제 1 9 - 3 4 호 2019. 9. 30.
주요 단신
• 국제 석유･가스 가격 추이
• 미 국토관리국, 알래스카 ANWR 석유･가스 시추를 위한 최종 환경영향평가서 발표
• 독일, EU의 기후변화대응 정책 도입 촉구 및 자국의 기후변화대응 정책 발표
• 중국 국가통계국, 2019년 1~8월 에너지 수급실적 발표
• 도쿄상품거래소, 현물 전력시장을 보완하기 위한 전력선물시범거래 개시
• 인도네시아, 가스 수출 20년 만에 최저치 기록할 전망
주간 포커스
인도네시아의 LNG 도입 현황 및 전망
주요 단신
국제 p.15 • 국제 석유･가스 가격 추이
미주 p.17 • 미 국토관리국, 알래스카 ANWR 석유･가스 시추를 위한 최종 환경영향평가서 발표
유럽 p.19 • 독일, EU의 기후변화대응 정책 도입 촉구 및 자국의 기후변화대응 정책 발표
• 영국, 8월 9일 대정전 이후 전력망 운영자(National Grid)의 역할 미흡에 대한 비판 여론
• 각국의 원전정책의 변화로 2040년까지 원자력발전 설비용량 증가 가능성
중국 p.24 • 중국 국가통계국, 2019년 1~8월 에너지 수급실적 발표
• 중국, 석탄 수입 제한 조치에도 수입량이 증가하며 국내 채굴량과 수송량 감소
일본 p.27 • 도쿄상품거래소, 현물 전력시장을 보완하기 위한 전력선물 시범거래 개시
• 경제산업성, 수소사회 실현을 위한 ‘수소･연료전지 기술 개발 전략’ 발표
• 경제산업성, 화산대를 활용한 지열발전 보급 위해 2020년부터 개발 초기 단계 지원
아시아
호주 p.30 • 인도네시아, 가스 수출 20년 만에 최저치 기록할 전망
제19-34호 2019.9.30.
주간 포커스
p. 3 인도네시아의 LNG 도입 현황 및 전망
국제 에너지 가격 및 세계 원유 수급 지표
• 국제 원유 가격 추이
구 분 2019년
9/19 9/20 9/23 9/24 9/25
Brent
($/bbl) 64.40 64.28 64.77 63.10 62.39
WTI
($/bbl) 58.13 58.09 58.64 57.29 56.49
Dubai
($/bbl) 63.23 64.28 63.59 63.46 61.57
주 : Brent, WTI 선물(1개월) 가격 기준, Dubai 현물 가격 기준 자료 : KESIS
• 천연가스, 석탄, 우라늄 가격 추이
구 분 2019년
9/19 9/20 9/23 9/24 9/25
천연가스
($/MMBtu) 2.54 2.53 2.53 2.50 2.50
석탄
($/’000Metric ton) 62.65 62.90 61.50 59.90 58.30
우라늄
($/lb) 25.75 25.75 25.80 25.75 25.70
주 : 선물(1개월) 가격 기준: 10월 선물가격
1) 가 스 : Henry Hub Natural Gas Futures 기준
2) 석 탄 : Coal (API2) CIF ARA (ARGUS-McCloskey) Futures 기준 3) 우라늄 : UxC Uranium U3O8 Futures 기준
자료 : NYMEX
• 세계 원유 수급 현황(백만b/d)
구 분
2019년 증 감
6월 7월 8월 전월대비 전년동기대비
세계 석유수요 99.0 101.0 102.3 1.3 1.1
OECD 47.1 48.6 49.3 0.7 0.3
비OECD 52.7 52.3 52.8 0.5 0.8
세계 석유공급 99.7 100.4 101.2 0.8 -0.4
OPEC 34.9 34.8 35.2 0.4 -2.2
비OPEC 64.7 65.6 66.0 0.4 1.8
세계 재고증감 -0.3 -0.6 -1.0 -0.4 -
주 : ‘세계 재고증감’은 ‘세계 석유공급 – 세계 석유수요’로 계산한 값이며, 반올림 오차로 인해 합계가 일치하지 않을 수 있음.
‘세계 석유수요’에는 수송망(파이프라인 등)에 잔류되어 있는 원유, 석유제품, 전략비축유(0.2백만b/d)가 포함되어 있음.
자료 : Energy Intelligence, Oil Market Intelligence 2019년 9월호, p.2
본 ｢세계 에너지시장 인사이트｣에서 제시하고 있는 분석결과는 연구진 또는 집필자의 개인 견해로서 에너지경제연구원의 공식적인 의견이 아님을 밝혀 둡니다.
인도네시아의 LNG 도입 현황 및 전망
해외정보분석팀 전문연구원 김수린([email protected])
▶ 인도네시아는 자국 내 에너지자원을 활용한 에너지자립 실현과 국가 에너지안보 제고를 에너지 정책의 목표로 하고 있으며, 이를 달성하기 위한 핵심정책 기조는 지역 간 에너지수급 불균형 해소, 에너지믹스 다각화 및 에너지효율을 개선하는 것임.
▶ 인도네시아 정부는 석유･가스 개발과 생산 활동의 촉진을 위해 석유･가스광구를 대상으로 시행되는 생산물 분배계약 제도(PSC)를 개발 사업자에게 유리하도록 개정하였으며, 에너지자립을 위해 국내공급의무 규정을 설정하여 석유･가스 생산의 최소 25%를 자국 내에 공급하도록 하고 있음.
▶ 2018년 인도네시아의 발전설비용량은 총 62GW였으며, 2010년 이후 석탄화력 발전설비가 가장 크게 증가 하였으나, 가스 발전 설비용량도 지속적으로 증가하고 있음. 인도네시아 정부는 지난 2015년 ‘국가전력계획’을 통해 장기 전력수급 계획을 설정하여, 2025년까지 석탄 50%, 재생에너지 25%, 천연가스 24%, 석유 1%의 전원 구성을 목표로 두었음.
▶ 인도네시아의 천연가스 확인 및 추정매장량은 2018년 기준 143Tcf 수준이었으며, 2010년 이후 탐사활동 위축으로 매장량이 소폭 증가하는데 그치거나 감소세를 보이고 있음. 이와 함께 자국 내 가스 소비가 지속적으로 증가하고 있어서 2025년부터 LNG를 수입할 예정이라고 밝힌 바 있음.
▶ 인도네시아 정부의 탐사･개발 장려로 세계 에너지 메이저가 다수의 천연가스 프로젝트를 추진하고 있으며, 이들 프로젝트가 2020년대 중반부터 생산을 개시할 수 있을 것으로 전망됨.
▶ 2018년 현재 인도네시아에서 가동 중인 LNG 재기화설비 규모는 총 9MMtpa임. 천연가스 수요 증가에 따라 2030년까지 재기화설비 규모가 16MMtpa로 증가할 것으로 전망되나, 기반 시설 부족으로 일부 프로젝트 진행이 더디게 이뤄지는 등의 문제가 있어서 재기화설비 신･증설을 위한 정부의 지원 확대가 필요함.
1. 인도네시아 에너지정책 방향
▣ 에너지정책 기조
¡ 인도네시아는 자국 에너지자원을 활용한 에너지자립 실현과 국가 에너지안보 제고를 목표로 지역 간 에너지수급 불균형 해소, 에너지믹스 다각화 및 에너지 효율 증진 등을 핵심정책 기조로 하고 있음.
‒ (에너지수급 불균형 해소) 인도네시아 정부는 17,000개 이상의 섬으로 구성된
국토의 지역 간 에너지수급 불균형 해소 및 에너지공급 안정성 확보를 통해 평화롭고 단결된(peaceful and united) 국토 개발을 도모하고자 함.
･ 정부는 다도해 전체에 가스를 공급하기 위하여 가스 인프라 네트워크 구축에 482억 달러의 투자비용이 필요할 것으로 전망하였음.1)
‒ (에너지믹스 다각화) 정부는 에너지부족 문제를 해결하고, 전력부문의 과도한
석탄 의존도 완화를 추진하고 있으며, 원자력 및 신재생에너지의 보급･확대를 통해 에너지믹스의 다각화를 추진하고 있음.
