 이러한 구도 하에 아·태지역의 공급이 압박을 받는 시기 라면 아시아 구매자들은 대서양시장의 가장 높은 가격을 상회하는 수준 의 프리미엄가격을 지불해야 하는 불이익을 당할 수 있다.

높은 프리미엄 지불이 일면 불가피했던 측면이 있으나, 투명한 가스가 치 시그널의 부재, 수요의 낮은 가격탄력성, 가격수준에 따라 도입규모 를 조절할 수 없는 도입주체의 구조적 특성 등 국내 가스부문의 문제들 이 개선된다면 이러한 불이익이 줄어들 여지도 있다고 판단된다. 향후 도입의 효율성을 제고하기 위해 우선적으로 (i)한계비용 가격설정을 통 해 한계도입비용이 한계수요의 지불용의와 연계되도록 하여 도입의 효

(7)

율성을 제고할 필요가 있으며, (ii)중단가능(interruptible) 수요의 개발 등 을 통하여 수요의 신축성을 제고하고, 국내 가스가치를 합리적으로 형성 시켜 가스소비를 효율적으로 재배분할 필요가 있다. 중·단기적으로는 (iii)저장설비를 확충하여 불필요한 고가현물 도입을 방지하고, (iv)투명한 가스가치의 시그널이 제공되고 효율적인 거래시스템이 갖춰지도록 경직 적인 산업구조를 개편하는 것이 필요하다.

(8)

<Abstract>

1. Research Purpose

Until as late as the early 2000's, the interplay among the three regional LNG markets of Asia-Pacific, Europe, and North America had been largely limited due to high transportation costs and rigidities in supply contracts. As such, the pricing mechanism and trading system peculiar to each regional market had been formed independently of each other. Recently, however, increased flexibilities in contractual terms and reduction in transportation costs have led to a surge in spot trades, and emergence of arbitrage deals utilizing the price differentials between the North American and European spot markets. With the increases in spot and arbitrage deals, the clear boundaries among the regional markets are expected to become blurred in the future.

With the demands for spot cargoes are high in all three regional markets, the price differentials among the three markets will influence the inflow of spot cargoes to each market due to the feature of spot cargoes being directed to the market that offers the highest price.

Moreover, as the supply situation in Asia-Pacific region is expected to remain tight for the next several years, diversion of LNG volumes

(9)

designated to North America and Europe to Asia-Pacific may be necessary, and the price will have to exceed those of the Atlantic markets for the diversion to occur. This means that import prices to Asia-Pacific market will be directly and indirectly related to those of Atlantic markets. As such, understanding of the capacity to absorb LNG volumes and pricing mechanisms in the North American and European markets and the strategies of LNG suppliers is critical in assessing the necessary conditions that will induce diversion. In this respect, this study examines the characteristics of the North American and European markets and factors affecting price formation in these markets. Also, it analyzes the strategies of LNG suppliers and evaluates the conditions of LNG diversion to Asia-Pacific market.

2. Summary

The supply situation in Asia-Pacific market is expected to remain tight for the near future, and the world LNG market has recently been reversed to a 'seller's market' after a brief period of a 'buyer's market'. The cost of liquefaction project has rapidly escalated and the prices of recent LNG supply contracts with Asian buyers have risen to a level close to oil parity.

As the LNG supply sources and consuming markets are diversified and the US and UK gas markets are expanding LNG imports,

(10)

arbitrage and spot trading are becoming active. The existence of liquid gas spot markets provides suppliers not only a basis to earn a certain level of returns even without binding supply contracts, but also flexibility to divert LNG volumes depending on returns. As such, LNG suppliers are actively pursuing to enhance their accessibility to liquid markets and adapting their sales strategies accordingly, for example, by securing LNG terminal capacity, setting aside some volumes for spot trading, and explicitly allowing for the possibility of destination change in supply contracts.

With these changes, the paradigm of LNG project development and the relationship between suppliers and buyers are also evolving. The vertically separated risk-sharing between the supplier and buyer in the traditional form of LNG project development is being changed to a form of vertically integrated risk-taking by the supplier. Also, a new pattern of marketing arrangement called 'self-contracting' has appeared whereby a partner company of a liquefaction project becoming a buyer by concluding a SPA with its own marketing affiliate. Some suppliers are taking on a 'portfolio approach' by which LNG volumes are gathered from several projects and sold as

‘branded LNG’ in several different markets, in contrast to the typical one-to-one engagement between a LNG project and a buyer by an SPA.

(11)

Since Asian LNG market does not have spot markets unlike Atlantic markets and lacks transparent signals for gas values, the price of each spot cargo needs to be negotiated for which the process can be arbitrary, and the outcome is more up to the degree of urgency in securing volume than reflecting the market value.

Consequently, Asia buyers may find themselves in disadvantageous position and have to pay higher premium for spot or diverted cargoes than their Atlantic counterparts. For instance, the spot cargo prices paid by Asian buyers during the early 2006 confirm exorbitant premiums of $4~15/MMBtu on top of the higher values the two representative spot gas prices, the NBP and Henry Hub prices.

3. Policy Suggestions

As the LNG market expands and the supply sources and consuming markets are diversified, the influential status of traditional LNG buyers in Korea and Japan have been weakened and, on the other hand, the suppliers are placing an emphasis on securing a dominant footing in liquid Atlantic markets. Under such array of supply positioning, and especially when the prospect of LNG supply in Asia-Pacific is seen to be tight at least for some time in the future, Asian buyers may need to pay higher premiums for LNG supply than Atlantic buyers who display more elastic demand for LNG.

(12)

While payment of high premiums to compete for LNG volume from time to time may be inevitable when demands for spot cargoes are strong, the disadvantageous position as a buyer and inefficient LNG imports having to pay exorbitant premiums can be improved by enhancing the price responsiveness of LNG imports and forming a transparent gas value of domestic market. In order to improve the efficiency of LNG imports, some policy directions are suggested. First, as the domestic pricing method of applying an average of import costs can induce inefficient imports with prices exceeding the marginal willingness to pay, a pricing system that can lead to an efficient import decision based on marginal willingness to pay need to be developed. Second, by improving demand responsiveness with measures such as developing interruptible demands, gas consumption need to be efficiently reallocated. Third, by expanding storage capacity, the need and likelihood of having to import expensive spot cargoes should be reduced. Lastly, through gas industry reform, rigid market operation should be improved, and an efficient and transparent price signal should be provided to support efficient working of the gas market.

