해외 LNG시장 변화와 시사점
이 영 구 / 에너지경제연구원 선임연구위원
Ⅰ. 서 론
세계 에너지시장은 중국이라는 거대 소비시장이 등 장하면서 파도가 일기 시작하고 있다. 중국의 경제성장 이 에너지 수요를 증가시킬 것은 예상했지만 그 속도가 이처럼 빠르고 높은 증가율을 가져오리라고는 예상하 지 못했다. 중국을 진원지로 한 파장은 중국의 석탄수 출가격 상승을 통해 전세계 석탄가격을 상승시켰고, 에 너지자원의 안정 확보에 대한 세계적 관심을 불러일으 키고 있다. 석탄가격의 급등은 LNG를 포함한 천연가 스에 대한 수요를 증대시키고 있다.
이미 세계 LNG 시장은 수급 양면에서 그리고 교역 면에서 빠른 속도로 변화하고 있다. 2004년 9월이 되 면, 천연가스가 LNG 형태로 거래되기 시작한지 40년 이 된다. 장년기에 접어들었음에도 불구하고 LNG산업 의 성장세는 오히려 활발해지고 있고 새로운 도약기를 맞이할 것으로 보인다. 1965년에 64만톤에 불과하던 교역량이 2002년에는 1억 1,300만톤 수준으로 증가되 었고, 2010년에는 그 양이 1.8~2.3억톤에 이를 것으로 예상하고 있다.
과학의 발달로 가스탐사의 성공률이 높아지면서 새 로운 가스전의 발견이 증가해 왔고, 가스탐사에 자본을 투하한 투자자들은 투자자본의 회수를 위해 발견된 가 스를 가능한 한 빨리 개발, 생산하여 판매하려 한다. 또 한 과학의 발달과 LNG 수요의 증가는 생산과 수송과 정에서 규모의 경제와 효율향상을 통해 공급비용을 크
게 감축시켜 왔다. 이러한 공급측 요인들에 더해 수요 측면에서도 청정연료에 대한 관심의 증가와 천연가스 이용기기에 대한 기술발전에 따른 편리성 향상으로 가 스 수요가 크게 증가해 왔다.
지난 20여년에 걸쳐 모든 LNG 생산 및 수송과정에 서 규모의 경제와 효율향상을 통해 LNG 공급비용이 30%정도 낮아졌고, LNG 교역의 증가와 더불어 거래 형태도 다양화되고 계약조건들도 유연성이 커지고 있 다. 앞으로 이러한 변화는 지속될 것으로 예상하고 있 다. 혹자는 이러한 변화를‘공급자시장에서 구매자시 장으로의 전환’이라고 말하기도 하고, 혹자는‘LNG 혁명(LNG Revolution)'이라는 말로 표현하기도 한다.
매우 적절한 표현이라고 판단된다.
현재 LNG시장에는 과거에 생각지 못했던 일들이 일어나고 있다. 수년전만 해도 LNG프로젝트는 막대한 투자비 조달이 필요하다는 이유로 생산량 전부에 대해 장기매매계약을 체결해야만 추진이 가능했었다. 그러 나 최근에는 계획된 LNG 생산규모의 절반 정도에 대 해서만 장기계약을 체결해도 신규 프로젝트를 시작하 고 있다. 엄격한 의무인수조항을 포함한 장기계약만 고 집하던 생산자들이 이제는 중기계약과 단기계약을 혼 합한 형태의 장기계약을 체결하고 있다. LNG 거래가 격 결정공식에 있어서도 원유가격에 일차방정식형태로 연동되던 방식에서 유가의 급격한 변화를 완화시킬 수 있는 S-curve방식의 가격공식으로 변화하고 있다. 더 구나 최근에는 천연가스의 현물거래가격이나 선물거래
가격에의 연동이나 유연탄가격 또는 전력풀시장 가격 에 연계하는 방식에 대해서도 논의되고 있는 것으로 알 려지고 있다.
특이한 현상은 LNG 현물거래가 예상보다 빠르게 확산되고 있는 점이다. 일시적인 수급불균형을 해소하 기 위해 공급자가 이용했던 현물거래가 지금은 석유시 장에서 현물거래가 시작됐던 것과 비슷한 형태로 변화 할 수 있는 가능성을 보여주고 있다. 구매자들이 부족 한 물량을 생산자들로부터 구입할 뿐만 아니라 잉여물 량을 갖고 있는 다른 구매자로부터도 구입하는 거래형 태와 구매자가 값이 더 비싼 시장으로 LNG를 재판매 하는 중재거래까지 등장하는 등 그 형태가 다양화되고 있다.
이와 같은 국제 LNG시장의 변화는 필요한 천연가 스를 전량 LNG 형태로 수입하고 있는 우리에게 매우 중요한 메시지를 던져주고 있다. 국제시장에서 LNG 거래형태는 경쟁시장으로 빠르게 전환되고 있는데, 우 리나라의 가스산업은 수년전에 시작한 가스공사의 민 영화와 가스산업구조개편을 마무리 짓지 못하고 있다.
이러한 상태에서는 빠르게 움직이고 있는 시장의 흐름 에서 뒤떨어지기 쉽다. 공기업이 민간기업보다 비능률 적이고, 독점이 경쟁보다 비효율적이라는 사실은 부인 할 수 없는 경제학의 원론이다.
해외시장의 변화에 능동적으로 대응하고 LNG 도입 의 경쟁력을 높이기 위해서는 이 변화를 효과적으로 활 용할 인센티브를 가진 기업들이 자기 책임 하에 사업을 하게 하는 방법이 최선이다. 공급 사업자간의 경쟁이 심화되고, 구매자들이 공개경쟁 입찰방식에 의해 공급
자를 선택하는 시장에서는 계약조건에 큰 차이가 발생 하기 어렵다. 중요한 잣대는 구매자의 사업방식과 구매 자가 구입한 LNG를 소비하는 시장여건에 적합한 조건 을 제시하는 공급자가 누구인가이지 단순히 가격조건 만 유리하다고 해서 선택되거나 동절기 도입량이 많은 도입패턴이라고 해서 선택될 수 없을 것이다. 따라서 여기서는 해외 LNG시장의 현황과 앞으로의 변화를 조 명해보고, 그것이 우리나라 천연가스 산업발전과 LNG 도입에 주는 시사점을 평가해보고자 했다.
Ⅱ. 해외 LNG 공급시장 분석
1. 천연가스 자원량 분석 가. 천연가스의 매장량
2004년 1월 현재 천연가스의 확인매장량은 6,076.5 조 입방피트(tcf)1)로서 석유의 확인매장량 1조 2,658억 배럴2)을 상회하고 있다. 천연가스의 매장량 규모는 2002년의 생산량 수준을 유지하고 신규 매장량 증가 가 없다고 가정할 때, 앞으로 67년 이상 사용할 수 있 는 수준이다. 이는 석유의 51년에 비해 훨씬 높은 수준 이다.
천연가스의 확인매장량은 1980~2002년 기간 중 연 평균 3.4%씩 늘어나는 추세를 보였고, 최근 10년간의 매장량 증가율은 1.2%로 크게 낮아지고 있다. 그러나 2003년에는 확인매장량이 다시 10%이상 증가하였다.
현재 주종 에너지원인 석유의 확인매장량 증가율은 같 은 기간 중 각각 2.1%, 0.4%로 천연가스에 비해 크게 낮다. 2003년에는 아프리카와 중동국가들의 매장량
1) 미국 DOE/EIA-0637 (2003)에서 사용한 전환계수를 사용하면, 천연가스 214조 5천억 입방미터로 LNG 1,566억 톤에 해당하고, 석유로 환산하면 1조 3,592억 배럴에 해당함. 여기서, 1 tcf = 1 tera(1012) cubic feet, 즉, 1조 입방피트이고, LNG 1톤을 8.68배럴로 환산하였음.
2) USGS에서 사용한 전환계수(석유 10억 배럴 = 천연가스 6 tcf)에 따르면, 1조 130억 배럴에 해당함.
증가에 힘입어 4.36% 증가하였으나 천연가스의 증가 율에는 크게 못 미치고 있다. 이러한 추세는 석유·가 스의 탐사기술이 크게 발달해 온 동시에 천연가스의 생 산기술과 수송수단의 발달 및 천연가스를 사용하는 기 술이 발전하여 최종 소비단계에서의 천연가스 가격경 쟁력이 향상되어 왔기 때문이다. 과거에는 석유·가스 탐사활동의 주 목적이 석유의 발견과 생산이었고, 가스 의 개발은 소비지까지의 수송이 용이한 육상광구에서 만 주로 이루어졌다.