1) Reuters, “Indonesia is unlikely to begin natural gas imports in 2025”, 2019.7.31.
“인도네시아는 자국 내 에너지 자원을 활용한 에너지자립 실현과 국가 에너지안보 제고를 에너지정책의 목표로 설정”
※ 인도네시아 정부는 국가에너지계획(National Energy Policy, NEP)를 수립하여 (2014.2월), 원자력을 포함한 저탄소에너지를 확충하고자 하는 목표를 두었으며, 그중 원자력발전설비를 4GW로 확대하고자 함.2)
‒ (에너지 효율개선) 정부는 에너지효율 개선을 위해 ‘국가 에너지절약종합계획
(National Master Plan for Energy Conservation(RIKEN)’을 도입(2005년)하고,
2025년까지 매년 1% 이상의 에너지/GDP 원단위 개선 목표를 설정하였음.
･ RIKEN은 2014년 개정되어 2025년까지 최종에너지 소비를 17% 감축하고, 부문별로는 산업(17%), 수송(20%), 상업･가정(15%)에서 최종에너지 소비감축 목표를 수립하였음.
▣ 석유･가스 정책 과제
¡인도네시아 정부는 전통 석유･가스광구를 대상으로 시행하는 생산물분배계약 (Production Sharing Contract, PSC)(MEMR Regulation No.8/2017) 제도를 변경하여(2017.1월), 개발･생산 활동의 촉진을 꾀하고 있음.3)
※ 인도네시아의 생산물분배계약(PSC)은 개발 운영사가 석유의 탐사･개발 과정에서의 모든 위험을 부담하며, 개발 운영사는 일정 한도 내에서 투자된 비용을 생산물로 회수할 수 있으며, 투자회수 생산물을 제외한 나머지 생산물은 일정 비율로 국영석유회사와 개발 운영사에 분배됨.4)
‒ 석유･가스 개발운영사는 매장량 탐사 후 개발･생산 포기에 따른 위험성에 대한 책임을 정부와 나누게 되면서 초기 투자액(upfront investment cost)을 일부 확보할 수 있게 되었음.
‒ 수정된 생산물분배계약이 정하는 운영사의 기본 지분은 석유 광구의 경우 43%, 천연가스 광구 48%로, 기존보다 유연해지고 개발회사에게 유리한 내용으로 계약이 수정되었음.
※ 유가 하락과 생산 비용의 증가, 그리고 개발에 필요한 자본을 끌어들이기 위한 국가 간 경쟁이 심화됨에 따라 개발 운영사에게 유리한 내용으로 변경되고 있었음.5)
‒ 또한 ‘국내공급의무(Domestic Market Obligations, DMO)’ 규정을 수립･개정하여 운영사들이 생산한 석유･가스의 최소 25%를 인도네시아 국내 시장에 인도네시아 유가(Indonesian Crude Price, 이하 ‘ICP’)에 따라 판매하도록 정함.6)
¡에너지･광물자원부는 2014년에 ‘국가 장기 천연가스정책 계획(National Natural Gas Policy Road-map(2014~2030)’을 제시하였으며, 중기계획 ‘National Medium Term Development Plan(RPJMN 2015~2019)’에 근거하여 대기오염문제 해결을
2) World Nuclear Association, “Nuclear Power in Indonesia”, 2019.2.
3) 인사이트, 제18-15호, 2018.4.23., pp.3~23.
4) 류권홍, ｢해외 석유･가스 자원의 탐사･개발･생산을 위한 다양한 계약형태 및 새로운 경향｣, 2014.7.
5) 전게서.
6) 인사이트, 제19-7호, 2019.2.22., p.39.
“인도네시아 정부는 석유와 가스 개발과 생산 활동의 촉진을 위해
생산물분배계약 제도를 2017년 수정”
“국내공급의무 규정을 통해 석유･가스 생산의 최소 25%를 자국 내에 공급”
위해 2019년까지 생산된 천연가스 중 국내 시장에 공급되는 비중을 2014년의
53%에서 64%로 확대하는 것을 목표로 제시하고 있음.
※ 인도네시아는 2018년 기준(BP) 하루 평균 81만 배럴의 원유를 생산하고 있지만 확인매장량이 빠른 속도로 고갈되고 있음. 또한, 석유 탐사･생산 분야에 대한 투자 가 부족해 석유 수입이 증가하고 석유 시추 비용이 크기 때문에 인도 네시아 정부는 가스를 대체 에너지 자원으로 주목하고 있음.7)8)
▣ 전력개발 및 전원구조
¡ 인도네시아의 총 발전설비용량은 2018년 기준 62GW로, 2010년 이래로 석탄 화력발전설비가 가장 빠른 성장을 보였음.9)
‒ 인도네시아의 가스 발전설비용량은 지속적으로 증가하고 있음. 총 발전설비용량 중 가스의 비중은 2008년 35.4%에서 감소 추세를 보여 2017년에 27.5%에 그쳤지만 2017년부터 다시 증가하여 2018년 30% 수준에 달했음.
주 : 가스는 CCGT와 Gas engine을 포함함.
자료 : IHS Markit(2019.6.26.), “Indonesia LNG Data Sheet”를 토대로 재작성
< 인도네시아 전원믹스(설비용량 기준) 변동 추이(2008~2018년) >
(단위 : MW)
¡ 인도네시아의 발전량은 2008년부터 연평균 5.98%의 속도로 증가하여 2018년에는 267.1TWh를 기록하였음.
‒ 총 발전량 중 가스의 비중은 2008년 31.6%에서 2018년 21.5%로 지속적으로 감소하였고 석유의 비중도 2008년 13.9%에서 2018년 6.7%로 감소하였음. 그러나 석탄이 인도네시아 총 발전량에서 차지하는 비중은 2008년 41.2%에서 2018년 60.0%로 증가하였음.
7) 대한무역투자진흥공사, 허유진, “인도네시아 천연가스시장, 이제는 주목할 때”, 2018.12.14.
8) BP, Statistical Review of World Energy, 2019.6.
9) IHS Markit, “Indonesia LNG Data Sheet”, 2019.6.26.
“2018년 인도네시아의 발전설비용량은 62GW 수준으로, 2010년 이래 석탄 화력 발전설비 용량이 가장 빠른 속도로 성장”
”2008~2018년 기간 동안 인도네시아의 총 발전량 중 가스와 석유의 비중은 감소한 반면, 석탄의 비중은 지속적으로 증가”
주 : 가스는 CCGT와 Gas engine을 포함함.
자료 : IHS Markit(2019.6.26.), “Indonesia LNG Data Sheet”를 토대로 재구성
< 인도네시아 전원믹스(발전량 기준) 변동 추이(2008~2018년) >
(단위 : GWh)
¡정부는 ‘국가전력계획(General Plan of National Electricity 2015~2034: draft, 이하 ‘RUKN(2015-2034)’)’을 통해 장기 전력수급 계획을 설정하였음(2015년).
‒ RUKN(2015-2034)는 2025년까지 인도네시아의 전원구성을 석탄 50%, 재생 에너지 25%, 천연가스 24%, 석유 1%로 설정하고 있음.
‒ 또한, 국영전력기업 PT PLN社는 매년 ‘전력공급사업계획(Power Supply Business Plan, RUPTL)’을 발표하고 있으며, 이를 통해 발전설비 확충을 추진하고 있음.
･ PLN社는 ‘RUPTL 2019~2028’를 통해 재생에너지 발전설비용량을 기존 14.9GW에서 16.7GW로 확대하고자 함. 2025년까지 전원믹스 중 재생에너지의 비중을 23% 이상으로 확대하는 것을 목표로 함.10)
※ 2018년 기준 인도네시아의 전원믹스 중 재생에너지의 비중은 13%에 불과하였음.
