기본연구보고서 11-34

석유산업 미래전략 연구

- 하류부문 전략 -

이달석

오세신

참여연구진

연구책임자 : 선임연구위원 이달석

연구참여자 : 부연구위원 오세신

계명대학교 교수 최성희

요약 i

<요 약>

1. 연구 필요성 및 목적

우리나라 석유산업은 지난 반세기 동안 놀라운 성장과 발전을 이루

었다. 국내 원유정제능력은 1964년 SK에너지(당시 유공)의 하루 3만

5천 배럴을 시작으로 꾸준히 늘어나 현재는 하루 285만 5천 배럴에

이르고 있다. 이러한 정제능력은 미국, 중국, 러시아, 일본, 인도에 이

어 세계 6위에 해당하는 규모이다.

우리나라 석유산업이 성장과 발전을 이룰 수 있었던 배경에는 석유

기업의 효율적인 전략과 정부의 지원정책 등 여러 가지가 있겠지만,

가장 중요한 것은 내수의 급속한 확대라고 볼 수 있다. 국내 석유수요

는 과거의 고도 경제성장과 더불어 1990년대까지 매우 높은 증가율을

보였다. 석유수요의 급속한 증가는 석유기업으로 하여금 기존 투자에

대한 불안을 덜고 새로운 투자와 기술을 채용하여 효율적인 시설을

구축하게 만들었다. 또한 세계 10위권의 내수시장 규모는 석유기업이

시장에서 직면하는 위험을 감소시켜 대규모 시설과 기술개발에 공격

적으로 투자할 수 있게 하였다.

그러나 과거 석유산업 발전의 동인이었던 내수 확대는 더 이상 기

대하기 어려운 상황이다. 국내 석유수요는 성숙단계로 접어들어 증가

율이 현저히 둔화되었고 점차 포화단계로 나아가고 있다. 다행히

2000년대의 수출 증가는 국내수요 둔화에 따른 문제를 어느 정도 해

소하는 역할을 하였다. 그렇지만 아시아 신흥국에서 대폭적인 정제능

력 확대가 예상되고 있어서, 향후에도 석유제품 수출수요 확보가 가능

ii

할지는 불분명하다. 그러므로 석유산업의 지속적인 발전을 위해서는

국내 석유시장은 물론 아태지역 석유시장의 여건 변화를 면밀히 분석

하여 새로운 발전 전략을 모색할 필요가 있다.

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제2차년도 연구로서 석유

산업 하류부문에 초점을 맞추어 제품수출 및 정제설비 효율화 전략과

해외 진출 전략을 모색하고자 한다. 이를 위해 국내와 아태지역 시장

의 석유수급 밸런스 등 석유산업의 여건 변화와 우리나라 석유산업의

경쟁력을 분석하고, 그에 따른 대응방안을 논의하고자 한다.

2. 주요 내용

국내 석유수요는 과거와 달리 증가세가 둔화되어 2010〜20년 기간

중 연평균 1.5% 증가하고 2020〜30년 기간 중에는 연평균 0.4% 증가

에 그칠 전망이다. 이에 따라 현 정제설비를 내수를 기준으로 가동한

다고 가정하면 가동률은 2015년에 76%, 2020년 82%이고, 2030년이

되어야 적정 가동률이라 할 수 있는 85%에 도달할 것으로 예상된다.

더욱이 국내수요에서 석유화학회사나 한전 등 대소비처의 직수입 물

량을 제외(직수입비율을 28%로 가정)할 경우 2030년에도 정제시설

가동률은 60%를 약간 상회하는 정도이다. 이처럼 내수 대비 정제시설

의 과잉상태는 앞으로도 지속될 것으로 예상되므로 석유제품 수출수

요 확보는 여전히 국내 석유산업의 중요한 과제가 될 것이다. 석유제

품별 수급밸런스는 정제시설 가동률 85%를 기준으로 할 경우, 2030

년 휘발유(37백만 배럴), 경유(129백만 배럴), B-C유(58백만 배럴)가

공급과잉인 반면 납사(254백만 배럴)와 LPG(94백만 배럴)가 공급부

족으로 나타나고 있다.

요약 iii

아 태지역 석유수요는 2010〜30년 기간 중 연평균 72만b/d가 증가

하여, 세계 석유수요 증가에 대한 기여율이 66%에 이를 정도로 세계

석유수요 증가를 주도할 전망이다. 아 태지역의 석유제품별 수요전망

을 보면, 상대적으로 경유의 증가율이 높고 연료유의 증가율이 낮다.

정제능력은 2020년까지 중국, 인도, 일본, 싱가포르, 인도네시아, 파키

스탄, 대만 등에서 8백만b/d 내외의 확장이 예상되는데, 대부분 중국

과 인도의 증설에 기인한 것이다.

2020년까지 석유제품별 수급밸런스를 제품별로 살펴보면 휘발유,

등유 제트유, 경유가 계속 공급과잉으로 역외 수출이 요구되는 제품이

고, 납사와 LPG, 연료유는 공급부족으로 역외로부터의 수입이 요구되

는 제품이다. 그런데 전망기간 중 정제설비 확장이 석유제품 수요 증

가에 미치지 못하여 휘발유, 등유 제트유, 경유의 공급과잉 물량은 점

차 줄어들 것으로 예상된다. 2012년과 2020년의 공급과잉 물량을 비

교해 보면, 휘발유는 449천b/d에서 283천b/d로, 등유 제트유는 279천

b/d에서 66천b/d로, 경유는 984천b/d에서 519천b/d로 줄어든다. 같은

기간 중 공급부족 제품인 납사는 부족 물량이 늘어나고 LPG는 부족

물량이 감소할 것으로 예상된다.

다음으로 국내 석유산업의 경쟁력 검토를 위해 150만b/d 이상의 원

유정제능력을 보유한 국가를 대상으로 세 가지 지표를 비교하였다. 정

제단지당 평균 정제능력, 현시비교우위(RCA: Revealed Comparative

Advantage) 지수, 넬슨(Nelson) 지수가 그것이다. 정제단지당 상압증

류시설의 평균 규모는 우리나라가 약 50만b/d로 가장 큰 것으로 나타

났다. 14개국 평균 정제단지당 상압증류시설의 규모는 19만b/d인데,

규모가 크다는 것은 석유제품 생산의 평균비용이 상대적으로 낮을 수

iv

있음을 의미한다. 우리나라의 RCA 지수는 2009년과 2010년 각각 1.5

와 2.1로 계산되어 석유제품 수출의 비교우위가 있는 것으로 평가할

수 있다. RCA 지수가 1보다 크면 해당 상품의 국제경쟁력을 가지는

것으로 보고 있는데, 우리나라의 RCA 지수는 러시아, 인도, 사우디에

이어 4번째로 높다. 넬슨 지수는 고부가가치 제품이 생산될 수 있는

복잡한 정제시설의 보유 정도를 보여주는 것으로 아 태지역에서는 우

리나라가 일본 다음으로 높지만 14개국 가운데 9위에 머물고 있다.

그렇지만 세 가지 지표를 검토한 전체적인 결과는 우리나라 석유산업

이 세계 하류부문 시장에서 비교적 경쟁력 우위를 유지할 수 있음을

보여주고 있다.

3. 연구결과 및 정책제언

본 연구는 우리나라 석유산업의 미래 하류부문 전략으로서 석유제

품 수출의 효율적 추진, 석유정제시설의 선택적 증설, 해외 하류부문

진출을 제시하고자 한다.

석유제품 수출은 아 태지역 시장에서 휘발유, 등유 제트유, 경유의

공급과잉 물량은 점차 줄어들 것으로 예상되어 현재와 같은 수익성

유지가 가능할 것으로 예상된다. 특히 연료유는 아 태지역 시장에서

부족이 예상되어 상대적으로 수익성이 높아질 것으로 보인다. 역내 시

장에서 판매경쟁이 예상되는 휘발유, 등유 제트유, 경유에 대해서는

안정적인 수출선 확보가 중요한 문제이다. 역내 국가의 국별 시황, 환

율, 제도 변화에 대응한 적극적인 수출선 확보가 요구된다. 또한 허리

케인으로 인해 북비지역 정제시설의 가동중단 사태가 빈번하게 발생

하는 상황을 감안하여 북미지역을 계절에 따른 전략적 수출지역으로

요약 v

고려할 필요가 있다. 급속한 경제성장세를 보이는 남미지역에도 수출

기반을 마련하는 것이 바람직하다.

석유정제시설에 대한 투자는 선택적 증설이 요구된다. 아태지역 석

유수요 증가가 정제시설 증가를 상회하고 납사와 LPG 공급부족이 예

상되지만 여타 주요 석유제품의 공급과잉이 지속될 전망이어서 상압

정제시설 투자의 확대는 적절하지 않을 것으로 예상된다. 특히 향후

아 태지역에서는 수익성보다는 전략적 고려를 우선으로 하는 국영석

유회사(NOC) 중심으로 정제능력 투자가 이루어질 것으로 예상되어

단순 정제마진은 낮아질 수 있기 때문이다. 그러나 고도화 설비에 대

한 선택적 증설의 필요는 있다. 우리나라는 중질유 분해설비 비율이

19%로 주요국들과 비교해 상대적으로 낮은 수준에 머물고 있다. 따라

서 장기적으로 중질유 분해설비 가운데 정제마진이 상대적으로 높을

것으로 예상되는 수첨분해설비(HDU)의 추가 증설을 통해 고도화비율

을 높이는 방안을 검토할 필요가 있다. 또한 탈황설비도 향후 환경규

제 강화 추세를 고려하여 증설이 되어야 할 것이다.

해외 하류부문 진출을 위해서는 우선 석유수요 증가 잠재력이 큰

아태지역 신흥경제국의 국영석유회사들과의 전략적 제휴가 요구된다.

국영석유회사가 민간 정유기업과 사업 제휴의 필요성을 가질 수 있는

부분은 정제기술 분야이다. 동남아시아를 비롯한 신흥국들의 국영석

유회사들은 아직 선진 수준의 정제시설을 확보하지 못한 상태이므로,

국내 정유회사들이 가지고 있는 선진 기술은 국영석유회사들과의 제

휴를 성사시킬 수 있는 연결고리가 될 수 있을 것이다. 또한 국영석유

회사들과의 협력을 위하여 정보 교류의 허브 역할을 담당하는 해외사

무소를 최적의 지역에 설치하는 것도 매우 중요한 일이다. 이와 함께

vi

연관 산업과의 연계를 통한 하류부문 진출 전략이 요구된다. 해당국

석유화학기업과의 연계를 통해 정유부문에 진출하는 방안과 국내 플

랜트기업, 자원개발기업과의 연계를 통해 ‘패키지형’으로 진출하는 방

안이 있을 수 있다. 해당국의 석유유통업 참여를 교두보로 하여 정제

부문으로 진출하는 방안도 고려해 볼 필요가 있다.

마지막으로 석유산업의 지속적 발전을 위해서는 정부의 역할도 여

전히 중요하다. 정부는 석유산업의 고도화 설비투자가 미진한 점을 고

려하여 만료 예정인 중질유 분해시설 및 탈황설비 투자에 대한 세액

감면제도를 연장하여 시행할 필요가 있다. 그리고 자유무역협정(FTA)

체결을 통해 석유제품 수출을 촉진하여야 한다. 특히 석유수요 잠재력

이 큰 걸프협력위원회(GCC) 국가와 남미의 콜롬비아 등과 FTA를 적

극적으로 추진할 필요가 있다. 또한 정부는 국내 정유사들의 해외 직

접투자를 촉진하기 위해 신흥국들과의 외교관계를 강화하고 사회․문

화적 교류를 확대해야 한다. 다른 한편으로 국내 관련 공기업을 중심

으로 정유사들과의 컨소시엄 구성을 지원하는 것도 해외 진출을 위한

중요한 역할이라 하겠다. 그리고 해외 직접투자를 위한 정부의 재원조

달과 관련한 정부의 지원이 요구된다. 여기에는 공공 금융기관을 통해

해외 인프라펀드를 조성하고 현행 무역보험공사의 보증지원 규모를

확대하는 방안이 있다. 마지막으로 정부가 해외 프로젝트에 대한 리스

크를 보다 명확히 평가할 수 있는 시스템을 구축하는 것도 국내 석유

산업의 해외진출을 위한 지원책의 하나이다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

It is difficult to expect further expansion of domestic demand,

which was previously a driver of growth of Korea's oil industry.

Domestic oil demand has reached maturity, resulting in a substantial

slowdown in the rate of increase. In fact, domestic oil demand is

steadily moving towards the state of saturation. Fortunately, a rise in

exports in the 2000s somewhat addressed issues that resulted from a

slowdown in domestic demand. However, emerging Asian nations are

expected to substantially enhance their refining capacity. For this

reason, it is unclear if Korea will be able to continually secure a

certain portion of demand for petroleum product exports. As such,

there is a need to closely analyze changes in the oil market in Korea

as well as the Asia Pacific as a whole for continued development of

the oil industry. Based on such analysis, new development strategies

should be devised.

This is the second-year research of the 『Future Oil Industry

Strategy Research』. It aims to formulate product export strategies,

strategies to enhance efficiency of refining facilities, and overseas

advancement strategies, with focus on the downstream oil industry.

To this end, this research analyzes changes in the oil industry,

including balance between oil supply and demand in the Korean and

ii

Asian Pacific market, and competitiveness of Korea's oil industry,

followed by discussions on effective measures.

2. Major Contents

The level of increase in domestic oil demand slowed down in

stark contrast to the past. Domestic oil demand rose by an annual

average of 1.5% from 2010 through 2020, and is expected to record

annual average growth of merely 0.4% from 2020 through 2030.

Assuming that current refining facilities are operated based on

domestic demand, the rate of operation is forecast to reach 76% in

2015 and 82% in 2020. It is expected to reach 85%, which can be

said to be an appropriate rate of operation, no earlier than 2030. The

rate of operation of refining facilities is expected to be slightly

higher than 60% even in 2030 when excluding the directly-imported

volume (assuming a direct import ratio of 27%) of large consumers

such as petrochemical companies and KEPCO from domestic

demand. It is forecast that the number of refining facilities will

remain excessive compared to domestic demand. As such, securing a

certain portion of demand for petroleum product exports will

continue to be an important task for the domestic oil industry.

Oil demand in the Asia Pacific is projected to continue to expand,

adding annual average of 0.7mmb/d from 2010 through 2030,

contributing to 66% of global growth. As such, oil demand in the

Asia Pacific is forecast to lead a rise in global oil demand.

Abstract iii

According to forecasts on demand for each petroleum product in the

Asia Pacific, the rate of increase is relatively high for diesel while it

is relatively low for fuel oil. Refining capacity is expected to

indicate growth of around 8mmb/d in China, India, Japan, Singapore,

Indonesia, Pakistan, Taiwan, and other countries by 2020. Most of

the growth will be the result of increased facilities in China and

India.

In terms of demand and supply for each petroleum product by

2020, continued excessive supply of gasoline, kerosene, jet fuel, and

diesel will result in the need for export of these products. In

contrast, shortage of supply in naphtha, LPG, and fuel oil will result

in the need for import of these products. An increase in the number

of refining facilities is expected to be short of a rise in demand for

petroleum products during the forecast period. For this reason, the

level of excessive supply of gasoline, kerosene, jet fuel, and diesel is

expected to steadily decline. During the same period, there will

likely be greater shortage in the supply of naphtha and less shortage

in the supply of LPG.

To analyze the competitiveness of Korea's oil industry, a

comparison was carried out among countries with a crude oil

refining capacity of more than 1.5 million b/d using three indexes:

average refining capacity per refining complex, Revealed

Comparative Advantage (RCA) index, and Nelson index.