2003년에만 해도 천연가스의 확인매장량이 석유 확 인매장량을 상회하는 시점을 2010년 중반으로 예상했 으나, 이미 2004년에 그 시점을 통과한 것으로 나타났 다. 석유의 확인매장량에는 캐나다의 오일샌드 매장량 을 포함했고, 천연가스의 매장량에는 메테인 하이드레
이츠(methane hydrates)3)가 포함되지 않았음에도 불 구하고 천연가스의 확인매장량이 석유의 확인매장량보 다 많다는 것은 앞으로의 에너지시장의 변화방향에 대 해 시사하는 바가 크다고 하겠다.
앞으로 천연가스의 생산기술 발달로 소규모 가스전 의 경제성이 향상되고, 메탄 하이드레이츠의 경제적 회 수방법이 개발된다면 천연가스의 확인매장량은 훨씬 더 큰 폭으로 확대될 것이다. 미국지질조사소(USGS ; U.S. Geological Survey)가 1997년에 발표한 전세계 메탄 하이드레이츠 자원량 규모는 천연가스로 환산해 서 4억 tcf로 천연가스 확인매장량의 75배에 달한다.
더구나 에너지자원의 양적 비교에서 각 에너지원의 총 발열량 대신 최종소비자가 실제로 이용하는 유효에너 지4)로 환산한다면, 천연가스의 매장량 수준은 더욱 높
지역
<표 2-1> 세계 천연가스 확인매장량 현황(2004.1 현재)
주 : * OGJ는 캐나다의 석유 확인매장량이 2002년 1월의 48억 5,800만 배럴에서 2003년 1월에 1,800억 2,100만 배럴로 획기적으로 증 가하게 된 것은 앨버타州의 오일샌드를 포함했기 때문이라고 설명하고 있음.
자료 : Oil & Gas Journal, December 23, 2003
천연가스 석유
물량 (TCF) 비율 (%) 물량 (10억배럴) 비율 (%)
북미 261.0 4.29 217.2* 17.16
중남미 249.4 4.10 98.9 7.81
서유럽 182.6 3.01 18.2 1.44
동구/FSU 1,966.7 32.37 79.3 6.26
중동 2,518.2 41.44 726.8 57.42
아프리카 483.5 7.96 87.0 6.87
아시아/태평양 445.1 7.32 38.3 3.03
세계 계 6,076.5 100.00 1,265.8 100.00
3) 탄화수소가스가 저온·고압에서 물과 공존할 때 생기는 결정성 화합물로서 겉모양은 미세한 얼음결정 또는 눈(雪) 모양임. 이것은 상압, 0。이하에서 존재하나 압력이 높아질수록 더 높은 온도에서도 생성됨. 메탄 하이드레이츠의 정의 형태, 매장규모 등에 대해서는 Energy Economist, Platts, September 2003, 21~25쪽 참조
4) 유효에너지량이란 최종적으로 유효하게 사용한 에너지량을 의미함.
아질 것으로 예상된다.
전문가들은 지구상에 부존되어 있고 궁극적으로 채 굴하여 사용할 수 있는 천연가스의 자원량에 대한 평가 를 계속하고 있다. 1956년 미국 내무부(US Department of Interior)는 천연가스의 究極가채매장 량이 5,000 tcf 이상일 것으로 추정한 이래, 많은 전문 기관들이 구극가채매장량을 평가해 왔다. 이 중 비교적 최근에 추계한 기관은 일본의 석유광업연맹이다. 이 기 관에서 1997년에 추정한 구극가채매장량은 11,643조 입방피트(Tcf)로 2004년 1월의 확인매장량의 거의 두 배에 달하고 있다. 한편, USGS에서 추정한 2000년의 추정치에 따르면, 미발견 천연가스 매장량이 5,196 tcf, 석유로 환산해서 8,663억 배럴에 달하는 것으로 발표하고 있다. 이 수치는 석유의 미발견 매장량 7,240 억 배럴보다 20%정도 많은 규모이다. 따라서 향후 천 연가스의 발견량 추가가 석유의 추가 발견량을 상회하 게 될 것임을 시사하고 있다. 1956년 이후 천연가스 구
극가채매장량 추정치의 추이가 <표 2-2>에 자세하게 나타나 있다.
세계 천연가스자원의 지역별 분포를 보면, 석유와 크게 다르지 않음을 알 수 있다. 석유의 경우, 캐나다의 오일샌드를 제외하면 중동과 동유럽/구소련(FSU:
Former Soviet Union)의 확인매장량 비중이 73.9%
이고, 천연가스의 경우도 이들 지역의 비중이 73.8%로 거의 비슷하다. 그러나 지역 편중 정도는 천연가스가 석유에 비해 덜 심하다. 천연가스의 경우에는 자국생산 이 있는 나라(매장량은 확인되었으나 생산이 없는 나라 도 포함)의 수가 자국생산이 없는 나라의 수보다 많은 데 비해, 석유의 경우는 자국생산이 있는 나라의 수가 자국생산이 없는 나라의 수보다 적다.
천연가스의 국별 확인매장량 규모를 보면, 러시아 27.65%, 이란 15.47%, 카타르 14.98%, 사우디아라비 아 3.79%, UAE5)3.47%, 미국 3.08% 순으로 많으며, 이들 7개국의 비중이 전세계 매장량의 65%에 달하고
발표연도 발표기관 구극가채매장량(tcf) 발표연도 발표기관 구극가채매장량(tcf)
1956 US 내무성 ＞5,000 1971 Weeks 7,200
1958 Weeks 5~6,000 1973 Linden* 10,400
1959 Weeks 6,000 1976 Grossling 11,200~8,000
1965 Weeks 7,200 1979 Meyerhoff 7,670
1965 Henricks(USGS) 15,300 1983 Halbouty 9,585
1967 Ryman(Esso) 12,000 1987 Masters 9,280
1967 Shell 10,200 1991 Masters 10,512
1968 Weeks 6,900 1994 Masters 11,568
1969 Hubbert 8~12,000 1997 石油鑛業聯盟 11,643
주 : * 이 수치는 본래 발표수치에서 과거의 생산분 650tcf를 제한 수치임.
자료 : 일본「석유개발자료」, 2002, 석유공단·석유광업연맹 공편, 118쪽 참조
<표 2-2> 천연가스 구극가채매장량에 대한 추정치 추이
있다. 각 지역의 국가별 확인매장량 분포를 보면, 아시 아/태평양지역에서는 인도네시아가 1.49%로 제일 많 고, 다음으로 호주 1.48%, 말레이시아 1.23%, 중국 0.88% 순이며, 이 지역 매장량의 2/3이상인 69%가 이 들 국가에 매장되어 있다.
이와 같이 천연가스는 지역적으로 널리 분포되어 있 고 자원량도 충분하다 그러나 많은 양의 천연가스가 생 산이 힘들고 소비지에서 멀리 떨어진 지역에 매장되어 있다. 앞으로 이러한 자원을 경제적으로 회수할 수 있 는 생산·액화·수송기술이 발달한다면, 20~30년 후 에는 천연가스의 소비가 석유를 제치고 제1의 에너지 원으로 올라설 가능성이 높다.
나. LNG용 천연가스 매장량
메탄가스를 액화, 즉, LNG로 만들어 운반한 다음 이를 다시 기체로 바꿔 소비하려는 개념 자체는 전혀 새로운 것이 아니었다. 문제는 이 생각을 구체화할 수 있는 기술 개발과 경제성 확보가 용이한가에 있었다.
1937년 영국에서는 알프렛 에너튼卿(Sir Alfred Enerton)이 그 당시 석탄 건류가스를 생산하여 공급하 던 영국가스산업에 대해 석탄에서 메탄가스를 추출한 다음, 이를 액화하여 저장했다가 피크부하 조절용으로 활용할 것을 제의한 기록이 있다. 또한 1951년 미국에 서는 보스턴의 갓후레이 캐봇(Godfrey Cabot)이 천연 가스를 LNG로 만들어 바지선에 실어 운반할 것을 제 의한 적이 있었으나 실현되지 못했다.
이러한 구상들이 실제로 천연가스의 액화와 수송에 적용된 때는 1959년 1월 28일에 메탄 파이어니어 (Methane Pioneer) 수송선이 처음으로 액화된 천연가
스인 LNG를 싣고 미국의 레이크 찰스(Lake Charles) 기지를 출발, 같은 해 2월 20일에 영국의 캔베이섬 (Canvey Island)에 무사히 도착한 시점이라 할 수 있 다. 이것이 최초의 LNG 수송이었고, 교역이었다. 이렇 게 시작된 LNG 교역이 현재는 세계 천연가스 교역량 의 1/4을 상회하고 있다.
천연가스를 생산하여 소비지까지 수송하는 방법은 두 가지가 있다. 하나는 가스정에서 생산된 천연가스를 LNG플랜트에서 액화하여 LNG수송선에 실어 운반하 는 것이고, 다른 하나는 가스정에서 생산된 천연가스를 처리하여 높은 압력을 이용하여 파이프라인을 통해 운 반하는 것이다. 일반적으로 파이프라인 가스는 육상을 연결하여 천연가스를 수송하는데 유리하고, LNG는 바 다를 사이에 두고 있는 먼 거리 지역에 있는 소비자에 게 공급할 때 유리한 것으로 알려져 있다.
