경쟁적 발전시장 운용을 위한 적정 가스수급계약에 관한 연구
김 기 중․도 현 재
연구책임자 : 연구위원 김기중
연구위원 도현재
요 약
1. 연구필요성 및 목적
특정 산업을 규제하는 규제법령(regulation code)이 동 산업의 여건을 제대로 반영하지 못하면 이 산업의 효율적인 발전을 기대할 수 없다. 현 행 한국가스공사와 한전 발전자회사간 발전용가스매매계약은 우리나라 발전부문의 가스조달에 관한 사실상의 규제법령으로 기능하고 있다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력·가스산업 은 많은 여건변화를 경험하였다. 특히, 국내적으로는 발전경쟁이 도입되 어 비용기준 풀(CBP: Cost-Based Pool) 시장 형태로 운영되고 있으며, 해외에서는 전력과 가스 산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대 화하려는 사업전략이 점차 보편화되고 있다.
발전경쟁체제 자체의 문제에 더하여 개별 발전회사들의 이윤추구동기 가 강화되고, 발전부문의 가스수급조절 능력과 인센티브는 약화되고 있 다. 이에 따라 천연가스사업 초기의 전력·가스산업 여건 및 정책의지를 반영하여 운용되어온 발전용 가스수급체계의 재검토와 개선방안 마련이 불가피한 상황이다. 더욱이, 앞으로 전력산업구조가 유효경쟁이 가능한 구조로 이행될 경우 기존 발전용 가스수급체계는 발전부문경쟁의 걸림 돌로 작용할 것이 분명하다. 따라서 기존 발전용가스매매계약에 대한 검 토와 함께 발전경쟁을 지원·촉진할 수 있는 발전용 가스수급체계 및 수 급계약의 개선방안 마련을 위한 연구가 필요하다.
2. 연구내용요약
본 연구의 구조는 다음과 같다. 우선 전력·가스산업의 여건이 어떻게 변화해 왔는가를 살펴봄으로써 향후 발전방향을 고찰하는 데에 필요한 현상인식에 도움을 주고자 하였다. 이를 바탕으로 현행 발전용가스매매 계약이 어떻게 발전경쟁을 제한하고 있으며, 계약일반으로서는 어떤 문 제점을 안고 있는지를 살펴보았다. 그리고 가스수급계약의 개선만으로는 해결할 수 없는 현행 발전경쟁시장에서의 발전회사들의 연료선택과 관 련된 인센티브의 왜곡을 단순한 모형을 통해 분석하였다. 이들 분석을 통해 발전시장의 한계에도 불구하고 앞으로 발전경쟁을 활성화하기 위 한 발전용 가스수급계약의 개선방안을 도출하였다. 마지막 장에서는 본 연구의 주요 발견사항을 요약하고, 몇 가지 정책제언을 제시하였다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력·가스산업 은 많은 여건변화를 경험하였다. 천연가스 도입계약에서의 유연성 증대, 단기계약 비중의 확대 및 전력과 가스산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대화하려는 사업전략도 보편화되는 추세를 보이고 있다. 국내 적으로도 POSCO, K-Power, LG 및 한전 발전자회사들의 자가용 LNG 직도입이 추진되고 있으며, 발전부문에서도 그 내용에 많은 한계점이 있 음에도 불구하고 경쟁체제가 도입되었다. 도시가스 부문의 급속한 신장 과 발전부문 가스소비증가의 상대적인 둔화, 그리고 발전경쟁의 도입에 따라 발전부문의 가스수요조절자(swing consumer)로서의 기능과 인센티 브도 매우 줄어든 상황이며, 이러한 추세는 앞으로도 지속될 것으로 전 망된다.
변화·발전해 가는 거래여건을 계약에 모두 담을 수는 없지만, 현행 발 전용가스매매계약은 이러한 노력이 부족했다고 할 수 있다. 특히, 천연 가스산업 태동기 당시의 정부의 정책의지가 아직도 계약의 많은 부분에 그대로 남아있는 실정이다. 발전경쟁이 시행됨에도 가스공사가 한전에 공급하던 가스상품과 가격 메뉴는 변화된 바 없으며, 이는 앞으로 양방 향입찰 전력도매경쟁이 시행될 경우 발전용 가스조달을 통한 경쟁에 큰 장애요인으로 작용할 것이다. 가스공사의 독점을 우회함으로써 가스공급 경쟁을 촉진할 수 있는 발전용 가스 직도입에서도 도입 신청 및 검토 일정에 가스공사와 경쟁사업자들 사이에 차별을 둠으로써 경쟁사업자들 의 비용을 증가시키고, 이들이 대등한 입장(equal footing)에서 경쟁할 수 있는 여지를 줄이는 결과를 낳고 있다.
발전경쟁체제 하에서 개별 발전회사들은 과거 한전이 누리던 발전소 포트폴리오 운영의 신축성을 기대할 수 없으며, 적정한 가격을 통한 보 상이나 유연성의 확대 없이 가스공사의 가스수급조절 요구에 응할 인센 티브도 없다. 이런 상황에서 발전용 가스에 대한 총괄약정제가 논의되고 있다. 그러나 특정 발전회사 그룹 내에서의 가스융통이 거래(trade)로 이 어지지 못한다면, 이는 약정물량 허용편차의 확대라는 명분 하에 적어도 가스발전에서는 과거 한전의 발전독점체제로의 회귀라는 결과를 낳게 될 것이다. 발전회사들 사이에 가스거래가 이루어지는 2차시장을 통해 발전회사들은 자사의 가스 부족 또는 잉여를 타 발전회사와의 거래를 통해 효율적으로 해결해 나아갈 수 있다.
이러한 효율적인 가스수급과 발전경쟁은 현행 비용기준 풀 시장에서 는 이루어지기 어렵다는 사실을 간단한 모형을 통해 살펴보았다. 주된
원인으로는 가스가격이 시장상황을 반영할 수 있도록 수시로 변화하지 못하고, 가스매매계약상 가스공사의 가스수급에 지장이 없는 범위 내에 서는 항시 공급하도록 규정하고 있기 때문에, 급전계획 수립시 가스수급 상황에 따른 급전순위 조정이 이루어지지 못하는 제도적인 맹점을 들 수 있다. 다른 한편으로는, 급전방식과 비용정산방식이 발전회사들로 하 여금 비싼 연료를 사용하는 발전소를 입찰대상에서 배제하도록 할 인센 티브가 없다는 점이다. 이러한 발전경쟁시장의 문제점은 가스매매계약의 개선만으로 해결될 수는 없지만, 유효발전경쟁이 가능한 발전시장에서는 현재와 같은 가스매매계약조건이 발전경쟁에 제약요인으로 작용하게 되 므로 가스매매계약의 개선은 그 중요성을 더하게 된다.
이밖에도 현행 수급계약은 정부의 정책의지를 담는 과정에서 비상업 적이거나 모호한 계약조건들을 포함하고 있다. 계약형태는 고정공급계약 이면서도 실제운영은 수시로 중단가능 형태로 운영되었고, 가스부족에 따른 수요측의 비용도 충분히 반영하지 못하는 것으로 분석되었다. 이로 말미암아 가스공사와 발전회사들 사이에 가스의 과부족에 따른 보상과 관련된 분쟁이 뒤따랐고, 발전부문의 설비투자가 효율적으로 이루어질 수 없는 개연성을 안고 있다.
이들 문제점의 해소·완화를 위해 다음과 같은 점들을 적극 추진해야 한다. 첫째로, 중단가능공급 서비스를 포함하여 가스공급 서비스를 다양 화해야 한다. 공급신뢰도는 낮지만 가격을 낮추어 공급함으로써 가스공 사 입장에서는 동절기 수급균형 유지를 용이하게 할 수 있고, 수요자 입 장에서는 보다 싼 가격으로 낮은 신뢰도를 보상 받을 수 있다. 이와 함 께 비록 발전용 수요라 하더라도 수요자가 원하면 비싼 가격에 공급하
도록 하는 우선공급 서비스도 개발할 필요가 있다. 다양한 가스공급 서 비스가 제공되면 발전회사들은 자기의 필요에 따라 차별화된 연료 포트 폴리오를 구성하게 되어 발전경쟁을 촉진할 수 있다. 이와 더불어 현행 비용기준 풀 시장에서의 발전사업자들의 인센티브 왜곡을 해결하기 위 한 입찰 및 정산방식의 개선이 요구된다.