2. 인도네시아의 천연가스 생산･수입 현황
▣ 천연가스 공급 잠재량
¡인도네시아의 천연가스 확인(proven) 및 추정(possible) 가스매장량 규모는 143Tcf
(2018년 기준)로 2010년 이후 탐사활동 위축으로 매장량 증가세가 소폭에 그치
거나 감소세를 보이고 있음.11)
10) PWC, “2019-2028 RUPTL passed, govt and PLN to boost renewable energy”, 2019.2.20.
11) IHS Markit, “Indonesia LNG Data Sheet”, 2019.6.26.
“정부는
‘국가전력계획’을 통해 2025년까지 전원구성에서 재생에너지의 비중을 25%까지 확대하는 목표 수립”
※ BP社는 2018년 인도네시아의 가스 확인매장량은 97.5Tcf로 세계 매장량의 1.4%를 차지하며, 가채연수는 39.6년으로 평가하였음(2019.6월).12)
자료 : IHS Markit(2019.6.26.), “Indonesia LNG Data Sheet”
< 인도네시아 가스 매장량 추이 >
‒ 인도네시아의 가스전은 South Sumatra의 Aceh 지역과 East Kalimantan에 주로 위치해 있음.13)
･ East Kalimantan지역 Mahakam 광구는 인도네시아 최대 천연가스 광구로 1977년 생산을 시작하였으며, 2017년 가스 1.6Bcf/d와 원유･콘덴세이트 6만3천b/d를 생산하였고,14) 생산된 가스는 Bontang LNG 플랜트에 공급되었음.
※ 생산물분배계약(PSC)에 따라 2017년 말까지 Mahakam 광구의 지분은 Total社가 50%, 일본 Inpex社가 50% 보유하였음.
▣ LNG 생산･공급 역량 변화15)
¡ 인도네시아는 동남아시아에서 말레이시아 다음가는 LNG 수출국이지만, 말레 이시아와는 달리 천연가스 매장량과 생산량이 줄어들고 국내 가스 소비는 지속해서 증가해 2025년부터 LNG를 수입할 예정이라고 밝힌 바 있음.16)
※ 2018년 기준 LNG 수출은 말레이시아가 33.0Bcm, 인도네시아가 20.8Bcm이었음.17)
‒ 인도네시아의 LNG 생산능력은 2009년 33.9MMtpa에 도달한 이후 지속 감소하여 현재는 20.0MMtpa에 불과함.
‒ 2004년 국내 가스 생산량의 30%가 내수용으로 소비되었고 나머지는 LNG (64%)와 PNG (6%)로 수출되었지만, 국내 가스수요가 증가하면서 2017년에는 국내 생산량의 60%가 국내에서 소비되었고 LNG 수출은 30%로 감소하였음.
12) BP, Statistical Review of World Energy, 2019.6.
13) 인사이트, 제18-15호, 2018.4.23., pp.3~23.
14) Platts, “Indonesia to revise up Total and Inpex's possible stake in Mahakam block”, 2017.9.15.
15) 인사이트, 제19-28호, 2019.8.12., pp.38~40.
16) IHS Markit, “Indonesia LNG Market Profile”, 2019.4.12.
17) BP, Statistical Review of World Energy, 2019.6.
“인도네시아는 동남아의 2대 LNG 수출국이나, 최근 가스 매장량과 생산량이 모두 감소 추세”
자료 : IHS Markit(2019.8.30.), “Indonesia LNG Market Profile”
< 인도네시아 가스 생산 추이(2008~2017년) >
자료 : IHS Markit(2019.8.30.), “Indonesia LNG Market Profile”
< 인도네시아 가스 공급구조 추이(2009~2017년) >
¡그러나 인도네시아 정부의 천연가스 탐사･개발 장려로, 석유･가스 메이저들이 국내에 다수의 가스 프로젝트를 진행 중에 있으며, 정부는 이 프로젝트들이 2020년대 중반부터 생산을 시작하여 국내 가스 생산량이 늘어날 것으로 전망하고 있음.18)
‒ BP社의 Tangguh LNG 프로젝트(West Papua 동부)의 제3 트레인이 건설 중에 있으며, 액화용량은 3.8MMtpa로 2022년 가동개시 예정임.19)
‒ East Java에서 국영 Pertamina社가 운영사로 개발 중인 Jambaran-Tiung Biru 프로젝트는 2021년 가동개시 예정임. 이 프로젝트는 총 45.3Bcm의 가스를 연간 2Bcm 생산하고, 이 가운데 일간 283만㎥(연간 약 1Bcm)를 국영 PLN에 발전용으로, 나머지는 산업용으로 공급할 예정임.20)
18) 인사이트, 제19-28호, 2019.8.12., pp.38~40.
19) Reuters, “Indonesia is unlikely to begin natural gas imports in 2025”, 2019.7.31.
20) Oil & Gas Journal, “Jambaran-Tiung Biru drilling due next year”, 2018.11.12.
“현재 다수의 에너지 메이저가 추진 중인 프로젝트에서 2020년대 중반부터 가스를 생산할 수 있을 것으로 전망”
‒ Repsol社는 2019년 2월 수마트라 섬 남부에 위치한 Sakakemang 광구에서 가채매장량 2Tcf에 달하는 신규 가스전(KBD-2X)을 발견하였으며, 2022년 가스 생산에 들어갈 예정임. 이 프로젝트의 지분구성은 Repsol 45%(운영사), Petronas 45%, MOECO(Mitsui Oil Exploration Company) 10%임.21)
‒ 인도네시아 석유･가스규제기관 SKK Migas에 따르면, Chevron社의 Indonesian Deepwater Development(IDD) 프로젝트가 2024년 혹은 2025년 1분기에 가동 개시 가능할 것으로 판단하고 있으며, 인도네시아 정부는 Ganal과 Rapak 광구에 대해 계약이 만료되는 2027년과 2028년 이후의 PSC 연장을 추진 중임.22)
･ IDD 프로젝트는 3개의 광구(Ganal, Rapak 및 Makassar Strait)와 5개의 가스전 (Bangka, Gehem, Gendalo, Maha 및 Gandang)을 포함하고 있음.
･ Chevron社는 2016년 Bangka 가스전에서 가스 생산을 시작했으며, 2018년에는
IDD 제2단계 개발계획 수정보고서를 제출하였음.
※ 동 보고서는 Gendalo와 Gehem 두 개 가스전을 개발하여 IDD 프로젝트의 생산 능력을 가스 9억 2,000만f3/d, 콘덴세이트 30,000배럴/d로 확대한다는 내용을 담고 있는데, 인도네시아 정부는 가스생산 증가분을 Bontang 프로젝트로 공급 한다는 계획을 가진 것으로 보도됨.23)
¡ 인도네시아 에너지부는 2020년대 중반 신규 가스전에서 천연가스가 생산될 예정 임에 따라 내수용 LNG 수입 예정 시기가 기존에 예상했던 2025년보다 늦어질 것이라고 밝혔음(2019.7.31.).24)
※ 인도네시아는 2019년 4월 초 처음으로 호주의 Wheatstone LNG로부터 LNG 현물 카고를 공급받은 바 있으나, 이는 내수용이 아닌 재수출용이었음.
¡ 한편, 정부 규제의 불확실성과 국제유가 하락으로 인한 LNG 가격 하락 등으로 신규 가스 프로젝트에 대한 투자가 위축되어 가스광구의 개발이 지연되고 있음.25)
‒ (규제불확실성) 시장분석가들은 인도네시아의 관료주의와 규제불확실성으로 가스
탐사･생산 활동이 저해되었다고 언급하였음.26)
･ 일본 Inpex社의 Masela 해상광구의 Abadi LNG 프로젝트의 경우, 프로젝트 로드맵 최종합의가 지연되고 하류부문 투자가 감소한 이유로 2016년 Joko
Widodo 대통령의 정책 변경에따라 기존 FLNG 프로젝트가 육상 프로젝트로
변경된 점이 지적되고 있음.27)
21) Energy Global News, “REPSOL-largest gas find in Indonesia in 18 years”, 2019.2.20.
22) Rambu Energy, “Indonesia: Ganal and Rapak blocks contract extension to be based on gross split scheme”, 2019.1.30.