The average size of atmospheric distillation units per refining

iv

complex is approximately 500 thousand b/d for Korea which is the

largest among countries. The average size of atmospheric distillation

units per refining complex of 14 countries is 190 thousand b/d. A

larger size means that average costs for production of petroleum

products can be relatively lower.

Korea's RCA index stood at 1.5 in 2009 and 2.1 in 2010, thus

indicating that the nation has a comparative advantage in petroleum

product exports. When the RCA index is larger than 1, a country is

considered to have international competitiveness for the respective

product. Korea ranks fourth, following Russia, India, and Saudi

Arabia.

The Nelson index shows how many complicated refining facilities

a country has that can be used to produce high added-value

products. In the Asia Pacific, Korea remains at 9th place from

among 14 countries, although it is right behind Japan. An overall

assessment of the three different indexes indicates that Korea's oil

industry can maintain a relative competitive advantage in the global

downstream market.

3. Research Results and Policy Suggestions

Efficient execution of petroleum product exports, selective

expansion of oil refining facilities, and advancement into the

overseas downstream sector are suggested as future downstream

Abstract v

strategies for the Korean oil industry.

In terms of petroleum product exports, the amount of excessive

supply of gasoline, kerosene, jet fuel, and diesel is expected to

steadily go down in the Asia Pacific, leading to forecasts that it will

be possible to maintain the current level of profitability. In particular,

shortage of fuel oil is expected in the Asia Pacific. This is why an

increase in profitability is forecast. For gasoline, kerosene, jet fuel,

and diesel, for which sales competition is expected in the Asian

Pacific market, securing stable export routes is important. What is

needed is to actively secure export routes in line with market

condition, exchange rate, and institutional changes in each country in

the Asia Pacific. There is also a need to consider North America as

a strategic export destination based on the season, considering that

operation of refining facilities in North America frequently comes to

a stop due to hurricanes. It would also be appropriate to build a

foundation for export to South America, which is recording sharp

economic growth.

Investments in oil refining facilities should be based on selective

expansion. It is expected that the rise in oil demand in the Asia

Pacific will exceed the increase in refining facilities and that there

will be shortage in the supply of naphtha and LPG. However,

excessive supply of other major petroleum products is forecast to

continue. This is why increased investments in crude distillation units

will probably not be appropriate. In particular, the simple refining

vi

margin can go down because refining capacity investments will

likely be made by national oil companies (NOC) in the Asia Pacific

that place priority on strategic considerations rather than profitability.

However, there is a need for selective expansion of upgrading

facilities. Korea's heavy oil upgrading unit ratio is 19% which is

relatively low compared to major countries. As such, the country

should look into measures that would increase its upgrading ratio by

additionally expanding hydrocracking units, whose refining margin is

expected to be relatively high, from among heavy oil upgrading

units, in the long term. The country should also expand

desulfurization units in consideration of continued strengthening of

environmental regulations.

To advance into the overseas downstream sector, there is a need to

establish strategic alliances with national oil companies in emerging

economies in the Asia Pacific that have a high possibility of

recording a rise in oil demand. The refining technology field is

where national oil companies will probably recognize the need to

establish business alliances with private oil companies. National oil

companies in emerging countries and Southeast Asia do not yet have

advanced refining facilities. The advanced technologies that Korean

oil companies have can serve as a basis for establishing alliances

with national oil companies. What is also extremely important is to

set up overseas offices in optimal areas. These offices would perform

roles as a hub for information exchange, thus promoting cooperation

Abstract vii

with national oil companies. Also needed are strategies on making

inroads into the downstream sector by making a connection with

relevant industries. One approach would be to advance into the oil

refining sector of another country by establishing ties with

petrochemical companies in the respective nation. Another approach

would be to advance into overseas markets by establishing ties with

Korean plants companies and resource development companies to

offer 'packages'. Also worth considering is an approach that involves

using participation in a country's oil distribution industry as the basis

for advancing into its refining sector.

Last of all, the government's roles remain important for continued

growth of the oil industry. The government should extend the tax

reduction and exemption system for investments in heavy oil

upgrading units and desulfurization units before the system expires.

The government should do so in consideration of the fact that there

is a shortage of investments in upgrading units in the oil industry. It

should also promote petroleum product exports by entering into

FTAs. It should especially actively move forward with signing FTAs

with Colombia in South America and Gulf Cooperation Council

(GCC) countries that have great oil demand potential. The

government should also strengthen diplomatic relations and increase

social and cultural exchange with emerging countries to promote

foreign direct investment by Korean oil companies. Another

important role that the government can perform to increase overseas

viii

advancements is to support relevant public companies in Korea in

forming consortiums with oil companies. Lastly, there is a need for

government support in relation to raising funds for foreign direct

investment. Relevant measures include creating overseas infrastructure

funds through public financial institutes and increasing the

underwriting volume of the Korea Trade Insurance Corporation.

Another way for the government to support overseas advancements

of the domestic oil industry is to build a system that can more

clearly evaluate risks of overseas projects.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ···························································································· 1

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 ··········································· 3

1. 석유제품 수급구조 개관 ································································ 3

2. 석유제품 소비 추이 ······································································· 5

3. 석유정제시설 현황 ········································································· 8

가. 정제시설 규모 및 주요 공정 ··················································· 8

나. 정제시설 증설 계획 ······························································· 13

4. 석유제품 생산 추이 ····································································· 14

가. 유질별 원유수입 ····································································· 14

나. 석유제품별 생산 ····································································· 16

다. 석유제품 생산 수율 ······························································· 20

5. 석유제품 수출입 추이 ································································· 22

가. 석유제품 수출 ········································································· 22

나. 석유제품 수입 ········································································· 25

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 ····································· 27

1. 국내 석유제품별 수요 전망 ························································ 27

2. 국내 석유제품별 생산 및 수급 밸런스 전망 ···························· 30

가. 정제가동률 85% 유지 ···························································· 31

나. 내수 기준 생산 ······································································· 33

다. 정유사 내수점유율 기준 생산 ··············································· 36

ii

제4장 아태지역 석유수급 전망 ···················································· 39

1. 수요 현황 및 전망 ······································································· 39

가. 전체 시장 ················································································ 39

나. 주요 7개국의 석유수요 현황 및 전망 ·································· 42

2. 정제 현황 및 전망 ······································································· 56

가. 전체 시장 ················································································ 56

나. 주요 7개국의 정제 현황 및 전망 ········································· 60

3. 수출입 전망 ·················································································· 72

가. 아시아 태평양 전체 수출입 ·················································· 72

나. 국가별 수출입 ········································································· 74

제5장 석유산업 하류부문 전략 ······················································· 85

1. 국내 정유산업 경쟁력 분석 ························································ 85

가. 정제시설 규모 ········································································· 85

나. 현시비교우위(RCA) 지수 ······················································ 87

다. 넬슨 지수 ················································································ 90

2. 석유제품 수출 전략 ····································································· 95

가. 아태지역 국가별 수출 ···························································· 96

나. 아태지역 외 수출시장 개척 및 확대 ·································· 100

3. 정제시설 투자 전략 ··································································· 103

4. 해외 진출 전략 ·········································································· 108

가. 신흥경제국 국영석유기업과의 제휴 ···································· 108

나. 석유화학 등 연관 산업과의 연계 ······································· 110

5. 제도적 지원방안 ········································································· 112

차례 iii

제6장 결론 ························································································ 117

참고문헌 ···························································································· 122

부표 ····································································································· 125

iv

표 차례

<표 2-1> 국내 석유수급 구조 변화 ······················································· 4

<표 2-2> 국내 석유제품 소비 추이 ······················································· 7

<표 2-3> 기간별 석유제품 소비 증가율 ················································ 8

<표 2-4> 국내 정제시설 용량(2011년 1월 기준) ································· 9

<표 2-5> 국내 정유사별 정제시설 고도화 현황(2011년 9월 기준) · 14

<표 2-6> 유질별 원유 수입량 ······························································ 15

<표 2-7> 국내 석유제품 생산 추이 ····················································· 18

<표 2-8> 기간별 연평균 석유제품 생산 증가율 ································· 19

<표 2-9> 단위원유(1 배럴) 투입당 석유제품 생산량 ························ 21

<표 2-10> 석유제품 수출 추이 ···························································· 24

<표 2-11> 석유제품 수입 추이 ···························································· 26

<표 3-1> 국내 석유제품 수요 전망 ····················································· 29

<표 3-2> 국내 석유제품별 생산 전망(가동률 85% 적용) ················· 31

<표 3-3> 석유제품별 수급밸런스 전망(가동률 85% 적용) ··············· 33

<표 3-4> 국내 석유제품별 생산 전망(내수 기준) ······························ 34

<표 3-5> 석유제품별 수급밸런스 전망(내수 기준) ···························· 35

<표 3-6> 국내 석유제품별 생산 전망(정유사 내수점유율 기준) ······ 36

<표 3-7> 석유제품별 수급밸런스 전망(정유사 내수점유율 기준) ···· 37

<표 4-1> 아시아 태평양 지역 정제 현황 ············································ 40

<표 4-2> 중국의 석유제품 수요 전망(2009-2030) ····························· 44

<표 4-3> 일본의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ····························· 46

<표 4-4> 인도의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ····························· 48

차례 v

<표 4-5> 싱가포르의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ····················· 50

<표 4-6> 대만의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ····························· 51

<표 4-7> 인도네시아의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ·················· 53

<표 4-8> 파키스탄의 석유제품 수요 전망(2009~2030) ····················· 55

<표 4-9> 아시아 태평양 석유제품 수급 균형 ···································· 73

<표 4-10> 아태지역 국가별 및 제품별 순수입(수출) 전망 ············· 75

<표 5-1> 주요 국가의 정제시설 현황 ················································ 86

<표 5-2> 주요 국가의 석유제품 RCA 지수 ··································· 90

<표 5-3> 개별 정제시설의 복잡성 요소 수치 ···································· 92

<표 5-4> 엑슨-모빌 Baton Rouge 시설의 넬슨 지수 ························ 93

<표 5-5> 2012~2020년 아태지역 국가별 초과 수요 예상 제품 ······· 99

<표 5-6> 주요국의 원유정제능력 대비 고도화 설비 비율 ·············· 108

<표 5-7> 국내 정제설비 건설에 대한 제도적 지원 ························· 112

<부표-1> 중국 정제 시설 현황(2010~2011) ······································ 125

<부표-2> “확정 및 예정”된 중국 정제 시설 ····································· 127

<부표-3> “가능”한 중국 정제 시설 ···················································· 130

<부표-4> 일본 정제 시설 현황(2010~2011) ······································ 131

<부표-5> “확정 및 예정”된 일본 정제 시설 ····································· 134

<부표-6> 인도 정제 시설 현황(2010~2011) ······································ 135

<부표-7> “확정 및 예정”된 인도 정제 시설 ····································· 137

<부표-8> “확장 가능”한 인도 정제 시설 ·········································· 138

<부표-9> 싱가포르 정제 시설 현황(2010~2011) ······························· 139

<부표-10> “확장 가능”한 싱가포르정제 시설 ··································· 139

<부표-11> 대만 정제 시설 현황(2010~2011) ···································· 140

<부표-12> “확정 및 예정”된 대만 정제 시설 ··································· 140

vi

<부표-13> “확장 가능”한 대만 정제시설 ·········································· 141

<부표-14> 인도네시아 정제 시설 현황(2010~2011) ························· 142

<부표-15> “확정 및 예정”된 인도네시아 정제 시설 ························ 143

<부표-16> “확장 가능”한 인도네시아 정제시설 ······························· 143

<부표-17> 파키스탄 정제 시설 현황(2010~2011) ····························· 144

<부표-18> “확정 및 예정”된 파키스탄 정제 시설 ··························· 144

<부표-19> 주요 국가의 석유제품 및 상품 수출입액 규모 ·············· 145

차례 vii

그림 차례

[그림 3-1] 장기 에너지수요 전망 모형의 구조 ································· 27

[그림 4-1] 아시아 태평양 석유수요 전망 ············································ 41

[그림 4-2] 세계 및 아태지역 석유수요 증가 추이 및 전망 ·············· 42

[그림 4-3] 아태지역 석유제품별 수요 비율 ········································ 56

[그림 4-5] 중기 아시아 태평양 석유정제능력 전망 ··························· 58

[그림 4-6] 상압증류정제시설 확대를 주도할 석유기업 유형 ············ 59

[그림 5-1] 넬슨 지수를 통한 정제 경쟁력 비교 ································· 95

[그림 5-2] 정제마진 전망 ···································································· 105

제1장 서론 1

제1장 서 론

우리나라 석유산업은 지난 반세기 동안 놀라운 성장과 발전을 이루

었다. 국내 원유정제능력은 1964년 SK에너지(당시 유공)의 하루 3만

5천 배럴을 시작으로 꾸준히 늘어나 현재는 하루 285만 5천 배럴에

이르고 있다. 이러한 정제능력은 미국, 중국, 러시아, 일본, 인도에 이

어 세계 6위에 해당하는 규모이다. 석유산업이 국민경제에서 차지하

는 비중도 크게 확대되어 왔다. 원유 및 석유제품은 2010년 전체 수

입금액의 20.2%를 차지하며, 각각 1위와 4위의 수입 품목에 올라 있

다. 또한 석유제품은 2008년에는 전체 수출액의 8.7%로 최대 수출 품

목이었고, 2010년에는 전체 수출액의 6.7%로 반도체, 화공품, 선박,

철강에 이어 5위의 수출 품목이었다.

우리나라 석유산업이 성장과 발전을 이룰 수 있었던 배경에는 석유

기업의 효율적인 전략과 정부의 지원정책 등 여러 가지가 있겠지만,

가장 중요한 것은 내수의 급속한 확대라고 볼 수 있다. 국내 석유수요

는 과거의 고도 경제성장과 더불어 1990년대까지 매우 높은 증가율을

보였다. 석유수요의 급속한 증가는 석유기업으로 하여금 기존 투자에

대한 불안을 덜고 새로운 투자와 기술을 채용하여 효율적인 시설을

구축하게 만들었다. 또한 세계 10위권의 내수시장 규모는 석유기업이

시장에서 직면하는 위험을 감소시켜 대규모 시설과 기술개발에 공격

적으로 투자할 수 있게 하였다.

그러나 과거 석유산업 발전의 동인이었던 내수 확대는 더 이상 기

대하기 어려운 상황이다. 국내 석유수요는 성숙단계로 접어들어 증가

2

율이 현저히 둔화되었고 점차 포화단계로 나아가고 있다. 다행히

2000년대의 수출 증가는 국내수요 둔화에 따른 문제를 어느 정도 해

소하는 역할을 하였다. 그렇지만 아시아 신흥국에서 대폭적인 정제능

력 확대가 예상되고 있어서, 향후에도 석유제품 수출수요 확보가 가능

할지는 불분명하다. 그러므로 석유산업의 지속적인 발전을 위해서는

국내 석유시장은 물론 아태지역 석유시장의 여건 변화를 면밀히 분석

하여 새로운 발전 전략을 모색할 필요가 있다.

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제2차년도 연구로서 석유

산업 하류부문에 초점을 맞추어 제품수출 및 정제설비 효율화 전략과

해외 진출 전략을 모색하고자 한다. 이를 위해 국내와 아태지역 시장

의 석유수급 밸런스 등 석유산업의 여건 변화와 우리나라 석유산업의

경쟁력을 분석하고, 그에 따른 대응전략을 논의하고자 한다.