둘째로, 모호하고 비상업적인 계약조건을 보다 명료하고 상업적인 방 향으로 개선해야 한다. 가스공급 지장상황을 구성하는 요소나 이를 초래 하는 상황·사건을 적시할 필요가 있다. 신뢰도와 가격 면에서 차별화된 가스공급과 함께 가스공급 지장상황에 대한 예측력을 제고함으로써 발 전회사들과 가스공사간 분쟁의 소지를 획기적으로 줄일 수 있다. 또한, 현재와 같이 가스공사가 가스수급상 지장이 없는 범위 내에서 항시 공 급하기 보다는 발전회사들의 약정물량에 대한 의무인수조항을 삽입하고, 대신 이러한 수급균형의무를 수행할 수 있는 수단을 허용해야 한다.
셋째로, 가스수급균형의 어려움을 최대한 가격배급(price rationing)방 식으로 해소하기 위해 가스수급균형 단위기간을 단축하고 수급불균형 벌과금제를 도입하면, 발전입찰시에 가격요소와 물량요소가 함께 고려되 어 유효한 발전경쟁을 촉진하는 데에 도움이 된다. 이를 위해 발전회사 들의 가스직도입 및 back-to-back 방식 등에 의한 가스공급과 함께 다양 한 단기공급서비스와 2차시장의 개설이 함께 추진되어야 한다. 이를 통 해 발전회사들의 수급균형 달성 능력을 배양하고, 향후 본격적인 전력도 매경쟁에 대비하도록 해야 한다.
넷째로, 현재 논의되고 있는 총괄약정제는 2차시장이 병행되지 않을 경우 발전회사들간의 경쟁을 저해하게 될 것이며, 이는 단순히 가스공사
의 수급관리 용이성을 높여 주는 방편일 뿐, 발전시장에 대해서는 효용 이 없는 대안이 될 수 있다. 발전회사들이 가스공급설비를 소유하지 못 할 경우 가스의 거래는 가스공사의 계통 내에서 이루어져야 하므로 2차 시장의 개설과 함께 가스소유권 이전에 대한 물리적, 시간적 및 경제적 인 개념이 새롭게 정의되어야 한다. 그리고 이에 뒤따르는 자연적인 요 구로서 가스와 가스공급설비를 분리하여 거래가 이루어지도록 해야 한 다. 이럴 경우 발전회사들은 가스상품 뿐만 아니라, 가스공급설비능력의 획득에 대해서도 민감하게 반응하게 되며, 이는 발전경쟁을 더욱 촉진하 는 결과를 낳을 수 있다.
이밖에 가스공급설비의 개보수 등 가스공사의 사정으로 가스공급중단 상황이 발생할 경우 운휴발전설비에 대한 손실보전 방안을 계약서에 추 가하는 논의가 일고 있다. 이에 대해서는 손실보상의 관점에서 접근하기 보다는 공급메뉴의 개발을 통한 경제적 효율 증대의 관점에서 접근하는 것이 건설적인 대안일 것이다. 지금과 같이 가스공사의 귀책사유로 인한 공급중단시 고정비만을 보상하는 것은, 발전회사들이 원하는 가스상품의 조달에 대한 수단을 보유하지 못한 채 가스부족에 대한 비용만 지불하 는 것으로서 효율성과 형평성 측면에서 문제가 있다.
3. 정책제언 및 향후 연구과제
천연가스산업 초기의 정책기조와는 걸맞지 않는 산업여건이 형성되었 다. 경직적인 가스수급구조는 발전부문의 가스수요 증가의 둔화로 이어 졌으며, 이는 청정연료인 천연가스의 사용 확대라는 천연가스산업정책과 환경보호정책 사이의 부조화를 의미한다. 정부는 급작스런 기상변화 등
으로 인한 수급불안 등 국가적으로 불가피한 상황을 제외하고는 산업정 책 차원에서의 전력·가스산업에 대한 간섭을 줄이는 방향으로 정책을 수립하는 것이 바람직하다. 당분간은 발전경쟁에 걸맞은 연료조달체계의 확립을 위해 발전사업자들의 가스조달 수단의 개발을 허용할 뿐만 아니 라 장려할 필요가 있다. 더욱이 가스공급자로 하여금 수요자의 욕구를 충족시킬 수 있는 상품을 개발하도록 촉구할 필요도 있다. 공급자와 수 요자 모두에게 가스수급과 관련된 위험관리수단을 개발하도록 하는 여 건도 조성해 주어야 한다. 그리고 동일 시장에서 사업을 영위하는 사업 자들에 대한 형평성의 확립이 효율성 증대로 이어진다는 사실에 유의해 야 한다.
발전사업자들의 연료선택 인센티브 분석 모형은 상당한 설명력을 보 여주었으며, 연료가격의 고저관계가 역전되어도 활용가능하다. 모형의 단순성 또한 확장가능성을 열어놓고 있다. 중요한 것은, 발전용 가스수 급계약의 개선이 기대한 효과를 내기 위해서는 전력부문에서의 구조개 편이 병행되어야 함을 시사한다는 점이다. 그러나 동 모형은 가스 수요 측의 행위를 분석하는 모형이며, 본 보고서에서는 공급측의 다양한 공급 메뉴 개발과 관련된 인센티브를 보여주는 모형은 제시하지 못했다. 다양 한 공급메뉴의 도입에 따라 수요측이 반응함으로써 가스의 피크수요 발 생 메커니즘이 변화할 수도 있으며(firm peak vs. shifting peak), 가스공 사의 이윤구조도 변화가능하다. 정부의 규제정책이 규제대상 기업들의 행동에 대하여 반응하고, 그 역도 성립하며, 이러한 과정을 통해 양산업 은 발전해 갈 것이다. 향후 이러한 다양한 요소들을 분석할 수 있는 모 형의 개발에 노력을 경주할 필요가 있다.
ABSTRACT
1. Research Purpose
It is hard to imagine an efficient development of an industry without a regulation code well incorporating the circumstances of the industry regulated by the code. The current sales and purchase contract for natural gas for power generation ("gas supply contract"
henceforth) functions as a de facto regulation code for the gas and electricity industries.
Korea's gas and power industries have experienced huge changes since the introduction of natural gas to the country in 1986. While there are certain deficiencies within the power market itself in terms of its capability of facilitating effective competition, it is essential that improvements be made in the supply side of gas for power generation. In particular, the current arrangements of gas supply to power generators could become a stumbling block if and when the electricity industry is restructured in a way that allows workable competition between generators.
This study aims to review and derive improvements upon the existing gas supply contract between the Korea Gas Corporation (KOGAS) and the power generating subsidiaries (GENCOs) of the
Korea Electric Power Corporation (KEPCO), and, in a broader context, to present policies and measures that support and promote competition in the electricity market. The study provides a brief review of the changes in the gas and electricity industries both in and out of Korea to help understand the issues and problems facing the industries. Upon this foundation, this study reveals major deterring factors to the promotion of competition in the power generation market, as well as some defects in the current gas supply contract as a contract in general. As the incentive distortion involved in the GENCO fuel selection and bidding in the Cost-Based Pool (CBP) market is an important impediment to effective competition, this study offers an analysis of the incentive problem with a simple model ― CBP model.
2. Key Findings
The changes in the environment surrounding Korean gas and electricity industries include: a large increase in the flexibility within gas import contracts; an enlarged share of short-term gas deals; and the trend of convergence of gas and power businesses. Direct imports of LNG for own use bypassing KOGAS have appeared and gas consumers seeking direct imports are increasing. In addition, despite the controversial effectiveness of generation competition, GENCOs are
said to compete in the CBP market. Both the capability and incentive of swing in gas consumption on the part of GENCOs have decreased substantially, and this tendency is expected to continue owing not only to the generation competition but to the rapid growth of gas consumption for city gas use.