(13)

제목 차례

제1장 서 론 ··· 1

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수급 동향 ··· 6

1. LNG 교역환경의 변화 ··· 8

가. 프로젝트 개발의 패러다임 변화 ··· 8

나. LNG 프로젝트 개발비용 추이 ··· 12

다. 현물거래의 확대 ··· 15

라. 장기계약가격의 추이 ··· 18

2. 세계 LNG 수급 현황 및 전망 ··· 22

가. 2006년 세계 LNG 수급 ··· 22

나. LNG 프로젝트 현황 및 개발 전망 ··· 27

다. LNG 수급 전망 ··· 33

제3장 대서양지역 가스시장과 가격결정 ··· 36

1. 세계 가스시장 및 가격결정 방식 개관 ··· 37

가. 지역별 가스시장의 특징과 가격결정 방식 ··· 37

나. 가격결정의 최근 변화 ··· 41

2. 미국시장 ··· 42

가. 시장개요 및 특성 ··· 42

나. 현물시장 ··· 46

다. 가스가격 형성 요인 ··· 51

라. LNG ··· 57

(14)

3. 영국 및 유럽대륙 시장 ··· 60

가. 시장개요 및 특성 ··· 60

나. 현물시장 ··· 65

다. 가스가격 형성 요인 ··· 68

라. LNG ··· 72

제4장 공급자의 사업전략과 아·태지역 LNG 도입조건 ··· 78

1. LNG 공급자의 사업전략과 공급포트폴리오 ··· 79

가. 공급자들의 사업전략 ··· 79

나. 공급자의 LNG 포트폴리오 ··· 83

2. 아·태지역의 LNG 도입조건 ··· 92

가. 대서양지역의 차익거래와 수익구조 ··· 92

나. 목적지 변경과 도입조건 ··· 104

제5장 결론 및 정책적 시사점 ··· 121

참고문헌 ··· 127

(15)

표 차례

<표 2-1> 2006년 국제 LNG 교역 매트릭스 ··· 26

<표 2-2> 지역별 LNG 공급국 및 액화용량 ··· 27

<표 2-3> 가동 중인 LNG 프로젝트 현황 ··· 28

<표 2-4> 건설 중인 액화프로젝트 현황 ··· 29

<표 2-5> 2010~2013년 가동 전망인 계획/잠재 프로젝트 ··· 31

<표 2-6> 2012~2015년 잠재 프로젝트 ··· 32

<표 3-1> 지역별 가스시장 특징 ··· 38

<표 3-2> 미국의 주요 거래허브간 일일전(day ahead) 가격 ··· 50

<표 3-3> 미국의 LNG 터미널 ··· 58

<표 3-4> 스페인의 LNG 터미널 현황 및 건설계획 ··· 74

<표 3-5> 프랑스의 LNG 터미널 현황 및 건설계획 ··· 74

<표 3-6> 기타 유럽국가의 LNG 터미널 ··· 75

<표 4-1> 영국의 LNG 터미널 계획 및 용량확보 현황 ··· 86

<표 4-2> 미국의 LNG 터미널 용량 확보 현황 ··· 88

<표 4-3> 주요 공급자의 상·하류 지분 현황 ··· 90

<표 4-4> 해상 수송비용 사례 ··· 98

그림 차례

[그림 2-1] 액화플랜트 건설(EPC)비용 추이 ··· 13

[그림 2-2] 세계 LNG 현물거래 추이 ··· 15

[그림 2-3] 아시아 LNG 계약가격 변화 추이 ··· 21

(16)

[그림 2-4] 국가별 LNG 수출 비중(2006) ··· 25

[그림 2-5] 세계 수급밸런스 전망 ··· 34

[그림 2-6] 아·태 수급 밸런스 전망 ··· 35

[그림 3-1] 미국의 가스 공급 추이와 전망(1990~2030) ··· 43

[그림 3-2] 미국의 부문별 천연가스 소비 추이와 전망(1990~2030) ··· 44

[그림 3-3] 미국의 주요 천연가스 거래시장 ··· 48

[그림 3-4] Henry Hub 가스가격과 유가와의 관계 추이 ··· 52

[그림 3-5] 미국의 LNG 터미널 건설계획(2007.10월 현재) ··· 59

[그림 3-6] 영국의 가스 공급 추이와 전망(1990~2020) ··· 61

[그림 3-7] EU 15개국 천연가스 수입 필요량(1985~2020) ··· 63

[그림 3-8] 유럽의 대표적 가스시장 허브 ··· 67

[그림 3-9] NBP와 Zeebrugge간 가스가격 차이 ··· 68

[그림 3-10] NBP 가격과 Brent 유가 추이 ··· 69

[그림 3-11] 유럽대륙의 장기계약가스가격과 Brent 유가 추이 ··· 70

[그림 3-12] 유럽의 LNG 터미널 건설계획 ··· 72

[그림 3-13] 유럽의 수요지역별 가스가격 연동 비중(2004) ··· 77

[그림 4-1] 자가계약(self-contracting)의 형태 ··· 80

[그림 4-2] 일본 기준 수송비용 차이 ··· 99

[그림 4-3] 공급자의 지역시장별 네트백 비교(2007. 11) ··· 100

[그림 4-4] 수익분배방식의 차이 예시 ··· 103

[그림 4-5] 2006~2007년 대서양 현물시장 가격 추이 ··· 105

[그림 4-6] 대서양지역 카고의 일본 도입가격 프리미엄 ··· 107

[그림 4-7] 수입국별 현물도입 가격 비교 ··· 108

[그림 4-8] 2001~2007년 Henry Hub과 NBP 가격 및 스프레드 ··· 114

[그림 4-9] 월평균 Henry Hub과 NBP 가격 스프레드 예시 ··· 115

[그림 4-10] 단기 가스 수요 및 공급 곡선과 가격 ··· 117

(17)

제1장 서 론

국제 LNG 시장은 과거 높은 수송비와 도착지제한조항(destination clause)1)과 같은 경직적인 매매계약 조건들로 아·태시장, 유럽시장, 북미 시장의 3개 지역시장으로 확연히 분리되어 있었으며, 지역시장별 고유의 가격결정과 거래방식이 서로 다른 시장에 미치는 영향이 미미하였다. 그 러나 최근 매매계약의 유연성 증대 및 수송비용의 하락 등의 기술·경제 적 변화로 지역시장 간 LNG 현물교역이 크게 늘고 있으며, 특히 유럽 시장과 북미시장 간의 현물가격 차이를 이용한 차익거래(arbitrage trading)2)도 나타나고 있어 지역시장 간 경계가 차츰 허물어질 것으로 예상되고 있다.

경직적인 조건하의 장기매매계약으로 거래되던 LNG 시장에서 현물 및 단기 거래3)는 예외적인 거래형태로 간주될 정도로 그 빈도가 낮아

1) LNG 매매계약(sales and purchase agreement: SPA)에 하역항(unloading port) 또는 하역국가를 명시하여 다른 지점이나 국가로 도착지를 변경하는 것을 제한하는 조항 이다. 도착지를 한 국가내의 지점들로 제한하는 경우, 보다 포괄적인 의미의 영토제 한(territorial restriction)조항이라는 용어가 쓰이기도 한다.

2) 동일한 상품이 서로 다른 시장간에 가격차이를 보일 때 이를 매매하여 차익을 얻으 려는 방법으로서 재정거래라고도 일컫는데, 위험을 추가로 부담하지 않고 두 개 이 상의 시장에 동시에 투자하여 이익을 얻는 무위험 수익거래이다. 김철중·윤평식 (2005, p. 38) 참조

3) 계약기간이 1년 이하의 계약을 말하며, 일반적으로 가스 현물시장(거래)이라고 할 때 중·장기 기간계약과 대비되는 의미에서 단기거래도 포함하여 지칭한다.

Howard(2004, 각주2)) 참조

(18)

불과 10년 전만 해도 전체 LNG 거래의 1%에 불과하였지만, 최근 그 규 모가 꾸준히 증가하여 지금은 16%에 달한다. 상대적으로 현물 및 단기 거래의 비중이 높은 미국과 유럽에서 LNG 도입을 확대하기 위해 다수 의 인수터미널이 건설되고 있어, 이러한 높은 현물거래의 증가세는 앞으 로도 지속될 것으로 전망되고 있다.