23) Reuters, “Indonesia’s oil and gas regulator urges quick resolution for Chevron’s IDD project”, 2019.7.31.
24) Reuters. “Indonesia is unlikely to begin natural gas imports in 2025”, 2019.7.31.
25) 인사이트, 제19-28호, 2019.8.12., pp.38~40.; Kotra, 2018.12.14.
26) Oxford Business Group, “The Report: Indonesia 2019”, 2019.
27) UK-ASEAN Business Council, “Will a recent drop in gas output impact Indonesia’s long-term prospects?”, 2019.7.29.
”인도네시아 정부의 규제 불확실성과 LNG 가격 하락 등으로 가스 프로젝트에 대한 투자 위축“
※ 당초 Masela 해상광구의 Abadi LNG 프로젝트는 FLNG로 개발될 예정이었으나, 2016년 4월 인도네시아 정부가 육상 LNG 프로젝트로 계획 변경을 요청하여 2019년 6월 20일 수정개발계획(Plan of Development, PoD)을 제출하였으며, 해당 계획에 따라 2020년대 후반부터 연간 950만 톤 규모의 LNG를 생산할 예정임.28)
‒ (유가 하락) 2015년 이후 국제유가 하락으로 대체매장량 확보의 경제성이 떨어져
신규 가스탐사가 활발히 진행되지 않고 있음.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
하류부문 972 2,382 1,608 1,994 1,346 2,644 1,150 845
상류부문 13,515 16,106 17,872 20,384 20,380 5,340 11,586 9,300
총계 14,487 18,488 19,480 22,378 21,727 7,984 12,736 10,145
자료 : KOTRA(2018.12.14.), “인도네시아 천연가스 시장, 이제는 주목할 때”
< 인도네시아 석유･가스 산업 외국인직접투자 추이(2010~2017년) >
(단위 : 백만 달러)
▣ 인도네시아의 LNG 재기화설비 현황 및 전망
¡인도네시아가 운영 중인 재기화설비 용량은 2018년 기준 900만 톤/년으로, ▲West Java의 Nusantara(FSRU), ▲South Sumatra의 Lampung(FSRU), ▲North Sumatra의 육상 Arun터미널, ▲Bali의 Tanjung Benoa LNG로 구성되어 있음.29)
‒ (Nusantara LNG) Pertamina社가 운영하는 동 프로젝트는 3.8MMtpa 규모로 2012년 완공하였으며, Bontang LNG 프로젝트에서 10년간 120만 톤/년의 LNG를 공급받고 있음. 또한, Tangguh와 Donggi Senoro 플랜트에서도 카고를 공급받고 있음.
※ Arun LNG 프로젝트는 북부 Sumatra에서 생산된 가스를 기반으로 하고 있으며, Bontang LNG 프로젝트는 Kalimatan 해상 가스전 천연가스에 의존하고 있음.
Tangguh 및 Donggi-Senoro LNG 프로젝트는 천연가스 공급원으로 북부 Sulawesi 지역의 Papua 가스전을 기반으로 개발되고 있음.30)
‒ (Lampung LNG) 이 설비는 1.8MMtpa 규모로 PGN社가 운영하고 있으며
2014년 7월 상업가동되었음.
‒ (Arun LNG) 연간처리능력이 3백만 톤인 이 설비는 ExxonMobil社와 Pertamina社가 2010년 액화설비에서 재기화설비로 전환하는 계획을 수립하여 2015년 3월 재기화 설비로 상업가동하였음.
※ 2014년 10월 한국으로 마지막 LNG 카고를 수출한 뒤 액화설비 기능을 중단하였음.
‒ (Tanjung Benoa LNG) 인도네시아에서의 첫 번째 소규모 LNG 수입설비로, 처리능력이 0.3MMtpa이며 2016년 4월 상업가동하였음.
28) 인사이트, 제19-23호, 2019.6.28., p.28.
29) IHS Markit, “Indonesia LNG Market Profile”, 2019.8.30.
30) 인사이트, 제18-15호, 2018.4.23., pp.3~23.
“2018년 기준 인도네시아 내 9MMtpa 규모의 LNG 재기화설비 가동 중”
¡ IHS Markit에 따르면, 2030년까지 인도네시아의 LNG 재기화설비 용량은 1,600만 톤/년으로 증가할 것으로 전망되며, ▲2019년 말 Pertamina社의 East Java LNG (0.2MMtpa), ▲2022년 초 Cilamaya 항에 Java-1(FSRU, 2.4MMtpa), ▲2023년 초 Java 중부의 Cilacap(FSRU, 1.5MMtpa)가 상업가동 예정임.31)
‒ 22개의 LNG 재기화설비가 제안된 상태로, 재기화설비의 처리용량이 더욱 확대될
가능성이 있음.
자료 : IHS Markit(2019.8.30.), “Indonesia LNG Market Profile”
< 인도네시아 재기화설비 용량 현황 및 전망 >
‒ 또한, 최근 몇 년간 여러 소규모 재기화설비(0.3MMtpa 미만 규모)가 제안 되었으나 이 중 일부 프로젝트는 진행 상황이 더딤. 이는 기반시설 부족으로 기존에 제안된 계획을 변경해야 하는 사례가 잦기 때문으로 해석됨.
‒ 이를 해결하기 위해 정부가 인프라 구축에 대한 지원을 확대한다면 소규모 LNG 터미널 개발이 가속화될 수 있을 것으로 전망됨.
자료 : IHS Markit(2019.8.30.), “Indonesia LNG Market Profile”
< 인도네시아 액화 및 재기화설비 현황 지도(2019.8월 기준) >
31) IHS Markit, “Indonesia LNG Data Sheet”, 2019.6.26.
“2030년까지 인도네시아 내 LNG 재기화설비 규모가 16MMtpa 수준으로 증가 전망”
“LNG 재기화설비 프로젝트 추진을 위해 정부의 지원 확대 필요”
참고문헌
에너지경제연구원, 「세계 에너지 시장 인사이트」, 제18-15호, 2018.4.23.
______________, 「세계 에너지 시장 인사이트」, 제19-7호, 2019.2.22.
______________, 「세계 에너지 시장 인사이트」, 제19-23호, 2019.6.28.
______________, 「세계 에너지 시장 인사이트」, 제19-28호, 2019.8.12.
대한무역투자진흥공사(Kotra), 허유진, “인도네시아 천연가스시장, 이제는 주목할 때”, Dec 14, 2018.
류권홍, ｢해외 석유･가스 자원의 탐사･개발･생산을 위한 다양한 계약형태 및 새로운 경향｣, Jul 2014.
IHS Markit, “Indonesia LNG Market Profile”, Aug 30, 2019.
_________, “Indonesia LNG Data Sheet”, Jun 26, 2019.
BP, Statistical Review of World Energy, Jun 2019.
Reuters, “Indonesia is unlikely to begin natural gas imports in 2025”, Jul 31, 2019.
______, “Indonesia’s oil and gas regulator urges quick resolution for Chevron’s IDD project”, Jul 31, 2019.
UK-ASEAN Business Council, “Will a recent drop in gas output impact Indonesia’s long-term prospects?” Jul 29, 2019.
PWC, “2019-2028 RUPTL passed, govt and PLN to boost renewable energy”, Feb 20, 2019.
Energy Global News, “REPSOL-largest gas find in Indonesia in 18 years”, Feb 20, 2019.
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Rambu Energy, “Indonesia: Ganal and Rapak blocks contract extension to be based on gross split scheme”, Jan 30, 2019.
Oxford Business Group, “The Report: Indonesia 2019”, 2019.
Oil & Gas Journal, “Jambaran-Tiung Biru drilling due next year”, Nov 12, 2018.
Platts, “Indonesia to revise up Total and Inpex's possible stake in Mahakam block”, Sep 15, 2017.
국제 석유 ･ 가스 가격 추이
<유가 동향(2019년 9월 16일~9월 20일)>
¡ 국제유가(Brent유)는 9월 셋째 주에는 등락을 거듭하다 9월 20일에 $62.48/bbl로 마감해 전주 종가 대비 3.75%($2.26) 상승하였음.