The government's policy objectives and conviction concerned with the gas industry remain in no small part of the current gas supply contract. No substantial efforts have been made to reflect the changing circumstances under which the gas and electricity industries are operating. The menu of gas product and supply services is essentially the same as that of the early years of gas utilization in the country. Bypass of KOGAS for gas for power generation was not allowed until recently. The government, together with KOGAS, through its discretionary power in permitting gas import contracts can be regarded as having employed a strategy of raising rivals' costs by differentiating the time frame for reviewing the applications for gas imports between KOGAS and the GENCOs, implying a narrower platform for gas supply competition on an equal footing. Many clauses look non-commercial while others are obscure in the gas supply contract as a rulebook for a commercial relationship involving huge amounts of money. We can characterize the application of the contract as that of an interruptible supply contract, although the contract itself is written as a firm one. Shortage costs on the
consumer (GENCO) side do not seem to be reflected well in the contract. All in all, some core parts of the contract have worked as a source of repeating disputes over compensating extra fuel costs arising from fuel switching, and a potential reason for inefficiently low investment of gas-fired generating units.
The GENCOs are no longer able to enjoy the flexibility in their operation of generating asset portfolio that KEPCO could in the past.
This combined with the fact that the GENCOs are competing with each other implies that they have little incentive to meet the KOGAS needs of gas consumption swing in the generation sector. The new scheme, which is under discussion for gas supply applying volume variations to groupings of generators, may turn out to be a regression to the old days of KEPCO monopoly, unless a secondary gas market is allowed where GENCOs trade their surplus and shortage of gas.
The CBP model shows that the current dispatch rule and compensation arrangements in the CBP market prevent GENCOs from excluding expensive generating units in the bidding process. More specifically, the GENCOs that possess both peak- and intermediate-load plants have little incentives for efficient fuel procurement for the peak-load plants, as they could raise their profits by raising their own fuel costs for these units. This type of distortion arises from the CBP operation rule where all bids accepted in the
dispatch schedule are settled with the same SMP (System Marginal Price) at the highest variable cost of bidders consisting mostly of fuel costs. To make matters worse, the gas price cannot move following demand and supply situations of gas, and the gas supply contract is a firm one per se, which hinders the dispatcher from scheduling generating units in a way well aligned with gas market conditions.
Fixing the gas supply contract alone is not the solution to all the problems and particularly to those arising from the design of the CBP market. However, the task of remedying the gas supply contract becomes even more important in an environment where the structure of the electricity market is expected to change in a way that allows for workable competition.
3. Policy Recommendations
Major improvements on the contract are offered. First, a broader menu of gas supply services is called for including interruptible and priority services. In tandem with the menu expansion, it is of vital importance to amend the system of bidding and compensation in the power market in the direction of correcting the distorted fuel choice incentives. Second, many clauses should be made not only more commercially oriented but also clearer. For instance, the predictability of gas market situation can be enhanced and the potential for
disputes can be reduced by indicating in the contract the components and/or events that constitute a bottleneck situation. Third, it is desirable to include a take-or-pay obligation clause in the contract along with permitting the GENCOs means of gas balancing. In order to abide most by the principle of price rationing, the unit period of gas balancing period needs to be shortened and an imbalance penalty be introduced. These arrangements should go in parallel with a secondary gas market for GENCOs' gas trade that can contribute to a higher flexibility of gas balancing. Also, the introduction of a gas supply scheme utilizing a grouping of GENCOs should be backed up by a secondary market. Fourth, the transfer of gas ownership should be defined in more than one dimensions taking into account physical, temporal and economic factors in order to allow gas trades between GENCOs within the KOGAS' gas supply network.
All improvements should be devised from the perspective of fostering market mechanism in that diverse policy objectives may be consolidated in the design of contracts and other trading arrangements, with their values being traded in the market after all.
Damage borne by GENCOs ex post due to gas shortage may be avoided ex ante by a wider variety of gas supply services, making it less likely that KOGAS and GENCOs dispute. Enormous changes have occurred in and around Korea's gas and electricity industries but few changes in its gas market. The role of government is clear:
to manufacture and maintain a well-designed traffic signal, not to direct the destination of vehicles on the crossroad.
제목 차례
제1장 서 론 ··· 1
제2장 전력․가스 산업의 여건변화 ··· 6
1. 천연가스 시장참여자의 증가 ··· 6
2. 천연가스 구매자와 판매자간 협력의 증대 ··· 9
3. LNG 거래의 신축성 증대 ··· 11
가. 장기 LNG 도입계약에서의 유연성 증가 ··· 11
나. 단기거래의 확대 ··· 12
4. 전력·가스산업의 통합추세 ··· 17
5. 발전부문의 가스수요 조절기능의 약화 ··· 20
제3장 현행 발전용가스매매계약 검토 ··· 25
1. 현행 계약의 경쟁제한적 요소 ··· 26
가. 단일상품 및 단일가격 ··· 26
나. 공급부문 독점 ··· 28
다. 유연성 메커니즘(flexibility mechanism)의 미비 ··· 30
라. 전력부문 관련 문제점 ··· 32
2. 계약일반으로서의 문제점 ··· 34
가. 불완전계약 ··· 34
나. 비상업적 또는 모호한 계약조건 ··· 37
다. 계약형태와 운영방식의 괴리 ··· 40
라. 구매자 및 최종생산물 소비자의 비용반영 미흡 ··· 42
마. 전력부문의 투자감소 ··· 45
바. 전력부문 관련 문제점 ··· 46
제4장 발전회사들의 연료비 절감 인센티브 분석 ··· 47
1. CBP시장의 계통한계가격 결정 및 정산 ··· 48
2. 2-사업자, 2-발전기 모형 ··· 51
가. [케이스 1]Ｃｇ Ａ ＣｇＢ Ｃｇ ··· 53
나. [케이스 2]Ｃｇ Ａ ＣｇＢ ｇ ⋛ ｇＢ ··· 57
다. 다수 사업자의 경우 ··· 62
라. 연료가격 선택 게임 ··· 64
제5장 발전용가스매매계약의 개선방안 ··· 69
1. 가스공급 서비스의 다양화 ··· 70
2. 새로운 발전용가스 도입방식의 검토 ··· 72
3. 유연성 메커니즘의 확대 ··· 76
4. 정부의 산업정책 ··· 80
제6장 결 론 ··· 84
참고문헌 ··· 92
부 록 : 거래비용경제학 ··· 95
표 차례
〈표 2-1〉LNG 단기거래 1992～2001 ··· 14
〈표 2-2〉중동 아프리카의 신규 액화기지의 여유 용량 ··· 15
〈표 3-1〉전력공급정지비용 ··· 43
〈표 4-1〉CBP시장의 발전전력량 정산기준 ··· 51
〈표 4-2〉가스가격선택 게임 ··· 64
그림 차례
[그림 2-1] 용도별 천연가스 소비추이 ··· 22[그림 2-2] 용도별 천연가스 수요비중 전망 ··· 23
[그림 4-1] 한계변동비용(공급곡선)과 SMP 결정 ··· 54
[그림 4-2] [케이스 2]의 한계변동비용(공급곡선) ··· 57
[그림 4-3] 한계변동비용(공급곡선) ··· 65
제1장 서 론
전력산업구조개편계획에 따른 한국전력공사(이하 한전)의 기능별 분할 로 발전부문이 송·배전 및 판매부문으로부터 분리되어 발전경쟁이 시행 되고 있다. 현행 발전경쟁은 “변동비반영시장” 또는 “비용기준 풀(CBP:
Cost-Based Pool)” 시장의 형태로 이루어지고 있으며, 과거 한전의 발전 부문을 구성하였던 6개 발전자회사들이 주요 사업자로 참여하고 있다.
현재 전력산업구조개편계획에 포함되었던 배전분할이 예정대로 시행되 지 못하고 있으나, 향후 배전분할 및 이에 따른 양방향입찰이 시행되면 본격적인 전력도매경쟁이 가능해질 것이다.
전력산업구조개편계획에 이어 발표된 가스산업구조개편기본계획 및 세부실행계획에 따르면 이미 가스산업에서도 어느 정도 도입·판매부문 에서 경쟁이 이루어져야 하지만, 참여정부의 출범 이후 에너지산업 구조 개편에 대한 재검토정책으로 아직까지 가스산업내 경쟁도입 계획은 확 정된 것이 없다. 가스산업에 대한 경쟁도입 방안으로서 기존 한국가스공 사(이하 가스공사)의 도입·판매부문을 분할하는 방식과 신규진입방식에 대한 비교검토가 진행되고 있으며, 신규진입방식이 유력한 대안으로 논 의되고 있는 것으로 알려지고 있다.