이러한 현물거래의 확대에는 현물거래를 가능하게 하는 여유 공급능 력의 발생과 더불어, 가스산업의 규제완화에 따른 LNG 사업환경의 변 화가 주된 요인으로 작용하였다. 1990년대 후반부터 본격적으로 확산된 에너지산업의 구조개편과 개방화로 주요 가스시장의 유동성4)이 확대되 고, 계약물량 인수(off-take)의 불확실성이 증가하는 변화를 발생하여, 공 급자들의 사업영역에도 변화가 일기 시작하였다. 공급자들은 증가하는 수요 불확실성의 위험을 완충하고 개방된 수요국의 하류부문에서 부가 가치를 획득하기 위해, LNG 터미널이나 발전소를 건설하는 등 하류부 문으로의 진출을 확대하기 시작하였다. LNG 프로젝트의 개발형태에서 도 변화가 나타났는데, 과거 수요처와의 장기 매매계약이 필수적으로 선 행된 이후에야 LNG 프로젝트에 대한 투자가 이루어지던 형태에서, 수 요가 확보되지 않았거나 부분적으로만 확보된 상황에서도 프로젝트 개 발에 착수하는 사례가 나타났으며, 특정 프로젝트에 귀속되지 않은 LNG 수송선의 발주가 증가하였다.

이와 더불어 판매전략에서도 많은 변화가 나타나기 시작하였다. 공급 자가 특정 액화프로젝트에서 생산되는 물량을 장기계약이 체결된 수요

4) 유동성(liquidity)이란 거래되는 가스가격에 대해 어떠한 회사(거래자)도 과도한 영향 력을 유지하지 못하는 상황을 말한다. EFET(2003) 참조

(19)

처에 공급하는 전형적인 공급방식 이외에, 다수의 액화프로젝트 물량으 로 공급포트폴리오를 구성하여 여러 시장에서 자사의 브랜드로 LNG를 판매하는 ‘포트폴리오 접근방식’이 출현하였고, 액화프로젝트의 파트너사 가 자사의 마케팅회사와 LNG 매매계약을 체결하여 스스로가 구매자가 되는 ‘자가계약(self-contracting)‘도 나타나고 있다. 또한 지속적인 증가를 보일 것으로 예상되는 현물수요를 체계적인 수익창출의 기회로 활용하 기 위해 일정물량을 현물시장 판매용으로 유보해 놓는 등 공급자들의 사업전략이 LNG 시장의 유연성 확대에 따라 능동적으로 변화하고 있 다.

한편 LNG 시장의 중·단기 수급여건이 미국과 유럽의 급격한 LNG 수 요증가 전망과 중국, 인도 등 신흥 대규모 LNG 수요국의 등장으로 열 악해 질 것으로 전망되고 있다. 특히 2010년을 전후하여 한국과 일본 등 LNG 의존도가 높고 수요의 가격탄력성이 낮은 아시아 수요처들이 기존 계약의 만료에 따라 상당량의 신규 도입계약을 체결해야 하는 상황에 반해, 향후 수년간 아·태 LNG 시장으로 공급이 계획된 물량이 수요에 못 미칠 것으로 예상되어 이 지역 수요의 충족을 위해 대서양시장으로 공급이 계획된 물량을 전용(diversion)5)해야 할 필요성이 제기되고 있다.

신규 기간계약(term contract) 체결의 필요성 이외에도, 경직적인 LNG 도입패턴에 비해 동고하저 형태의 계절 간 수요격차가 크고 저장용량이 부족한 우리나라는 매년 현물도입 소요가 높으며, 미국 및 스페인과 더 불어 세계 3대 현물 소비국에 포함된다. 세계 3개 LNG 지역시장의 현

5) 당초 공급이 계획된 수요처(목적지)에서 다른 수요처(목적지)로 변경하는 것을 일컫 는 diversion은 ‘전용’이나 ‘수요처 전환’, ‘목적지(도착지) 변경’ 등의 여러 표현으로 번역되며, 이하에서도 문맥에 따라 이들 표현을 혼용하기로 한다.

(20)

물소요가 모두 높은 가운데, 가격이 높은 곳으로 공급이 몰리는 현물거 래의 특성을 감안하면 지역 간 가스가격의 차이는 각 시장의 현물 유입 량에 영향을 미치게 된다. 더욱이 중·단기적으로 아·태지역의 가스공급 이 압박받을 전망하에서, 대서양(유럽 및 북미)지역으로 공급이 계획된 물량을 아·태지역으로 전용하거나 현물구매하기 위해서는 타 지역 시장 가격을 통해 얻을 수익을 상회하는 가격을 지불하여야 할 것이다. 이는 곧 우리나라를 비롯한 아·태지역의 가스도입가격이 북미와 유럽의 가스 가격 및 수급상황과 직·간접적으로 연계되어, 이들 시장의 가격에 따라 우리가 지불할 가격이 좌우될 가능성이 높아지는 것을 의미한다.

따라서 중·단기적으로 아·태지역으로의 LNG 물량 전용을 유도할 수 있는 도입가격 수준을 가늠해 보기 위해, 북미와 유럽시장의 LNG 흡수 력과 가격 결정방식 및 공급자의 전략에 대한 이해가 요구된다. 이는 또 한 장기적으로 지역시장 간 가스가격의 수렴에 대비하여 도입경제성 확 보를 위한 도입전략 수립을 위해서도 긴요하다. 이에 따라 본 연구는 북 미와 유럽시장의 특성과 가스가격 형성 요인을 살펴보고, 최근 LNG 시 장의 구조적 변화에 대한 이해를 바탕으로 LNG 공급자들의 사업구도 및 전략 분석을 통해 아·태지역으로의 LNG 목적지 변경(diversion)의 가능성과 조건을 검토해 보고자 한다.6)

본 보고서는 다음과 같이 구성된다. 우선 제2장에서는 LNG 교역환경

6) 가스 현물 및 선물 시장이 운영되고 있고 파이프라인가스도 도입되고 있는 북미 및 유럽시장의 가스가격 형성 요인이나, 최근 LNG 시장변화에 따른 공급자들의 전략 과 관련된 아·태지역 LNG 도입조건에 대한 연구를 거의 찾아보기 어려운 것이 현 실이다. 북미 및 유럽의 가스시장과 관련된 국내 선행연구는 주로 구조개편이나 시 장동향과 관련된 내용을 다루고 있으며, 해외 연구들도 미국 및 영국의 가스현물시 장 가격과 선물가격 또는 원유가와의 상관관계에 대한 연구가 주류를 이루고 있다.

(21)

의 변화 양상과 최근 수급 현황 및 중·단기 수급전망에 대해 살펴본다.

이어 제3장에서는 지역별 가스시장의 가격결정 방식을 검토한 후, 미국 과 유럽의 시장구조와 가격형성 요인 및 특성에 대해 살펴본다. 제4장에 서는 LNG 공급자들의 상·하류 자산포트폴리오 분석을 통해 공급자별 사업구도와 전략을 살펴보고, 목적지 변경과 관련된 도입조건에 대해 논 의한다. 마지막으로 제5장에서는 결론과 정책적 시사점을 제시한다.

(22)

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수급 동향

세계 LNG 시장은 최근 몇 년간 빠르게 성장하면서 여러 변화를 보이 고 있다. 2000년대에 들어서면서 LNG 시장은 액화기술의 발전과 공급 자 간 경쟁으로 인해 낮은 가격과 유연한 계약조건으로 대변되는 ‘구매 자시장(buyer's market)’의 양상을 띠기 시작하였다. 그러나 최근 중국, 인도 등 대규모 신흥 LNG 수입국의 등장과 미국, 유럽의 급격한 LNG 수입확대 전망 등 수요증가 요인들이 LNG 프로젝트 개발비용의 상승 및 인도네시아의 LNG 공급감소 등의 공급 측 요인들과 맞물려 향후 몇 년간 공급압박이 예상되면서, LNG 시장은 도입 협상에서 판매자가 상 대적 우위에 있는 판매자시장(seller's market)으로 급반전하고 있다.