본 보고서의 구성은 다음과 같다. 우선 제2장에서는 국내 석유제품

의 소비, 생산, 수출입 등 수급구조를 살펴보았다. 제3장에서는 우리

나라의 장기 석유제품 수요전망과 생산구조를 토대로 2030년까지의

석유제품 수급밸런스를 분석하였다. 제4장에서는 향후 아태지역 주요

국가들의 석유제품 수요전망, 정제시설 투자계획 등을 조사하여 역내

석유제품별 수급밸런스를 분석하였다. 제5장에서는 먼저 국내 석유산

업의 경쟁력 분석을 위해 정제시설 규모, 현시비교우위(RCA:

Revealed Comparative Advantage) 지수, 넬슨(Nelson) 지수를 검토한

다. 이어서 우리나라 석유산업의 경쟁력 분석과 4장의 분석을 토대로

석유산업 하류부문의 주요 전략으로서, 석유제품 수출전략과 정제시

설 투자 전략, 그리고 해외 진출 전략을 제시하였다. 제6장은 연구의

주요 내용과 결과를 요약하여 결론으로 삼았다.

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 3

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석

1. 석유제품 수급구조 개관

우리나라는 2010년에 세계 석유제품 소비의 2.6%를 차지하며 세계

에서 9번째로 석유제품을 많이 소비한 국가이다.1) 우리나라 국내총생

산(GDP)이 세계 15위 수준임을 감안하면 상대적으로 석유소비량이

많은 편에 속한다. 그럼에도 불구하고 우리나라는 아직 상업적 생산이

가능한 석유자원을 보유하지 못하여 석유제품의 국내 공급을 위해 해

외로부터 원유를 수입하여 석유제품을 생산하거나 필요한 석유제품을

직접 해외로부터 수입하고 있다.

<표 2-1>은 우리나라 석유제품 수급구조의 추이를 보여주고 있다.

1981년 우리나라 석유제품 소비는 180백만 배럴로 같은 기간 생산량

인 174백만 배럴을 초과하여 내수 대비 생산비율이 96.5%에 해당하

였다. 이에 따라 생산 부족분은 해외로부터의 수입에 의존할 수밖에

없었다. 이후 1995년까지 석유제품의 생산 부족 상황이 계속되었으나

1996년 정제시설이 대폭 증설되면서 1997년부터는 석유제품 순수입

국에서 순수출국으로 전환되었다. 이런 상황에서 1997년 말 외환위기

여파로 국내 석유소비가 크게 감소하여 1998년의 내수 대비 생산비율

은 129%로 크게 상승하였다. 이때부터 정유사들은 잉여 제품의 수출

확대를 적극적으로 모색하기 시작하였다.

1) 석유제품 다소비 국가는 소비량 순으로 미국, 중국, 일본, 인도, 러시아, 사우디

아라비아, 브라질, 독일, 한국 순이다(BP(2011)).

4

연도원유

수입정제처리

제품공급 제품수요 내수 대

생산(%)생산 수입 내수 벙커링 수출

1981 183 178 174 13 180 2 3 96.5 1991 399 413 408 111 425 21 70 96.1 1996 722 721 724 231 721 42 158 100.4 1997 873 872 911 190 794 46 231 114.8 1998 819 826 865 179 670 46 297 129.0 1999 874 873 911 192 720 49 298 126.6 2000 894 890 927 210 743 46 306 124.8 2001 859 860 907 205 744 46 295 122.0 2002 791 787 858 229 763 46 239 112.5 2003 805 783 841 220 763 53 209 110.2 2004 826 827 886 195 752 58 236 117.8 2005 843 852 923 179 761 56 263 121.3 2006 889 878 950 192 766 54 289 124.1 2007 873 882 956 209 795 51 292 120.2 2008 865 866 939 225 761 51 334 123.4 2009 835 838 913 268 778 45 331 117.2 2010 872 872 939 277 795 49 342 118.2

<표 2-1> 국내 석유수급 구조 변화

(단위: 백만 배럴)

자료: 한국석유공사, 에너지경제연구원

우리 경제가 외환위기로부터 회복되면서 석유소비는 다시 증가세를

보여 2000년대 초 내수 대비 생산비율은 110%대로 하락하였다. 그러

나 이후 우리나라 정유사들은 휘발유, 경유 등 높은 정제마진의 석유

제품 수출 확대를 위해 고도화 설비를 확충하였다. 이에 따라 석유제

품의 내수 대비 생산비율이 2004년에 118%로 상승하였고, 2005년부

터는 다시 120%대로 높아졌다. 내수 대비 생산비율은 2008년까지

120%대를 꾸준히 유지해 오다가 세계 금융위기 여파에 따른 석유수

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 5

요 감소로 2009년 117%, 2010년 118%를 기록하였다.

한편, 2000년대 중반부터 정제시설의 확대 및 고도화 시설 증설로

휘발유, 경유, 항공유 등 경질제품 생산이 확대되고 국내 소비 증가세

가 둔화되면서 우리나라의 석유제품 수출량은 지속적인 증가세를 보

이고 있다. 석유제품 수입 역시 2000년대 중반 이후 꾸준히 증가하고

있다. 정제시설이 과잉인 상태에서 석유제품의 수입이 증가하는 것은

석유제품 간 수급불균형이 심화되고 있기 때문이다.

2. 석유제품 소비 추이

국내 석유제품 소비는 1997년 말의 외환위기 전까지 높은 증가추세

를 보였으나 외환위기 여파로 1998년에는 급격히 감소하였다(<표

2-2> 참조). 1981년 180백만 배럴이던 국내 석유제품 소비량은 1997

년에 794백만 배럴을 기록하여 연평균 9.7%의 높은 증가율을 기록하

였다. 그러나 1998년 소비는 전년 대비 15.6% 감소한 670백만 배럴

을 기록하는 데 그쳤다.

이후 국내 석유소비는 다시 증가세를 나타냈으나 2000년대에 들어

서 국제유가 상승, 산업구조 변화, 석유의존도 감축정책 등의 영향으

로 증가 추세는 크게 둔화되었다. 특히 2004년 이후 국제유가의 상승

세가 가파르게 진행되면서 국내 석유소비의 증가세 둔화도 심화되었

다. 1998년부터 2007년까지의 연평균 석유소비 증가율은 1.9%로

1981년부터 1997년까지 연평균 증가율 9.7%보다 무려 7.8%p 낮게

나타났다.

2008년 하반기 세계 금융위기의 여파로 동년도의 국내 석유소비는

외환위기에 이어 또다시 급감하는 상황을 맞이하였다. 2007년 소비량

6

은 795백만 배럴로 1997년보다 1백만 배럴 증가한 사상 최고치를 기

록하였으나 2008년에는 761백만 배럴로 감소하였다. 2010년 소비량

은 794백만 배럴로 전년보다 증가하였으나 2007년보다는 낮은 수준

에 머물고 있다.

석유제품별 소비를 보면, 휘발유 소비는 1981년부터 2010년까지 연

평균 8.8% 증가하였으며, 현재 소비비중은 약 9%에 해당한다. 등유와

경유 소비는 같은 기간 각각 연평균 4.7%와 4.4%의 증가율을 기록하

였으나 전체 석유소비 증가율 5.3%보다는 낮아서 총 석유제품 소비에

서 차지하는 비중이 1981년의 4.4%와 21.7%에서 2010년에는 3.7%와

17.0%로 감소하였다.

중유는 발전용, 선박용, 난방용 연료로 각광받던 1980년대에는 전체

석유소비의 절반 이상을 차지하였으나 환경규제가 강화되고 천연가스

와 원자력 도입 등으로 발전용 연료대체가 일어나면서 1980년대 후반

부터 소비가 급감하기 시작하였다. 중유 소비는 1981년부터 2010년까

지 연평균 1.3%의 감소세를 보여, 2010년 중유의 소비비중은 8.3%에

그치고 있다.

LPG 소비는 1981년에서 2010년까지 연평균 11.1%의 높은 증가율

을 기록하였다. 이에 따라 그 소비비중도 1981년 2.8%에서 2010년에

는 13.2%로 크게 확대되었다. 석유화학공업의 원료로 사용되는 납사

도 1981년에서 2010년까지 연평균 10.1%의 높은 증가율을 기록하여,

소비비중이 11.4%에서 41.7%로 확대되었다.

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 7

연도 휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

19816.0 7.9 39.0 94.4 5.0 5.0 20.6 2.2 180.1

(3.3) (4.4) (21.7) (52.4) (2.8) (2.8) (11.4) (1.2) (100.0)

199128.7 25.6 114.5 126.9 12.7 43.1 65.7 7.4 424.7(6.8) (6.0) (27.0) (29.9) (3.0) (10.2) (15.5) (1.7) (100.0)

199771.4 85.0 166.8 164.7 19.3 71.6 194.9 20.1 793.9(9.0) (10.7) (21.0) (20.8) (2.4) (9.0) (24.6) (2.5) (100.0)

199861.1 61.5 120.4 110.6 17.3 68.0 213.9 17.6 670.3(9.1) (9.2) (18.0) (16.5) (2.6) (10.1) (31.9) (2.6) (100.0)

199963.9 76.9 126.1 120.6 18.4 77.0 218.9 17.9 719.7(8.9) (10.7) (17.5) (16.8) (2.6) (10.7) (30.4) (2.5) (100.0)

200062.4 69.9 129.4 129.7 18.2 84.7 229.0 19.2 742.6(8.4) (9.4) (17.4) (17.5) (2.5) (11.4) (30.8) (2.6) (100.0)

200162.7 61.7 132.2 128.1 20.1 84.4 233.3 21.3 743.7(8.4) (8.3) (17.8) (17.2) (2.7) (11.3) (31.4) (2.9) (100.0)

200264.1 58.5 138.0 121.5 20.1 91.4 245.3 24.0 762.9(8.4) (7.7) (18.1) (15.9) (2.6) (12.0) (32.2) (3.1) (100.0)

200360.5 52.9 145.4 115.8 20.6 88.6 252.4 26.8 762.9(7.9) (6.9) (19.1) (15.2) (2.7) (11.6) (33.1) (3.5) (100.0)

200458.2 43.1 143.8 105.0 21.2 88.4 262.9 29.8 752.3(7.7) (5.7) (19.1) (14.0) (2.8) (11.8) (34.9) (4.0) (100.0)

200559.6 39.4 142.5 100.5 25.1 91.7 273.3 29.1 761.1(7.8) (5.2) (18.7) (13.2) (3.3) (12.0) (35.9) (3.8) (100.0)

200659.9 31.5 142.4 96.9 25.2 93.5 287.0 29.2 765.5(7.8) (4.1) (18.6) (12.7) (3.3) (12.2) (37.5) (3.8) (100.0)

200762.5 26.2 145.3 92.8 26.1 97.1 316.9 28.0 794.9(7.9) (3.3) (18.3) (11.7) (3.3) (12.2) (39.9) (3.5) (100.0)

200862.9 27.7 134.5 70.0 25.0 101.9 311.4 27.2 760.6(8.3) (3.6) (17.7) (9.2) (3.3) (13.4) (40.9) (3.6) (100.0)

200965.9 26.0 132.3 69.4 26.3 106.3 322.6 29.7 778.5(8.5) (3.3) (17.0) (8.9) (3.4) (13.7) (41.4) (3.8) (100.0)

201068.9 29.4 134.7 65.5 28.2 105.2 331.7 30.9 794.5(8.7) (3.7) (17.0) (8.3) (3.5) (13.2) (41.7) (3.9) (100.0)

<표 2-2> 국내 석유제품 소비 추이

(단위: 백만 배럴, %)

주: ( )는 구성비

자료: 한국석유공사, 에너지경제연구원

8

휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

'81-'10 8.8 4.7 4.4 -1.3 6.1 11.1 10.1 9.6 5.3

'81-'97 16.7 16.1 9.5 3.5 8.8 18.2 15.1 14.9 9.7

'98-'07 0.3 -9.0 2.1 -1.9 4.7 4.0 4.5 5.3 1.9

'08-'10 3.1 2.0 0.0 -2.3 4.0 1.1 2.1 4.3 1.5

<표 2-3> 기간별 석유제품 소비 증가율

(단위: 연평균 %)

3. 석유정제시설 현황

가. 정제시설 규모 및 주요 공정

국내 정유산업은 1964년 유공(현 SK에너지)이 3.5만b/d의 상압정제

시설을 보유한 울산 공장을 가동하면서 시작되었다. 이듬해에는 극동

정유(현 현대오일뱅크)가 0.5만b/d의 정제시설을 설치하였으며, 1966

년에는 럭키칼텍스(현 GS칼텍스)가 6만b/d 규모의 정제시설을 설치하

였다. 1971년 경인에너지(현 SK에너지로 통합)의 참여로 국내 정유회

사는 4개사로 증가하였으며, 국내 정제시설 규모는 총 27만b/d에 이르

렀다. 1970년대 석유파동을 겪으면서 국내 석유산업에 대한 육성정책

이 강화되어 1976년에는 이란 국영석유회사와의 합작회사인 한․이석

유(현 S-OIL)가 설립되었다. 1980년까지 국내 정제시설 규모는 총 64

만b/d로 증가하게 되었고 1991년에는 마침내 100만b/d를 넘어섰다.

국내 상압증류시설의 용량은 1997년 석유산업 자유화 및 개방화가 시

작되기 직전인 1996년에 200만b/d를 넘어섰고 2010년 기준 285.5만

b/d에 이르고 있다.

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 9

정유사별로는 SK에너지가 111.5만b/d를 보유하고 있으며, GS칼텍

스 77만b/d, S-Oil 58만b/d, 현대오일뱅크 39만b/d를 보유하고 있다.

명칭 단위 규모

상압증류 CDU

b/cd

2,721,500

감압증류 VDU 476,500

코킹 Coking 19,000

열분해 Thermal operation -

촉매분해 Catalytic cracking 212,000

접촉개질 Catalytic reforming 266,470

수첨분해 Catalytic hydrocracking 305,500

수첨처리 Catalytic hydrotreating 1,245,210

알킬화 Alkylation 28,600

중합 Pol./Dim. -

방향족화합물 Aromatics 127,855

이성질화 Isomerization -

윤활유 Lubes 46,140

함산소화합물 Oxygenates 9,270

수소 Hydrogen MMcf/cd 995.5

코크스 Coketon/cd

1,200

황 Sulfur 3,971

아스팔트 Asphalt b/cd 44,297

<표 2-4> 국내 정제시설 용량(2011년 1월 기준)

자료: Oil & Gas Journal(2011)

Oil & Gas Journal에 나타난 2011년 1월의 우리나라 정제시설 현황

에 따르면 상압증류시설은 272.2만b/d이다.2) 국내 정유사들의 고도화

2) ‘Barrel Per Calender Day(BPCD)’로 정유사들이 보고한 ‘Barrel Per Stream Day(BPSD)’ 자료를 기준으로 상압과 감압증류설비에는 0.95를 곱하고 그 외 설

10

설비는 촉매분해 21.2만b/d, 수첨분해 30.6만b/d로 총 51.8만b/d에 이

르고 있다. 그 외 탈황공정인 수첨처리(또는 수첨탈황) 설비의 용량은

124.5만b/d에 이르고 있다. 주요 정제설비 공정에 대해 간략히 설명하

면 다음과 같다.

1) 상압증류공정

상압증류공정은 원유정제의 출발점이 되는 공정으로서 일반 대기압

상태에서 원유에 열을 가하여 상압증류탑을 통해 LPG, LSR, 납사, 등

유 및 상압잔사유로 분리시킨다. 상압증류공정은 Pre-flash 공정이 있

는 상압증류공정과 Pre-flash 공정이 없는 기술로 다시 분류할 수 있

다. Pre-flash 공정에서는 원유 중 끊는점이 낮은 LPG와 납사 일부를

탑정으로 분출시켜 가열로에서 부하를 줄어들게 할 수 있는 장점이

있다. 따라서 Pre-flash 공정이 있는 상압증류공정은 대용량 원유 처리

에 더 적합하며, 일반적으로 15만~25만b/d 처리에 적용되고 있다.