1988년 4월 고타라이센스(Gota's License)는 LNG 프로젝트를 추진하기에 적합한 천연가스의 매장량을 조사하여 발표하면서, 해상수송이 용이하다고 판단되 는 지역에 매장된 가스는 모두 LNG용 천연가스로 분 류했다. 이 조사에서 의하면 LNG 프로젝트용 천연가 스 확인매장량은 3,254 tcf였고, 포함된 국가는 33개 국이었다. 그러나 2004년 1월 현재로는 이들의 매장량 규모가 달라졌고, 천연가스를 새로 발견하여 LNG 프 로젝트를 추진하거나 구상중인 국가들도 증가했다.(<
표 2-3> 참조)
1988년보다 LNG 프로젝트용 확인매장량이 크게 증가한 국가는 이란, 러시아, 카타르, 사우디, 나이지리 아, 이라크, 인도네시아, 호주 등이다. 이들 8개국의 순 증가량만도 약 1,132tcf에 달한다. 또한 1988년 이후
5) 아랍에미레이트연합(United Arab Emirates)으로 아부다비, 두바이, 샤르자(Sharjah)를 포함
새로 천연가스를 발견하여 LNG 프로젝트를 추진하려 는 나라로 예멘, 볼리비아, 이집트, 앙골라, 파푸아뉴기 니, 페루 등이 있으며, 이들의 확인매장량도 약 122tcf
수준이다. 이외 국가들의 LNG 프로젝트용 천연가스 확인매장량은 증가한 국가와 감소한 국가의 수준이 비 슷하였다. 중요한 것은 LNG 프로젝트에 원료로 이용
국명
<표 2-3> LNG 프로젝트로 이용 가능한 천연가스 매장량
주 : (1) 1988.4 알라스카 매장량은 North Slope매장량(26)과 Kenai매장량(5)의 합계임. 2004.1 수치는 2003.1 North Slope 매장량이 31로 수정됨. 매장량은 OGJ(Special Report, Alaska Update: Route controversy …, 06 Aug. 2001) 자료를 이용하여 수정한 수치임.
(2) 2003.1 북해지역 매장량은 노르웨이, 네덜란드, 영국의 합계임.
(3) 1988년 조사시 러시아 매장량에는 우렌고이(210)와 야쿠스크(26)가 포함됨.
* 사용된 단위환산 : 1조 입방피트(tcf) = 약 283억 ㎥ = 206.6억 LNG톤, 1입방피트 = 0.028316846㎥, 천연가스(NG)10억㎥ = 0.73 백만 LNG톤
자료 : Gota's License(1988.4)조사, BP Statistical Review of World Energy June 2003, Oil & Gas Journal 06 Aug. 2001 & 23 Nov. 2003
매장량(tcf)
국명 매장량(tcf)
1988.4 2004.1 1988.4 2004.1
아르헨티나 25 23.43 쿠웨이트 36 55.00
볼리비아 24.00 오만 3 29.28
캐나다 95 59.07 카타르 380 910.00
칠레 2 3.46 사우디 125 230.60
멕시코 77 14.99 아부다비 20 196.10
페루 8.73 예멘 16.90
트리니다드 20 25.89
알라스카(1) 31 36.00 파키스탄 16 26.83
베네수엘라 55 148.00 방글라데쉬 11 10.60
미얀마 4 10.00
북해(2) 115 159.00 태국 32 13.34
알제리 110 160.00 인도네시아(아룬) 15 90.30
나이지리아 35 159.00 말레이시아 58 75.00
카메룬 6 3.90 브루나이 9 13.80
리비아 21 46.40 호주 30 90.00
이집트 7 58.50 중국 53.33
파푸아 뉴기니 12.20
이라크 29 110.00 베트남 6.80
이란 450 940.00
바레인 8 3.25 러시아(3) 1,450 1,680.0
두바이 4 4.10
세계 계 3,254 5,507.80
할 수 있는 천연가스의 매장량은 충분하다는 점이다.
즉, 경제성만 확보된다면 어떤 곳에 매장된 천연가스라 도 LNG 프로젝트에 이용될 수 있음을 의미한다.
참고로 일본 에너지경제연구소에서 작성한 아시아/
태평양 지역시장을 겨냥한 신규 LNG 프로젝트의 매장 량 현황을 보면, 카타르의 카타르가스 프로젝트와 라스 라판 프로젝트용 가스전인 North Fields의 매장량 250tcf와 투르크메니스탄에서 구상 중인 LNG 프로젝 트용 가스전인 마리와 소비에타의 매장량 140tcf가 가 장 큰 규모이고, 이외에 인도네시아의 나투나 프로젝트 용 D-Alpha 가스전의 45tcf와 알라스카 North Slope 프로젝트용 가스전의 31tcf, 호주 NWS프로젝 트 증설용과 Gorgon 프로젝트용 가스전의 매장량이 각각 18tcf, 14~18tcf가 중간 규모의 매장량이고, 나머 지는 대부분 15tcf 미만의 소규모 가스전이다.
2. LNG 공급능력 및 전망 가. 기존 LNG 프로젝트 현황
세계 LNG 시장은 인도네시아, 알제리, 말레이시아, 카타르, 트리니다드, 나이지리아, 호주, 오만, 브루나 이, 아부다비 등에 의해 주로 영향을 받고 있지만, 실제 로 LNG 프로젝트를 개발하여 운영하는 주체는 LNG 생산국 국영석유회사와“다섯 자매(five sisters)”6)라고 불리는 메이저들이다. 이외에 도입국의 공기업이나 민 간회사들이 장기도입계약을 조건으로 생산지분을 할당
받거나 해당 프로젝트에 공급되는 가스를 개발했던 기 업들이 참여하는 경우가 있다.
전 세계에는 현재 20개의 수출용 LNG 플랜트가 가 동 중에 있으며, 각 플랜트는 수 개의 독립된 액화단위 시설인 트레인7)들을 갖고 있다. 현재 세계에는 총 71개 의 트레인이 가동 중에 있으며 총 액화능력은 연간 1억 4,340만 톤이다.8)
현재 가동중인 LNG 프로젝트의 현황이 <표 2-4>
에 나타나 있다. 최대 수출국인 인도네시아는 아룬지역 3개 프로젝트 중 아룬Ⅲ 프로젝트의 4개 트레인만이 가동되고 있으며, 바닥지역에 8개 프로젝트에 8개 트 레인이 가동되고 있다.9) 이들 두 지역 LNG플랜트의 연간 총 액화능력은 LNG 2,940만 톤이다.
두 번째로 큰 LNG 수출국인 알제리는 두개 지역에 5개 프로젝트가 있으며, 21개의 트레인이 가동 중이다.
총 액화능력은 2,309만 톤이며 1 트레인 당 액화능력 은 110만 톤으로 인도네시아에 비해 꽤 적은 규모이다.
1964년에 세계 최초로 LNG를 생산했던 알쥬(Arzew) 프로젝트의 트레인 당 액화능력은 연간 50만 톤 수준 에 불과하다. 그 이후에 건설된 프로젝트의 트레인 당 액화시설능력도 평균 135만 톤까지 증가하였으나, 1983년에 LNG를 처음으로 생산하기 시작한 인도네시 아에 비해서는 트레인당 액화능력 규모가 크게 낮은 수 준이다.
인도네시아와 알제리 이외의 나라에 건설된 LNG
6) 여기에는 엑슨모빌, 로얄더치/쉘, BP, 토탈, 쉐브론텍사코가 포함됨.
7) LNG 트레인(train)이란, LNG를 생산하기 위한 설비들이 일렬로 설치되어 있어 외형이 마치 여러 칸으로 연결된 기차처럼 보인데서 연유한 용어임. 가스전에 서 천연가스를 생산하고 1차로 정제하여LNG 액화설비로 보내면 기차처럼 늘어선 시설을 거쳐 액화가 진행됨.
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8) DOE/EIA-0637 (2003), The Global Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook, Dec. 2003, pp53-54참조.
9) 인도네시아는 세계 최대 수출국이면서도 LNG 장기계약을 체결하고 있는 나라는 동남아의 일본, 한국, 대만 등 3국에 국한되어 있다는 특징을 갖고 있음.