‒ WTI유 가격도 9월 셋째 주에 등락을 거듭하다 9월 20일에 $58.09/bbl로 마감해 전주 종가
대비 5.91%($3.24) 상승하였음.
‒ Dubai유 가격은 9월 셋째 주 초에 등락을 거듭하다 9월 20일에 $64.28/bbl로 마감해 전주 종가 대비 10.14%($5.92) 상승하였음.
< 유가 변동 추이(2018.9.20.~2019.9.20.) >
(단위 : $/bbl)
유종
월 Brent WTI Dubai 유종
일 Brent WTI Dubai
2018년 12월 57.67 48.98 57.32 9/9 62.59 57.85 60.12
2019년 1월 60.24 51.55 59.09 9/10 62.38 57.40 60.89
2월 64.43 54.98 64.59 9/11 60.81 55.75 60.89
3월 67.03 58.17 66.94 9/12 60.38 55.09 59.32
4월 71.63 63.87 70.94 9/13 60.22 54.85 58.36
5월 70.30 60.87 69.38 9/16 69.02 62.90 63.88
6월 63.04 54.71 61.78 9/17 64.55 59.34 67.53
7월 64.21 57.55 63.28 9/18 63.60 58.11 63.30
8월 59.50 54.84 59.13 9/19 64.40 58.13 63.23
*9월 63.22 57.75 62.18 9/20 62.48 58.09 64.28
주 : * 9월 20일까지의 평균
자료 : 한국석유공사 Petronet 홈페이지, https://www.petronet.co.kr(검색일 : 2019.9.23.)
<가스 가격 동향(2019년 9월 16일~9월 20일)>
¡ Henry Hub 선물가격은 9월 셋째 주에 지속 하락하여 9월 20일에 $2.53/MMBtu로 마감해 전주 종가 대비 3.06%($0.08) 하락하였음.
‒ NBP 선물가격은 9월 셋째 주에 하락을 거듭하다 마지막 날 상승하여 9월 20일에는
$4.16/MMBtu로마감해 전주 종가 대비 12.39%($0.59) 하락하였음.
‒ JKM 선물가격은 9월 셋째 주에는 등락을 거듭하다 9월 20일에 $6.00/MMBtu로 마감해 전주 종가 대비 30.75%($1.41) 상승하였음.
< 가스 가격 변동 추이(2018.9.20.~2019.9.20.) >
(단위 : $/MMBtu)
지표가격* 월
Henry
Hub NBP** JKM 지표가격*
일
Henry
Hub NBP** JKM
2019년 7월 2.30 3.77 4.51 9/9 2.59 3.88 4.51
8월 2.17 3.92 4.45 9/10 2.58 4.61 4.53
***9월 2.55 4.24 4.83 9/11 2.55 4.57 4.57
9/12 2.57 4.63 4.57
9/13 2.61 4.75 4.59
9/16 2.68 4.93 4.58
9/17 2.67 4.38 4.58
9/18 2.64 4.05 5.90
9/19 2.54 4.02 5.83
9/20 2.53 4.16 6.00
주 : * 10월 선물가격; 9월 18일부터 JKM은 11월 선물가격
** NBP 선물가격의 단위는 GBp/therm에서 US$/GBP 환율(종가)을 적용하여 산출함. *** 9월 20일까지의 평균
**** 소수점 이하 셋째 자리에서 반올림하여 오차가 발생할 수 있음. 자세한 데이터는 세계 에너지시장 인사이트 홈페이지(http://www.keei.re.kr/insight) 참조
자료 : 1) Henry Hub Natural Gas Futures;
2) UK NBP Natural Gas Calendar Month Futures;
3) LNG Japan-Korea Marker Futures;
4) CME Group 홈페이지, https://www.cmegroup.com(검색일 : 2019.9.23.)
미주
▣ 미 국토관리국, 알래스카 ANWR 석유･가스 시추를 위한 최종 환경영향평가서 발표
¡ 미 국토관리국(Bureau of Land Management, BLM)은 알래스카 북극권국립야생보호구역 (Arctic National Wildlife Refuge, ANWR)의 해안평야(coastal plain) 내 석유･가스 시추를 위한
‘최종 환경영향평가서(Final Environmental Impact Statement)’를 발표하였으며(2019.9.12.), 동 평가서의 4가지 옵션 중 개발 제한이 가장 적은 옵션을 선택한다면 ANWR의 해안평야 전체에서 석유･가스 시추를 위한 광구 분양을 시행할 수 있을 것임.1)
‒ 트럼프 대통령은 법인세를 35%에서 21%로 낮추고 ANWR의 해안평야에서 석유･가스 시추가 가능하도록 하는 ‘Tax Cuts and Jobs Act’를 승인(2017.12.22.)한 바 있으며,2) 이번 ANWR의
석유･가스 개발 및 시추에 관한 최종 환경영향평가서 발표로 해당 지역 내 최초의 광구 분양이
가능해질 것임.
※ ‘Tax Cuts and Jobs Act’ 제2장에서 미 내무부(Department of Interior, DOI)가 ANWR의 해안
평야에서 석유･가스 개발･시추 관련 프로그램을 관리할 수 있도록 함.
･ BLM의 알래스카 책임자는 올해 말 ANWR의 해안평야에서의 석유･가스 개발을 위한 첫 번째 리스 경매를 시작할 것이라고 언급하였음.
※ 최종 환경영향평가서 발표 이후 30일의 의견수렴 기간을 거친 후, 동 지역 내 석유･가스 개발을 위한 광구 분양이 가능해짐.
※ 또한, BLM이 최적으로 선택한 옵션은 순록과 북극곰 등을 포함한 야생동물 보호 조치도 마련해 놓았다고 덧붙였음.
¡ 한편, 멕시코 만, 태평양･대서양 대륙붕 및 ANWR 등 세 지역에서의 신규 석유･가스 개발･시추 금지법안이 미 하원 본회의를 통과하였음(2019.9.11,12.).3)
‒ (멕시코 만) 멕시코 만 동부지역에서 석유･가스 개발을 위한 광구 분양 등의 활동을 영구적으로
중지시키는 ‘Protecting and Securing Florida’s Coastline Act of 2019’ 법안이 미 하원을 통과 하였음(2019.9.11.).4)
‒ (태평양･대서양 대륙붕) 2019년 9월 11일 ‘Coastal and Marine Economies Protection Act’ 법안이 통과되어, DOI가 대서양과 태평양 외변대륙붕(Atlantic-Pacific Outer Continental Shelf planning areas) 내 신규 석유･가스 시추를 위한 리스를 금지토록 함.
1) Reuters. 2019.9.13.; E&E News, 2019.9.13.
2) Forbes, 2017.12.21.
3) Reuters, 2019.9.12,13.; Inside Climate News, 2019.9.13.
4) CNBC, 2019.9.11.; 미 의회 홈페이지, https://www.congress.gov/(검색일 : 2019.9.23.)
※ 대서양 외변대륙붕은 North Atlantic, Mid-Atlantic, South Atlantic, the Straits of Florida를 포함하며, 태평양 외변대륙붕은 Washington/Oregon, Northern California, Central California, Southern California를 포함함.
‒ (ANWR) BLM이 알래스카의 ANWR 해안평야에서 석유･가스 광구 분양 그리고 개발, 생산
및 수송 과정을 관리하는 것을 금지하는 ‘Arctic Cultural and Coastal Plain Protection Act’
법안이 미 하원 본회의에서 통과되었음(2019.9.12.).
･ 또한, 일부 민주당 상원의원들은 국립야생보호 시스템(National Wilderness Preservation System)에 따라 ANWR의 해안평야를 자연보호구역으로 지정하도록 하는 법안을 상정하였음(2019.9.11.).5)
※ ANWR의 해안평야는 수백만 종의 야생동물 서식지이자 원주민들이 생활하는 곳으로, 면적이
약 160만 에이커에 달하며, ANWR에서 유일하게 석유･가스 시추가 가능한 지역임.