2) 감압증류공정

감압증류공정은 상압증류공정으로부터 발생한 상압잔사유(AR)를

감압가스오일(VGO)와 진공잔사유(VR)로 분리시키는 공정이다. 이 공

정에 사용되는 상압잔사유는 중질유분에 속하는 끊는점이 매우 높은

탄화수소 물질이기 때문에 이를 증류하기 위해서는 매우 높은 온도

(350℃)를 필요로 한다. 그러나 온도가 너무 높을 경우 유분이 열분해

하게 되어 성상이 변하기 때문에 이를 방지하기 위하여 상압보다 압

비에는 0.90을 곱하여 산정하고 있다.

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 11

력을 낮추어 증류시킨다. 낮은 압력에서는 물질의 끊는점이 낮아지기

때문에 이러한 특성을 이용하여 유분의 열분해를 최대한 방지한다. 국

내에서 감압증류공정의 압력을 낮추기 위한 방법으로 스팀을 주입하

는 공정(스팀 스트리핑)과 스팀을 사용하지 않는 공정으로 분류된다.

여기서 분리된 감압가스오일은 중질유 수첨분해공정의 원료로 사용되

며, 진공잔사유는 중질유 수첨탈황공정과 아스팔트 산화공정의 원료

로 사용된다.

3) 메록스 공정

상압증류공정으로부터 분리된 LPG, 납사, 등유 등의 경질유분은 황

화수소(H2S)와 악취가 심한 머캡탄(mercaptan)류를 포함하고 있는데

이러한 황화수소를 제거하고 머캡탄을 무취의 다이설파이드(disulfide)

로 전환시키는 것이 메록스 공정이다. LPG나 납사에 함유되어 있는

머캡탄류는 탄소수가 적기 때문에 가성소다용액으로도 쉽게 추출되

며, 추출된 머캡탄은 촉매반응을 통해 다이설파이드로 전환된다. 그러

나 등유에 함유된 머캡탄 성분은 탄소수가 많아서 쉽게 가성소다용액

으로 추출되지 않으며 촉매반응기에 산소와 함께 주입되어 바로 다이

설파이드로 전환된다.

4) 가스회수공정

상압증류공정과 접촉개질공정에서 생성된 프로판-부탄 혼합가스로부터

90~95% 이상의 순수한 프로판과 부탄을 분리 회수하는 공정이다.

12

5) 수첨탈황 공정

상압증류공정에서 생성된 유분(나프타, 등유, LGO)중에는 황화물,

질소화합물, 산소화합물과 같은 유기화합물 등이 함유되어 있는데 이

들을 촉매반응을 통해 제거하여 품질을 향상시키는 것이 수첨탈황공

정의 목적이다. 예전에는 접촉개질 반응시 투입되는 촉매를 보호하기

위한 목적으로 황성분과 다른 불순물들을 제거하는 것이 주된 목적이

었으나, 최근에는 연료유에 대한 황성분 규제가 엄격해짐에 따라 이에

대한 특성을 만족시키기 위한 목적으로 많이 이용되고 있다. 이에 대

한 대표적인 예가 등 경유 수첨탈황공정이며 1990년대 초반부터 보급

되기 시작하였다.

6) 접촉개질 공정

접촉개질 공정은 옥탄가가 낮은 중질의 납사를 원료로 촉매 존재하

에서 탄화수소의 구조를 바꾸어 옥탄가가 높고 방향족이 많이 함유된

접촉개질유(reformate)를 생산하는 공정이다. 이는 휘발유의 주성분으

로 사용된다. 접촉개질기는 크게 반연속식 촉매재생 접촉개질 반응기

(SR reforming)와 연속식 촉매재생 접촉개질 반응기(CCR reforming)

로 나눌 수 있다. 연속식 촉매재생 접촉개질 반응기술이 상대적으로

더 많은 수소를 발생시키고, 접촉개질유의 수율도 높다. 이는 연속적

인 촉매의 재생을 통해 촉매의 활성을 지속적으로 유지할 수 있기 때

문이다. 반연속식 촉매재생 접촉개질 반응기의 경우 여러 개의 반응기

에서 반응이 순차적으로 이루어지게 되며, 조업조건의 조절을 통해

LPG 생산량을 크게 할 수 있다.

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 13

7) 알킬화 공정

MTBE 공정 후 생산되는 C4 라피네이트(raffinate) 중 부틸렌

(butylene)을 이소부탄(iso-butane)과 반응시켜 옥탄가가 높은 고청정

휘발유 배합유분인 알킬레이트를 생산한다.

8) 중질유 수첨분해공정

감압증류공정에서 생산된 감압경질유분(vacuum gas oil)을 촉매 존

재 하에 수소를 첨가하여 분해 및 탈황시켜 초저유황 등 경유 등의

경질석유제품으로 전환하는 공정이다. 전환되지 않은 미전환유는 윤

활기유공정의 원료로 사용된다.

나. 정제시설 증설 계획

2000년대 중 후반부터 휘발유와 경유 등 경질제품의 정제마진이 크

게 개선됨에 따라 국내 정유사들의 고도화설비 증설도 빠르게 진행되

어 왔다. GS칼텍스는 2007년 6.1만b/d 규모의 중질유 분해탈황시설을

확충한데 이어 2011년 5월에는 6만b/d 규모의 중질유 수첨분해탈황

설비를 완공하여 고도화 설비를 총 21.5만b/d로 늘렸다. 이에 따라

GS칼텍스의 원유정제능력 대비 고도화율은 27.9%로 상승하였다. 현

대오일뱅크도 2011년 9월에 5.2만b/d의 중질유 분해시설 완공으로 총

12만b/d의 고도화시설을 갖추게 되어 고도화율은 30.8%로 상승하였

다. SK에너지는 17.6만b/d의 고도화 설비를 보유하고 있으며 S-Oil은

14.8만b/d의 고도화 시설을 갖추고 있다.

한편, 국내 정유사들은 경질제품 수출을 확대하기 위해 고도화 설비

14

의 증설을 계획 중에 있다. GS칼텍스는 2013년까지 5.3만b/d의 중질

유 분해 탈황 설비를 추가로 건설할 계획을 가지고 있어, 고도화 설비

용량은 26.8만b/d로 증가하고 고도화 비율도 34.8%까지 상승할 것으

로 예상된다. SK에너지는 기존의 유동상촉매분해시설(RFCC)을 2013

년까지 개 보수하여 용량을 19.2만b/d까지 늘릴 계획이어서 고도화

비율은 17.2%로 상승할 것이다.

SK에너지 GS칼텍스 S-Oil 현대오일뱅크

고도화 설비

용량17.6만b/d 21.5만b/d 14.8만b/d 12.0만b/d

고도화 비율 16.0% 27.9% 25.5% 30.8%

증설계획

․시설개보수

(1.6b/d, 2013년)

․신규건설

(5.3만b/d, 2013년)

- -

<표 2-5> 국내 정유사별 정제시설 고도화 현황(2011년 9월 기준)

4. 석유제품 생산 추이

가. 유질별 원유수입

우리나라 전체 원유수입량은 1981년 약 172백만 배럴에서 2010년

에는 약 870백만 배럴로 5배 이상 증가하였다. 이는 우리나라의 석유

수요 증가에 따른 원유 정제처리 능력의 확대와 밀접하게 관계되어

있다.

유질별로 살펴보면, 분석기간(1981~2010년) 동안 API 34도 이상인

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 15

경질유의 수입 비중이 증가한 반면, API 30~34도인 중(中)질유와 API

30도 이하인 중(重)질유의 비중은 감소해 왔다. 이는 우리나라의 석유

수요 구조뿐만 아니라 세계 석유수요 구조가 수송용 연료 중심으로

전환됨에 따라 내수와 수출 모두 휘발유와 경유, 항공유 등의 경질유

의 수요가 증가했기 때문이다.

연도 경질유 중(中)질유 중(重)질유 합계

1981 39.6 45.1 86.8 171.5 1991 238.3 40.8 108.1 387.21997 514.5 203.2 155.7 873.41998 496.3 184.2 138.6 819.11999 526.8 185.5 161.8 874.1 2000 544.0 178.6 171.4 893.9 2001 527.3 157.8 174.3 859.4 2002 502.7 116.3 172.1 791.0 2003 476.0 129.2 199.6 804.8 2004 477.4 139.8 208.5 825.8 2005 482.2 163.1 197.9 843.2 2006 497.1 176.0 215.7 888.8 2007 518.6 182.5 171.4 872.5 2008 487.3 177.0 200.6 864.9 2009 473.6 183.9 177.6 835.1 2010 513.9 170.7 187.9 872.4

연평균

증가율

(%)

'81-'10 9.2 4.7 2.7 5.8'81-'97 17.4 9.9 3.7 10.7'98-'07 0.5 -0.1 2.4 0.7'08-'10 2.7 -1.8 -3.2 0.4

<표 2-6> 유질별 원유 수입량

(단위: 백만 배럴)

자료: 한국석유공사

16

기간별로 살펴보면, 1981년부터 1997년까지 경질원유의 수입이 연

평균 17.4%씩 증가하여 전체 원유수입의 연평균 증가율 10.7%를 상

회하였다. 그러나 1998년과 2007년 사이에는 경질원유의 연평균 수입

증가율이 0.5%로 전체 원유에 대한 연평균 수입 증가율 0.7%를 하회

함에 따라 경질원유의 수입비중은 감소하고 중질 원유의 수입 비중이

증가하는 현상이 나타났다. 이는 외환위기 이후 정유사의 고도화 설비

증설이 집중적으로 이루어짐에 따라 API 34도 미만의 원유처리가 용

이해졌고 상대적으로 가격이 낮은 중질원유의 수입 비중을 늘리는 것

이 유리했기 때문이다. 또한 해당 기간에 경질원유와 중질원유 간 가

격차가 크게 벌어진 것도 중질원유 수입을 늘린 요인이라 할 수 있다.

한편, 세계 각국이 금융위기로 경기침체를 겪었던 2008년 이후 우

리나라 원유수입은 연평균 0.4% 증가율을 나타내며 더욱 둔화되었다.

이 기간에 경질원유의 수입 비중은 다시 증가하였다. 이는 금융위기

직후 국제 원유가격이 급락하면서 경질유와 중질유 간 가격 격차가

줄어든 가운데 경질 석유제품과 중질 석유제품 간 가격차는 상대적으

로 줄지 않았기 때문이다.

나. 석유제품별 생산

우리나라 석유제품 생산량은 1981년 174백만 배럴에서 2010년 939

백만 배럴로 증가하였다. 기간별로 살펴보면 1981년부터 외환위기 발

생 직전인 1997년까지 전체 석유제품 생산은 연평균 10.8%의 높은

증가율을 기록하였다. 그렇지만 1998년 이후 우리나라의 석유수요 증

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 17

가세가 둔화됨과 동시에 석유제품 생산도 위축되었다. 특히 2000년대

들어서면서 세계 경기둔화와 국제적인 환경규제의 강화로 고유황 경

유와 중유를 중심으로 수출 수요가 감소함에 따라 국내 석유제품 생

산량도 2003년까지 함께 감소하였다.

18

연도 휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

1981　6.2 8.2 40.6 85.5 5.4 4.1 21.5 2.4 173.8

(3.6) (4.7) (23.4) (49.2) (3.1) (2.3) (12.3) (1.4) (100.0)

1991　28.5 13.6 127.3 148.2 17.6 12.7 53.0 7.3 408.2(7.0) (3.3) (31.2) (36.3) (4.3) (3.1) (13.0) (1.8) (100.0)

1997　78.6 71.9 264.2 238.1 42.4 20.9 154.3 26.9 897.3(8.8) (8.0) (29.4) (26.5) (4.7) (2.3) (17.2) (3.0) (100.0)

1998　76.0 62.5 232.5 210.1 63.8 27.5 153.8 25.2 864.8(8.8) (7.2) (26.9) (24.3) (7.4) (3.2) (17.8) (2.9) (100.0)

1999　75.2 90.5 218.7 240.6 53.1 30.2 164.4 24.7 897.4(8.4) (10.1) (24.4) (26.8) (5.9) (3.4) (18.3) (2.8) (100.0)

2000　76.2 87.8 228.0 230.5 59.6 34.9 167.0 27.8 911.8(8.4) (9.6) (25.0) (25.3) (6.5) (3.8) (18.3) (3.0) (100.0)

2001　76.5 74.8 218.9 225.6 65.3 39.4 162.7 29.7 907.3(8.4) (8.2) (24.1) (24.9) (7.2) (4.3) (17.9) (3.3) (100.0)

2002　76.9 61.6 207.7 189.1 67.7 40.5 163.9 37.0 844.6(9.1) (7.3) (24.6) (22.4) (8.0) (4.8) (19.4) (4.4) (100.0)

2003　73.0 63.3 202.7 204.0 55.1 38.1 148.9 41.1 826.2(8.8) (7.7) (24.5) (24.7) (6.7) (4.6) (18.0) (5.0) (100.0)

2004　75.5 49.4 212.5 202.0 76.6 38.6 167.8 63.9 886.4(8.5) (5.6) (24.0) (22.8) (8.6) (4.4) (18.9) (7.2) (100.0)

2005　73.8 43.3 231.0 211.1 85.3 37.3 176.4 64.7 922.9(8.0) (4.7) (25.0) (22.9) (9.2) (4.0) (19.1) (7.0) (100.0)

2006　79.7 40.4 238.4 207.4 95.3 36.0 183.1 69.8 950.0(8.4) (4.3) (25.1) (21.8) (10.0) (3.8) (19.3) (7.4) (100.0)

2007　78.2 28.4 253.2 184.2 106.1 34.0 196.8 75.1 955.9(8.2) (3.0) (26.5) (19.3) (11.1) (3.6) (20.6) (7.9) (100.0)

2008　92.9 30.9 264.5 150.6 108.4 34.5 173.7 83.2 938.8(9.9) (3.3) (28.2) (16.0) (11.5) (3.7) (18.5) (8.9) (100.0)

2009　108.7 32.5 261.7 124.6 102.6 35.1 159.1 88.3 912.7(11.9) (3.6) (28.7) (13.7) (11.2) (3.8) (17.4) (9.7) (100.0)

2010　111.8 38.7 268.4 126.2 105.8 32.6 169.7 85.7 938.9(11.9) (4.1) (28.6) (13.4) (11.3) (3.5) (18.1) (9.1) (100.0)

<표 2-7> 국내 석유제품 생산 추이(단위: 백만 배럴)

주: ( )는 구성비

자료: 석유공사, 에너지경제연구원

이후 국내 정유사들의 고도화 설비 확충과 정제시설 확장으로 국내

석유제품 생산이 경질제품 위주로 확대되면서 2004년부터 국내 석유

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 19

제품 생산도 다시 증가세로 전환되었다. 2007년까지 국내 석유제품

생산은 꾸준한 증가세를 이어갔으나 2008년 하반기 발생한 세계 금융

위기 여파로 국내․외 석유소비가 위축됨에 따라 국내 석유제품 생산

도 2008년과 2009년에 걸쳐 감소하였다. 세계 경기회복이 가시화된

2010년 국내 석유제품 생산은 전년보다 2.9% 증가한 것으로 집계되

었다.

휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

'81-'10 10.5 5.5 6.7 1.3 10.8 7.5 7.4 13.2 6.0 '81-'97 17.2 14.6 12.4 6.6 13.7 10.8 13.1 16.4 10.8 '98-'07 0.3 -7.6 0.9 -1.3 5.2 2.1 2.5 11.5 1.0 '08-'10 6.4 7.8 0.5 -5.7 -0.8 -1.9 -0.8 1.0 0.0

<표 2-8> 기간별 연평균 석유제품 생산 증가율

(단위: 연평균 %)

제품별로 살펴보면, 휘발유와 경유, 항공유, LPG, 납사, 그리고 기

타 비에너지유의 증가율이 전체 석유제품의 증가율을 상회함에 따라

그 생산비중이 확대되어 왔음을 알 수 있다. 이 가운데 항공유와 휘발

유가 각각 연평균 10.8%와 10.5%의 증가율을 기록하여 전체 석유제

품 생산의 연평균 증가율(6%)을 크게 상회하였다. 이에 따라 항공유

와 휘발유의 생산비중도 1981년 각각 3.1%와 3.6%에서 2010년

11.3%와 11.9%로 대폭 확대되었다.

납사는 우리나라 석유화학 산업의 성장과 더불어 그 수요가 꾸준히

증가했기 때문에 다른 석유제품에 비해 상대적으로 생산 비중이 높아

졌다. 납사의 생산비중은 1981년 12.3%로 중유와 경유 다음으로 높았

으며, 2010년에는 18.1%까지 확대된 가운데 경유 다음으로 높은 비중

20

을 차지하고 있다. LPG는 생산비중이 5%에 미치지 못하고 있지만 연

평균 생산 증가율은 7.5%를 나타냈다.

경유는 산업과 수송, 그리고 발전부문 등 경제 전반에 걸쳐 고르게

이용됨에 따라 그 생산 비중도 높은 수준을 꾸준히 유지해 오고 있다.

경유의 생산 비중은 1981년 23.4%로 중유 다음이었으며, 2010년에는

28.6%로 소폭 확대되었다.

등유와 중유는 2000년대 들어 생산 비중이 꾸준한 감소세를 보이고

있다. 등유의 생산 비중은 1981년 4.7%에서 1999년에 10.1%까지 확

대되었으나, 1990년대 후반부터 도시가스와 전력 등으로 난방연료가

대체됨에 따라 그 생산 비중도 2010년 4%대에 그치고 있다. 중유는

산업 및 발전 연료로 각광받던 1980년대에는 소비와 생산에 있어서

모두 다른 석유제품을 압도하였다. 1981년 중유의 생산 비중은 49.2%

로 전체 생산의 거의 절반을 차지하였다. 하지만 환경오염에 대한 규

제가 강화되는 한편 원자력 및 가스화력 발전소 도입 등으로 중유수

요가 크게 줄어 중유의 생산 비중은 2010년에는 13.4%로 낮아졌다.

중유는 벙커-C유가 소비와 생산에 있어서 90% 이상을 차지하고 있는

데 최근에는 주로 대형선박 연료로 이용되고 있어 해상운송수요에 따

라 생산 수준이 결정된다.

다. 석유제품 생산 수율

우리나라 정유시설의 고도화 수준이 낮았던 1990년대 중반까지 원

유를 정제 처리하여 생산되는 석유제품 가운데 가장 큰 비중을 차지

하는 것은 중유(경질중유, 중질중유, 벙커-C유)였다. 이 기간 중유가

국내 석유제품 수요에서 가장 많은 비중을 차지하였기 때문에 정유사

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 21

는 중유 생산에 집중할 수 있었다. 하지만 석유소비 구조가 변함에 따

라 중유보다는 휘발유, 경유, 납사 등의 경질제품 위주의 생산이 필요

연도 휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

1981 0.035 0.046 0.228 0.480 0.030 0.023 0.120 0.013 0.975

1991 0.069 0.033 0.308 0.359 0.043 0.031 0.129 0.018 0.989

1992 0.063 0.057 0.299 0.351 0.041 0.029 0.128 0.020 0.988

1993 0.076 0.059 0.309 0.348 0.037 0.026 0.120 0.018 0.993

1994 0.090 0.058 0.301 0.350 0.047 0.026 0.121 0.020 1.014

1995 0.096 0.066 0.287 0.332 0.055 0.025 0.140 0.018 1.020

1996 0.098 0.071 0.300 0.298 0.054 0.022 0.143 0.018 1.005

1997 0.090 0.082 0.303 0.273 0.049 0.024 0.177 0.031 1.029

1998 0.092 0.076 0.282 0.254 0.077 0.033 0.186 0.030 1.031

1999 0.086 0.104 0.251 0.276 0.061 0.035 0.188 0.028 1.028

2000 0.086 0.099 0.256 0.259 0.067 0.039 0.188 0.031 1.024

2001 0.089 0.087 0.254 0.262 0.076 0.046 0.189 0.035 1.038

2002 0.098 0.078 0.264 0.240 0.086 0.051 0.208 0.047 1.073

2003 0.093 0.081 0.259 0.261 0.070 0.049 0.190 0.052 1.055

2004 0.091 0.060 0.257 0.244 0.093 0.047 0.203 0.077 1.072

2005 0.087 0.051 0.271 0.248 0.100 0.044 0.207 0.076 1.083

2006 0.091 0.046 0.271 0.236 0.109 0.041 0.208 0.080 1.081

2007 0.089 0.032 0.287 0.209 0.120 0.038 0.223 0.085 1.084

2008 0.107 0.036 0.306 0.174 0.125 0.040 0.201 0.096 1.084

2009 0.130 0.039 0.312 0.149 0.122 0.042 0.190 0.105 1.088

2010 0.128 0.044 0.308 0.145 0.121 0.037 0.195 0.098 1.076

<표 2-9> 단위원유(1 배럴) 투입당 석유제품 생산량

(단위: 배럴)

자료: 한국석유공사, 에너지경제연구원

22

해졌고, 정유사는 이러한 목적에 부합하도록 고도화 설비를 구축하는

동시에 경질원유의 수입 비중을 늘려 나갔다. 이에 따라 우리나라 석

유제품 수율도 시대에 따라 크게 변화하였다.

원유 1배럴을 기준으로 한 중유의 생산 수율은 1981년에 0.480배럴

에서, 1991년에는 0.359배럴로 감소하였다. 이후 외환위기 직후인

1998년부터 2003년까지의 기간을 제외하면 현재까지 중유의 생산수

율은 지속적인 감소세에 있으며 2010년 기준으로 0.145배럴에 그치고

있다. 반면 휘발유와 항공유의 생산 수율은 1981년 각각 0.035배럴과

0.030배럴에서 2010년 각각 0.128배럴과 0.121배럴로 29년 동안 4배

정도 증가하였다. 경질제품에 대한 국내 소비와 수출 수요가 증가함에

따라 경질원유 수입이 상대적으로 빠르게 증가하였고 고도화 시설이

확대되었기 때문이다.

한편, 원유 1배럴을 정제시설에 투입해서 생산해내는 석유제품의

총합인 정제수율은 1994년부터 1배럴을 넘어서기 시작하였다. 이는

정제시설의 고도화로 경질제품 비율이 늘어났고 정제과정에서 다른

첨가물의 투입이 많아졌기 때문이다. 2010년 정제수율은 1.076이다.

5. 석유제품 수출입 추이

가. 석유제품 수출

우리나라 전체 석유제품 수출은 1981년 3.1백만 배럴에서 2010년에

는 341.8백만 배럴로 증가하였다. 석유제품 수출은 1981~1997년 기간

중 연평균 31%의 높은 증가율을 기록하였는데, 이 기간 정제시설의

증설이 꾸준히 이루어졌고 중국 등 신흥개도국들의 석유수요가 본격

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 23

적으로 확대되었기 때문이다. 그러나 1998년부터 2007년까지 석유제

품의 수출은 연평균 0.2% 감소한 것으로 나타났다. 금융위기 직후인

2008년부터 2010년 현재까지 석유제품 수출은 연평균 0.8%의 증가세

를 보이고 있다.

제품별로 살펴보면 휘발유와 경유, 항공유의 수출 비중이 증가해온

반면 등유와 중유, 그리고 납사의 수출비중은 감소 추세를 나타냈다.

휘발유는 2000년대 중반까지 5~6%대를 유지하다가 2009년에 12.1%,

2010년에는 11.5%로 수출 비중이 확대되었고, 항공유는 꾸준한 증가

세를 보이며 2005년부터 20%대를 유지해오고 있다.

경유의 수출은 2010년에는 38.3%를 기록하여 수출물량이 가장 많

은 석유제품이다. 납사는 석유제품 수출에서 차지하는 비중이 꾸준히

감소세를 나타내며 2010년에는 9.4%를 기록하고 있다. 이는 1990년

대와 2000년대 석유화학산업의 성장과정에서 납사의 국내 수요가 급

증하였기 때문이다.

중유는 1990년대 초반 전체 수출물량 중 절반 이상을 차지하기도

하였으나, 국내외적으로 수요가 감소하고 국내 석유제품 생산에서도

그 비중이 줄어듦에 따라 수출비중이 감소하였다. 중유의 수출 비중은

2000년대 들어 10%대로 낮아졌으며 2010년에는 7.5%를 기록하였다.

24

연도 휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

19810.0 0.7 1.0 0.0 0.0 0.0 1.4 0.1 3.1

(0.0) (22.8) (30.8) (0.0) (0.0) (0.0) (44.4) (2.0) (100.0)

19911.0 0.0 20.7 37.9 3.1 1.3 5.6 0.1 69.7

(1.4) (0.0) (29.6) (54.4) (4.5) (1.9) (8.1) (0.1) (100.0)

199710.2 10.3 93.7 50.2 19.9 4.6 36.9 5.2 231.1(4.4) (4.4) (40.6) (21.7) (8.6) (2.0) (16.0) (2.3) (100.0)

199815.6 7.0 109.2 60.2 42.8 50.5 44.8 6.5 296.7(5.3) (2.3) (36.8) (20.3) (14.4) (17.0) (15.1) (2.2) (100.0)

199911.3 15.0 88.4 82.4 34.3 13.6 46.2 6.7 297.9(3.8) (5.0) (29.7) (27.7) (11.5) (4.6) (15.5) (2.3) (100.0)

200014.9 19.9 96.7 72.2 37.7 8.1 48.8 8.1 306.3(4.9) (6.5) (31.6) (23.6) (12.3) (2.7) (15.9) (2.6) (100.0)

200116.2 18.0 90.4 67.0 39.5 4.8 51.2 7.8 295.0(5.5) (6.1) (30.7) (22.7) (13.4) (1.6) (17.4) (2.7) (100.0)

200215.5 10.2 76.2 35.0 42.0 2.9 44.9 12.3 239.1(6.5) (4.3) (31.9) (14.6) (17.6) (1.2) (18.8) (5.1) (100.0)

200313.5 13.1 60.8 45.8 27.7 2.9 31.0 14.2 209.1(6.5) (6.3) (29.1) (21.9) (13.2) (1.4) (14.8) (6.8) (100.0)

200418.3 7.7 68.0 45.5 45.5 1.0 31.2 18.3 235.5(7.8) (3.3) (28.9) (19.3) (19.3) (0.4) (13.2) (7.8) (100.0)

200514.5 4.5 85.9 56.1 54.5 0.7 25.8 20.7 262.6(5.5) (1.7) (32.7) (21.3) (20.8) (0.3) (9.8) (7.9) (100.0)

200619.9 4.8 91.5 58.3 62.4 0.8 28.0 23.4 289.1(6.9) (1.6) (31.7) (20.2) (21.6) (0.3) (9.7) (8.1) (100.0)

200715.3 1.3 103.0 42.7 72.4 0.5 29.4 27.5 292.1(5.3) (0.4) (35.3) (14.6) (24.8) (0.2) (10.1) (9.4) (100.0)

200830.9 2.4 130.9 35.2 76.9 0.4 22.9 34.2 333.8(9.3) (0.7) (39.2) (10.5) (23.0) (0.1) (6.9) (10.2) (100.0)

200940.2 5.4 125.5 25.4 69.8 0.1 26.6 37.9 330.9

(12.1) (1.6) (37.9) (7.7) (21.1) (0.0) (8.0) (11.5) (100.0)

201039.3 6.5 130.8 25.6 71.4 0.9 32.1 35.2 341.8

(11.5) (1.9) (38.3) (7.5) (20.9) (0.3) (9.4) (10.3) (100.0)

<표 2-10> 석유제품 수출 추이

(단위: 백만 배럴)

주: ( )는 구성비

자료: 석유공사, 에너지경제연구원

제2장 국내 석유제품 수급구조 분석 25

나. 석유제품 수입

석유제품 수입은 1990년대 중반까지 높은 증가세를 나타냈으나 정

유사들의 정제능력 확대로 국내 석유제품 생산이 크게 증가하면서

1990년대 후반부터 국내 석유제품 수입은 정체되기 시작하였다. 석유

제품 수입은 2008년부터 다시 증가세를 보이고 있는데, 이는 석유제

품 간 수급불균형이 심화되었기 때문으로 같은 기간 석유제품 수출도

증가세를 보이고 있음을 통해 확인할 수 있다.

앞서 살펴본 국내 석유제품 수출 추이가 제품별로 상이하게 나타난

것과 같은 맥락으로 국내 석유제품의 수입 추이도 제품별로 차이를

보이고 있다. 수출 비중에서 증가세를 보였던 휘발유와 항공유 수입은

1990년대 중반부터 2000년대 초반까지 소량으로 이루어진 것을 제외

하면 거의 나타나지 않고 있다. 이는 국내 휘발유와 항공유 생산이 국

내 수요를 초과하고 있기 때문이다. 경유 역시 수출이 증가세를 유지

하고 있는 제품으로 수입량은 2007년부터 1백만 배럴 미만한 수준으

로 전체 석유제품 수입의 0.5%에 못 미치고 있다.

반면 납사는 수입량과 수입비중 모두 증가세를 보여주었다. 납사는

국내 석유화학 산업의 성장으로 수요가 계속 늘어남에 따라 수입량도

꾸준히 증가해 왔고, 수입비중도 1981년 11.8%에서 2010년 68.1%로

대폭 확대되었다. 등유와 중유의 경우 국내 수요와 해외 수요가 감소

세가 지속되고 있기 때문에 수출과 수입에서 모두 감소세가 이어졌다.

LPG는 국내 취사용 프로판 및 수송용 부탄 수요의 증가에 따라 그

수입도 꾸준히 증가해 온 제품이다. 1990년대 중반까지는 프로판을

중심으로 수입이 확대되었으며, 이후 2010년까지는 부탄을 중심으로

수입이 확대되고 있다. 이에 따라 LPG 수입 비중은 1981년 7.1%에서

26

2010년에는 25.2%로 확대되어 납사에 이어 두 번째로 높은 수입비중

을 차지하고 있다.