천연가스 액화설비 탄화소고
제거설비 수분
제거설비 탄산가스
제거설비 가스인수
계량설비
국 명 프로젝트명
<표 2-4> 세계 LNG 프로젝트로 현황 액화능력
(LNG천톤) 트레인
수 운영권자 개시일 비고
알제리 Arzew GL1Z 7,900 6 Sonatrach 1978 Revamped 1997
Arzew GL2Z 8,300 6 〃 1981 Revamped 1996
Arzew GL4Z 900 3 〃 1964 Revamped 1999
Skikda GL1K
Phase I& II 6,000 6 〃 1972/81 Revamped 1999
리비아 Marsa el Brega 600 3 NOC(Sirte Oil Co.) 1970 명목능력=250만톤/년 나이지리아 Bonny Island 6,600 2 Nigerian LNG Ltd. 1999 설비능력보다 10%초과 조업
Bonny Island Train 3 2,900 1 〃 2002
호주 Withnell Bay 7,500 3 NWS joint venture 1989 Debottlenecked 1995
브루나이 Lumut 1 7,200 5 Brunei LNG 1972
인도네시아 Arun Phase I - - PT Arun NGL 1978
Arun Phase II - - 〃 1984
Arun Phase III 6,800 4 〃 1986 2트레인 폐쇄 2000
Bontang A-H 22,600 8 PT Badak NGL 1977 A/B:1977, C/D:1986, E:1989, F:1993, G:1998, H:1999
말레이시아 MLNG 1 7,600 3 MLNG 1 1983
MLNG 2 7,800 3 MLNG 2 1994
MLNG 3 3,400 1 MLNG 3 2003
Malaysia LNG Tiga* 3,400 1 Malaysia LNG Tiga 2003 두 번째 트레인
오만 Qalhat 7,300 2 Oman LNG 2000 설비능력보다 10%초과 조업
카타르 Ras Laffan 8,300 3 Qatargas 1996 Debottlenecking을 통해 설비능력 을 9,500으로 증가 Ras Laffan 6,600 2 Ras Laffan LNG Co. 1998
Ras Laffan* 4,700 1 Ras Laffan II 2004 2004. 2월 완공
UAE Das Island I, II 5,700 3 ADGAS 1977/94
트리니다드 Point Fortin 9,900 3 Train1 : Atlantic LNG Trains 2&3 : BP, BG,
Repsol
1999/
2003
미국(알래스카) Kenai 1,400 2 Marathon/Phillips 1969
세계 합계 143,400 71
주 : * 자료에서는 건설중인 프로젝트로 분류했음. 운영권자에 대한 상세한 내용은 표의 자료 참조.
자료 : DOE/EIA-0637 (2003), The Global Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook, Dec. 2003, pp.53-54 참조
플랜트의 액화설비 능력과 트레인 수 및 트레인 당 액 화능력을 보면, 최근에 건설된 설비일수록 트레인 당 액화능력이 커지고 있음을 알 수 있다. 위의 두 나라를 제외한 10개국의 LNG 플랜트에 설치된 36개 트레인 의 평균 액화능력이 연간 220만 톤을 상회하고 있는데 비해, 1969년에 처음 공급하기 시작한 알라스카 켄나 이 프로젝트나 1971년에 공급을 시작한 리비아의 LNG 프로젝트에 설치된 트레인의 액화능력은 100만 톤에도 미치지 못하고 있다. 반면에 비교적 최근에 설치된 카 타르프로젝트, 오만프로젝트, 트리니다드프로젝트의
트레인 당 액화능력은 300만 톤을 상회하고 있다.
나. LNG 공급 추가 전망
현재 건설중인 LNG 프로젝트는 이집트를 비롯하 여, 카타르, 나이지리아, 호주 등 8개 국 10개 프로젝트 이며, 연간 총 생산능력은 5,030만 톤 규모이다. 국별 로 보면, <표 2-5>에 제시된 것과 같이, 이집트가 2004년부터 새로운 LNG 공급국으로 등장하면서 2006년부터는 연간 1,220만 톤을 프랑스의 GdF와 영 국의 BG 등에 공급할 예정으로 되어 있다.
국 명 프로젝트명
<표 2-5> 세계의 건설중 LNG 프로젝트로 현황 액화능력
(LNG천톤) 트레인
수 운영권자 예상 개시년
도 비고
이집트 Damieta 5,000 1 Segas 2004
Idku 3,600 1 Egyptian LNG 2005 GdF와 전량 계약. 6개 트레인까지 확장 예 정
Idku 3,600 1 EGPC, EGAS, BG,
Petronas 2006 BG와 100% 계약
나이지리아
Bonny Island 8,200 2 Nigerian LNG
Plus 2005
호주 NWS Train 4 4,200 1 NWS Venture 2004
일본구매자에게 판매.
build-up 기간 중 잉여물량은 Shell과 Kogas에 판매
Darwin 3,600 1 Darwin LNG 2004 Tokyo Electric/Gas에 전량 판매
노르웨이 Melkoye 4,100 1 Snohvit 2006
러시아 Sakhalin II 4,800 1 Shell, Mitsui,
Mitsubishi 2007 트레인 1 2007년 480만톤/년, 트레인 2 2008년 480만톤/년
오만 Qalhat 3,300 1 Qalhat LNG 2006
카타르 Ras Laffan 4,700 1 Ras Laffan II 2004 트레인 2 2005.10 트리니다드 Point Fortin 5,200 1 BP, BG, NGC
RepsolYPF, 2005 미국시장에 판매 예상
세계 합계 50,300 12
자료 : DOE/EIA-0637 (2003), 전게서 PP.55~56 참조
이외에 노르웨이가 2006년부터 LNG를 신규로 공 급할 계획 아래 플랜트를 건설 중에 있으며, 나이지리 아, 오만, 트리니다드 토바고와 같은 나라들은 생산된 LNG를 현물거래를 통해 판매할 수 있다는 판단 하에 장기 매매계약이 체결되지 못한 상태에서 플랜트 건설 을 추진중에 있다. 반면, 러시아의 사할린 II 프로젝트 의 경우는 2개의 트레인 건설계획 중 1개 트레인 생산 량에 대해서만 장기계약을 체결한 상태에서 전체 프로 젝트를 추진하고 있다. 물론 2개 트레인을 동시에 건설 하는 것은 아니고, 우선 1개 트레인을 건설하되 공통되 는 인프라를 동시에 건설하는 것으로 알려져 있다. 호 주의 경우는 2개 프로젝트 모두 장기계약을 체결한 상 태에서 건설 중이다.
이외에 현재 건설을 구상중인 프로젝트도 많이 있 다. 이들 중에서 2006년 중반부터 2009년까지 공급을 개시할 계획으로 추진중인 프로젝트로는 모두 31개 프 로젝트에 연간 총 생산규모는 카타르의 4개 프로젝트 4,280만톤, 이란의 4개 프로젝트 3,600만톤, 나이지 리아의 4개 프로젝트2,410만톤, 호주의 3개 프로젝트 1,950만톤, 인도네시아의 3개 프로젝트 1,750만톤 등 총 17개 국가에서 31개 프로젝트를 추진할 계획이다.
이 프로젝트들이 모두 착수되어 완공된다면, 이들의 연 간 총 생산규모는 2억 1,880만톤에 달한다.
세계 천연가스시장의 LNG 공급능력은 향후 수요의 증가 정도에 따라 얼마든지 확대될 수 있는 여건을 갖 추고 있는 것으로 판단된다. 기존의 LNG 생산규모가 연간 1억 4,340만톤이고, 여기에 현재 건설중인 LNG 프로젝트의 생산규모 5,030만톤과 수요만 확보되면
건설을 시작할 수 있도록 준비중인 프로젝트의 생산규 모 2억 1,880만톤을 합치면, 2010년 예상되는 LNG 생 산규모는 연간 4억 2,150만톤에 달한다. 이는 2002년 의 천연가스 소비량인 17억 7,485만톤의 23.7% 수준 을 넘는 규모이다. 미국의 천연가스 수입도 2015년 이 후에는 캐나다로부터 파이프라인을 통해 수입하는 천 연가스보다 LNG형태로 수입하는 양이 많게 될 것으로 전망되고 있다.10)
향후 LNG를 신규로 공급할 국가는 이집트를 비롯 하여, 앙골라, 적도기니, 예멘, 볼리비아, 페루 또는 칠 레, 베네수엘라 등이며, 베트남, 파푸아뉴기니, 미얀마 등도 LNG 프로젝트에 관심을 갖고 있는 것으로 알려 지고 있다.
아시아 시장에 LNG를 공급하는 국가는 1969년부 터 수출을 시작한 미국(알라스카)을 비롯하여 1972년 부터 시작한 브루나이, 1977년부터 시작한 인도네시 아, 1977년부터 동경전력에 수출하기 시작한 아부다 비, 1983년부터 시작한 말레이시아, 1989년부터 시작 한 호주, 1998년부터 시작한 카타르, 2000년에 시작한 오만 등 8개국이며, 프로젝트 수는 모두 17개이다. 이 들의 연간 LNG 총생산능력은 1억 30만톤이다. 2002 년에 일본, 한국, 대만이 이들 국가로부터 도입한 LNG 규모는 총 7,710만톤이다. 이는 생산규모가 실제생산 량을 크게 상회하고 있음을 알 수 있다. 물론 여기에는 이들 국가들이 생산한 LNG중 스페인에 270만톤11)미 국, 프랑스 등에 150만톤12)을 수출한 물량이 포함되어 있다. 또한 생산능력에는 2003년이후 준공된 생산능 력 1,650만톤도 포함돼 있다. 그렇더라도 현재의 총 생
10) 미국 DOE/EIA에서 전망한 Annual Energy Outlook 2004, Reference Case의 경우임.