LNG 프로젝트 개발비용은 기술발전과 프로젝트 대형화에 힘입어 계 속 감소하다가, 2003년을 저점으로 다시 증가하는 추세를 보이고 있다.

이러한 개발비용의 상승은 계획된 LNG 프로젝트에 대한 투자를 지연시 키는 부작용을 낳고 있다. 프로젝트 개발비용의 상승과 함께 1990년대 말 이후 하락세를 보이던 LNG 장기계약 가격의 수준도 2003년경을 저 점으로 다시 상승하고 있다. 최근 체결된 아·태지역 수요처들의 장기매 매계약 가격은 전례 없이 높은 수준에서 결정되었으며, 고유가의 영향을 상쇄시킬 수 있는 가격상한이나 S-curve7) 등의 가격조건들이 삭제되어

7) 원유가에 연동되는 장기계약의 가스가격공식에서, 유가에 따라 변화하는 가스가격 의 정도를 나타내는 기울기가 전 구간에서 동일하지 않고, 낮은 유가 구간과 높은

(23)

구매자에게 불리한 내역을 담고 있다.

거래조건에서는 유연성 확대가 지속되는 추세이다. 대부분 20~25년 기간이었던 장기계약 기간이 단축되거나 다양화되고, 도착지제한조항의 삭제나 의무인수(take-or-pay)8) 수준의 감소 등 경직적인 조건들이 완화 되는 경향을 보이고 있다. 이러한 유연성 확대는 미국과 유럽의 시장개 방에 따른 자연적인 변화라 할 수 있다. 발전회사와 같이 경쟁시장의 환 경에 노출되어 있는 LNG 수요자들이 과거와 같은 경직적인 도입조건하 의 LNG 구매를 꺼려함에 따라, 계약기간을 짧게 하거나 가격조건을 시 장환경 변화에 따라 주기적으로 재협상할 수 있도록 맞춰주게 된 것이 다. 경쟁환경에 있는 수요자들의 물량인수(off-take)가 불확실해짐에 따 라, 공급자들은 물량위험(volume risk)을 완충하고 개방된 하류시장의 부가가치 획득을 위해 하류시장으로의 진출을 확대하고 있다. 이러한 수 직적 영역확대는 비단 상류사업자에게만 나타나는 현상이 아니라, 하류 사업자에게도 나타나고 있다. 하류사업자들도 공급자들과 마찬가지로 LNG 구매자들도 개발도입의 부가가치 창출, 가격위험의 분산, 필요물량 의 적기 도입을 위해 상류부문의 활동참여 및 지분확보 등 수직적인 영 역 확대를 꾀하고 있는 것이다.

이하에서는 LNG 도입여건의 변화에 대한 이해를 높이기 위해 국제

유가 구간의 기울기가 중간 유가 구간에 비해 낮아 전체적으로 알파벳 S자 형태를 보이는 가격공식 구조를 지칭한다.

8) 구매자가 연간 도입하기로 약정한 물량을 인수하지 못하는 경우에도 약정물량에 대 한 대금을 지불해야 하는 조항으로, take-or-pay 수준이 90%라면 실제 인수물량이 약정물량의 90%에 미달하더라도 약정물량의 90%에 해당하는 대금을 지불하여야 한 다.

(24)

LNG 교역환경의 변화 양상과 최근 동향을 검토하고, 중·단기 LNG 수 급 전망에 대한 주요 전문기관들의 시각을 간략히 살펴보고자 한다.

1. LNG 교역환경의 변화

가. 프로젝트 개발의 패러다임 변화

LNG 프로젝트의 개발은 가스전의 개발, 생산된 가스를 액화플랜트로 보내기 위한 파이프라인의 건설, 가스를 처리·액화하는 액화플랜트의 건 설, 액화된 가스를 수요지까지 수송하기 위한 LNG 수송선의 건조, 수요 지에서 LNG를 인수·재기화하는 LNG 터미널의 건설에 이르는 막대한 설비투자를 필요로 한다.9) 가스의 개발에서 액화, 수송, 재기화 및 공급 에 이르기까지 LNG를 공급하는 전 과정을 LNG 체인(chain)이라고 하 며, 통상 가스의 탐사·개발·액화까지를 상류부문, 액화된 가스의 해상수 송을 중류부문, LNG의 인수에서 재기화 및 수요처로의 공급을 하류부 문으로 분류한다.

전통적인 LNG 프로젝트 개발방식 하에서는 장기매매계약을 근간으로 LNG 체인의 대규모 투자와 관련된 위험을 공급자와 수요자가 분담한 다.10) 공급자11)는 가스자원 보유국 정부로부터 가스전의 개발권을 획득

9) LNG 프로젝트 개발의 단계별 기술·경제적인 자세한 내용은 Greenwald(1998) 참조 10) 일반적으로 가스 장기매매계약은 공급자가 가격위험(price risk)를 부담하고 수요자

는 가스판매와 관련된 물량위험(volume risk)를 부담하는 위험분담 구조를 띤다고 평가되고 있다. 그러나 공급자가 가격위험을 부담한다는 시각이 유효하려면, 수요자 가 처한 시장에서 가스가 경쟁연료에 비해 가격경쟁력을 유지할 수 있도록 계약가 격공식이 설계되어 있다는 전제의 충족이 요구된다. 이에 관한 논의 및 가스매매계

(25)

하여 가스를 생산, 액화, 수출하는 역할을 하며, 수요자12)는 액화된 가스 를 인수, 재기화하여 직접 소비하거나 최종소비자에게 공급하는 역할을 담당한다. 공급자와 수요자가 각기 상류와 하류 부문의 설비투자 및 위 험을 감수하는 구조하에서13) 보통 20~25년의 장기간에 걸친 가스매매계 약은 공급자에게는 수요이탈 위험을 방지하고 수요자에게는 공급이탈 위험을 방지하는 기능을 수행하였으며, 대규모 투자비용의 안정적 회수 를 위해 계약내용에 take-or-pay나 도착지제한과 같은 경직적인 조항들 을 포함하게 되었다.

이렇게 공급 측과 수요 측이 수직적으로 투자위험을 분담하던 기존의 LNG 프로젝트 개발방식이 최근 보다 복잡하고 유연하게 변화하고 있으 며, 이에 따라 전통적인 공급자(판매자)와 수요자(구매자)의 관계도 달라 지고 있다. 가장 큰 변화는 LNG 프로젝트 개발행태가 공급자와 수요자 간의 수직적으로 분리된(vertically separated) 위험분담(risk-sharing)에서,

약의 위험분담의 적정성에 대한 논의는 각각 IEA(2004, pp. 100~101)와 도현재 (2005) 참조

11) 국제석유회사(international oil company: IOC)나 생산국의 국영석유회사(national oil company: NOC)가 공급자(상류사업자)가 되며, LNG 프로젝트의 구조에 따라 하 나의 사업주체(흔히 컨소시엄을 형성)가 중·상류부문을 모두 담당하거나, 별도의 사 업주체가 가스생산, 액화, 수송부문을 각각 담당하기도 한다. 전자의 경우, 통합된 (integrated) 프로젝트 구조라고 하고, 후자를 비통합된(non-integrated) 구조라고 지 칭한다. Greenwald(1998, pp. 113~118) 참조

12) 수요국의 국영가스회사나 전력회사들이 주요 수요자(하류사업자)이었다.