‒ 그러나 동 법안이 법률이 되기까지는 앞으로 상원 본회의 통과 및 트럼프 대통령의 승인 등 여러 과정이 남아있음.
자료 : Inside Climate News(2019.9.13.), “House votes to block Artic Wildlife Refuge Drilling as clock ticks toward first oil, gas lease sale”
< ANWR의 해안평야 위치 >
5) Michael Bennet, U.S. Senator for Colorado 홈페이지, 2019.9.11.
유럽
▣ 독일, EU의 기후변화대응 정책 도입 촉구 및 자국의 기후변화대응 정책 발표
¡ 독일은 UN의 기후행동 정상회의를 앞두고 전 유럽 차원에서의 기후변화대응 행동 강화를
촉구하며 EU 탄소국경세 도입과 EU-ETS 가격하한선 도입에 대해 긍정 입장을 밝혔음.
‒ (탄소국경세 도입) 독일은 프랑스와 함께 기후변화대응에 관한 공동성명(joint statement)에 EU의 탄소국경세 도입이 하나의 해결책으로 고려되어야 한다는 내용을 포함시키며 처음으로 탄소국경세에 대한 국가 차원의 공식 입장을 표명하였음(2019.9.19.).6)
※ 탄소국경세는 온실가스 배출규제가 느슨한 국가에서 상대적으로 관련 규제가 엄격한 국가로 수출할 때 해당 격차에 따른 가격차이를 보전하기 위해 부과하는 세금임.7)
･ 이번 공동성명은 독일과 프랑스 양국의 경제부 장관이 합의하여 이루어진 것으로, 당초 독일은 탄소국경세 관련 발표가 미국과 EU 간 무역긴장을 악화시킬 수 있다는 우려를 표명해온 것으로 알려짐.
･ 한편, 독일의 집권여당인 기독교민주연합당(CDU) 출신 EU 집행위원회(European Commission) 위원장 우르줄라 폰데어라이엔(Ursula von der Leyen)는 탄소세 도입을 공약으로 제시하였음.
‒ (EU-ETS 가격하한선 도입) 메르켈 총리는, EU 전체의 2050년 탄소중립 달성을 위하여
EU-ETS 가격하한선을 도입한 뒤, 최종적으로 EU-ETS를 전 부문으로 확대해 나갈 것을 주장
하고 있으며, 해당 사안을 이번 UN 총회에서도 언급할 것으로 알려짐.
¡ 한편, 독일 정부는 지난 9월 20일 베를린에서 개최된 기후변화대응 각료회의를 통해 ▲건물･ 수송부문 배출권거래제 도입, ▲기후변화법 도입, ▲항공권 부가세 인상, ▲건물부문 석유난방 금지, ▲재생에너지 보급확대 등 기후변화대응 정책의 기틀을 마련하였음(2019.9.20.).8)
‒ 이번 기후변화대응 정책은 독일의 2030년 온실가스 감축 목표인 1990년 대비 온실가스 배출량 55% 감축에 초점을 맞추어 향후 10년간 5,630만 톤의 온실가스 감축을 목표함.
‒ (건물･수송부문 배출권거래제 도입) 현재 EU-ETS에서 다루어지지 않는 건물･수송부문에 2021년까지 독일의 자체적인 CO2 배출권거래제를 도입함.9)
･ 독일 정부는 배출권가격을 최초연도인 2021년에 10유로/톤으로 시작해 2022년에는 20유로/톤 으로 두 배 상향 조정한 뒤, 2023년부터는 매년 5유로씩 인상하여 최종적으로 2025년 35유로 까지 상승시킬 예정이며, 2026년 이후부터 35~65유로/톤의 범위 내에서 설정할 예정임.
6) Reuters, 2019.9.20.
7) 인사이트, 제19-27호, 2019.7.28., p.24.
8) Bloomberg, 2019.9.21.
9) Clean Energy Wire, 2019.9.20.
･ 건물･수송부문의 배출권은 화석연료 판매기업과 내연기관 자동차 판매기업 등에 할당되어 거래될 예정으로, 배출권거래제 도입이 연료가격 상승으로 이어져 전기차의 보급이 확대될 수 있을 것으로 기대됨.
‒ (기후변화법 도입) 세부사항은 논의되지 않았으나, 이번 회의를 통해 기후내각의 영구기구화,
온실가스 감축 목표와 부문별 연간 온실가스 감축목표 설정 등을 법제화하는 내용의 기후변화법 도입을 의결하였음.
※ 독일 환경부는 2019년 2월 파리협정 이행과 2050년 탄소중립목표 법제화를 위한 기후변화법 초안을 마련하여 총리실에 제출한 바 있음.10)
‒ (항공권 부가세 인상) 항공권의 부가세를 인상하고, 철도 요금의 부가세를 인하해 항공권의
가격을 상대적으로 상승시켜 항공 수요의 감소를 유도하고 항공부문의 탄소배출을 저감함.
‒ (건물부문 에너지효율 증진) 2026년까지 에너지효율 향상에 투자하는 건물주에게 세제혜택을
제공하는 한편, 2026년부터 독일 내에서 준공되는 모든 건물에 석유난방장치 사용을 금지함.
‒ (재생에너지 보급확대) 현재 독일의 에너지믹스에서 약 40%를 차지하고 있는 재생에너지 발전
전력비중을 육상풍력과 태양광을 중점 보급하여 2030년까지 65%로 확대함.11)
･ 독일의 육상풍력 발전설비용량은 현재 50GW 수준이나, 이를 2030년 80GW까지 확대하며, 태양광의 경우 2030년까지 현재보다 77% 증가한 85GW로 확대하는 것이 주요 목표임.
‒ 이번에 제시된 정책의 실현을 위해 2023년까지 기후변화 대응분야에 총 540억 유로가 투입될 예정인 것으로 알려짐.
¡ 이번에 제시된 독일 정부의 기후변화 대응안에서 특히 건물･수송부문의 배출권거래제 도입에 대하여 논란이 있으며, 환경단체와 경제학자 등 각계의 의견이 개진되고 있음.
‒ 그린피스는, 이번에 정부가 설정한 건물･수송부문 배출권거래제에서 설정된 배출권 가격이 너무 낮아 10년 뒤에는 해당 정책이 완전히 효과를 잃을 것이라고 지적하였음.
･ Bloomberg紙는, 독일 수송부문에 배출권거래제가 도입되면, 2021년 평균용량의 승용차 연료탱크를 가득 주유할 경우의 추가 비용부담을 1유로 수준으로 추정하였음.12)
･ 이에 대하여 Svenza Schulze 독일 환경부 장관은 “우리는 더 높은 탄소가격을 원했으나 적정 수준에서 타협을 해야만 했다”고 언급하였으며, 정부가 배출권거래제 도입을 기후변화 대응 정책 중 하나로 제시한 것에 의의가 있다고 언급하였음.
10) 인사이트, 제19-8호, 2019.3.4. p.31.
11) Bloomberg, 2019.9.20.
12) Bloomberg, 2019.9.23.
▣ 영국, 8월 9일 대정전 이후 전력망 운영자(National Grid)의 역할 미흡에 대한 비판 여론
¡ 영국 일각에서는 National Grid가 정전대처에 미흡하여 10년 주기로 대정전 사고가 재발하고 있고, 재발방지를 위한 대책 또한 지지부진하다는 점을 문제 삼으며 전력망 사업자로서의 역할을 다하지 못하고 있음을 지적하고 있음.
※ 영국 National Grid는 영국의 송배전망 운영사업자로, 1990년 민영화되었음.