11) 아부다비가 50만톤, 카타르가 120만톤, 오만이 80만톤, 호주가 10만톤, 브루나이가 10만톤을 각각 수출했음.
12) 미국에 100만톤, 프랑스에 40만톤, 벨기에에 10만톤을 수출했음.
산능력이 실제생산량을 250만톤 상회하였다.
Ⅲ. LNG 시장의 여건 변화
1. 교역 현황
1964년 알제리와 영국간의 계약으로 처음 시작된 LNG 교역은 1965년에 알제리와 프랑스間 거래로 확 대되었다. 주로 북아프리카와 유럽간의 교역이었다.
1969년에는 미국 알라스카와 일본間거래로 아시아/태 평양지역에서도 LNG 거래가 시작되었다. 이후 LNG 교역은 계속 확대되어 1988년에는 교역량 규모가 1965년 교역량의 70배 수준이 되었다. 1998년에는 호 주, 나이지리아, 카타르, 오만, 트리니다드 토바고가 수 출국으로 등장했고, 그리스, 터키, 대만, 푸에르토리코 가 새로운 수입국으로 나타났다. 거래량 규모를 보면, 1988년의 4,428만 톤에서 8,432만 톤13)으로 연평균 6.65%씩 크게 증가했고, 이후에도 더 높은 증가세를 보여 2002년에는 1억 1,070만 톤으로 증가되었다.
2002년에 LNG를 수출한 나라는 아시아/태평양지 역에 인도네시아, 말레이시아, 호주, 브루나이 등 4개 국, 중동지역에 카타르, 오만, 아부다비 등 3개국, 아프 리카지역에 알제리, 나이지리아, 리비아 등 3개국, 미 주지역에 알라스카, 트리니다드 토바고 등 2개국, 일본 과 한국과 같이 수출국이 아니면서 도입물량을 거래한 나라 2개국 등 모두 14개국이다. 반면에 LNG를 수입 한 나라는 유럽지역에서 프랑스, 스페인, 터키, 벨기에, 이태리, 그리스 등 6개국, 동남아지역에서는 일본, 한 국, 대만 등 3개국, 미주지역에서는 미국과 푸에르토리 코 2개국으로 총 11개국이었다. 이 가운데 수입국인 동
시에 수출국인 미국, 일본, 한국을 제외하면, 2002년 에 실제로 LNG 교역에 참여한 나라는 총 22개였다.
반 면 에 파 이 프 라 인 에 의 한 천 연 가 스 즉 , PNG(piped natural gas) 교역국은 수출국이 18개국 이고, 수입국이 28개국으로 총 46개국이다. 이 가운데 수출국인 동시에 수입국인 나라의 수가 미국, 캐나다, 멕시코, 영국, 네덜란드, 이란 등 6개국, 프랑스와 독일 같이 수출국이 아니면서 물량을 거래한 순수 교역국 2 개국을 제외하면, 실제로 PNG 교역에 참여한 나라는 총 38개였다. 또한 여기에는 미국과 알제리와 같이 LNG와 PNG를 동시에 수출하고 있는 나라가 2개국이 있고, LNG와 PNG를 동시에 수입하고 있는 나라가 프 랑스, 이태리, 스페인, 벨기에, 포르투갈, 터키, 그리스 로 7개국이다. 따라서 2002년에 천연가스의 교역에 참 가한 나라의 수는 41개국이었다.
이들이 거래한 물량을 보면, 아직도 PNG가 LNG에 비해 교역국가의 수에서나 교역국가당 교역량 규모도 크다. 이는 러시아의 대유럽 수출과 캐나다의 대미국 수출 규모가 크기 때문이다. 러시아와 캐나다의 수출량 을 제외하면 1,951억 ㎥ 수준이다. 2002년에 국가간에 거래된 천연가스의 총 교역량은 5,812.5억 ㎥로서 이 중 PNG 교역량은 4,313.5억 ㎥였고, LNG 교역량은 총 교역량의 25.8%인 1,499억 ㎥였다. 천연가스 교역 량 중 LNG 교역량이 차지하는 비중은 1980년대 중반 이후 큰 변화 없이 대략 총 교역량의 1/4 수준을 유지 해 오고 있다.
2002년 최대 LNG 수출국은 인도네시아로 연간 2,600만톤이고, 다음은 알제리 1,930만톤, 말레이시아 1,500만톤, 카타르 1,340만, 호주 740만톤 순이다. 이
13) IEA, Natural Gas Information 2003 with 2002 data,Ⅱ.38쪽에 있는 교역량 1,155억 ㎥를 환산계수(10억 ㎥ = 0.73백만 톤)에 의해 환산.
들 5개국의 수출비중이 연간 LNG 총 수출량 1억 1,070만톤의 73%를 조금 넘는 8,110만톤이었다.
2002년 최대 LNG 수입국은 일본으로 연간 5,390만톤 이고, 다음은 우리나라 1,780만톤, 프랑스 1,020만톤, 스페인 910만톤 순이다. 이들 4개국의 수입비중이 총 수입량의 82%를 넘는 연간 9,100톤이었다.
일본, 한국, 대만 등 동남아 3국의 총 수입량은 연간 7,710만톤으로 세계 총교역량의 70% 수준이었고, 유 럽에서는 프랑스, 스페인, 터키, 벨기에, 그리스에서 총 수입량의 26%인 2,880만 톤을 수입하였고, 미주지역 에서는 미국과 푸에르토리코에서 총 수입량의 4% 수 준인 520만톤을 수입했다. 즉, LNG 생산량의 96% 정 도가 동남아시아 3개국과 유럽에서 거래되고 있는 셈 이다.
2. LNG시장의 환경 변화 가. LNG 시장 참여자의 증가
세계적인 경제성장과 산업화로 에너지, 특히 화석연 료의 소비가 크게 증가하고 있다. 이것은 지구온난화 등 환경문제에 대한 관심을 증가시켰고, 이를 해결하는 대책의 하나로 에너지절약과 더불어 석탄과 석유의 소 비를 청정(clean)에너지인 천연가스로 대체하는 정책 이 세계적으로 채택되고 있다. 또한 천연가스의 가격하 락과 발전기술의 발달로 그 동안 가스발전소의 경제성 이 향상되어 왔다. 이러한 세계적 추세에 따라 발전용 연료로 천연가스를 소비하는 발전소 건설이 점차 증가 하면서, 새로이 LNG 수입을 추진하는 나라들이 늘고 있다. 대표적인 국가가 중국과 인도이다.
현재 아시아와 유럽에서는 1990년대에 미국, 영국,
호주 등에서 추진했던 것처럼 가스산업에 대한 규제완 화와 산업구조 개편 움직임이 구체화되고 있다. 세계 주요 LNG 수입국인 한국, 일본, 대만 3국에서의 전력 및 가스부문의 규제를 완화하고 산업구조를 개편함에 따라 새로운 시장 참여자들의 출현이 촉진되고 있다.
우리나라의 경우를 보면, 지금까지 LNG 도입도매 사업권은 한국가스공사에게만 독점적으로 주어져 있어 새로운 사업자의 출현을 원천적으로 봉쇄해 왔다. 그러 나 최근에는 자가소비를 목적으로 LNG를 도입하려는 직도입 사업에 대해서는 정부의 허가를 조건으로 풀어 놓았다. 포스코와 SK가 추진하고 있는 LNG 직도입 사업이 한 예이다. 앞으로 가스산업구조개편14)이 어떠 한 방향으로 추진될 것인가에 따라 차이가 있겠지만, 어떠한 경우라도 새로운 LNG 도입도매사업자의 시장 진입은 증가하게 될 것이다.
유럽에서는 EU를 중심으로 가스시장의 개방이 거 의 완료단계에 있어 자유로운 시장진입이 가능하게 되 었고 잠재 가스거래자들도 증가하고 있다. 물론 시장개 방이나 규제해제가 실제 시장참여자의 수를 증가시키 지 않을 수도 있지만, 적어도 잠재적인 시장참여자는 크게 증가시킴으로써 유효경쟁이 계속되는 시장으로 발전시키게 될 것이다.