가스산업구조개편과는 별도로, 그러나 이의 추진을 가속화시킬 수 있 는 자가용 LNG의 직도입은 일부 진척되고 있다. POSCO와 K-Power가 광양의 POSCO LNG 인수기지를 공동이용하는 방식으로 직도입 승인을
득하여 2006년 도입개시 목표로 사업을 추진하고 있고, 인도네시아 탕구 프로젝트로부터의 가스도입계약을 체결하였다. 또한, LG그룹도 최근 LG 칼텍스정유, LG파워 및 LG에너지가 사용할 자가소비용 LNG 직도입계 획을 승인받았다. 특히, 최근 한전 발전자회사들의 발전용 LNG 직도입 을 가스공사의 추가도입과 병행하여 일부 추진할 것으로 보도되고 있다.
이와 같은 자가용 LNG 직도입은 기존의 가스공사 독점공급을 우회 (bypass)하는 것으로서, 직도입사업자들은 모든 도입물량의 평균가격으 로 가스가격을 설정해 오던 관행에서 자유로워질 수 있음을 의미한다.
달리 말하면, 직도입사업자들은 자기들이 도입하는 가스의 가격이 가스 공사로부터 공급 받는 가격보다 싸든지 비싸든지 스스로의 책임 하에 가스수급을 담당해야 하며, 이는 가스공사와 이들 직도입사업자들간 가 격경쟁의 시발점이 된다는 의미가 있다.
우리나라에 천연가스가 도입된 이래 전력산업과 가스산업은 국내외적 으로, 그리고 양적·질적으로 크게 변화하였다. 예컨대 천연가스 도입계 약에서의 유연성이 증대되고, 단기계약의 비중도 확대되어 왔으며, 전력 과 가스 사업을 통합하여 양 부문의 시너지효과를 극대화하기 위한 사 업전략이 보편화되고 있다. 국내적으로도 위에서 언급한 바와 같이 자가 용 LNG 직도입을 시행하는 단계에 와 있으며, 발전부문의 천연가스 사 용비중이 감소하면서 동 부문의 수요조절자(swing consumer) 역할도 감 소하고 있다. 발전경쟁이 도입되면서 발전회사들의 발전용 천연가스 수 급의 신축성에 대한 요구가 강해지고 있으며, 수요조절자로서의 유인도 약해지고 있는 상황이다.
이러한 여건변화를 발전용 가스수급계약에 모두 담을 수는 없다. 이것
은 발전용 가스수급계약뿐만 아니라 모든 계약이 안고 있는 문제라고 할 수 있다.1) 현재 발전용 천연가스 수급계약은 한전이 발전시장을 독 점하고 가스공사가 가스도매시장을 독점하는 여건 하에서 체결된 것이 나, 한전의 기능분할에 따라 발전자회사들이 계약조건의 변동 없이 승계 하여 운용되고 있다. 전력산업구조개편계획을 이행하는 단계에서 연료구 입권을 발전자회사들에 이관함으로써 실질적인 발전경쟁을 유도하고자 하였고, 이에 따라 기존의 한전과 가스공사간 발전용가스매매계약이 개 별 발전자회사와 가스공사간 계약으로 승계되었던 것이다. 그러나 가스 공급선은 이전과 같이 가스공사로의 일원화를 유지함으로써 발전회사들 의 경쟁을 촉진하지 못하는 중요 요인으로 작용하고 있다.
가스의 독점공급체제가 지속되더라도 가스공급 서비스와 가격이 다양 하여 발전회사들이 차별화된 가스조달 포트폴리오를 구성할 수 있다면, 가스발전 부문에서 어느 정도 경쟁이 가능할 것이다. 또한, 발전회사들 이 발전연료로서의 가스를 개별 회사의 책임 하에 차별화된 가격으로 직도입할 수 있다면, 가스공사로부터의 물량과 자체수급 물량 사이에 차 별화가 가능하여 발전연료 조달에서의 경쟁이 가능해지고, 이는 발전경 쟁을 촉진하는 기능을 수행할 수 있다. 더욱이 발전부문이 천연가스사업 초기부터 천연가스의 수급조절을 위한 유일한 수요조절자의 기능을 담 당하는 것으로 인식되어, 기상조건의 변동에 따른 수급불안시 가스공사 와 한전, 또는 가스공사와 발전자회사들간 수급조절 서비스에 대한 보상
1) 발전용 가스수급계약은 가스공급자와 발전회사 사이의 가스수급을 위한 계약이라는 일반적인 용어로 정의할 수 있는 반면, ‘발전용가스매매계약’은 가스공사와 한전 발 전자회사간의 현행 발전용 가스수급계약을 지칭하는 고유명사이다. 본 보고서에서 는 오해의 소지가 없는 한 두 용어를 병용하기로 한다.
문제가 발생하고, 이는 발전·가스 양부문간 분쟁의 요인이 되어 온 것이 사실이다.
또한 현행 발전용 가스수급계약은 천연가스산업 초기의 산업여건과 정부의 정책의지를 반영함으로써 비상업적이거나 모호한 내용을 내포하 고 있고, 가스공사 독점공급을 전제로 설계됨으로써 계약형태와 운용방 식의 괴리가 상존하고 있다. 이러한 현행계약의 한계로 말미암아 전기소 비자를 포함한 구매부문의 비용이 충분히 반영되지 못함으로써 전기·가 스 양부문의 설비투자 또한 효율적으로 이루어지지 못할 개연성을 안고 있다. 이는 계약이 없이는 효율적인 투자가 이루어지기 어려우며, 최적 계약이라 하더라도 일반적으로 최적의 투자를 이끌어내기는 어렵다는 계약 및 협상에 관한 문헌들로부터 얻어진 결론과 일치한다.2) 재협상을 통해 끊임없이 계약조건을 개정하더라도 변화하는 여건을 사전·사후적 으로 완벽하게 반영한 계약을 설계하기는 어려운 것이다.
현행 발전용 가스수급계약이 발전경쟁을 촉진하지 못하는 대표적인 요인으로서 가스공사의 독점공급체제, 다양하지 못한 가스공급 서비스 및 가격 메뉴, 그리고 유연성 메커니즘(flexibility mechanism)의 미비 등 을 들 수 있다. 전력 부문에서의 발전경쟁 메커니즘 또한 발전경쟁을 촉 진하지 못하는 데에 일조하고 있다. 즉, 현행 비용기준 풀 시장 운영규 칙 하에서는 발전회사들의 연료조달비용 절감 인센티브가 부족하며, 사 업자간 연료선택을 둘러싼 암묵적 담합의 개연성도 존재한다. 더욱이 현 재와 같은 한전 발전자회사들에 의한 발전시장 과점체제 하에서는 연료 선택 이외에도 다양한 형태의 담합이나 기타 전략적 행동으로 인한 왜
2) Rogerson(1992) 참조
곡이 발생할 수 있다.3) 발전경쟁의 촉진은 발전용 가스수급계약의 개선 만으로 이루어질 수는 없다. 그러나 이러한 발전시장 내에서의 왜곡이 개선될 경우에는 연료조달 부문에서의 비효율은 경쟁적인 전력시장의 발전을 가로막는 걸림돌이 될 것이 분명하다. 예컨대, 전력시장에서 양 방향입찰을 통한 경쟁이 도입된다면 발전사업자들로서는 연료조달에서 의 효율성이 경영성과를 좌우하는 중요한 요인으로 작용할 것이며, 이러 한 시장을 뒷받침할 수 있는 가스수급계약의 개선은 더욱 중요해진다.