연도 휘발유 등유 경유 중유 항공유 LPG 납사 기타 합계

1981　0.0 0.0 0.1 10.5 0.0 0.9 1.6 0.0 13.20.0 0.0 (1.0) (80.1) 0.0 (7.1) (11.8) 0.0 (100.0)

1991　0.0 9.8 10.8 34.2 0.0 30.3 25.5 0.1 110.00.0 (8.9) (9.8) (31.1) (0.0) (27.5) (23.2) (0.1) (100.0)

1997　0.0 15.8 3.1 26.8 3.6 57.2 79.3 4.3 185.80.0 (8.5) (1.7) (14.4) (1.9) (30.8) (42.7) (2.3) (100.0)

19980.2 5.1 2.2 12.9 1.2 49.1 105.1 3.5 175.9

(0.1) (2.9) (1.2) (7.3) (0.7) (27.9) (59.8) (2.0) (100.0)

1999　0.4 2.7 2.3 16.5 3.8 57.7 101.1 0.0 184.5

(0.2) (1.5) (1.3) (8.9) (2.1) (31.3) (54.8) 0.0 (100.0)

2000　0.7 6.9 2.8 25.1 1.7 55.8 111.3 0.0 204.3

(0.4) (3.4) (1.4) (12.3) (0.8) (27.3) (54.5) (0.0) (100.0)

20012.1 5.3 6.7 22.3 0.3 48.1 119.7 0.2 204.8

(1.0) (2.6) (3.3) (10.9) (0.2) (23.5) (58.5) (0.1) (100.0)

2002　4.0 6.9 12.9 23.7 2.8 56.2 121.9 0.1 228.6

(1.8) (3.0) (5.7) (10.4) (1.2) (24.6) (53.3) (0.0) (100.0)

2003　2.1 6.6 11.1 13.8 3.5 50.8 132.0 0.0 219.9

(0.9) (3.0) (5.1) (6.3) (1.6) (23.1) (60.0) (0.0) (100.0)

2004　1.2 1.7 4.3 8.3 0.2 47.9 131.4 0.1 195.1

(0.6) (0.9) (2.2) (4.2) (0.1) (24.5) (67.3) (0.1) (100.0)

2005　0.1 0.4 1.9 4.0 0.0 49.7 123.3 0.0 179.4

(0.0) (0.2) (1.1) (2.2) (0.0) (27.7) (68.7) (0.0) (100.0)

2006　0.0 0.3 1.6 8.7 0.0 54.0 127.0 0.0 191.60.0 (0.1) (0.8) (4.6) (0.0) (28.2) (66.3) (0.0) (100.0)

2007　0.0 0.5 0.8 5.9 0.0 58.2 143.8 0.0 209.10.0 (0.2) (0.4) (2.8) (0.0) (27.8) (68.7) 0.0 (100.0)

20080.0 0.4 0.4 7.2 0.3 63.0 153.4 0.0 224.60.0 (0.2) (0.2) (3.2) (0.1) (28.1) (68.3) 0.0 (100.0)

2009　0.0 0.1 0.8 19.9 0.0 66.2 180.8 0.4 268.20.0 (0.0) (0.3) (7.4) (0.0) (24.7) (67.4) (0.2) (100.0)

2010　0.0 0.3 0.8 17.5 0.0 69.6 188.6 0.0 276.80.0 (0.1) (0.3) (6.3) (0.0) (25.2) (68.1) (0.0) (100.0)

<표 2-11> 석유제품 수입 추이

(단위: 백만 배럴)

주: ( )는 구성비

자료: 석유공사, 에너지경제연구원

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 27

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망

1. 국내 석유제품 수요 전망

국내 석유제품별 수요 전망을 위해 ‘KEEI-LEDS’3) 모형이 이용되

었다. 본 모형은 에너지경제연구원의 상향식(bottom-up) 장기 에너지

수요 전망 모형으로서 에너지 수요부문을 산업, 수송, 가정, 상업, 공

공 기타부문으로 나누고 각 부문을 다시 업종별, 용도별 에너지 수요

로 세분화하여 세분화된 최종에너지 수요를 전망한다.4)

KEEI-LEDS

기본가정

원별산업부문

에너지수요

원별수송부문

에너지수요

원별가정부문

에너지수요

원별상업부문

에너지수요원별공공기타

부문에너지수요

최종에너지수요 전환부문

1차 에너지수요

[그림 3-1] 장기 에너지수요 전망 모형의 구조

3) KEEI-LEDS: KEEI Long-Term Energy Demand System4) 에너지경제연구원(2009.2)

28

세분화된 최종에너지 수요는 용도별 활동(activity), 에너지 기기 보

급 및 이용률, 활동 단위당 에너지원단위의 변화 추세를 반영하여 전

망된다. 그리고 전력, 도시가스, 열에너지와 같은 2차 에너지를 생산

하는데 필요한 1차 에너지 투입량을 추정한 후 세분화된 최종에너지

수요를 합산하여 총 1차 에너지 수요를 전망하게 된다. 이러한 일련의

과정을 거쳐 전망된 원별 1차 에너지 수요 중 석유제품에 대한 결과

만을 선별하여 본 연구에 활용하였다.

국내 석유제품 수요는 2010년 795백만 배럴에서 2030년 957백만

배럴로 연평균 0.9%의 증가율을 보일 것으로 전망된다. 석유제품 수

요의 연평균 증가율은 점차 둔화되어 2010년에서 2015년까지 1.5%,

2015년에서 2020년까지 1.4%, 2020년에서 2030년까지 0.4%를 기록

할 것으로 전망되었다. 국내 석유제품 수요 증가율이 2020년 이후 빠

르게 둔화되는 것은 인구 증가의 둔화, 녹색성장 정책에 따른 산업구

조 개편, 에너지효율성 향상 및 석유 대체에너지 개발 등에 따른 결과

라 할 수 있다.

석유제품별로 살펴보면 제품별 용도가 상이함에 따라 서로 다른 증

가세를 나타낼 것으로 전망되고 있다. 휘발유를 비롯한 경유, 부탄 등

육상수송용 연료의 수요는 분석기간인 2030년까지 상대적으로 높은

증가세를 보일 전망이다. 이는 국내 차량의 연비 개선에도 불구하고

차량수요가 꾸준히 증가할 것으로 예상되고 있기 때문이다. 이 가운데

경유는 육상수송용뿐만이 아니라 건설 및 농업 기계용, 해상수송용 등

산업 전 분야에 걸쳐 다양하게 이용되고 있어 소비규모에 있어서 에

너지유 가운데 가장 큰 비중을 차지하고 있다. 경유는 2020년까지 연

평균 0.6%, 이후에는 연평균 0.1%의 증가세를 이어갈 것으로 추정된

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 29

다. 부탄 수요는 LPG 차량의 비중 증가로 그 증가세가 휘발유보다 상

대적으로 높게 나타날 것으로 전망되었다.

연도

제품명2010 2015 2020 2025 2030

연평균증가율(%)’10-’15 ’15-’20 ’20-’30

휘발유 68.9 73.2 76.2 77.4 77.0 1.2 0.8 0.1

등유 29.4 25.8 24.2 22.3 20.3 -2.6 -1.2 -1.7 경유 134.7 138.6 142.9 144.5 143.7 0.6 0.6 0.1

경질중유 2.1 1.9 2.0 2.1 2.2 -1.9 1.5 0.9 중질중유 1.3 1.2 1.3 1.4 1.5 -1.9 1.5 0.9

B-C유 62.1 56.5 60.9 64.6 66.8 -1.9 1.5 0.9 항공유 28.2 32.7 37.9 42.5 46.5 3.0 3.0 2.1

LPG프로판 45.8 46.6 49.2 49.7 49.6 0.3 1.1 0.1 부탄 59.3 66.1 71.8 75.4 77.7 2.2 1.7 0.8

납사 331.8 379.7 412.1 420.0 426.4 2.7 1.7 0.3 기타 30.9 35.5 39.7 42.6 44.8 2.8 2.2 1.2 합계 794.6 857.6 918.2 942.4 956.6 1.5 1.4 0.4

<표 3-1> 국내 석유제품 수요 전망

(단위: 백만 배럴)

주: 해외벙커링은 제외. 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖

의 비에너지 석유제품을 포함

에너지유 가운데 가장 높은 증가세를 나타낼 것으로 전망된 석유제

품은 항공유로서 국제 교역의 확대, 국민소득의 증가 등으로 인한 항

공수송 수요가 앞으로도 지속적인 확장세를 보일 것으로 예상되기 때

문이다. 항공유는 2020년까지 연평균 3%의 높은 증가율을 보이고

2020년 이후에도 2.1%의 증가율을 유지해 나갈 것으로 전망되었다.

납사는 국내 석유화학산업의 성장세 지속에 따라 그 수요 역시 꾸준

히 증가할 것으로 전망되고 있다.

30

반면 등유는 전망기간 동안 감소세가 지속될 것으로 예상되고 있으

며, 중유는 2015년까지 감소세를 보이다가 2015년 이후에는 증가세로

돌아설 것으로 전망되고 있다. 등유는 주로 난방용 보일러에서 사용되

고 있기 때문에 난방 연료의 타 에너지원 대체가 지속적으로 이루어

지면서 수요도 감소할 것으로 전망된다. 중유는 에너지효율 개선과 산

업용 연료로서의 중유소비 제한으로 2015년까지는 감소세가 나타나겠

지만, 대형 선박용 연료수요의 꾸준한 증가로 이후 2030년까지는 연

평균 1% 내외의 증가세를 보일 것으로 전망되었다.

2. 국내 석유제품별 생산 및 수급 밸런스 전망

여기에서는 석유제품 수출입 전략과 정제설비 투자 전략에 대한 시

사점을 얻기 위해 매우 단순화된 방법으로 석유제품별 생산을 전망하

여 석유제품별 수급불균형 규모를 추정하였다. 즉, 정제시설의 신증설

이나 폐쇄를 고려하지 않고 전망기간인 2030년까지 현재의 정제시설

규모를 그대로 유지하는 것으로 가정하였다. 또한 석유제품별 생산수

율은 국내외 석유시황에 따라 변동될 수 있지만 2010년의 생산수율을

그대로 유지하는 것으로 가정하였다. 이렇게 단순한 방법에 의한 석유

제품별 생산 전망은 ① 정제시설 가동률 85% 유지, ② 내수 기준 생

산, ③ 정유사 내수점유율 기준 생산의 세 가지 시나리오로 나누어 이

루어졌다. 국내 석유제품별 수급밸런스 규모는 시나리오에 따른 석유

제품 생산 전망과 앞서 논의된 석유제품 수요 전망을 이용하여 분석

하였다.

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 31

가. 정제시설 가동률 85% 유지(시나리오 1)

정제시설 가동률 85% 유지 시나리오(시나리오 1)에 따라 석유제품

생산량을 산출한 결과는 <표 3-2>와 같다. 가동률 85%를 유지할 경

우 국내 석유제품 총 생산량은 953.5백만 배럴에 해당한다. 앞서 제시

된 국내 석유제품 수요 전망 결과(<표 3-1>)와 석유제품별 생산전망

결과를 이용해 <표 3-3>와 같이 2030년까지 정제시설의 과부족 규모

와 석유제품별 과부족 규모를 알 수 있다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 111.8 113.5 113.5 113.5 113.5 등유 38.7 39.3 39.3 39.3 39.3 경유 268.4 272.6 272.6 272.6 272.6

경질중유 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 중질중유 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 벙커-C유 122.5 124.4 124.4 124.4 124.4 항공유 105.8 107.4 107.4 107.4 107.4

LPG프로판 15.8 16.1 16.1 16.1 16.1 부탄 16.8 17.1 17.1 17.1 17.1

납사 169.7 172.4 172.4 172.4 172.4 기타 85.7 87.1 87.1 87.1 87.1 합계 938.9 953.5 953.5 953.5 953.5

<표 3-2> 국내 석유제품별 생산 전망(가동률 85% 적용)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

먼저 전체 석유제품 총량에서는 적정 가동률이라 할 수 있는 85%

32

의 가동률을 가정했을 경우 2025년에 이르러도 국내 생산이 국내 수

요를 11백만 배럴 초과하는 것으로 나타났다. 2030년이 되면 국내 석

유제품 수요가 생산을 3백만 배럴 정도 상회한다. 하지만 정제가동률

을 높이면 여전히 생산이 수요를 상회하기 때문에 우리나라 정제시설

은 2030년까지 과잉상태가 지속된다고 말할 수 있겠다.

석유제품별 수급밸런스는 제품에 따라 매우 상이한 결과를 나타내

고 있다. 휘발유는 2030년까지 국내 생산이 국내 수요를 꾸준히 초과

할 것으로 전망된다. 국내 휘발유 수요가 꾸준히 증가함에도 불구하고

휘발유의 초과 생산량은 2030년에 36.5백만 배럴에 이르고 있다. 등

유는 전망 기간 동안 국내 수요의 감소세가 지속될 것으로 전망됨에

따라 공급과잉 규모가 2010년의 9.3백만 배럴에서 2030년 18.9백만

배럴로 증가하는 것으로 나타났다. 경유는 현재 수급불균형 규모가 가

장 큰 석유제품인데 2030년에도 128.8백만 배럴의 공급과잉이 예상된

다. 대부분이 벙커-C유인 중유 역시 2030년까지 국내 수요가 생산량

의 절반 정도에 그칠 것으로 보인다. 벙커-C유의 공급과잉 규모는

2030년에 57.6백만 배럴로 경유, 항공유 다음으로 과잉 물량이 크다.

항공유의 공급과잉 규모는 2020년의 77.6백만 배럴에서 2030년 60.9

백만 배럴로 줄어드는 추세를 보이는 것으로 나타났다.

반면, LPG와 납사는 정제가동률 85%를 기준으로 했을 때 생산량이

국내 수요량에 미치지 못함에 따라 공급이 부족한 것으로 나타났다.

LPG는 2030년까지 국내 수요의 1/3정도밖에 생산하지 못하고 있다.

또한 전망기간 동안의 국내 수요가 증가세를 나타낼 것으로 전망되기

때문에 공급부족 규모가 동안 꾸준히 증가하고 있다. 납사는 전체 석

유제품 가운데 공급부족 규모가 가장 큰 제품이면서 2030년까지 증가

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 33

추세가 지속될 전망이다. 납사의 공급부족 규모는 2010년 162백만 배

럴에서 2030년 254백만 배럴로 증가한다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 42.9 40.3 37.3 36.1 36.5 등유 9.3 13.5 15.1 17.0 18.9 경유 133.7 134.0 129.7 128.1 128.8

경질중유 1.1 1.3 1.2 1.1 1.0 중질중유 -0.8 -0.7 -0.8 -0.9 -0.9 벙커-C유 60.4 67.9 63.5 59.8 57.6 항공유 77.6 74.7 69.6 64.9 60.9

LPG프로판 -30.0 -30.5 -33.1 -33.6 -33.6 부탄 -42.5 -49.0 -54.7 -58.3 -60.6

납사 -162.1 -207.3 -239.8 -247.7 -254.0 기타 54.9 51.6 47.4 44.5 42.2 합계 144.3 95.8 35.3 11.0 -3.1

<표 3-3> 석유제품별 수급밸런스 전망(가동률 85% 적용)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

나. 내수 기준 생산(시나리오 2)

내수 기준 생산 시나리오(시나리오2)는 국내 석유제품 총 생산량을

국내 석유제품 총 수요량과 일치시켜 각 석유제품별 생산량을 전망한

것이다(<표 3-4> 참조). 현재 국내 석유제품 생산이 수요보다 월등히

많기 때문에 시나리오 2의 국내 석유제품 총 생산은 2020년에도 2010

년의 생산 실적치를 하회하게 된다. 국내 석유제품 수요는 2025년에

이르러야 2010년의 생산을 상회하기 시작하는 것으로 나타났다.