‒ Kwasi Kwarteng 영국 기업･에너지･산업전략부(BEIS) 장관은, National Grid가 최종보고서를 통해 밝힌 2019년 8월 9일 사고의 원인이 명확하지 않으며, 10년 전과 유사한 사고가 일어났음 에도 재발방지 대책이 제대로 마련되지 않았다고 밝혔음.13)
‒ The Guardian紙는, 문제의 실질적인 원인은 낙뢰가 아닌 낙후된 전력망 운영 규칙과 노후
설비에 있다고 언급하였으며, National Grid가 다른 수익사업에 치중하면서 전력망 관련 사고를 막기 위해 노력하지 않는다고 언급하였음.14)
※ National Grid는 민영화 이후 영국의 송배전망 운영 이외에도 유럽-영국 간 전력망 구축, 영국 내 LNG 사업, 계량기 설치 및 관리, 미국 에너지서비스(태양광, 집단에너지 열난방) 구축 사업 등 다양한 수익사업에 진출하고 있음.15)
‒ 영국 정부 일각에서는 이번 정전사태 이후 전력･가스규제기구인 Ofgem(Office of Gas and Electricity Markets)의 역할에 대해서도 의문을 표하고 있으며, BEIS는 영국 의회의 10월 정회가 끝나는 대로 Ofgem을 대상으로 한 청문회 개최를 계획하고 있는 것으로 알려짐.16)
･ Ofgem은 이번 정전사태 원인의 하나로 영국 내 소규모 분산형전력망의 주파수변동 취약성을
지적하였으나, 이 문제는 2009년부터 지적되어왔다는 점에서 사고에 대한 대비를 철저히 하지 않았다고 비판받고 있음.
¡ 한편, National Grid는 ‘8월 9일 대정전 최종보고서’를 통해 사고 당시 자사의 시스템은 문제 없이 작동하고 있었으나, “극히 드물고, 예상할 수 없는” 사고로 인한 정전이었다고 언급하며, 재발방지를 위해 Ofgem이 비상백업전력의 적정량을 재평가해야 한다고 주장하였음.17)
‒ 최종보고서에서 National Grid는 정전의 원인을 중간보고서에서 언급했던 낙뢰로 인한 전력망 충격으로 최종 확정하였음.18)
‒ National grid는 향후 이러한 사고를 미연에 방지하기 위해서는 Ofgem이 현행 계통복원력 (System Resilience) 기준을 재검토해 새로운 기준을 마련해야 한다고 언급하였음.19)
･ National Grid는 새로운 계통복원력 기준 마련을 위해서는, 가장 먼저 이번 사태와 같은
13) Financial Times, 2019.9.6.
14) The Guardian, 2019.9.15.
15) National Grid 홈페이지, https://www.nationalgrid.com/group/about-us/what-we-do/national-grid-ventures/
our-commercial-businesses(검색일 : 2019.9.25.) 16) The Guardian, 2019.9.19.
17) National Grid, “Technical Report on the events of 9 August 2019”, 2019.9.6.
18) 인사이트, 제19-30호, 2019.8.26., p.25.
19) Financial Times, 2019.9.10.
대규모 정전에 대비해 얼마나 많은 긴급백업전력이 설치되어야 하는지에 대한 전수조사가 실시되어야 한다고 주장하였음.
‒ Ofgem의 기존 권고에 따르면, National Grid가 갖춰야 하는 예비전력은 하루 기준 가장 큰 발전기의 예기치 않은 손실에 신속하게 대비할 수 있는 양임.
･ 8월 9일 당시, 영국의 전력망에는 1GW의 예비전력을 공급할 수 있는 프랑스의 전력망이 연결되어 있었으나, 발전소 두 개의 손실로 인해 나타난 1.7GW의 전력손실에 대비하기에는 부족하였음.
‒ 이외에도 National Grid는 전력공급이 중단되어도 공항, 병원과 같은 주요 기반시설이 영향을 받지 않도록 하는 대비책 마련이 필요하다고 제언하였음.
･ 또한, 8월 정전사고의 피해가 전철운행에 집중되었고, 45분 만에 전력공급이 재개되었음에도
전철운행 복구에는 오랜 시간이 걸렸음을 지적하며 전철회사 차원에서 유사한 사태에 대한 대책 마련이 필요하다고 언급하였음.
▣ 각국의 원전정책의 변화로 2040년까지 원자력발전 설비용량 증가 가능성
¡ 세계원자력협회는 핵연료 수급전망보고서(2019.9.5.)를 통해 2040년까지 원자력발전 설비용량이 증가할 것으로 전망했으며, 그 요인으로 ▲프랑스 원전정책 변화, ▲미국 원전정책 변화, ▲개발 도상국의 원전확대정책, ▲‘뉴커머(Newcomer)’ 국가의 등장을 지적하였음.20)
※ ‘뉴커머(Newcomer)’ 국가란 기존에 전통적인 에너지원을 이용한 전력발전에서 나아가 새로이
원자력발전 도입을 결정하고 준비하는 국가를 지칭함.21)
‒ 최근 8년간 세계원자력협회는 세계의 원자력발전 설비용량이 장기적으로 감소할 것이라는
전망을 내놓았었는데, 올해 보고서에서는 각국의 정책 변화에 따라 설비용량이 증가할 수 있을 것으로 경로를 수정한 전망을 발표하였음.
･ 보고서에 따르면, 세계 원자력발전 설비용량이 2018년 398GWe 수준에서 2030년 462GWe로 성장한 뒤, 최종적으로 2040년 569GWe 수준으로 성장할 것으로 전망됨.
※ 위 전망은 세계원자력협회의 기준안(reference) 시나리오를 통한 전망으로, 적극 성장(positive) 시나리오의 경우 2040년 776GWe, 성장 지체(negative) 시나리오의 경우 현재의 수준을 유지해 402GWe 규모일 것으로 전망됨.
‒ (프랑스 원전정책 변화) 우라늄 수요 증가 전망의 주요 원인으로 지적된 프랑스의 원자력정책
변화는 지난 4월 30일 발표된 것으로, 2025년까지 원자력발전을 프랑스 최종에너지 소비의
50%까지 감축한다는 목표를 2035년 달성으로 연기하여 재설정하였음.
･ 프랑스의 원전정책 변화는 2050년 탄소중립 달성 목표 설정에 따른 것으로, 프랑스는 지난 4월 ‘녹색성장을 위한 에너지전환법(Energy Transition for Green Growth Law)’에 명시되어 있던 원자력발전 비중 50%로의 감축 목표연도를 10년 연기하였음(2019.4.30.).
20) World Nuclear Association press release, 2019.9.5.
21) IAEA, 2017.1.30.
※ 프랑스는 2014년 당시 첫 원자력발전 비중 목표를 설정하는 과정에서 2025년까지 원자력발전 설비용량을 2014년 6월 수준인 63.2GWe에서 더는 확장하지 않겠다고 발표하였음.
･ 이와 함께 프랑스의 국영전력회사 EDF는 기존 원자로의 설계수명을 현행 40년에서 50년까지 연장하는 데 대한 심사를 프랑스 원자력안전청((l’Autorité de sûreté nucléaire, ASN)에 신청 하였으며, 2020년 말까지 설계수명 연장 여부가 결정될 예정임.22)
･ EDF의 원자로 설계수명 연장 신청은, 현재 EDF가 관리하고 있는 원자로 58개가 대부분
1970년대 후반에서 1980년대 초반에 건설되어 설계수명이 얼마 남지 않았기 때문임.
‒ (미국 원전정책 변화) 트럼프 행정부에서는 미국 내 원자로의 2차 수명연장을 허가하는 절차를
추진 중인 것으로 알려져 있으며, 해당 절차가 완료되면 수명연장이 허가된 원자로는 최대 80년 까지 가동될 수 있을 전망임.23)
･ 2019년 3월 기준 Turkey Point 원전 3･4호기, Peach Bottom 원전 2･3호기, Surry 원전 1･2호기 등 총 6기의 원전이 80년까지 가동연장을 신청한 것으로 알려짐.24)
※ 미국 내 원전가동기간은 원칙적으로 40년이나, 2019년 3월 기준 미국 내 가동 중인 원전 98기 중 90기에 대하여 20년 수명연장이 허가되어 최대 60년간 가동할 수 있게 되었음.
‒ (개발도상국의 원전확대정책) 대표적인 개발도상국인 중국과 인도를 비롯한 다수의 아시아
국가에서 산업발달로 전력수요가 증가하고 있으며, 원자력발전용량 확충을 고려하고 있음.