본 연구는 이러한 문제의식 하에 가스공사와 한전 발전자회사들 사이 의 현행 발전용가스매매계약의 문제점을 검토하고 그 개선방안을 모색 해 보고자 한다. 본 보고서의 구조는 다음과 같다. 다음 장에서는 전력·
가스산업의 여건이 어떻게 변화해 왔는가를 살펴봄으로써 앞으로의 발 전방향을 고찰하는 데에 필요한 현상인식에 도움을 주고자 한다. 제3장 에서는 현행 발전용가스매매계약이 어떻게 발전경쟁을 제한하고 있으며, 계약일반으로서는 어떤 문제점을 안고 있는지를 살펴본다. 제4장은 가스 수급계약의 개선만으로는 해결할 수 없는 현행 발전경쟁시장에서의 발 전회사들의 연료선택과 관련된 인센티브의 왜곡을 단순한 모형을 통해 분석한다. 다음 장에서는 이러한 발전시장의 한계에도 불구하고 앞으로 발전경쟁의 활성화에 필요한 발전용 가스수급계약의 개선방안을 제시한 다. 본 연구의 주요 발견사항에 대한 요약과 정책제언을 제6장에서 제시 함으로써 본 보고서를 맺도록 한다.
3) 전력시장에서의 발전회사들의 전략적 행동에 관한 연구는 김남일(2001, 2003)과 동 연구에 소개된 문헌 및 본 보고서의 제4장 제2절의 각주 34)를 참조하라.
제2장 전력․가스 산업의 여건변화
우리나라에 천연가스가 도입된 이래 천연가스산업과 전력산업은 국내 외적으로, 그리고 양적·질적으로도 크게 변화하였다. 예컨대 천연가스 장기도입계약에서의 유연성이 증대되고, 단기계약과 현물거래의 비중도 확대되어 왔으며, 전력과 가스 사업을 통합하여 양 부문의 시너지효과를 극대화하기 위한 사업전략도 보편화되고 있다. 국내적으로도 자가용 LNG 직도입을 시행하는 단계까지 발전함으로써 가스시장참여자도 증가 하는 추세를 보이고 있다. 도시가스 부문에서 천연가스가 기존의 LPG를 대체할 뿐만 아니라 천연가스를 원료로 하는 도시가스 수요의 급증과 발전부문의 상대적인 비중감소로 발전 부문의 수요조절자로서의 역할도 감소하고 있다. 전력산업에서는 발전경쟁이 도입되어 발전용 천연가스 수급의 신축성에 대한 요구가 강해지고 있으며, 수요조절자로서의 유인 도 약해지고 있는 상황이다. 본 장에서는 이와 같은 천연가스 및 전력산 업의 여건변화에 대하여 살펴봄으로써 발전용 가스수급계약의 문제점과 개선방안을 도출하는 바탕을 제공해 보고자 한다.
1. 천연가스 시장참여자의 증가
전세계적인 경제성장과 산업화로 에너지, 특히 화석연료의 소비가 크 게 증가하고 있다. 이와 함께 지구온난화등 환경문제에 대한 우려가 증
대되면서 에너지절약과 더불어 청정화석에너지인 천연가스의 수요가 급 증하고 있다. 천연가스의 생산·수송 및 가스발전 기술의 발달로 가스가 격이 하락하고 발전효율이 향상된 것도 가스이용의 증대에 크게 기여하 였다.
이러한 세계적 추세에 따라 발전용 연료로 천연가스를 소비하는 발전 소의 건설이 증가하면서 새로이 천연가스를 수입하는 나라의 수도 늘고 있다. 대표적인 예로 중국과 인도를 들 수 있다. 전통적으로 한국, 일본 및 대만으로 구성되었던 아·태지역의 LNG 수입시장에 중국과 인도 등 대규모 수요잠재력을 지닌 새로운 시장참여자가 출현함으로써 이 지역 의 LNG 수요를 급증시킬 것으로 예상되고 있다. 중국은 CNOOC, Sinopec 및 PetroChina 등의 회사가 천연가스의 도입개발 관련 사업을 추진하고 있다. 인도는 총 8개에 달하는 LNG 인수기지를 건설중이거나 건설예정으로 있으며, 7개의 회사들이 LNG 도입에 참여하고 있다.
PNG에 주로 의존하던 미국이 공급잠재력 고갈, 자국내 가스가격 상승 과 LNG 공급비용의 감소 등에 따라 최근 LNG에 대한 의존도를 높여 가고 있는 상황이다. 미국에서도 LNG 수요가 증가하면서 더 많은 시장 참여자가 출현할 것으로 예상되고 있다. 공급측에서도 이집트, 러시아, 예멘, 이란, 베네수엘라, 불가리아 등 새로운 공급자들의 시장참여가 진 행되고 있다.
일본, 한국 및 대만에서의 전력·가스산업 구조개편 추진에 따라 새로 운 시장참여자의 출현이 촉진되고 있으며, 이에 따라 전통적으로 천연가 스 구매자들이 누려 왔던 지대가 다수의 시장참여자들에게 분산(rent dissipation)될 것으로 예상된다. 일본에서는 분배회사가 대규모 소비자
에게 가스를 판매할 수 있게 되었으며, 이에 따라 새로운 시장참여자가 발생하고 경쟁도 촉진되고 있다. 우리나라에서도 몇몇 대규모 소비자의 자가소비용 LNG 직도입이 허용됨으로써 기존의 가스공사 독점체제에서 가스공사를 우회하여 직접 천연가스를 도입하는 초기단계의 공급경쟁이 시작되고 있다. 즉, POSCO와 K-Power가 광양의 POSCO LNG 인수기 지를 공동이용하는 방식으로 직도입 승인을 득하여 전자는 2005년부터 20년간 매년 55만톤을, 후자는 2006년부터 20년간 매년 60만톤을 인도네 시아로부터 도입하는 것을 목표로 사업을 추진하고 있다. 또한, LG그룹 도 최근 LG칼텍스정유, LG파워 및 LG에너지가 사용할 연간 150만톤 규 모의 자가용 LNG 직도입계획을 승인 받은 것으로 알려지고 있다.
유럽에서는 EU를 중심으로 가스시장의 개방이 완료단계에 와 있으며, 신규참여자에 의한 시장점유 재분배가 확대되고 있다. 예를 들어, 최근 에 분리된 네덜란드의 가스유니(Gasunie)는 유자격고객에 대한 시장점유 몫을 상실하여 과거의 독점공급자로서의 지위에서 2001년에는 시장의 69%만을 공급하는 사업자로 변화하였다. 스페인 시장에서는 2001년말에 28개 사업자가 활동하였고, 가스수요의 45%가 신규참여자로부터 공급 받는 상황으로 전환되었다. 이탈리아에서는 2002년 6월부터 약 900개 수 요처(60억 m3에 달하는 판매물량을 차지)가 Eni/Snam이 아닌 타 공급 자로부터 공급을 받고 있다. 영국에서는 2000년말 550만 이상의 세대가 BG로부터 이탈하였다.
시장개방이나 규제철폐 또는 규제완화가 실제로 시장참여자의 수를 증가시키지 않을 수도 있지만 적어도 잠재적인 시장참여자의 수를 증가 시킴으로써 유효경쟁이 이루어지는 가스시장이 출현할 것으로 기대된다.
이에 따라 과거의 독과점적 가스시장이 경쟁시장화함으로써 공급자들이 누리던 독과점이윤도 소비자잉여로 이전될 것으로 예상된다.
2. 천연가스 구매자와 판매자간 협력의 증대
오늘날의 천연가스시장은 기술발달, 수요측으로부터의 유연성 확대요 구 증가 및 천연가스시장외적인 요인 등 급속한 변화에 대응하기 위해 계약구조의 변경 등 구매자와 판매자간 호혜적 협력관계도 증대하고 있 다. 예컨대, 1990년대말의 아시아금융위기 이후 LNG 장기계약의 주요조 건중 하나인 의무인수조항(TOP clause)에 대한 위약사태가 다발함에 따 라 공급측에서도 유연성을 증대시키는 방향으로 계약구조가 개선되고 있다. 즉, 장기계약은 공급조절의 신축성이 낮아 수입국의 수요변화에 부응할 수 없었으며, 당시 활발히 추진되던 에너지 부문 구조개편때문에 수입국들은 수요변화에 대한 적응력이 높은 수급체계를 원하게 되었던 것이다. 이를 위해 기본적으로는 장기계약을 통해 수요자에 대한 공급안 정성을 확보하고 생산자의 신규 프로젝트 금융문제를 해결하는 방편으 로 삼으면서, 일부는 중단기계약으로 구성하여 수요변화에 맞추어 공급 조절이 가능하도록 하는 혼합된 계약구조가 선호되고 있다. 다시 말해, 과거에는 LNG 사업의 위험을 전적으로 구매자가 부담하였으나, 최근에 는 판매자들도 일부 담당하는 형태로 변화하고 있는 것이다.