34

시나리오 2에서 국내 정제시설의 가동률은 2015년 76.3%, 2020년

81.7%, 2025 2030년에 각각 83.9%와 85.2%이다. 이는 현재 국내 정

제시설을 더 이상 늘리지 않더라도 2030년까지 국내 석유수요 증가에

부응하여 석유제품을 생산할 수 있음을 의미한다. 물론 석유제품별로

는 과부족이 발생하겠지만 총량 측면에서는 지금의 국내 정제시설 규

모로 향후 20년 이상의 국내수요를 충족시킬 수 있다는 것이다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 111.8 102.1 109.3 112.2 113.9 등유 38.7 35.3 37.8 38.8 39.4 경유 268.4 245.2 262.5 269.4 273.4

경질중유 3.2 2.9 3.1 3.2 3.2 중질중유 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 벙커-C유 122.5 111.9 119.8 123.0 124.8 항공유 105.8 96.6 103.4 106.2 107.8

LPG프로판 15.8 14.5 15.5 15.9 16.1 부탄 16.8 15.3 16.4 16.9 17.1

납사 169.7 155.0 166.0 170.4 172.9 기타 85.7 78.3 83.8 86.1 87.4합계 938.9 857.6 918.2 942.4 956.6

가동률(%) 80.5 76.3 81.7 83.9 85.2

<표 3-4> 국내 석유제품별 생산 전망(내수 기준)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

석유제품별 수급밸런스를 살펴보면 시나리오 1과 마찬가지로 제품

별로 서로 상이한 결과를 보이고 있다(<표 3-5> 참조). 시나리오 2에

따른 석유제품별 수급밸런스를 분석한 결과, 먼저 휘발유와 등유, 경

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 35

유, B-C유, 항공유의 생산은 2030년까지 국내 수요를 초과하여 해외

수출을 통해 수급밸런스를 유지해야 할 것으로 예상된다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 42.9 28.9 33.1 34.8 36.9 등유 9.3 9.6 13.6 16.5 19.1 경유 133.7 106.6 119.6 124.9 129.7

경질중유 1.1 1.0 1.1 1.0 1.0 중질중유 -0.8 -0.8 -0.8 -0.9 -0.9 벙커-C유 60.4 55.4 58.9 58.4 58.0 항공유 77.6 63.9 65.6 63.7 61.3

LPG프로판 -30.0 -32.1 -33.7 -33.8 -33.5 부탄 -42.5 -50.7 -55.4 -58.5 -60.6

납사 -162.1 -224.7 -246.2 -249.7 -253.4 기타 54.9 42.8 44.2 43.5 42.5 합계 144.3 0.0 0.0 0.0 0.0

<표 3-5> 석유제품별 수급밸런스 전망(내수 기준)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

공급과잉이 가장 많이 발생하는 석유제품은 경유이며, 2030년에

130백만 배럴을 기록할 것으로 추정되었다. 휘발유 역시 2030년에 37

백만 배럴의 공급과잉이 지속될 것으로 추정되었다. 항공유와 벙커-C

유는 전망기간 동안 공급과잉 규모에 큰 변화가 발생하지 않을 것으

로 예상되는 제품으로 2030년 각각 61백만 배럴과 58백만 배럴 수준

에 이를 것으로 보인다.

이에 반해 납사와 LPG는 시나리오 2에서도 전망기간 동안 공급부

족이 지속적으로 발생할 것으로 추정되고 있다. 이는 납사와 LPG의

36

국내 수요 증가세가 상대적으로 빠르기 때문으로 납사는 162백만 배

럴에서 253백만 배럴로, LPG는 73백만 배럴에서 94백만 배럴로 각각

증가하는 것으로 분석되었다.

다. 정유사 내수점유율 기준 생산(시나리오 3)

정유사 내수점유율 기준 생산 시나리오(시나리오 3)는 국내 정유사

들의 2010년 내수점유율 실적(72%)을 기준으로 하여 석유제품 총 생

산량을 결정하는 것이다. 즉, 국내 정유사들이 내수 판매량에 기초해

정제시설이 가동된다고 전제한 것이다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 111.8 74.8 80.1 82.2 83.4등유 38.7 25.9 27.7 28.4 28.9 경유 268.4 179.5 192.2 197.3 200.2

경질중유 3.2 2.1 2.3 2.3 2.4 중질중유 0.5 0.3 0.4 0.4 0.4 벙커C유 122.5 81.9 87.7 90.0 91.4 항공유 105.8 70.8 75.7 77.7 78.9

LPG프로판 15.8 10.6 11.3 11.6 11.8 부탄 16.8 11.2 12.0 12.4 12.5

납사 169.7 113.5 121.5 124.7 126.6 기타 85.7 57.3 61.4 63.0 64.0 합계 938.9 628.0 672.3 690.1 700.5

가동률(%) 80.5 55.9 59.9 61.4 62.4

<표 3-6> 국내 석유제품별 생산 전망(정유사 내수점유율 기준)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

제3장 국내 석유제품 수급밸런스 전망 37

시나리오 3에 따르면 <표 3-6>에서 보는 바와 같이 국내 정유사들

의 석유제품 총 생산량은 2030년 701백만 배럴을 기록하여 2010년

실적치보다 오히려 238백만 배럴을 하회하는 것으로 나타났다. 특히,

정제가동률은 2030년에도 62.4%에 불과할 것으로 예상됨에 따라 국

내 정제시설 규모는 예상되는 내수 판매량에 비해 매우 높은 수준이

라 할 수 있다.

연도제품명

2010 2015 2020 2025 2030

휘발유 42.9 1.6 3.8 4.8 6.4 등유 9.3 0.1 3.5 6.1 8.5 경유 133.7 41.0 49.3 52.8 56.5

경질중유 1.1 0.2 0.2 0.2 0.1 중질중유 -0.8 -0.9 -1.0 -1.0 -1.1 벙커C유 60.4 25.4 26.8 25.5 24.6 항공유 77.6 38.0 37.9 35.3 32.4

LPG프로판 -30.0 -36.0 -37.8 -38.0 -37.8 부탄 -42.5 -54.8 -59.8 -63.0 -65.1

납사 -162.1 -266.2 -290.6 -295.3 -299.7 기타 54.9 21.9 21.7 20.5 19.1합계 144.3 -229.6 -245.8 -252.3 -256.1

<표 3-7> 석유제품별 수급밸런스 전망(정유사 내수점유율 기준)

(단위: 백만 배럴)

주: 기타는 용제, 아스팔트, 윤활유, 파라핀왁스, 페트코크, 그 밖의 비에너지 석유제

품을 포함

시나리오 3을 바탕으로 하여 국내 석유제품 수급 밸런스를 추정하

면 <표 3-7>과 같다. 휘발유와 등유, 경유, 중유, 항공유 등이 낮은 수

준의 정제가동률에도 불구하고 생산이 수요를 초과하여 분석기간 동

안 공급과잉 상황이 나타날 것으로 예측되었다. 그러나 공급과잉 규모

38

는 2010년 실적치보다 크게 감소한다. 휘발유의 공급과잉은 2010년

43백만 배럴에서 2030년 6백만 배럴로, 경유의 공급과잉은 2010년

134백만 배럴에서 2030년에는 57백만 배럴로 감소하는 것으로 추정

되었다. 벙커-C유와 항공유도 공급과잉 규모가 감소하는 것으로 나타

났다. 이와는 반대로, 납사의 공급부족은 2010년 162백만 배럴에서

2030년 300만 배럴로, LPG의 공급부족은 2010년 73백만 배럴에서

2030년에는 103백만 배럴로 증가하는 것으로 추정되었다.

종합해 보면, 현재 국내 정제시설규모가 2030년까지 유지되더라도

휘발유, 등유, 경유, 중유, 항공유 등은 모든 시나리오에서 공급과잉이

지속적으로 발생하는 석유제품이다. 반면에, 납사와 LPG는 시나리오

에 관계없이 분석기간 동안 국내 수요가 생산을 상회하는 것으로 나

타났을 뿐만 아니라 공급부족 규모도 꾸준히 증가하는 석유제품이다.

따라서 여기서 도출된 석유제품별 수급불균형 상황을 국제시장의 수

급불균형 상황과 연계하여 국내 정유사의 장기적인 석유제품 수출전

략과 정제시설 투자 전략에 활용하는 것이 필요하다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 39

제4장 아태지역 석유수급 전망

1. 수요 현황 및 전망

가. 전체 시장

세계 석유정제 시장에서 아시아 태평양 지역이 차지하는 비중은 매

우 높다. 2009년 기준 아시아 태평양 지역의 정제능력(refining

capacity) 비중은 32.2%로 북미, 유럽과 함께 세계 3대 정제 지역으로

알려져 있다. 게다가 향후 아시아 태평양 지역의 정제능력 확충은 북

미와 유럽을 크게 앞설 것으로 예상되고 있어 중장기적으로 아시아

태평양 지역이 세계 석유정제 시장을 주도할 것으로 보인다.5)

그러나 아시아 태평양 석유정제 시장의 비중과 중요성에도 불구하

고 아시아 태평양 시장에 대한 정보들이 아직 체계적으로 정리되어

있지 않은 상태이다. 따라서 본격적인 분석에 앞서, 우선 아시아 태평

양 석유정제 시장에 관한 주요 사항들을 간추려 정리하였다(<표 4-1>

참조). 아시아 태평양 지역은 2009년 기준 총 173개의 정제시설에서

29,977천b/d의 정제능력을 보유하고 있으며, 약 24,876천b/d의 석유제

품을 소비하고 있다. 또한 정제시설 증설 계획에 있어 2009년 기준

25개 국가에서 25개의 정제시설을 고려중인 것으로 조사되고 있으며,

역내 최대 정제능력을 보유한 석유기업은 중국의 Sinopec(China

5) 2030년 아시아 태평양 지역의 정제 능력 확충은 북미와 유럽에 비해 약 6백만

b/d 이상 더 증가할 것으로 예상된다((BP(2010), GlobalData(2011)).

40

Petroleum & Chemical Corporation)이다.

구 분 내 용

총 제품수요량 24,876천b/d

총 정제능력* 29,977천b/d

정제시설 수 173

증설 계획된 정제시설 수 25

정제시설 보유 국가 수 25

최대 정제능력 보유국 중국

최대 정제능력 보유 기업(정제량)Sinopec(중국석화; China Petroleum &

Chemical Corporation)

<표 4-1> 아시아 태평양 지역 정제 현황

주: *총 정제능력은 백만톤 단위로 최초 제공되어 일산배럴(b/d) 단위로 환산

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2010.10), GlobalData(2010),p.8

2008년 글로벌 금융위기로 인해 2009년 세계 석유수요는 감소하였

지만 2009년 하반기부터 회복세를 보였다. 특히 아시아 태평양 지역

의 석유제품 수요는 2009년 하반기 이후 빠른 회복세에 들어섰으며

향후에도 매우 안정적인 수요 증가세를 유지할 것으로 전망된다. 그

이유는 이 지역의 경제 성장세가 미국이나 유럽에 비해 훨씬 안정적

이고 견고할 것이란 기대감이 지배적이기 때문이다. 실제 아시아개발

은행(ADB)은 지난 2010년 12월에 8.8%로 추정한 2010년 아시아 태

평양 지역의 실질 GDP 성장률을 2011년 4월에 9%로 상향 조정하였

다. 개별 국가별 경제성장률을 살펴보면, 중국의 2010년 실질 GDP

증가율은 무려 10.3%로 추정되고 있으며, 2011년 역시 9.5% 수준의

높은 성장세를 유지할 수 있을 것으로 예상하고 있다. 중국과 함께 아

시아의 대표적인 신흥경제국인 인도 역시 2010년 실질 GDP 증가율

이 8.6%로 추정되는데, 2011년에도 8% 이상은 충분히 달성할 것으로

제4장 아태지역 석유수급 전망 41

평가되고 있다.

이렇게 아시아 태평양 지역의 경제성장에 대한 전망이 낙관적이기

때문에 역내 석유제품 수요의 증가 역시 어렵지 않게 예측된다. 문제

는 수요 증가세의 ‘정도’이다. 즉 수요 증가세에는 이견이 없지만 증

가율 역시 매년 높아지리라고는 예상하지 않고 있다. Facts Global

Energy(FGE)는 아시아 태평양 지역의 석유수요가 2010년에 1,287천

b/d 증가하여 4.1%의 매우 높은 증가율을 기록하지만, 2011년에는

2.4%(932천b/d), 2012년에는 3.2%(674천b/d) 증가하는 등 해가 지날

수록 증가율이 낮아져서 2020년 이후에는 1%대로 떨어질 것으로 예

상하고 있다([그림 4-1] 참조). 물론 이러한 증가율은 전 세계 증가율

과 비교해서는 매우 높은 수준이어서 아시아 태평양 지역이 전 세계

석유수요 증가를 견인할 것으로 예상하고 있다([그림 4-2] 참조).

[그림 4-1] 아시아 태평양 석유수요 전망

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2010.10), (2011.4)

42

[그림 4-2] 세계 및 아태지역 석유수요 증가 추이 및 전망

(단위: 백만b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2010.10)

나. 주요 7개국의 석유수요 현황 및 전망

1) 중국의 석유제품별 수요

중국은 2010년에 10.3%의 실질 GDP 성장률을 보이면서 석유제품

수요가 무려 890천b/d(10.8%) 증가한 9.12백만b/d를 기록하였다.6)

2010년 중국은 세계 석유수요 증가분의 35%를 차지하였고, 중국의

석유수요를 주도한 제품은 경유, 휘발유, 납사이다. 2010년 경유수요

증가는 경유사용 차량 증가, 산업용 및 발전용 연료사용 증가에 기인

6) 이전까지 중국이 최대 수요증가를 기록했던 2004년의 증가분 825천b/d을 넘어선

수치이다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 43

하며, 납사수요 증가는 에틸렌(ethylene) 공장 건설이 늘어났기 때문이

다. 2009년 9월부터 2010년까지 에틸렌 생산능력은 무려 60%가 증가

한 6백만 톤으로 확대되었다. 휘발유 수요는 기존의 휘발유 사용 차량

의 증가에 기인한다.

2011년 중국의 석유제품 수요 증가율은 2010년과 달리 약 5.6% 수

준에서 머물 것으로 예상된다. 그 이유는 2011년 실질 GDP 성장률이

정부의 긴축정책 등으로 말미암아 2010년보다는 낮아질 것으로 예상

되기 때문이다.7) 석유수요를 주도할 제품은 경유, 휘발유, 납사가 될

것이며, LPG나 연료유는 천연가스와의 경쟁으로 수요증가가 매우 제

한적일 가능성이 높다.

수요패턴과 추세의 변화는 2010년대 중반 이후에 나타날 것으로 보

인다. 중국 정부는 GDP 성장에 초점을 맞춘 제 12차 5개년 계획

(2011년~2015년)이 끝나면 경제의 구조개선에 초점을 맞출 것이며,

결국 높은 석유의존도를 가지고 있는 현재의 경제구조에서 석유의존

도를 줄이는 구조로 개편될 가능성이 높다. 따라서 석유수요는 2010

년부터 2020년까지는 약 4.6백만b/d(연 4.2%) 증가하여 13.7백만b/d

로 확대되고, 2020년부터 2030년까지는 약 2.2백만b/d(연 1.5%) 증가

하여 15.9백만b/d에 이를 것으로 전망된다. 이 중에서 경유가 5,571천

b/d로 1위를, 휘발유가 3,297.6천b/d로 2위를, 납사가 2,170.2천b/d로

3위를 차지할 것으로 예상된다.

7) 2010년의 경제성장률을 다소 안정시키기 위해 정부는 세 차례의 금리인상 등 긴

축적 통화정책을 사용하고 있다.

44

연도 LPG 납사 휘발유등유/

제트유경유 연료유 기타 합계

2009 670.0 925.5 1,556.4 407.1 2,806.3 872.7 990.1 8.228.12010 691.9 1,039.4 1,682.3 468.1 3,148.8 902.2 1,185.4 9,118.12011 721.1 1,116.0 1,768.6 491.4 3,348.1 927.3 1,255.1 9,627.62012 734.2 1,241.0 1,887.0 515.6 3,493.7 955.0 1,306.1 10.132.72015 788.0 1,372.1 2,254.2 594.3 3,955.0 1,057.2 1,468.7 11,489.62020 911.7 1,670.2 2,702.1 725.7 4,845.6 1,155.6 1,719.0 13,729.92025 1,006.5 1,920.2 2,965.6 796.8 5,145.3 1,169.7 1,816.7 14,820.92030 1,054.8 2,170.2 3,297.6 838.4 5,571.3 1,187.6 1,830.7 15,941.8

<표 4-2> 중국의 석유제품 수요 전망(2009-2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

2) 일본의 석유제품별 수요

2010년 일본은 4월까지 지속된 동절기 현상과 7~8월의 극심한 고

온 현상으로 등유 및 저유황 연료 소비가 증가하였으며, 정부의 소비

진작을 위한 친환경 차량에 대한 구매 보조 정책으로 휘발유 소비도

전년 대비 1.4% 증가하였다.