13) LNG 체인의 중류부문인 수송선 확보의 책임은 계약상의 물량인도 조건에 따라 달라지는데, 목적지항에서 (본선상) 물품인도가 이루어지는 Ex-ship조건에서는 공급 측이, 선적항에서 (본선선적으로) 물품인도가 이루어지는 FOB(free on board)조건에 서는 수요측이 담당하게 된다.

(26)

수직통합(vertical integration) 및 위험감수(risk-taking)로 변화하고, 계약 조건의 유연성이 확대되고 있다는 점이다. 여러 요인들이 이러한 변화를 야기하였으며, 주요 요인들로 LNG 프로젝트 개발비용의 하락, LNG 시 장참여자의 다변화, 전력·가스산업의 개방화를 들 수 있다.

LNG 체인 전반의 비용하락은 과거 경제성이 결여되었던 프로젝트들 의 개발을 가능하게 하였고, 프로젝트 간 경쟁을 촉진하는 요인이 되었 다.14) 또한 액화, 수송, 재기화 등의 기술발전과 비용구조의 변화는 사업 자들이 보다 큰 수익을 얻을 수 있도록 사업구조를 변경하는 요인으로 작용하였다.

영국과 미국의 LNG 수입 재개·확대 및 중국, 인도와 같은 대규모 LNG 수요자의 등장에 따라 시장이 확대되어 사업자가 새로운 시장으로 의 공급에 필요한 발판을 마련하고, 미국과 같은 장기계약의 체결이 어 려운 시장환경에 적합한 방식으로 프로젝트 개발을 추진하도록 만드는 계기가 되었다.

또한 전력·가스산업의 개방화로 발전사업자를 비롯한 새로운 LNG 구 매자들이 출현하여 공급자와 직접 매매계약을 체결하였으며, 그들은 자 신들이 처해있는 사업환경을 기준으로 구매물량 및 가격조건의 유연성 을 요구하게 되었다. 이에 따라 과거 20~25년의 일반적인 장기계약의 기 간이 다변화되어 10~15년 장기계약이나 5~8년의 중기계약도 많이 나타 났으며, 의무인수 기준도 약화되었다. 기존의 주요 구매자였던 독점 유 틸리티 사업자와는 달리, 개방된 에너지시장에서의 새로운 구매자들은

14) 2000년대 초반의 구매자시장(buyer's market) 상황은 이러한 비용저감에 따른 공급 프로젝트 간의 경쟁에 따라 발생하였다고 볼 수 있다.

(27)

매매계약 체결 시 공급량을 확보해야 할 필요성보다는 가격 및 계약조 건의 유연성에 더 큰 주안점을 두었다. 그 결과 판매자가 가격위험을 떠 안고 구매자가 물량위험을 떠안는 과거 장기계약의 수직적 위험분담의 행태에서, 물량의 유연성 확대 등으로 하류부문의 위험이 판매자에게로 이동하는 경향이 나타났다.

이러한 변화에 대응하여 공급자들은 수직통합 및 유동성 있는 시장에 서의 위험감수라는 사업행태의 변화를 보이게 된다. LNG 시장의 유동 성 확대에 따라, 공급자들은 물량인도(off-take)의 불확실성을 완충하고 수익이 극대화되는 수요처로 LNG를 판매하기 위해, 수요국의 LNG 터 미널을 건설하거나 용량계약을 통해 수요처에 대한 접근성(accessibility) 을 확보하고 판매부분에 진출하는 등 하류시장의 부가가치 획득을 추구 하고 있다.15)

또한 물량과 가격 위험의 분산을 위해 여러 프로젝트 물량으로 공급 포트폴리오를 구성하여 여러 시장에 LNG를 공급하는 ‘포트폴리오 접근 방식’이 출현하였고, 이 과정에서 LNG 체인 전체에 대한 일원화된 재원 조달 구조가 아닌, 단계별로 독립적인 재원조달과 상업적 이용계약으로 프로젝트가 운영되는 유연한 형태의 ‘상업적 LNG(Commercial LNG)’

모델이 출현하게 되었다.16) 그리고 수요가 부분적으로만 확보된 상황에 서도 프로젝트 개발에 착수하는 사례가 나타나, 액화프로젝트의 파트너

15) 공급자들의 하류부문 진출 현황과 전략에 대해서는 제4장에서 다루고 있다.

16) 예를 들어, 트리니다드토바고의 Atlantic LNG나 이집트의 Eqyptian LNG의 경우와 같이, 액화플랜트가 가스의 처리·액화 서비스를 제공하고 이용료를 받는 톨(tolling) 구조의 모습이 ‘상업적 LNG’ 모델의 하나의 특징이다. 상업적 LNG라는 용어는 Nissen(2004)에 의해 처음 사용되었다.

(28)

사가 스스로 구매자가 되는 ‘자가계약(self-contracting)‘17)이 확산되고 있 다. 또한 경쟁적이고 유동성이 있는 미국과 유럽 시장에 LNG를 공급하 기 위해, 계약가격이 현물시장가격에 연동되고 특정 프로젝트에 귀속되 지 않은 LNG 수송선의 발주가 증가하였다. 이 모든 변화는 다시 또 유 동성을 확대시킬 것이므로, 향후 LNG 시장의 유동성은 급속히 확대될 것으로 예상된다.

나. LNG 프로젝트 개발비용 추이

기술발전과 액화플랜트의 대형화에 따른 규모의 경제 효과로 인해 설 비의 대형화가 가능해지면서, LNG 프로젝트 개발비용은 2000년대 초반 까지 지속적으로 감소하여 왔다. 가스의 탐사, 채굴, 액화, 수송 및 재기 화에 이르는 LNG 체인 전반의 비용이 감소하였지만, 특히 액화플랜트 트레인(train)18)의 규모의 경제 실현으로 단위 투자비의 하락이 두드러지 게 나타났다. 1970년대 초의 트레인 1기의 규모는 100~150만 톤/년이었 으나, 2000년대에는 350~500만 톤/년 수준으로 증가하였고, 최근에는 카 타르에서 780만 톤/년 규모의 초대형 트레인을 건설 중에 있다. 이 같은 대형화로 액화플랜트의 단위당 평균투자비는 1960년대의 톤당 550달러 에서, 1970년대와 1980년대에는 350달러 수준으로 하락하였으며, 1990년 대 말에는 250달러 수준까지 하락하였다.19)

17) Jensen(2005)는 전통적인 계약형태를 ‘목적지계약(destination contract)’이라고 지칭 하고, 이와 대비되는 의미에서 ‘시스템계약(system contract)’이란 ‘자가계약’이란 용 어 대신 쓰고 있다.

18) 가스의 처리 및 액화하는 모듈(module)로서, 그 규모는 컴프레서의 크기에 의해 좌우된다. 자세한 내용은 Greenwald(1998, pp. 83~88) 참조

(29)

이후 2000년대에 접어들어서는 톤당 200달러를 밑도는 수준으로 하락 한 후, 2003년을 저점으로 다시 상승하기 시작하여 최근 가동이 개시된 액화플랜트의 평균투자비용은 1990년대 후반과 동일한 수준을 보이고 있다. 2010년 초반 가동을 목표로 하는 신규 프로젝트들은 수년 전에 비 해 투자비용이 2~3배 증가하는 추세를 보임에 따라, 액화프로젝트에 대 한 최종투자결정(final investment decision: FID)이 지연되고 있으며, 개 발자들은 프로젝트 경제성의 재검토 및 비용절감 방안을 모색하고 있다.