또 다른 변화로서 구매자들이 LNG 사업의 상류부문에 지분참여하는 등의 협력도 보편화하고 있다. 상류부문에 참여한 구매자들은 어떤 의미 에서는 공급자의 의무까지도 담당해야 하기 때문에 과거에 비해 부담만
더 가중된 것이라 평가할 수도 있다. 그러나 현재 추세는 공급자의 부담 을 나누는 불이익보다는 공급자가 향유해 온 독점지대를 분배하는 데에 서 오는 이익이 크고, 상당 기간동안 이러한 이익이 존재할 것이라고 판 단하고 있는 것으로 보인다.
또 다른 천연가스시장의 변화로서 재정거래(arbitrage)의 발생을 들 수 있다. 2000년부터 2001년초까지 치솟았던 미국의 가스가격으로 말미암아 현물거래 중심으로 LNG를 수입하던 미국은 LNG 수입을 크게 증가시 켰고, 이러한 높은 가격으로부터 마진을 얻기 위해 유럽의 LNG 수입국 들은 미국으로 LNG를 재판매하였다. 이런 형태의 거래는 공급자와 구 매자간의 호혜적인 이익에 의해 가능하게 되었다. 즉, LNG 재정거래를 위해서는 LNG 장기계약조건의 하나인 도착지지정조항(destination clause)의 완화 또는 철폐가 전제되어야 하며, 생산자 입장에서는 가스거 래의 기회가 확대되는 것을 의미하기 때문이다. EU는 이미 EU 가스지 령(EU Gas Directives)을 통해 이 조항의 철폐를 요구하고 있고, 판매자 들도 크게 문제 삼고 있지 않다. 그럼에도 불구하고 EU는 이를 분명히 하기 위해 LNG 도입자들에게 앞으로의 계약에서는 이 조항을 삭제할 것을 지시하였다. 더 나아가 알제리의 국영석유회사인 Sonatrach와 프랑 스의 GdF는 재정거래를 담당할 합작회사를 설립하였는데, 이는 생산자 도 적극적으로 재정거래에 참여하는 사례라 할 수 있다.
구매자와 판매자간 협력이 증대하는 원인은 구매자들의 교섭력이나 구매자들 사이의 협력에 있다기보다는 공급시장에서의 경쟁 심화로 인 한 판매자들의 독과점적 지위가 낮아진 데에 있다고 보아야 할 것이다.
그러나 최근의 도착지지정조항이 완화되는 추세가 확산되어 기존의 수
입국들이 자국의 수급문제 해결을 위해 수입국간 협력을 증진시킨다면 다른 조건의 개선에도 발전을 이룩할 수 있을 것이다.4)
3. LNG 거래의 신축성 증대
가. 장기 LNG 도입계약에서의 유연성 증가
장기거래에 있어 거래의 경직성 완화요구는 대서양지역에서 시작되었 다. EU 시장의 구조개편에 따라 경쟁이 심화되는 과정에서 LNG 도입업 자들은 더 이상 기존의 경직된 계약조건 하에서는 사업을 유지하기 어 렵게 되자 EU가 앞장서서 LNG 도입계약의 유연성을 요구하게 되었다.
나이지리아는 노르웨이의 Snøhvit와 4·5트레인 계약 시 시장간의 물량 교환에 대한 유연성을 제공하기로 합의하였고, EU는 도착지 지정조항을 삭제할 것을 요구하고 있다. LNG 구매자들이 점차 FOB 베이스로 구입 하고 도착지 지정에 부정적인 경향을 보이고 있어 대부분 완화되는 추 세를 보이고 있으며, 구매자와 판매자들이 위험관리와 이윤확대를 위해 미국 시장과 유럽 시장 사이에서 재정거래능력을 증강할 필요를 받아들 이고 있다.
한편, 미국 시장을 목표로 추진중인 트리니다드 트레인 1 계약에서는 구매자에게 상당한 범위의 스왑 물량(swap cargo)을 허용하고 있으며, 트리니다드 2·3 트레인의 스페인 판매시 가격이 높은 시장으로의 물량 이동을 허용하였다.
아·태지역에서의 LNG계약의 유연성은 그 확대속도가 대서양지역에서
4) 이영구(2003) p. 68 참조
보다 저조하기는 하지만 꾸준히 증가하고 있다. 말레이시아의 사투(Satu) 확장프로젝트에서는 구매자인 도쿄전력과 도쿄가스에게 물량에 대한 유 연성을 확대하였고, FOB 거래가 증가하면서 구매자들간의 거래 기회도 증대되고 있고, 재정거래도 일어나고 있다. 2001년 오사카가스가 미국에 현물 카고를 인도하였고, 많은 판매자들이 한국에 대해 동절기에만 공급 하는 거래를 제안하고 있다.
나. 단기거래의 확대
LNG 교역에서의 단기거래란 12개월 미만의 기간동안 거래되는 하나 의 카고 또는 2-3 카고의 거래로서 다음의 형태를 포함한다. 첫째는, 기 존계약의 판매자나 대체판매자로부터 구매자가 수요의 계절변동이나 추 가 시장요구를 충족시키기 위해 구입하는 물량거래이다. 둘째는, 구매자 간 또는 판매자간에 이루어지는 카고의 스왑거래이고, 셋째는, 여러 번 에 걸친 카고 스왑거래이며, 넷째는, 구매자에 의해 하나의 카고가 값이 비싼 시장으로 이동하는 재정거래이고, 다섯째로는, 하나의 구매자에 의 한 다른 구매자에게로의 카고 이전(transfer)이다.
단기거래의 발달과정을 살펴보면, 1990년 이전에는 단기거래가 거의 없었으며, 있다 해도 구매자들이 부족분을 보충(make-up)하기 위해 주로 기존 공급자들과 하는 거래가 전부였다. 1990년대 초반부터 단기거래가 활성화되기 시작했는데, 이 시기의 단기거래의 대부분은 역내 (intra-regional) 거래였으며, 1990년대초 스페인이 알제리로부터의 도입 에 차질이 발생했을 때 이를 보충하기 위해 호주로부터 3 카고를 구매 한 것이 최초의 지역간(interregional) 거래였다. 1990년대 중반 아부다비
가 유럽에 단기 카고를 공급하였고, 1990년대 후반 미국이 Lake Charles 인수기지를 공동이용하는 터미널로 운영하면서 중동과 아·태지역의 잉 여 카고가 미국에 공급되기 시작한 것이 LNG 단기거래와 시장의 유연 성을 확대시키는 계기가 되었다.
아·태지역에서는 가스공사가 수요의 계절변동에 대응하기 위해 단기 거래를 이용하기 시작한 뒤 매년 그 양을 증가시켜 왔다. 1999년에는 생 산자인 카타르가 라스가스 프로젝트에서 생산한 LNG의 첫 카고를 현물 로 판매하기도 하였다. 이러한 단기거래의 증가 추세는 2000년부터 크게 확대되었다. 2000년에 미국 내의 천연가스가격이 국제 LNG 가격 이상 으로 상승하면서 미국시장을 겨냥한 많은 카고가 현물거래 형태로 거래 되면서 더욱 확대되기 시작하였다. 브루나이와 리비아를 제외한 모든 공 급자들이 1999-2000년에 미국의 레이크 찰스(Lake Charles) 터미널에 단 기 LNG 물량을 공급하였다.
2000년과 2002년에는 아시아지역의 구매자들간에 계절적인 수요변동 과 장기계약의 경직성을 완화시키기 위해 스왑거래가 증가하고 있다. 대 부분의 스왑거래는 우리나라의 동절기 수요증가와 하절기의 저장용량 부족을 완화하기 위해 이루어졌다.