‒ (뉴커머 국가의 등장) 방글라데시, 이집트, 터키와 같은 ‘뉴커머(Newcomer)’ 국가들도 원자력 발전소의 건설을 다수 계획하고 있어 자연스럽게 우라늄 수요 증가로 이어질 것으로 전망됨.
¡ 한편, 세계원자력협회는 2040년까지 세계 우라늄 수요가 현재의 감소 추세에서 역전될 것으로 예상됨에 따라 추가적인 우라늄 광산개발이 필요하다고 발표하였음(2019.9.5.).25)
‒ 원자력발전 설비용량이 증가하고 발전량도 증가하면서 우라늄 수요도 증가하여, 신규 우라늄 광산개발이 필요할 것으로 예상됨.
･ 이에 2040년까지 최소 현재의 두 배 이상의 우라늄 광산개발 프로젝트가 진행되어야 할 것 으로 예상되나, 최근 세계 우라늄 시장은 공급과잉 현상으로 생산량을 줄이고 우라늄 광산에 대한 투자 및 개발이 감소하는 추세임.
※ 실제로 우라늄 생산은 2016년 62,221tU에서 2018년 53,498tU로 감소하기도 하였음.
22) Reuters, 2018.10.10.
23) Washington Post. 2019.7.12.
24) Japan Atomic Industrial Forum, 2019.3.19.
25) World Nuclear News. 2019.9.5.
중국
▣ 중국 국가통계국, 2019년 1~8월 에너지 수급실적 발표
¡ 중국 국가통계국은 2019년 1~8월 및 8월분 에너지부문 수급실적을 발표하였는데(2019.9.16.),
그중 8월분 석탄과 원유 생산 증가율은 둔화된 반면, 천연가스와 전력 생산은 꾸준한 증가세를
보였음.26)
‒ (석탄) 2019년 1~8월 석탄 생산량은 24억 1,000만 톤으로, 전년동기 대비 4.5% 증가하였음.
･ 8월 생산량은 3억 2,000만 톤으로 전년동기 대비 5% 증가한 반면, 증가율은 전월 대비 7.2%p 하락하였음. 일 평균 생산량은 전월 대비 20만 톤 감소한 1,019만 톤을 기록하였음.
･ 1~8월 석탄 수입량은 2억 2,028만 톤으로 전년동기 대비 8.1% 증가함. 8월분 수입량은 3,295만 톤으로 전년동기 대비 14.9% 증가하였고, 증가율은 전월 대비 1.5%p 증가하였음.
자료 : 국가통계국
< 석탄 수입량 변화 추이(2018.8월~2019.8월) >
･ 2018년 9월부터 석탄가격은 안정세를 유지하고 있음. 지난 9월 6일 친황다오 항 5,500kcal 석탄 거래가격은 569위안/톤, 5,000kcal 석탄은 508위안/톤으로, 8월 초 대비 각각 8위안, 3위안 인하에 그쳤고, 4,500kcal 석탄은 454위안/톤으로 8월 초와 비슷한 수준을 유지하였음.
‒ (원유) 2019년 1~8월 원유 생산량은 1억 2,749만 톤으로, 전년동기 대비 1.0% 증가하였음.
･ 그중 8월 생산량은 1,618만 톤으로 전년동기 대비 1.0% 증가하였는데, 증가율은 전월 대비
26) 國家統計局, 2019.9.16.
1.5%p 하락하였음. 일 평균 생산량은 전월 대비 3,000톤 감소한 52만 2,000톤을 기록함.
자료 : 국가통계국
< 원유 생산량 변화 추이(2018.8~2019.8월) >
･ 1~8월 원유 수입량은 3억 2,780만 톤으로 전년동기 대비 9.6% 증가함. 8월분 수입량은 4,217만 톤으로 전년동기 대비 9.9% 증가한 반면, 증가율은 전월 대비 4.0%p 감소하였음.
･ 원유 정제규모는 빠른 속도로 증가하고 있음. 1~8월 원유 정제량은 4억 2,416만 톤으로 전년 동기 대비 5.9% 증가하였음. 8월 정제량은 5,400만 톤으로 전년동기 대비 6.9% 증가하였고, 증가율도 전월 대비 2.9%p 증가하였음. 일 평균 정제량은 전월 대비 4만 5,000톤 증가한 174만 2,000톤을 기록함.
자료 : 국가통계국
< 천연가스 수입량 변화 추이(2018.8~2019.8월) >
‒ (천연가스) 2019년 1~8월 천연가스 생산량은 114.1Bcm으로, 전년동기 대비 9.3% 증가하였음.
･ 그중 8월 생산량은 13.8Bcm으로 전년동기 대비 6.6% 증가하였고, 증가율도 전월 대비 0.5%p 증가하였음. 일 평균 생산량은 0.45Bcm으로, 전월과 같은 수준을 나타냈음.
･ 1~8월 수입량은 6,304만 톤으로 전년동기 대비 10.3% 증가함. 8월분 수입량은 834만 톤으로 전년동기 대비 7.3% 증가하였고, 증가율은 전월과 같은 수준을 기록하였음.
‒ (전력) 2019년 1~8월 발전량은 4조 7,000억kWh로, 전년동기 대비 2.8% 증가하였음.
･ 8월 발전량은 6,682억kWh로 전년동기 대비 1.7% 증가하였고, 증가율도 전월 대비 1.1%p 증가하였음. 일 평균 발전량은 215억 6,000만kWh로, 전월 대비 3억 6,000만kWh 증가함.
▣ 중국, 석탄 수입 제한 조치에도 수입량이 증가하며 국내 채굴량과 수송량 감소
¡ 최근 중국의 석탄 수입이 계속 증가하면서, 중국 내 석탄 채굴량이 감소하고 남부지역 발전소의 석탄 재고가 증가하는 등 중국 석탄시장에 미치는 부정적인 영향이 점차 커지고 있음.27)
‒ 석탄 수입 증가로 중국 내 철도와 항구를 통한 석탄 수송량이 감소하고 석탄가격은 중저가를 유지할 것으로 전망됨.
‒ 중국 정부는 2018년부터 석탄 수입을 엄격하게 관리하고 다수 지역에서 수입통관을 취소했지만, 많은 대형 전력기업과 무역업체의 석탄 수입이 어렵지 않았던 것을 보면 관련 조치가 석탄 수입량 조절에는 큰 영향을 미치지 못한 것으로 보임.
‒ 올해에도 여러 조치를 취함으로써 석탄 수입을 엄격하게 관리하고 있지만, 당초 중국 석탄 공급의 보조역할을 하던 수입석탄이 중국시장에 대량으로 유입되고 있는 상황임.
¡ 중국의 석탄 수입 증가의 가장 큰 원인은 수입 석탄 가격이 저렴하고 품질이 우수하기 때문인 것으로 분석됨.
‒ 중국 석탄의 시장가격은 수입석탄 CIF 가격보다 약 100~150위안/톤 비싼 수준임. 또한, 안전･ 환경보호 검사, 비수기 철도 점검･수리, 항구의 기상악화 등으로 인해 석탄 수송량의 기복이 커서 가격의 변동폭이 커서 무역업체는 수입석탄을 선호하는 경향이 있음.
‒ 발전소의 화력발전설비 개조 역시 석탄 수입량 증가의 원인 중 하나로 꼽히고 있음. 10년 전 일부 발전소가 국내 석탄기업과의 협상에서 우위를 차지하기 위해 발전설비를 수입석탄 이용에 용이하게끔 개조하면서 발전용 석탄 수입량이 대폭 증가하기 시작하였음.
･ 2009년 석탄 수입량이 1억 2,538만 톤이었던 것에서 2018년에는 2억 8,123만 톤으로, 연평균 1,558만 톤씩 증가하였음.
‒ 현재까지 엄격하게 석탄 수입제한 정책이 시행되고 있지만, 수입석탄의 저렴한 가격으로 인해 향후 몇 년간은 석탄 수입량이 일정 규모를 유지할 것으로 전망되고 있음.
27) 鄂爾多斯煤炭網, 2019.9.23.