[그림 2-1] 액화플랜트 건설(EPC)비용 추이

자료 : LNG in World Markets(2007. 4)

이러한 투자비용의 상승은 LNG 프로젝트 및 타 에너지시장의 활황에 따른 원자재 및 장비 가격의 상승과 전문 기술인력 부족에 기인한다.20)

19) LNG 체인의 부문별 비용저감에 대한 자세한 내용은 Cornot-Gandolphe(2005)와 IEA(2004. pp. 149~150) 참조

(30)

철강, 니켈, 알루미늄 등 액화플랜트의 필수자재 가격은 2003년 초부터 2004년 말까지 2년 동안 130%의 인상률을 기록하였으며, 시멘트 가격도 크게 상승하였다. 또한 초저온 펌프, 컴프레서 및 터빈 등 액화플랜트 장비의 수요도 공급능력을 초과하고 있으며, 석유·가스 상류부문, GTL 생산 및 석유화학 부문에서도 장비수요의 증가로 인해 2010년경까지는 액화플랜트 장비의 공급압박과 가격인상이 예상되고 있다.21) 여기에 기 술능력이 검증된 EPC22)업체 및 전문 기술인력의 공급부족도 프로젝트 개발비용의 상승에 기여하고 있다. EPC 시장의 상위 3개사인 Chiyoda, Bechtel 및 KBR/JGC는, 모두 합쳐 2003년까지는 연간 1~2기 정도의 LNG 트레인을 제작하였으나, 근래에는 그 숫자가 3~4기로 증가하였으 며, 2009년 한 해에만 10기의 LNG 트레인이 제작·완료될 예정이다.

이와 같은 EPC 자원의 부족과 프로젝트 개발비용의 불확실성 증대로 EPC 계약방식도 과거의 일괄정액수주(lump-sum turnkey contract) 방식 에서, EPC 입찰시 등락이 심한 비용항목을 조건부로 설정하거나 건설기 간 동안 정기적으로 비용수준을 재조정하는 “open book" 계약방식을 채 택하는 경향을 보이고 있다. 한편 이러한 프로젝트 개발비용의 상승은

20) 또한 러시아 사할린 II 프로젝트에서의 환경비용 및 노르웨이의 Snohvit 프로젝트 에서의 경험미숙에 의한 프로젝트 비용의 과소추정 등 개별 프로젝트의 특성에 의 한 비용인상(cost-overrun) 현상도 나타나고 있다.

21) 니켈가격은 2006년 이후 급증하고 있으나, 철강가격의 경우 2004~2005년 급격한 상승을 보인 후 안정세로 접어들고 있어 전체적인 자재비의 상승이 어느 정도 정점 에 달하였다는 관측도 나오고 있다. LNG in World Markets(2005. 11. pp. 21~22 및 2007. 4. pp. 20~21) 참조

22) Engineering, procurement and construction의 약자로 계약자(contractor)가 엔지니 어링설계, 자재구매, 시공업무까지 전체적으로 책임을 지고 수행하는 경우를 말한다.

(31)

LNG 가격의 상승, 인수터미널 건설의 지연 및 축소 효과도 수반하기 때문에, LNG의 공급 측과 수요 측의 반응으로 시장균형에 도달하기까 지는 시간이 걸릴 것으로 전망되고 있다.

다. 현물거래의 확대

LNG 프로젝트 개발의 패러다임이 변화하고 시장의 유연성이 증대되 면서, LNG의 단기거래 및 현물거래가 급격한 증가를 보이고 있다.23) 2006년의 교역량을 기준으로 세계 LNG 교역에서 현물거래가 차지하는 비율은 약 16%로, 그 규모가 약 31.5 Bcm24)(25.4백만 톤)에 달한다([그림 2-2] 참조).

[그림 2-2] 세계 LNG 현물거래 추이

자료 : 小山 堅(2007)

23) 이하에서는 별도의 구분이 필요한 경우를 제외하고는, 통상적인 장기계약과 대비 되는 의미에서 단기거래를 포함하여 현물거래로 통칭하기로 한다. 위 각주 3) 참조 24) billion cubic meter, 10억 입방미터

(32)

불과 10년 전만해도 전체 LNG 거래의 약 1~2%에 지나지 않던 현물 거래가 1999년 이후 급증하고 있다. 이는 과거 단기적인 수급 불균형의 해소나 일시적 잉여물량의 판매를 위해 제한적으로 이루어지던 현물거 래가, 이제는 계약조건의 유연성 증가와 미국, 유럽의 가스현물시장으로 인해 하나의 중요한 LNG 교역형태로서 그 체계를 갖춰가고 있으며, 수 요변동에 대한 대처능력을 향상시키기 위해 그 역할이 증대되고 있음을 단적으로 보여준다.

현물거래는 계절 간 및 지역 간 수급 불균형의 해소를 위한 현물도입 및 스왑거래, 소비국에서의 규제완화에 따른 수요 변동폭의 증대 등으로 그 필요성이 높아져 왔다. 주요 LNG 수입국인 한국은 계절 간 수요격 차 해소의 많은 부분을 현물거래와 스왑거래에 의존해 왔으며, 2001년 인도네시아 Arun 액화프랜트의 조업중단 사태와 같은 예상치 못한 공급 차질이나, 2003년과 2007년 일본의 원자력발전소 가동정지와 같은 LNG 수요증가 상황도 현물거래의 필요성을 증대시켰다.25) 미국과 유럽의 가 스·전력시장의 자유화는 LNG 계약의 유연성을 증대하여 현물거래를 활 성화하는 요인으로 작용하였으며, 유럽과 미국 시장 간의 가격차이에 따 라 LNG의 수요처가 변경되어 재판매되는 차익거래의 유인도 현물거래 를 확대시켜 왔다. 특히 2000~2001년 이래 미국의 가스가격 급등에 따라 대량의 LNG 현물이 미국으로 유입되고 있다.

현물거래가 가능하려면 공급측면에서 일시적인 단기거래에 투입될 수 있는 잉여물량과 이를 수송할 수 있는 수송여력이 필요한데, 1990년대

25) 또한 액화플랜트의 고장 및 사고에 의해서도 현물수요가 증가하였는데, 2005년에 만 사고·고장에 의한 생산손실은 9~10백만 톤에 이른다. IEA(2006. pp 54~55) 및 World Gas Intelligence(2006. 3. 10) 참조

(33)

후반부터 LNG 공급 프로젝트들이 크게 증가하면서 잉여물량이 증가하 기 시작하였고, 이와 함께 LNG 수송선 및 잉여 수송능력도 증가하기 시작하였다. 현물거래에 투입될 수 있는 물량은 주로 ‘build-up’26) 기간 의 잉여물량, 매매계약 기간의 만료, ‘de-bottlenecking’27)에 따른 여유 공급능력 발생 등에 의해 가능하게 된다. 1990년대 후반에는 다수의 신 규 LNG 프로젝트 및 확장 프로젝트들이 가동을 개시하여 이들 프로젝 트들로부터 잉여물량이 발생하였고, 이와 더불어 1997~1998년의 아시아 외환위기에 따른 경기둔화의 여파로 수요가 감소하면서 중동지역의 잉 여공급능력이 현물거래 확대의 계기로 작용하였다.