단기거래의 필요성은 전통적인 장기 LNG 거래의 경직성과 수입국들 의 가스산업구조개편으로 시장의 유연성에 대한 요구가 계속 커져온 데 에 연유한다고 볼 수 있다. 그러나 이러한 요구가 아무리 크다 하더라도 이를 충족시킬 수 있는 조건이 마련되어 있지 않으면 단기거래는 활성 화될 수 없다. 즉, 기존의 장기계약 물량 이외에 추가로 단기거래에 투 입될 수 있는 LNG 물량과 이를 수송할 수 있는 수송능력에 여유가 있
어야만 가능하다. 최근에 단기거래가 증가하고 있다는 사실은 위의 두 가지 요건이 구비되어 있음을 의미한다.
년도 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 자료 : IEA/OECD, Flexibility in Natural Gas Supply and Demand, 2002, p. 109. 이
영구(2003) p. 80에서 전재.
〈표 2-1〉 LNG 단기거래 1992～2001
여러 신규프로젝트가 추진되는 과정에서 물량증대기간(build-up period)의 생산량 등 잉여생산량과 수송여력이 존재하게 되면서 단기거 래의 필요성이 높아졌다. 인도네시아 아룬 기지에서의 LNG 생산이 아 체반군의 공격으로 중단된 것과 같은 사태가 발생하여 공급자가 공급의 무를 준수하지 못하게 되어 인근생산시설에 대해 LNG의 추가생산을 요 구할 경우에도 단기거래가 발생하게 된다. 이에 더하여 최근에는 계약조 건(TOP 및 도착지지정조항 등)의 유연성이 증가하면서 수요변동에 대한 대처능력을 향상시키기 위해 단기거래가 필요하게 되었다.
단기거래의 증가 원인으로는 미국의 현물거래에 의한 LNG 도입증가 를 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 교역상대자들이 많 아지고 있다는 점이다.
신규시장참여자의 증가로 공급시장의 경쟁이 심화되자, 공급국들이 기 존의 경직적인 공급조건을 점차 완화하고 있는 것도 단기거래의 증가를 가능하게 하는 주요 요인이라고 할 수 있다. 도착지지정조항의 완화, 충 분한 장기구매자를 확보하지 못한 상태에서 프로젝트를 추진하는 과정 에서 생기는 잉여생산능력과 현물거래용 LNG 수송선박의 증가도 중요 한 역할을 하고 있다.
잉여생산능력을 살펴보면, 대부분의 잉여능력이 중동 및 아프리카에서 발생하고 있는데, 아부다비, 카타르와 오만에서 1996년 이후 연간 2,500 만 톤 규모의 3개 신규액화기지가 추가되었으며, 나이지리아에서는 530 만 톤의 능력이 추가되었다. 이들 액화기지에 연계된 모든 장기거래가 물량증대기간에 걸려 있는 상태이며, 트리니다드의 Atlantic LNG, Nigeria LNG, QatarGas, Oman LNG 및 호주의 NWS 프로젝트 등에서 도 용량증설이 진행되고 있다. 말레이시아의 티가(Tiga) 프로젝트는 장 기계약으로의 배정이 없이 용량증설이 이루어지고 있다.
장기계약 연도 총용량 장기계약용량
Abu Dhabi 2001 5.5MMt 4.3MMt (78%) Qatar 2001 13.4MMt 10.16MMt (76%)
Oman 2001 6.6MMt 3.29MMt (50%)
Nigeria 2001 5.3MMt 4.4MMt (83%) 자료 : 김기중 외(2003), p. 98.
〈표 2-2〉 중동 아프리카의 신규 액화기지의 여유 용량
수송선박 부문을 보면, 2003년부터는 신규인도되는 LNG선의 수가 대 폭 늘어나 현물거래에 가용한 수송용량의 제약이 완화되고 있으며, 신규 주문 58척중 15척은 특정 장기계약에 배정되지 않은 투기적인 주문으로 현물 및 단기거래에 활용될 가능성이 높다. 특히, 과거에는 LNG 수송선 이 거의 모두 장기계약에 의해 특정 프로젝트와 항로에 지정되었지만, 최근 LNG 수송선을 특정사업에 종속시키지 않는 ‘자유선박제(Free Ships)'라는 새로운 추세가 나타나고 있어 필요시 현물거래에 투입될 수 있는 신축성을 높여주고 있다.
최근 LNG 현물거래의 확대에 영향을 미친 요인 중 일부는 향후 현물 거래의 변동에 지속적으로 영향을 줄 것으로 보인다. 수요자측 요인 중 에서는 북미지역의 LNG 수요증가 및 시장개방화에 따른 신축적 공급의 선호도가 LNG 현물수요에 긍정적으로 작용할 것으로 보이며, 공급자측 요인 중에서는 현물수요를 충족시킬 수 있는 공급여력이 존재할 것으로 예상된다. 더욱이 새로운 거래방식도 개발되어 현물거래의 확대를 촉진 시킬 수 있을 것이다.
시장자유화는 시장참여자에게 경쟁적 환경을 제공하는 한편, 시장변동 의 리스크 부담을 확대시킨다. 고정된 공급가격에 고정된 공급물량을 갖 는 장기계약만으로는 경쟁력을 갖추거나 시장위험에 신축적으로 대응할 수 없기 때문에, 시장참여자들은 신축성 있는 공급이 가능한 현물을 선 호하게 될 것이다. 또한 LNG 공급체인 각 단계에서의 비용이 계속 하락 하고 있어, 장기계약 가격에 묶이기 보다는 가능한 한 보다 좋은 조건의 공급물량이 나타나기를 기다리는 행위도 현물거래를 확대시키는 기능을 할 것이다.
그러나 이러한 요인들이 현물거래를 무한정 확대시킬 수는 없을 것으 로 보인다. 왜냐 하면, 무엇보다 막대한 규모의 설비투자를 요하는 LNG 프로젝트의 특성에 연유하는 것으로서, 공급자 측에서는 투자된 자금을 안정적으로 회수하기 위해 장기계약을 선호할 것이며, 수요자 측에서는 장기적으로 안정적인 공급을 확보한다는 차원에서 장기공급계약에 대한 선호도가 어느 정도 유지될 것이기 때문이다. 현물로만 공급되는 시장에 서는 적정설비투자와 공급안정을 담보하기 어려울 것이다. 신축적인 공 급조건을 추구하는 움직임은 장기계약이 갖는 경직성을 개선하는 방안 을 모색하거나, 중기계약으로 기간을 단축하는 대안으로 흡수될 수도 있 을 것이다.
한편, 현물시장 형성의 어려움도 현물거래 확대를 제약하는 요인이 된 다. 가스는 생산량의 신축적 조절이 여의치 않으며 저장에도 막대한 비 용이 소요되는 등 생산 및 유통 과정이 석유와는 현격히 다르기 때문에 석유현물시장과 같이 상품유동성이 높은 현물시장이 형성될 가능성은 크지 않다. 이와 같이 LNG 현물거래는 일반적인 의미의 현물거래와는 그 성격이 다른 것이어서 공급자나 수요자는 장기계약에 의한 LNG 수 급 관행을 버릴 수는 없을 것이기 때문에, 앞으로의 가스공급은 장기공 급계약을 기본으로 하고 중단기계약과 현물거래를 적절히 혼합하는 형 태가 될 것으로 예상된다.
4. 전력·가스산업의 통합추세
1990년 영국을 필두로 전력시장 자유화가 시작된 이래 세계 전력회사
들의 경영전략은 크게 변화해 왔다. 구조개편이 완성된 영국, 호주 등에 서 민영화된 발전회사와 배전회사의 소유권이 빠른 속도로 변화하고 있 다. 미국계 회사의 해외진출도 매우 활발하였으나 엔론(Enron)의 경영붕 괴 이후 철수하는 회사들도 생겨나고 있다.
유럽의 경우 초창기 대규모 전력사업자들이 취한 전략은 공급구역 내 에서의 기반강화, 해외진출 및 경영다각화 등이었으나, 자유화가 본격화 하면서 경쟁심화, 통신사업 참여 실패 등으로 경영다각화의 움직임은 사 라졌다. 전력산업 구조개편이 어느 정도 마무리되면서 2000년대에 들어 서는 핵심사업인 전력·가스 등 에너지산업의 수렴현상이 나타나고 있다.