중국이나 인도와 같은 대규모 시장의 출현과 세계적 가스산업구조개편의 확산으로 수요증가에도 불구하 고, 잠재공급자들의 시장진입 경쟁으로 인해 공급자간 의 경쟁은 오히려 치열해지고 있다. 중국과 인도는 과 거의 계약조건이나 가격에 비해 훨씬 유리한 조건으로 도입계약을 체결하고 있다. 또한 일본의 경우도 장기계 약의 가격재협상에서 기존가격보다 5%이상 저렴한 조
14) 1999. 11월에 수립한 가스산업구조개편기본계획은 계획대로 추진되지 못하고 있음. 그러나 새로운 대안으로 제시되고 있는 신규진입방식이나 직도입자 허가 확대방식이 채택되면, 새로운 시장 참여자 수는 더욱 증가할 수 있을 것임.
건으로 재계약한 것으로 보도되고 있다.
이와 같은 새로운 시장참여자의 증가나 무수한 잠재 적 참여자의 존재는 독과점적 시장형태인 LNG시장을 경쟁시장 형태로 발전시키게 될 것이고, 이로 인한 시 장에서의 치열한 경쟁은 지금까지 생산자나 판매회사 들이 누렸던 독과점적 지대(rent)를 감소시킬 것이며 그만큼 소비자잉여도 증가하게 될 것이다.
나. 거래조건의 완화
1990년대말 동남아국가들의 금융위기 이후, LNG 장기계약의 중요조건인 TOP(take-or-pay)조항에 대 한 완화압력이 증가되고 있다. 수입국들에서 산업구조 개편이 확산되면 LNG 도입업자들은 자기 책임하에 자 기 고객들의 수요를 충족시킬 의무가 강해지게 되는 반 면, 기존의 경직적인 장기계약 조건에서는 소비자의 수 요변화에 신축적으로 대처하기 어렵게 되었다.
최근에는 이러한 경직된 조건의 완화를 위해 구매자 와 판매자가 협력하기 시작했다. 기본적으로는 장기계 약을 통해 공급의 안정성과 생산자의 금융조달을 용이 하게 하되, 계약량의 일부는 중·단기계약으로 체결하 는 한편, 의무인수조항을 완화하여 구매자의 수요변화 에 대처할 수 있는 능력을 증진시키고 있다. 즉, 과거에 는 LNG 사업의 위험(risk)관리를 전적으로 구매자가 담당하였으나 최근에는 판매자들도 일부 담당하는 형 태로 변화하고 있다.
또한 구매자들을 LNG 사업의 상류부문에 주주로서 참여하게 하는 등의 협력도 보편화되고 있다. 상류부문 에 진입한 구매자들은 어떤 의미에서는 공급자의 의무 까지도 담당해야 하기 때문에 과거에 비해 부담만 더
가중된 것이라 평가할 수도 있다. 최근의 추세는 공급 자의 부담을 나누는 불이익보다 공급자가 향유해온 독 점지대를 나누는 이익이 크고, 상당기간 이러한 이익이 존재할 것이라고 판단하고 있는 듯하다. 어떻든 구매자 의 상류부문에의 참여는 구매자와 판매자간의 협력을 증진시킬 것임은 분명하다.15)
LNG 시장에서 미국의 도입량, 특히 현물거래에 의 한 도입량이 증가하면서 LNG시장은 여러 가지 구조적 인 변화가 생기고 있다. 현물거래 위주인 미국시장에서 2001년 초에 국내 천연가스 가격이 급등했다. 이로 인 해 미국의 LNG수입이 크게 증가하게 되었고, 자국과 미국간의 가격차를 이용할 수 있는 중재(arbitrage)거 래에 참여하기도 하였다. 즉, 유럽의 LNG 수입국들은 수입된 또는 수입될 물량을 국내로 수입하는 대신, 가 격이 비싼 미국시장에 재판매함으로써 이익을 챙기기 도 하였다.
물론 이런 형태의 거래가 가능하기 위해서는 LNG 장기계약 조항의 하나인 도착지 지정조항(Destination Clause)의 완화 및 철폐가 전제되어야 가능하다. EU 는 이미 EU가스지령(EU Gas Directives)을 통해 이 조항을 삭제할 것을 요구하고 있고, 판매자들도 크게 문제 삼고 있지 않다. 그럼에도 EU는 이를 분명히 하 기 위해 LNG 도입자들에게 앞으로의 계약에서 이 조 항을 삭제할 것을 지시하였다.
구매자와 판매자들은 LNG 가격결정에 있어 LNG 가격을 원유나 석유제품이외에 석탄이나 전력가격에 연동시키는 가격결정방식의 채택에 대해서도 어느 정 도 합의에 이르고 있다. 구매자와 판매자간의 협력이 증가되고 있는 것은 구매자들의 교섭력이나 구매자들
15) 기존의 관행은 구매국 정부가 구매당사자가 아닌 다른 기업들에게 상류부문 진출을 허용함으로써, 구매당사자의 가격조건 개선에 도움을 주지 못하는 경우가 있음.
간의 협력 증진에 있기 보다는 공급시장의 경쟁 심화로 인한 판매자들의 독과점적 지위가 낮아진데 있다. 그러 나 최근 도착지 지정조항이 완화되는 추세가 확산되므 로서 기존 도입국들이 자국의 수급문제 해결을 위해 서 로 협력하게 된다면, 다른 조건의 개선에도 도움이 될 수 있을 것이다.
다. LNG의 생산비용 하락
가스의 탐사, 채굴, 수송, 액화설비기술의 발달로 LNG의 생산비용이 감소하여, 액화설비의 단위당 평균 투자비는 1980년대의 톤당 350달러/년(경상가격기준) 에서 최근의 신규프로젝트에서는 톤당 200달러/년 이하 로 크게 감소하고 있다. 플라워(2002)에 따르면, 액화플 랜트 생산단위당 비용이 1970년과 2000년 사이에 약 50%정도 하락한 것으로 되어 있다. 최근 건설된 트리니 다드 액화플랜트 트레인 1의 톤당 액화비용은 200달러 를 약간 상회하고 있으나, 건설중인 트레인 2&3의 톤당 액화비용은 160달러 수준인 것으로 추정되고 있다.
액화플랜트의 단위당 투자비용이 이와 같이 크게 줄 어든 가장 큰 요인은 트레인 규모의 확대에 따른 규모 의 경제 실현이다. 1970년대 초에 건설된 트레인 1기의 액화능력 규모는 100~150만톤/년이었으나 2000년에 는 350만톤/년 수준으로 증가했고, 최근에 추진되고 있는 사할린Ⅱ 프로젝트에서는 480만톤/년 규모가 채 택되었다. 놀랍게도 카타르의 카타르가스Ⅱ 프로젝트 에서는 기존 플랜트의 확장시 780만톤 규모의 트레인 을 설치할 계획인 것으로 알려지고 있다.16)이렇게 트레 인당 액화능력규모가 커지면 커질수록 액화플랜트의
투자비는 줄어들게 될 것이다.
LNG 수송선의 건조기술 발달로 인해 135,000㎥급 LNG 수송선 한척의 건조비용이 1990년대의 2억5천만 달러 수준에서 최근에는 1억 6천만 달러 수준으로 하락 하였다. 2003년말 현재 운행중인 전세계의 LNG 수송 선 수는 총 151척17)이었으나, Keplan(2003)에 따르면, 현재 운행중이거나 건조중인 LNG 수송선의 수가 194 척에 달한다고 밝히고, 선박의 건조기술의 발달로 수송 선 규모도 확대될 것으로 예상하고 있다.
LNG 수송선의 설계기준에는 각 LNG 수송선에 4 개의 탱크를 설치하는 것이 원칙으로 되어 있으나, 최 근에는 규모의 경제를 실현하여 비용을 절감하려는 의 도로 탱크 5개를 갖춘 LNG 수송선의 설계가 채택될 것으로 보고 있다. 이러한 기술채택을 전제로 몇몇 신 규 액화 플랜트에서는 LNG 수송선의 규모를 250,000
㎥까지 확대시킬 생각인 것으로 알려지고 있다.
또 최근에는 천연가스를 수송하는 방식으로 LNG 수송선이 아니라 CNG(compressed natural gas) 수 송선을 이용하는 것이 비용면에서 저렴하고, 특히 초기 투자비가 LNG 수송선에 비해 저렴하기 때문에 LNG 프로젝트의 추진에 도움이 된다는 연구결과가 발표18)되 기도 하였다. 이외에도 재기화시설을 갖춘 LNG 수송 선의 개발도 추진되어 현재 엘파소(El Paso) LNG사는 세 척을 주문했고, 첫 번째 수송선이 2004년에 인도될 것이라고 알려져 있다.19)
이와 같은 액화설비와 수송선의 건조기술 발달로 중 동에서 생산되어 극동아시아로 판매되는 전형적 LNG 프로젝트의 경우, 도입국의 재기화 시점에서의 LNG비
16) 최근 엑슨모빌이 카타르가스Ⅱ 프로젝트에 관하여 발표한 내용으로 다께오 등(鈴木健雄 등, 2003)에서 재인용했음.