최근에는 미국, 유럽의 LNG 수요 확대로 공급자들이 LNG 프로젝트 에서 일정 물량을 장기계약을 통해 판매하지 않고 현물거래용으로 유보 해 놓은 사례도 나타나고 있어, 향후 현물거래는 더욱 확대될 것으로 예 상된다. 대서양지역의 LNG 현물수요가 나타나기 이전의 현물거래는 주 로 기존 수요처의 계절 간 수급 불균형 또는 일시적 공급부족을 해소하 는 차원에서 이루어졌기 때문에, 잉여 공급능력이 있더라도 장기계약가 격에서 크게 벗어나지 않는 수준에서 기존 수요처들에 판매하였다. 그러 나 최근 미국과 유럽의 현물시장의 가격변동성이 커지고 LNG 수입이 확대되면서, 공급자들은 현물수요를 체계적인 수익창출의 기회로 활용하

26) 일반적으로 LNG 장기매매계약에서 최초 2~3년 정도는 구매자가 연간 계약량에 해당하는 수요를 갖추도록 공급량을 증가시키는데, 이 기간을 'build-up' 기간이라고 하며, 이후 본격적으로 연간 계약량을 공급하는 기간을 'plateau' 기간이라고 한다.

LNG 프로젝트가 최초 조업 개시 후 최대 생산능력을 공급하기까지 수 년간의 build-up 기간에는 잉여물량이 발생하게 된다.

27) 기존 설비 혹은 공정의 개선을 통해 액화능력을 증설하는 것을 의미한다.

(34)

는 전략을 추구하고 있다. 신규 프로젝트의 일정물량을 미국, 유럽의 현 물시장 판매용으로 지정하여 차익거래를 함으로써 현물판매 수익을 제 고하고, 현물시장 가격을 상회하는 수요가 발생하면 이를 전용하여 고수 익을 얻는 전략을 추진하고 있다.

라. 장기계약가격의 추이

2000년대 초반까지 하락세를 보이던 LNG 장기계약가격이 2005년 이 후 중·단기 공급압박 전망을 반영하며 다시 상승하고 있다. 2000년대에 접어들면서 장기계약은 20년 이상의 계약기간, Ex-ship 인도조건과 높은 유가연동비율, 엄격한 도착지제한조항, 제한적인 계절별 항차조절 등으 로 특징 지워지는 전통적 계약 형태에서 탈피하는 추세를 보여 왔다.

아시아 LNG 장기계약에 적용되고 있는 일반적인 형태의 가격공식은 원유가 변동에 따라 비례적으로 LNG 가격이 변동되도록 설계된 ‘원유 가 연동방식’이다.28) 원유가에 연동되는 가격공식의 형태는 계약별로 차 이가 있지만,

P

LNG= A ×P Oil+B 의 직선공식 형태로 단순화할 수 있 다.29) 과거 대부분의 계약에서 원유가 연동계수 A는 0.1485, 상수항인 B

28) 아시아로의 LNG 도입계약 가격이 처음부터 원유가에 연동된 것은 아니었다. 1964 년 알래스카 Kenai로부터 일본이 LNG를 도입한 이래 초기의 LNG 계약가격은 당 시의 석유가격과 마찬가지로 고정가격제를 채택하였다. 그러나 1970년대 석유위기에 따른 원유가 상승때문에 LNG의 가치를 반영하기 위한 노력으로서 LNG 가격을 원 유가격에 연동하는 방식으로 바뀌게 되었다. LNG 가격결정방식의 변천에 대한 자 세한 내용은 이달석 외(2003, pp. 81~87) 및 Energy Charter Secretariat(2007, pp.187~200) 참조

29) 공식에 적용되는 원유가는 일반적으로 일본에서 수입하는 원유의 CIF기준 복합단 가인 JCC(Japanese Crude Cocktail) 또는 인도네시아에서 생산하여 수출하는 원유의

(35)

는 0.7~0.9 수준에서 결정되었다.30) 원유가 연동계수가 0.1485 수준에서 는 LNG 가격이 원유가에 약 85% 수준에서 연동된다.31) 근래에는 직선 형태의 가격공식을 변형한 S-curve 방식의 가격공식을 채택하는 계약도 많이 나타났다. S-curve는 원유가의 급등락에 따른 LNG 가격의 변동위 험을 완화하기 위해, 일정한 범위를 벗어난 고유가 및 저유가 범위에서 는 낮은 원유가 연동계수를 적용하는 방식이다.32) 일본은 많은 도입계약 에서 S-curve 방식의 가격공식을 채택하고 있는 것으로 알려져 있다.

2000년 초반에 체결된 LNG 계약에서는 원유가 연동계수가 낮아지는 추세를 보이면서 이전에 비해 구매자에게 유리하게 성사되었다. 2002년 중국의 CNOOC가 Guangdong터미널로 공급하기 위해 호주 NWS 프로 젝트33)와 체결한 계약의 도입가격은 $2.30/MMBtu의 고정가격으로, 이 는 전통적인 장기계약 조건의 구조변화를 예고하는 사례로 받아들여진

복합단가인 ICP(Indonesian Crude Price)가 쓰인다.

30) 0.1485의 원유가 연동계수가 많은 계약에서 사용되고 있지만 절대적인 수치는 아 니며, 특히 FOB 계약인 경우에는 예외가 된다.

31) 원유 1배럴의 열량을 약 5.8 MMBtu(1 MMBtu=252,000 kcal)로 볼 때, 원유가격이 배럴당 60달러라면 LNG가격이 MMBtu당 약 10.3달러(=60/5.8)면 LNG가격이 열량 기준으로 원유가격과 동일한 수준인 원유등가(oil parity)를 이루게 된다. 다시 말해 서, 원유가 연동계수가 0.1724(=1/5.8)이고 상수항이 0이면, 가격공식에 따른 LNG 가격이 원유가와 열량등가를 이루며, 원유가와 100% 연동된다고 말한다. 이 때 상 수항이 0이 아니라면 상수항은 원유 대비 LNG의 프리미엄으로 볼 수 있다.

32) S-curve 가격공식이 나타난 배경은 1980년대 중반의 유가하락에서 찾아볼 수 있는 데, 1980년대 중반 원유가격이 하락하면서 원유가격에 연동하는 LNG 가격결정방식 으로는 대규모 투자를 요하는 LNG 사업이 재원조달 압박을 받게 되었고, 원유가격 급등락의 위험을 완화시키는 S-curve 방식의 가격공식이 일부계약에 도입되기 시작 하였다. 이영구(2003, p. 72) 참조

33) 각 LNG 프로젝트 및 계약 현황에 대한 내용은 도현재 외(2006) 참조

(36)

바 있다. 2003년 인도의 Petronet은 카타르의 RasGas와 24년간 5Mpta34) 를 공급받는 계약을 체결하였는데, 계약기간 중 초기 5년간은 FOB 기준 으로 $2.53/MMBtu의 고정가격으로 공급되며, 이후에는 JCC에 20%만 연동되는 도입가격의 조건으로 계약하였다.35)

또한 2003년 우리나라의 포스코와 K-Power가 인도네시아의 Tangguh 프로젝트와 체결한 장기계약도 중국 프로젝트들과 마찬가지로 구매자시 장의 도래를 알리는 신호로 받아들여졌다. 이후 한국가스공사가 2005년 상반기에 체결한 MLNG-III, Yemen LNG 및 사할린-II 프로젝트로부터 의 장기공급계약들도, 상기 계약들보다 높아진 가격수준을 보이고 있지 만, 최초로 판매자들의 경쟁입찰을 실시함으로써 구매자시장에서의 구매 자의 강한 입지를 보여주는 사례로 인식되었다.