예를 들어 독일의 EoN과 RWE가 각각 1999년과 2000년에, 그리고 스페 인의 Endesa, 이탈리아의 ENEL 등이 2002년에 핵심사업을 공표하면서 단순한 전기사업자에서 전기 및 가스 등을 포괄하는 종합에너지사업자 로 탈바꿈하고자 노력하고 있다.
영국의 National Power는 1990년 중앙발전국(CEGB: Central Electricity Generating Board)으로부터 분리될 당시에는 도매전력만을 판매하는 발전회사였으나, 2000년 10월 국내사업(발전 및 도매)을 중심 으로 하는 Innogy와 해외전략을 담당하는 Internaitonal Power로 분할되 었고, 가스 등 전력이외의 국내에너지시장에 진출하고 소매공급에 진출 하는 등 수평적·수직적으로 사업영역을 확대해 오고 있다.
미국의 경우, 1997년부터 2000년까지 전력·가스회사간 합병은 총 23건 에 대상 자산가치만 최소한 5억 달러에 달하는 것으로 추정되고 있다.5) PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland) 지역의 8개 전력회사중 하나인
5) Ibrahim, et al. (2001), p. 15.
PPL(Pennsylvania Power & Light) 회사는 지주회사로서 발전부문, 전력 의 송배전망 및 가스 파이프라인 부문, 전력 및 가스의 소매부문 및 해 외사업 부문 등 독립된 4개의 자회사를 거느리고 있다.
프랑스의 EDF는 프랑스의 낮은 시장개방률과는 달리 “유럽의 멀티 에너지 기업”을 목표로 하고 있으며, 적극적으로 유럽 및 중남미로의 진 출을 꾀하고 있다. 또한, EDF와 GDF는 전기와 가스를 공급하는 공동 마케팅 부서를 운영하고 있는 상황이다. 독일의 EoN 그룹은 PowerGen 및 TXU Europe 등의 영국 전력회사와 독일 최대의 가스회사인 Ruhr 가스의 매수로 세계적 규모로 에너지를 공급하는 사업자로 성장하였다.
독일의 RWE 그룹은 주주의 이익을 증대시키는 것을 목표로 하고, 이를 위한 핵심사업으로서 전기, 가스, 상하수도 및 환경사업(폐기물 처리 및 재활용)에 치중하고 있는데, 전기사업은 독일 1위, 가스는 독일 2위, 상 하수도는 독일 1위 및 세계 3위, 폐기물 사업은 독일 1위 및 유럽 3위의 사업자로 성장하였다. 이들 4개 사업의 균형발전을 유지하면서 적절히 위험을 분산시키는 전략을 구사하고 있다. 스페인의 Endesa도 현재 가 스를 Enagas로부터 구매하고 있기는 하나 전기와 가스의 일괄판매로 영 업부문을 강화하는 전략을 세워 놓은 것으로 알려지고 있다.6)
일본의 경우는 1995년 개정된 도시가스사업법에 의거하여 연간 소비 량 200만 m3 이상의 대규모 수용가에 대한 공급을 부분적으로 자유화하 였다. 이에 따라 동경전력은 자체 전력사업 이외에 우베산업의 IPP(independent power producer) 프로젝트에 치바현의 지역도시가스회 사인 오타키 가스회사의 지역분배망을 통해 가스를 공급하고 있다. 호주
6) 김기중 외(2003), p. 136.
의 경우는 지역분배 및 소매공급 수준에서 전기와 가스의 수렴현상이 강하게 나타나고 있다. 즉, 거의 모든 가스분배회사들이 배전망을 소유 하면서 최종소비자들에게 전기와 가스를 공급하는 소매부문을 운영하는 것이다. Energy Australia와 Great Southern Energy 같은 회사들은 전력 회사로 출발하여 가스시장으로 확장해 나아가는 회사들이며, Energex 및 Origin Energy와 같은 회사는 가스회사로 출발하여 전력시장으로 침투 해 들어가는 회사들이다.7)
세계화 및 개방화 추세에 따라 전력·가스의 수평적 통합과 더불어 LNG 사업의 상류부문과 하류부문을 명확히 구분하는 선도 없어지는 추 세에 있다. 생산자는 LNG 수입터미널 건설에 참여하고 가스발전소의 개발에도 참여함으로써 신규 LNG의 공급시장을 자체적으로 개발하여 수요기반을 확보함으로써 상류부문 사업의 위험을 회피하고자 하는 전 략을 펴고 있다. 수요자는 LNG의 안정적인 공급 확보와 사업기회의 확 대 차원에서 가스개발 지분참여 등 상류부문에의 투자를 증가시키고 있 다. 이러한 수직적 통합의 발생으로 가스사업의 위험이 분산되는 한편, 상류부문 지대의 공유가 가능해지고 있다. 또한 수직적 통합은 공급자와 구매자의 협력관계도 증진시킬 것으로 기대된다.
5. 발전부문의 가스수요 조절기능의 약화
우리나라의 천연가스 공급 초기의 총가스물량은 연간 200만 톤 정도 에 불과하였다. 1987년도 발전용 물량은 154만 톤, 도시가스용은 75,000
7) Skeer, et al. (2003), p. 46.
톤으로서 이 정도 규모의 시장을 경쟁적 구조로 운영하는 것은 이치에 맞지 않는 것이었다. 1982년의 LNG 공급사업시행계획에서는 전국천연 가스공급계획의 근거로서 크게 네 가지를 제시하였다. 즉, 지역간 균형 발전을 도모하고, 지방도시의 대기환경을 보전하며, 에너지원의 다변화 및 장기에너지안보를 확보하고, 전국배관망의 경제성을 최대한 활용하는 것이었다.
이러한 정책목표를 달성하기 위한 초기의 사업구조는 정부의 정책의 지를 이행할 수 있는 단일 사업자가 LNG를 도입․판매하는 것이 가장 경제성이 있는 것이었다고 할 것이다. 이에 더하여 한전의 발전용 가스 소비에서의 수요조절자로서의 역할은 급증하는 도시가스 수요의 계절간 편차를 메워 국가전체의 가스수급균형을 유지하는 데에 크게 기여하였 으며, 가스와 전력부문에서 두 개의 공기업을 통해 천연가스산업을 발전 시키려는 정부의 정책은 국제적으로 중요한 성공사례로 인식되고 있다.
그러나 1996년부터는 도시가스용 천연가스 소비량이 발전용 소비량을 앞지르기 시작하여 발전부문의 수요조절자로서의 기능도 상대적으로 약 해져 왔다. [그림 2-1]에서 보듯이 1990년대 초반까지 발전용 가스소비가 전체 소비의 3분의 2 정도를 차지하던 국내 가스소비 패턴이 2000년대 초반에 들어서는 완전히 역전된 것을 알 수 있다.
[그림 2-1] 용도별 천연가스 소비추이
도시가스 보급확대에 따른 도시가스 부문의 성장률 둔화에도 불구하 고 외환위기 이후 급감한 발전용 소비증가의 둔화세 또한 상당하여 이 와 같은 도시가스용 천연가스 소비의 압도적인 점유율은 향후 더욱 심 화될 것으로 예측되고 있다([그림 2-2] 참조). 즉, 제7차 장기천연가스수 급계획(시안)을 살펴보면, 2017년에는 도시가스의 비중이 80.9%로 증가 하고, 전기사업자의 천연가스 수요는 2003-2017년 기간동안 연평균 1.86%의 하락세를 시현하여 2017년 65만 톤 규모의 구역형집단에너지사 업자(CES)용과 기 승인된 직도입 물량을 포함하더라도 발전용 소비비중 은 19.1%에 불과할 것으로 전망되고 있다.8) 이와 같은 도시가스용 소비
8) 산업자원부·한국가스공사, 제7차 장기천연가스수급계획(시안). 한전 발전자회사들이 2008년부터 연간 570만 톤의 발전용 LNG 직도입을 요청하고 있고, 동 계획상 2017 년 전기사업자의 발전용 물량이 460만 톤에 불과한 상황을 감안할 때, 한전 발전자 회사들의 LNG 직도입이 추진된다면 발전부문의 천연가스 소비비중은 동 계획상