17) OGJ 2002년8월 12일판에서, Colleen Taylor Sen은 2001년말 현재 가동중인 LNG 수송선 수는 128척, 주문되어 건조중인 수송선이 48척인 것으로 발표했음.
18) Jan Wagner & Stan Cone, Transportation, OGJ, December 2, 2002.
19) IEA, World Energy Outlook 2002, chapter 4, Natural Gas Outlook 참조.
용(재기화비용 0.5∼0.8달러/백만Btu를 포함)이 1990 년의 백만Btu당 3.5∼4.1달러에서 2000년에는 2.8∼
3.4달러로 크게 하락하였다.
라. 단기거래의 증가
LNG교역에서의 단기거래란 12개월 미만의 계약기 간에서 거래되는 한 카고 또는 2∼3 카고의 거래로서 다음 형태를 포함한다. 첫째는 기존계약 판매자나 대체 판매자로부터 구매자가 수요의 계절변동이나 추가 시 장요구를 충족시키기 위해 추가로 구입하는 물량거래 이고, 둘째는 구매자간 또는 판매자간에 이루어지는 카 고의 스왑거래이고, 셋째는 여러 번에 걸친 카고 스왑 거래20)이고, 넷째는 구매자에 의해 한 카고가 값이 비싼 시장으로 이동하는 중재거래이고, 다섯째는 한 구매자 에 의한 다른 구매자에게로의 카고 이전을 들 수 있다.
단기 LNG 거래의 발달과정을 살펴보면, 1990년 이 전에는 단기거래가 거의 없었고, 있더라도 구매자들이 수요부족을 보충(make-up)하기 위해 주로 기존 공급 자들과 하는 거래가 전부였다. 1990년초부터 단기거래 가 생기기 시작했다. 이 시기에 이루어졌던 대부분의 단기거래는 지역내(intra-regional)에서의 거래였다.
1990년대초 스페인이 알제리로부터의 공급에 차질이 생겼을 때, 이것을 보충하기 위해 호주로부터 3 카고를 구입한 것이 지역내 거래를 벗어난 최초의 지역간 거래 였다.
1990년대 중반 아부다비가 트레인 3의 build-up 기간 중에 유럽에 단기 카고를 공급하였고, 1990년대 후반 미국이 레이크 챨스(Lake Charles) 인수기지를 공동이용(open access)하는 터미널로 운영하면서 중
동과 아태지역의 잉여 카고가 미국에 공급되기 시작했 다. 이것이 LNG의 단기거래를 확대시키고, LNG시장 의 유연성을 요구하게 하는 계기가 되었다.
아시아/태평양지역에서는 우리나라의 한국가스공사 가 수요의 계절변동을 조정하기 위해 단기거래를 이용 하기 시작한 후, 매년 그 양을 증가시켜왔다. 1999년에 는 생산자인 카타르가 라스가스 프로젝트에서 생산한 LNG의 첫 카고를 현물로 판매하기도 했다. 이러한 단 기거래의 증가 추세는 2000년부터 시작했다. 2000년 에 미국내의 천연가스가격이 국제 LNG 가격 이상으로 상승하면서 미국시장을 겨냥한 많은 카고가 현물거래 형태로 거래되면서 더욱 확대되기 시작했다. 브루나이 와 리비아를 제외한 모든 공급자들이 1999/2000년에 미국의 레이크 찰스 터미널에 단기 LNG 물량을 공급 했다.
2000년과 2002년에는 아시아지역의 구매자들간에 계절적인 수요변동과 장기계약의 경직성을 완화시키기 위해 스왑거래를 증가시키고 있다. 대부분의 스왑거래 는 우리나라의 동절기 수요증가와 하절기의 저장용량 부족을 완화하기 위해 이루어졌다.
미국시장의 출현은 단기거래의 확대에 있어서는 많 은 공헌을 해 왔다고 판단된다. 미국시장은 대규모 시 장이면서도 다량의 LNG를 처리할 수 있는 설비를 보 유하고 있으며, 에버렛 터미널을 제외한 모든 터미널이 공동이용제로 운영됨으로써 수급에 의해 가격이 결정 되는 거의 완전경쟁에 가까운 매우 유연한 시장이다.
따라서 미국시장은 잉여 LNG를 가진 생산자의 최후 시장으로 이용되고 있다.
단기거래는 전통적인 장기 LNG거래의 경직성과 수
20) 구매자A가 오늘 한 카고를 인수하고 미래에 동일한 양의 물량을 구매자B에게 반환(return)하는 거래를 말함.
입국들의 가스산업구조개편으로 시장의 유연성에 대한 요구가 계속 커져온 데서 연유한다고 볼 수 있다. 이러 한 요구가 아무리 많다고 할지라도 이것을 충족시킬 수 있는 여건이 마련되어 있지 않으면, 요구를 충족시킬 수 없는 것은 자명하다. 즉, 기존의 장기계약 물량 이외 에 추가로 단기거래에 투입될 수 있는 LNG와 이것을 수송할 수 있는 수송여력이 존재해야만 요구 수용이 가 능하다. 최근에 단기거래가 증가하고 있다는 사실은 위 의 두 가지 요건이 다 마련되어 있음을 의미한다.
단기거래의 증가 원인으로는 미국의 현물거래에 의 한 LNG 도입증가를 들 수 있고, 이에 따라 현물거래, 스왑거래, 중ㆍ단기거래 등 새로운(non-traditional) 방식의 거래가 증가하였고, 중국, 인도 등 새로운 LNG 시장 참여자가 생기고, 신규 공급국들이 늘어나면서 교 역상대자들이 많아지고 있다는 점이다. 신규시장참여 자의 증가로 공급시장의 경쟁이 심화되자, 공급국들이 기존의 경직적인 공급조건을 점차 완화하고 있는 것도 단기거래의 증가를 가능케 하는 주요 요인이라고 할 수 있다. 도착지 지정조항의 완화, 충분한 장기구매자를 확보하지 못한 상태에서 프로젝트를 추진하는 과정에 서 생기는 잉여생산능력과 현물거래용 LNG 수송선박 의 증가도 중요한 역할을 하고 있다.
기존의 장기계약 하에서의 LNG거래에서는 잉여선 박의 부재와 계약의 경직성 때문에 단기거래가 증가하 기 어려웠다. 그러나 최근에는 미국과 유럽을 중심으로
한 대서양지역 LNG시장에서 그동안 단기거래의 주요 제약이었던 계약의 경직성이 점차 제거되는 추세에 있 다. 단기거래가 지속적으로 증가하면서 이를 겨냥한 LNG 수송선 건조가 늘어나고 있고, 아시아/태평양지 역과 중동지역에서의 계속적인 신규프로젝트의 추진으 로 장기계약에 묶이지 않은 LNG 생산도 지속될 것으 로 예상된다. 특히, 현물거래 위주의 LNG거래를 증가 시키고 있는 미국의 수입이 크게 증가할 것으로 전망되 고 있고, 유럽에서는 그동안 LNG 수입을 중단했었던 영국이 LNG 수입을 재개할 계획이다. 영국도 미국과 같이 LNG를 국내 파이프라인 천연가스의 수급조절용 으로 이용할 가능성이 높다. 이것은 곧 단기거래의 증 가를 의미한다 하겠다.
마. LNG 수송선 시장의 확대
2003년 말 현재 운항중인 LNG수송선은 총 151척 이며, 선박규모는 20,000㎥에서 145,000㎥로 다양하 지만, 최근 건조되는 수송선의 규모는 125,000∼
145,000㎥로 점점 대형화되고 있다. 최근 프랑스의 GdF는 Chantiers de l'Atlantique와 153,500㎥규모 의 LNG 수송선을 건조, 2005년에 인도하기로 한 의향 서(LOI: letter of intention)를 체결하였다21). LNG 수 송선의 대부분은 장기계약거래에 지정되어 있으나, 일 부는 현물거래에도 이용되고 있다.
신규로 주문된 LNG 선박의 수는 58척이며, 이중 17
년도
<표 3-1> LNG 단기거래 1992~2001
자료 : IEA, Flexibility in Natural Gas Supply and Demand, 2002, 109쪽
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 거래량
(10억㎥/년) 1.05 1.59 2.34 3.27 2.33 1.64 2.12 4.72 7.58 11.41
척은 2003년, 21척은 2004년에 인도될 예정이다. 이 는 2년 사이에 LNG 선박의 숫자가 30%나 증가하는 것이며, 선박규모의 증가를 고려할 때, 용량 기준으로 는 훨씬 더 많은 증가이다.
신규로 주문된 LNG 수송선 중 15척 정도는 아직 특 정 장기계약에 지정되어 있지 않다. 이들은 향후 LNG 선박의 수요증가와 선박건조비용의 상승을 예측하고 있는 투기적인 주문일 것으로 추측되고 있다. 또한, 최 근에는 FOB 베이스의 LNG거래가 증가하면서 구매자 에 의한 LNG 수송선 주문이 늘어나는 추세이다.