그러나 2005년 하반기 이후, LNG 시황이 구매자시장에서 판매자시장 으로 급반전되고 있다. 장기계약의 가격수준은 세계 LNG 수요의 증가, 중·단기 공급압박 상황, 고유가의 지속 등을 반영하여 이전까지와는 다 른 양상을 보이며 상승하고 있고, 최근 일부 계약은 유례없이 높은 가격 에 체결되고 있다. 2005년 말 이후 체결된 아시아로 공급되는 계약가격 의 특징은 고유가의 영향을 상쇄시킬 수 있는 가격상한이 사라지고, S-Curve 형태가 아닌 직선형태의 가격공식을 채택하고 있다는 점이다.36) 원유가에 연동되는 계수의 수준도 계속 높아지고 있어, 2005년 말에 체

34) million tonnes per annum, 백만 톤/년

35) 2000년 이후 2000년대 중반까지의 LNG 계약에서 원유에 연동되는 비율은 이기호 (2005, p. 16) 참조

36) Fesharaki and Jovene(2006. pp. 1~3) 및 LNG in World Markets(2006. 1/2. pp.

4~6) 참조

(37)

결된 계약은 원유가 US$60/bbl 수준에서 US$6.00/MMBtu 정도의 가격 수준을 보였는데, 중·단기 공급압박이 예상되는 상황에서 이 수준의 LNG 도입가격은 당분간 최저가격 수준이 될 것이라 전망되고 있다.

[그림 2-3] 아시아 LNG 계약가격 변화 추이

자료: Poten & Partners

아시아로의 LNG 계약가격은 이후에도 계속 상승하여 최근 원유등가 (oil parity)를 초과하는 사례가 나타났다. 일본의 쥬부(Chubu)전력이 카 타르의 Qatargas-2 프로젝트와 계약한 5년 중기계약에서는 원유가 연동 계수(원유가 연동 가격공식에서의 기울기)가 0.17 수준에서 설정되었고, 한국가스공사와 카타르 RasGas-II 간의 계약에서는 0.16으로 설정된 것 으로 알려져 있다.37) 2005년 말 체결된 호주 NWS와의 연장계약들은 원

37) 쥬부전력의 도입물량은 연간 120만톤이며 도입가격은 0.17×JCC + 1.05(또는 1.45) 이며, 한국가스공사의 도입물량은 210만톤으로 도입가격은 0.16×JCC + 0.88로 알려

(38)

유가가 US$60/bbl을 초과하면 재협상하는 조건이 부가되어 있기 때문에 그나마 고유가가 지속될 때의 충격을 완화할 수 있는 여지가 있었지만, 최근 카타르와의 계약들은 가격재협상의 조건도 포함되지 않아 공급압 박 전망에 따라 구매자들의 입지가 매우 약화된 상황을 반영하고 있다.

최근에는 중국의 PetroChina가 호주의 Gorgon 프로젝트로부터 원유 등가 수준의 가격으로 20년간 1 Mtpa를 공급받는 기본합의서(HOA)를 Shell과 체결하였으며, 호주의 Browse 프로젝트로부터도 20년간 2~3 Mtpa를 공급받을 것을 Woodside와 합의하였는데, 이 또한 가격이 원유 등가에 근접한 수준인 것으로 알려져 있다.38) 중국이 2002년 호주 NWS 와 LNG 장기도입계약을 처음 체결한 이래, $8/MMBtu를 상회하는 높 은 가격에 현물카고를 구입한 사례는 있었지만, 원유등가에 근접한 높은 가격으로 장기계약을 체결한 사례는 처음 있는 일로서, 중국이 LNG에 대한 높은 지불용의(willingness to pay)를 표출한 것으로 아시아지역의 LNG 공급확보 여건이 더욱 어려워질 가능성이 있음을 보여준다.

2. 세계 LNG 수급 현황 및 전망

가. 2006년 세계 LNG 수급

2006년 세계 LNG 수요는 전년대비 약 11% 상승한 158.9백만 톤이었 다.39) 지역별 LNG 수요 비중을 살펴보면, 일본, 한국, 대만, 인도, 중국

진다. LNG in World Markets(2007. Jan/Feb. pp. 5~7) 참조

38) Platts, International Gas Report(2007. 9. 10, p. 15) 및 Reuters, "PetroChina agrees second Australian LNG deal"(2007. 9. 6) 참조

(39)

으로 구성된 아시아지역의 LNG 수요가 세계 LNG 수요의 약 2/3(64.6%)를 차지하였다. 유럽지역의 LNG 수요국들은 스페인, 프랑스, 벨기에, 터키, 영국, 이탈리아, 포르투갈, 그리스의 8개국으로 세계 LNG 수요의 27%를 차지하였다. 미주지역의 LNG 수요국들은 미국, 멕시코, 푸에르토리코, 도미니카공화국으로, 2006년의 미주지역 수요는 세계 LNG 수요의 8.4%를 차지하였다.

2005~2006년의 동절기에 유럽의 LNG 수요증가와 낮은 기온으로 인해 유럽과 아시아지역의 수요국들은 연초부터 LNG 도입을 확대하여 이들 지역의 LNG 수요 비중이 2005년에 비해 증가하였다. 2006년 아시아지 역의 수요는 총 102.6백만 톤으로 2005년의 92.4백만 톤에 비해 12% 증 가한 수치인데, 2005년의 아시아지역 수요가 전년대비 약 5% 증가하였 던 것을 감안할 때, 2006년의 수요는 상대적으로 높은 증가율을 보인 것 이다.

2006년 국가별 LNG 수요 및 공급 실적은 <표 2-1>에 제시되어 있다.

일본의 LNG 수요는 발전부문의 수요 증가로 약 8% 증가하여 2003년 원자력발전소 폐쇄에 따른 수요급증 이래로 가장 높은 증가를 보였다.

천연가스 소비의 거의 전량을 LNG 수입에 의존하는 한국의 LNG 수요 는 전년대비 13% 증가하는 높은 신장세를 보였는데, 수입패턴을 보면 특이하게도 이러한 증가세는 상반기에 집중되어 전년동기 대비 30%의 급격한 증가를 보인 반면, 하반기의 LNG 수입은 상대적으로 온화한 기 후에 따른 난방수요의 감소로 전년동기 대비 3.5%의 감소를 기록하였다.

2004년에 처음으로 LNG를 도입하기 시작한 인도는 2006년에 6백만 톤

39) LNG in World Markets(2007. 4) 및 LNG Focus(2007.2) 참조

참조

관련 문서

The index is calculated with the latest 5-year auction data of 400 selected Classic, Modern, and Contemporary Chinese painting artists from major auction houses..

The key issue is whether HTS can be defined as the 6th generation of violent extremism. That is, whether it will first safely settle as a locally embedded group

Modern Physics for Scientists and Engineers International Edition,

Moreover, the analysis of mobility statistics shows that in Korea the entry-exit ratio and the market instability index are the highest among the

Five days later, on 15 January 1975, the Portuguese government signed an agreement with the MPLA, FNLA and UNITA providing for Angola to receive its independence on 11

Special Advisor to the Secretary-General of the OECD on Financial

♦ A foreign country may subsidize the export of a good that the US also exports, which will reduce its price in world markets and decrease the terms of trade for the US.

웹 표준을 지원하는 플랫폼에서 큰 수정없이 실행 가능함 패키징을 통해 다양한 기기를 위한 앱을 작성할 수 있음 네이티브 앱과