과거에는 LNG사업에서 수송선의 중요성이 크지 않 았으나 최근에는 시장환경의 변화로 수송선에 대한 통 제가 LNG 프로젝트 추진의 중요한 부분이 되고 있다.
생산량 전량에 대해 장기계약을 체결하지 못한 신규 LNG 프로젝트들이 증가하여 잉여설비가 있으면, 생산 자들은 잉여분을 처분하기 위해 현물거래를 포함한 단 기거래를 확대하고자 한다. 이 경우에는 장기계약에서 누가 수송선을 통제하고 있는가, 즉, FOB계약인가 Ex-ship계약인가는 매우 중요한 의미를 갖는다. 판매 자가 수송을 통제하는 Ex-ship 또는 CIF계약 하에서 는 생산자는 수송 스케쥴의 적절한 조절을 통해 잉여
생산량을 처분할 수 있는 이점이 있다. 구매자가 수송 을 통제하는 FOB계약 하에서는 구매자가 수송 스케쥴 의 적절한 조절을 통해 일정량을 가격이 높은 시장으로 운반하여 판매하는 중재거래와 스왑거래를 할 수 있다.
또한 여러 도입선을 갖고 있는 구매자는 수송선의 대체 투입 등을 통해 수송선 운항의 효율을 높임으로써 수송 비용을 감소시키고, 국내로의 도입량을 조절함으로써 저장비용을 절감시키는 이익이 생길 수 있다.
Ⅳ. 세계 LNG 수요전망
1. 세계 LNG 수요전망
OGJ(2002)에 발표된 수요전망에 따르면, 2020년 의 전세계 LNG 수요는 2002년의 2.4~3.5배에 달하 는 3.6억㎥~5.2억㎥에 이를 것으로 전망되고 있다.
2010년까지는 대서양지역의 LNG수요 증가분이 아/태 지역의 수요증가분을 상회할 것으로 전망되어 있다. 이 것은 수요측면에서 2010년 이전에 유럽의 대규모 천연 가스시장의 하나인 영국이 자국의 북해 천연가스 생산 감소로 LNG 수입을 재개할 것이라는 점과 미국은 국 내 천연가스 수요증가분과 자국생산 감소분을 LNG 수
21) International Gas Report, Platts, October 2003, 35쪽 참조 년도
<표 3-2> 연도별 주문자 형태별 LNG 수송선 건조계획
자료 : Poten & Partners Inc., LNG in World Market, May 2002
2003 2004 2005 2006 합계
생산자/공급자 6 12 7 4 29
구매자 10 7 5 4 26
독립선박회사 1 2 - - 3
합계 17 21 12 8 58
입으로 충당할 계획인 것으로 알려져 있고, 스페인도 천연가스의 수요증가를 LNG에 의해 충당할 것으로 예 상했기 때문이다.
한편, 아시아/태평양지역의 LNG 수요는 현재 계획 으로 2010년 이전에 시베리아産 천연가스를 한국과 중 국에 파이프라인에 의해 공급하기로 되어 있는 이르쿠 츠크 PNG(piped natural gas)프로젝트가 계획대로 추진되어 한국과 중국의 LNG 수요가 2,800만 톤/년 만큼 감소할 것으로 전제했기 때문이다.
OGJ22)에서 최근 발표한 세계 LNG 전망자료에 따 르면, 2002년말 현재 149백만㎥ 규모인 LNG 수요가 미국, 멕시코, 스페인, 영국, 이태리 등 대서양지역의 수요 급증과 아시아지역의 인도와 중국의 수입증가로 크게 증가, 2012년에는 355백만㎥ 증가한 504백만㎥
에 달하는 것으로 되어 있다. 여기서는 필리핀과 도미 니카공화국23)의 LNG 신규도입 가능성을 제시하고 있 으나, 도입량 규모는 예측치를 제시하지 않고 있다.
2015년 이후에는 다시 아/태지역의 수요증가가 대
서양지역의 수요증가를 상회할 것으로 전망되고 있다.
이는 2015년 이후에는 한국과 중국의 LNG 수요가 1,400~2,200만 톤/년 정도 증가할 것으로 전망된데 기인한다. 세계 LNG 수요를 전망함에 있어서 아시아/
태평양지역의 전망이 매우 중요하다. 2002년 LNG 수 요 중에서 68.6%가 동남아 3국의 수요이며, 여기에 미 국과 푸에르토리코를 포함하면 그 비중은 거의 3/4에 육박하기 때문이다.
중요한 것은 미국의 LNG 수요가 계속 높은 증가세 를 보일 것이란 점이다. 2002년에 450만톤 수준이던 수입이 2015년에는 연간 6,300만톤으로 증가할 전망 이란 점이다. 주로 현물거래 위주인 미국의 LNG 수요 가 크게 증가한다면, LNG거래가 현재의 원유와 비슷 한 형태로 변화될 가능성이 높다.
2. LNG 수요 증가 요인
이러한 신규 LNG 도입국의 지역내 시장과 더불어 기존의 LNG 도입국의 수요도 계속 증가하게 될 것으
2002 2010 2015 2020
전세계 LNG 수요
<표 4-1> 세계 LNG 수요전망
149 245~320 298~428 363~521
아시아 태평양 LNG 수요 104 136~184 165~246 201~300
대서양지역 수요 (잔여분) 44 109~136 133~182 161~221
아·태 지역 수요 증가 +2 +34~+82 +29~+82 +36~+53
대서양 지역 수요 증가 +3 +68~+95 +24~+46 +29~+39
자료: Colleen Taylor Sen, Oil & Gas Journal, Aug. 12, 2002, Poten and Partners, Inc. 2002, 및 Royal Dutch Shell 2002로부 터 작성.
22) Oil & Gas Journal, Nov. 24, 2003, 74쪽 참조
23) 도미니카에는 2002년에 연간 처리능력 200만톤의 수입터미널이 이미 설치되었음.
로 전망하고 있는데, LNG의 수요가 계속 증가할 수 있 는 요인으로는 가격요인과 비가격요인을 들 수 있다.
가격요인으로는 LNG의 타연료에 대한 상대가격의 하락을 통한 경쟁력 향상을 들 수 있다. LNG 가격의 경쟁력 향상을 가능하게 하는 이유로는, ① 기술의 발 달과 첨단장비의 출현으로 가스의 탐사·발견 비용이 계속 감소하고 있고, ② 가스전에서 생산된 가스를 LNG 플랜트까지 수송하는 비용도 해저배관망 건설비 용의 하락으로 줄어들고 있고, ③ 트레인당 생산능력 증가를 통한 규모경제 실현으로 LNG 생산비용이 하락 하고 있고, ④ LNG수송선의 대형화 및 수송선 건조회 사들의 경쟁으로 건조비용이 하락하고 있고, ⑤ 전세계 적인 저금리 추세로 금융비용이 감소하고 있을 뿐만 아 니라 ⑥ 기술발달과 액화설비의 표준화로 LNG 프로젝
트 완공기간이 단축되고 있다는 점을 들 수 있다.
비가격 요인으로는 전세계의 전체 국민소득이 증가 하게 되면, 사용이 간편한 연료인 천연가스에 대한 선 호도, 즉 편리성의 상대가치가 증가할 것이라는 점과 현재 지구온난화 방지를 위한 기후변화협약의 추진으 로 직접적인 환경규제가 강화될 것이라는 점을 들 수 있다.
이 외에도 간접적인 환경규제 방식의 하나로 배출권 거래제 또는 탄소세 부과를 도입하려는 움직임이 있다.
앞으로 타 화석연료에 탄소세를 부과하게 될 가능성이 높다는 점과 아직도 가스분야에는 생산과 이용 기술이 크게 발전될 가능성이 높다는 점도 앞으로 가스수요를 증가시킬 요인들이다.
지역/국가 2002년말
수요
2012년까지
수요증가분 지역/국가 기존의
처리규모
2012년까지 계획
아시아지역 103.8 71.7 유럽지역 38.5 133.5
일본 72.7 6.6 스페인 12.3 47.2
한국 24.1 1.7 프랑스 11.5 17.9
중국 0 23.4 이태리 5.7 20.2
대만 7.0 13.4 터키 4.8 9.4
인도 0 26.6 벨기에 3.3 0
필리핀 0 ? 그리스 0.5 0
미주지역 7.1 151.7 포르투갈 0.4 2.6
미국 6.5 90.1 영국 0 36.2
멕시코 0 61.6
도미니카공화국 0 ?
푸에르토리코 0.6 0 합 계 149.4 356.9
자료: Oil & Gas Journal, Nov. 24, 2003, 74쪽
<표 4-2> 주요국의 LNG 수요증가 전망
(단위 : 백만㎥/년)