2011년은 토호쿠(Tohoku) 지역의 지진 발생으로 인해 예년과 다른

매우 특별한 석유시장 상황으로 전개될 가능성이 크다. 일본의 동북연

안에 위치한 전력시설과 정제시설이 크게 손상되었는데, FGE(2011)

에 따르면 9.7GW의 발전용량과 1.4백만b/d의 석유정제 활동이 중단

되었다고 한다. 일본의 대표 전력회사인 도쿄전력(Tokyo Electric

Power Co; TEPCO)은 전력 생산을 위해 상대적으로 원자력 대신 석

유 투입량을 늘려 2010년과 비슷하게 저유황 연료유와 원유 소비가

증가하고 있고, 추가적으로 전력 생산용 천연가스(LNG) 수요도 증가

제4장 아태지역 석유수급 전망 45

하고 있다. 중단된 원자력 사용량을 대체하기 위한 저유황 연료 및 원

유의 추정치는 각각 140천b/d와 90천b/d로 전망된다.

지진과 쓰나미 피해는 2011년 휘발유 소비 증가율에 부정적인 영향

을 미칠 것으로 예상된다. 휘발유 소비는 전년 대비 7.1%가 감소한

약 935천b/d를 기록할 것으로 전망되는데, 2012년에도 그 여파가 완

전히 해소되지 않아 증가하지 않을 가능성이 높다.

일본의 석유제품 수요는 중장기적으로도 하락할 것이란 전망이 우

세하다. 일본 정부는 현재 ‘에너지기본계획(Basic Energy Plan)’을 통

해 탄소배출이 많은 화석연료보다는 저탄소 에너지를 사용하려는 중

장기 목표를 세워놓고 있다. 따라서 2011년 급박한 상황에 따라 전력

생산을 위해 연료유를 사용하였지만, 조만간 탄소배출이 적은 LNG와

신재생에너지가 원자력을 대체할 가능성이 높다.

일본의 경제성장률이 중장기적으로 크게 상승하지 않을 것이란 예

측도 중장기 석유제품 수요 감소를 설명하는 주요 배경이다. 2011년

지진과 같은 재해로 인해 경제성장세의 편차가 발생할 수도 있겠지만,

일반적으로 향후 20년 동안 연평균 1.5% 수준의 경제성장률을 기록

할 것으로 예상된다. 경제성장의 정체는 민간소비에 영향을 미쳐 휘발

유 수요가 위축될 것이고, 여기에 더해 자동차 연비의 향상이 휘발유

수요 감소세를 더욱 가속화시킬 것으로 전망된다.

<표 4-3>은 일본의 석유제품 수요 전망이다. 2020년 총 석유제품

수요는 2010년에 비해 1.03백만b/d가 감소되고, 2030년에도 다시

2020년에 비해 314천b/d가 줄어들 것으로 전망되고 있다.

46

연도 LPG 납사 휘발유등유/

제트유경유 연료유 기타 합계

2009 498.3 766.4 992.3 548.2 839.3 466.0 260.2 4,370.72010 453.6 817.6 1,006.2 550.8 835.2 466.8 250.7 4,380.92011 440.0 776.1 935.0 542.0 837.0 633.0 245.0 4,408.12012 430.0 781.0 935.0 520.0 827.0 563.0 232.0 4,288.12015 400.0 701.0 850.0 530.0 732.0 340.0 206.4 3,759.52020 350.0 601.0 770.0 520.0 651.0 270.0 185.1 3,347.22025 300.0 601.0 750.0 522.7 631.0 250.0 185.1 3,239.72030 295.0 551.0 700.0 525.6 551.0 230.0 180.0 3,032.7

<표 4-3> 일본의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

3) 인도의 석유제품별 수요

인도는 2009년 글로벌 금융위기와 가뭄 현상으로 경제성장률이

5.7%의 머물렀으나 2010년 8.6%를 기록하면서 완연한 회복세로 전환

되었다. 더욱이 수출보다 내수 증진에 초점을 맞춘 정부 정책으로 인

해 2010년 총 석유제품 수요는 전년 대비 1.1% 증가한 3.05백만b/d를

기록하였다. 2009년 4월부터 2010년 3월 기간 중 자동차 내수 판매가

전년 대비 26% 증가하였으며, 2010년 4월부터 2011년 2월 기간 중에

는 전년 대비 30% 증가율을 기록하며 상승세를 이어갔다. 자동차 판

매 대수의 견고한 증가세는 결국 수송용 석유제품 수요 증가로 이어

진다. 2010년 휘발유 소비는 전년 대비 6.9%, LPG 소비는 전년 대비

8.4% 증가하였다. 그러나 납사와 연료유의 2010년 소비는 각각 전년

대비 10%와 21% 감소하였다.8)

8) Reliances Industries Ltd가 공급하는 KG-D6 가스가 2010년 시장에 진출하면서,

제4장 아태지역 석유수급 전망 47

2008년 글로벌 금융위기부터 시작된 정부의 재정지원 정책이 2011

년에도 유지될 것으로 계획되어 있어 석유제품의 수요증가세도 당분

간 지속될 것으로 전망된다. 정부의 재정지원 정책과 함께 앞서 언급

한 차량판매 증가로 인해 휘발유와 경유의 수요 증가율은 2011년

4.8%, 2012년 3.5%에 이를 것으로 예상된다. 2010년 6월 정부의 휘

발유가격 상한제 완화로 휘발유 가격이 크게 상승했음에도 불구하고

휘발유 수요가 위축되지 않았다는 사실은 휘발유가 향후 석유제품 수

요증가에 핵심역할을 할 것으로 판단된다.

2010년 급락하였던 납사와 연료유 수요도 2011년부터 가동이 시작

되는 ‘파니팻(Panipat)’의 분해시설(cracker) 가동과 함께 재반등할 전

망이다. 게다가 인도 정부가 교외 및 농촌 지역에서의 석유제품 소비

진작을 위해 다양하게 지원할 예정이어서 추가적인 석유제품 수요증

가가 나타날 가능성이 있다. 예를 들면 등유 대신 LPG 사용을 권유하

고 불필요한 보조금을 지급하는 대신 트랙터 사용 등 농기구의 기계

화를 유도하여 경유 소비가 증가하는 것이다. 또한 릴라이언스

(Reliances industries)의 KG-D6 생산량이 점차 감소하면 발전 및 산

업용 연료유에 대한 수요도 증가세로 전환될 것이고, 석유화학 산업이

성장하면 납사 소비도 증가할 것이다.

<표 4-4>의 석유제품 수요전망치를 보면, 2010년 급락한 납사와 연

료유는 모두 증가세로 전환된 후 2030년까지 장기적으로 유지될 것이

다. LPG 및 수송용 석유제품의 수요 증가세가 전체 수요시장을 주도

하면서 2010년~2020년 기간 중 연평균 3.7%의 증가하고 2020

년~2030년에도 연평균 2.8%의 증가율이 유지될 것이다.

이와 대체재 성격을 가지고 있는 납사 및 연료유의 소비가 감소한 것으로 판단

된다.

48

연도 LPG 납사 휘발유 Kero/jet Gasoil 연료유 기타 합계

2009 413.7 273.0 293.0 296.7 1,139.4 260.8 337.0 3,013.62010 448.3 245.0 326.0 298.0 1,217.7 206.7 303.7 3,045.52011 477.3 275.8 340.0 308.0 1,272.5 207.7 309.9 3,191.22012 502.7 275.8 353.6 315.6 1,326.6 207.6 322.4 3,304.22015 571.3 320.9 393.9 329.2 1,467.1 198.6 348.0 3,629.02020 623.6 442.7 461.9 486.4 1,790.7 195.2 393.9 4,394.32025 734.1 439.8 530.7 544.8 2,206.2 160.1 475.2 5,090.92030 866.7 437.7 619.2 601.2 2,619.2 142.9 513.2 5,800.1

<표 4-4> 인도의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

4) 싱가포르의 석유제품별 수요

싱가포르는 국제물류의 허브(hub)로서 2008~2009년의 글로벌 금융

위기로 잠시 경기 위축을 경험하였지만 2010년 실질 경제성장률이 무

려 14.5%를 기록하였다. 이러한 경제회복세에 힘입어 등유 및 항공유,

납사와 연료유 소비가 증가하여 2010년 총 석유제품 수요 증가율도

12%를 기록하였다.

싱가포르의 경제성장세에 특별한 문제가 발생하지 않는다면 2011년

에도 석유제품 수요는 약 7%의 증가율을 기록할 것으로 전망된다. 항

만에서 이루어지는 벙커링(bunkering) 활성화가 2011년 싱가포르 석

유제품 수요를 견인할 것으로 추측되는데, 제품별로는 납사 항공유

휘발유가 높은 증가율을 보일 것으로 예상된다.

실제 최근의 싱가포르 석유제품 수요 증가세는 연료유와 납사가 주

도해 왔다. 2010년에 전체 석유제품 수요에서 연료유는 66%, 납사는

17%의 비중을 차지하였다. 전체 1위를 차지하는 연료유 소비의 96%

제4장 아태지역 석유수급 전망 49

는 벙커링 판매로 이루어지는데, 이는 싱가포르 경제에서 물류 부문이

차지하는 비중을 확인할 수 있는 대목이다. 싱가포르의 벙커링 판매는

지난 5년 동안 13%씩 증가하고 있지만, 국가 면적에 있어 한계를 가

진 싱가포르가 저장시설 증축을 통해 벙커링 능력을 지속적으로 증대

시키기는 어렵다고 판단된다. 전문가들이 예상하기로는 싱가포르의

향후 10년간 벙커링 판매 증가율은 약 2.5%에 머물 것으로 추정되고

있다. 주변 국가들의 새로운 벙커링 시설 건설은 아시아 태평양 지역

에서의 벙커링 경쟁이 더욱 치열해질 것임을 시사하고 있다.

싱가포르는 향후 5년 내에 새로운 석유화학 시설을 구축할 것이다.

쉘(Shell Eastern Petrochemical)이 이미 시설을 완공하였으며, 엑슨모

빌(ExxonMobil)도 석유화학시설을 건설하고 있다. 석유화학 시설의

증가는 2015년 싱가포르의 납사 수요를 약 286천b/d에 이르게 할 것

이며, 또 다른 원료(feedstock)로서 LPG 수요도 증가시킬 것으로 전망

된다.

휘발유와 경유의 수요도 2010년 각각 19.5천b/d와 61.3b/d에서 꾸준

히 증가하여 2030년에는 각각 27천b/d와 77.2b/d에 이를 것으로 추정

된다. 창이 공항(Changi Airport)이 지역이 항공 허브의 역할을 유지

하는 한 항공유 수요도 2030년까지 증가세를 유지할 전망이다.

<표 4-5>에 나타난 싱가포르의 석유제품 수요를 기간별로 나누어서

살펴보면, 2010년~2020년까지 연평균 증가율이 2.6%를 기록하지만

2020년~2030년까지는 연평균 증가율이 0.3% 수준으로 크게 둔화될

것으로 예상된다.

50

연도 LPG 납사 휘발유 Kero/jet Gasoil 연료유 기타 합계

2009 14.8 161.1 19.4 84.8 60.9 665.8 6.3 1,013.12010 14.7 191.1 19.5 94.8 61.3 746.7 6.4 1,134.62011 14.6 241.1 20.3 101.2 62.4 769.2 6.6 1,215.52012 14.5 261.1 21.1 107.2 63.4 793.8 6.8 1,268.52015 14.3 286.1 23.5 127.0 66.8 872.0 9.4 1,397.12020 15.0 291.1 25.0 136.0 71.5 917.0 7.2 1,462.82025 16.3 291.2 26.0 140.5 74.8 925.1 7.0 1,481.02030 17.0 296.3 27.0 145.2 77.2 932.6 6.9 1,502.2

<표 4-5> 싱가포르의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

5) 대만의 석유제품별 수요

2009년 글로벌 금융위기로 위축되었던 대만 경제는 2010년 10%의

경제성장률을 기록하면서 완전히 회복되었다. 이러한 경기회복세는

석유제품 수요증가로 연결되어, 2010년 석유제품 수요는 전년 대비

986천b/d 증가하여 약 4.7%의 증가율을 기록하였다. 대만의 2010년

석유제품 수요 증가는 등유 및 항공유, 경유, 연료유가 주도하였으며,

각각 9.8%, 4.1%, 11.4%의 증가율을 기록하였다. 이외에 납사 수요가

약 7% 증가율을 기록하였는데, 이는 석유화학산업 활성화에 기인한

것이다. 에틸렌 생산 공장에 원료로 투입되는 LPG도 9.4% 증가한 것

으로 조사되었다(FGE(2011)).

대만의 2011년 석유제품 수요증가율은 2010년의 상승세를 유지하

여 약 5.4%를 기록할 것으로 전망된다. 산업 및 발전용으로 사용되는

등유 및 연료유 수요가 각각 6.7%와 7.5% 증가하고, 석유화학용 납사

와 LPG 수요도 5% 이상 증가할 것으로 전망된다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 51

그러나 장기적으로 대만의 석유제품 수요 증가세는 경제성장세만큼

견고하지는 않을 것으로 전망된다. 대만의 2012년~2030년 경제성장

률은 3~4%를 유지할 것이지만 석유제품 수요 증가율은 0.7% 수준에

그칠 것으로 추정되기 때문이다. 기간별 수요 증가율은 2010~2020년

까지는 평균 1.4%를 기록하지만 2020~2030년까지 평균 0.1%를 기록

할 것으로 예상된다. 이러한 증가세 둔화는 인구 고령화로 인하여 수

송용 석유제품 소비가 점차 정체 단계에 들어가고, 정부가 발전과 산

업용 에너지로서 천연가스 사용을 적극 권장하고 있기 때문이다.

향후 대만의 석유제품 수요 확대가 기대되는 부문은 석유화학 산업

으로, 2020년까지 납사와 LPG 수요는 각각 2.1%와 1.4%의 증가세를

보일 것이다. 그러나 그 이후 2030년까지는 등유와 항공유만이 상대

적으로 높은 1%대의 증가세를 기록할 전망이다(<표 4-6> 참조).

연도 LPG 납사 휘발유 Kero/jet Gasoil 연료유 기타 합계

2009 72.5 366.7 167.2 43.2 94.3 128.8 69.3 942.02010 65.7 392.2 168.6 47.4 98.2 143.5 70.5 986.12011 68.1 413.8 172.8 51.2 104.7 154.3 74.1 1,039.02012 70.7 412.7 173.0 52.7 106.8 157.4 75.9 1,049.32015 77.4 446.3 177.8 56.1 114.5 190.5 78.0 1,110.62020 81.1 450.0 189.8 60.3 119.5 152.5 79.7 1,132.82025 84.2 445.1 193.5 64.3 122.5 160.3 80.6 1,150.52030 85.4 435.4 192.7 67.0 123.1 164.7 79.9 1,148.3

<표 4-6> 대만의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

52

6) 인도네시아의 석유제품별 수요

2008년 글로벌 금융위기에서 비교적 피해를 덜 입은 국가였던 인도

네시아는 2009년 4.6%의 경제성장률을 기록하였고, 2010년에도 5.9%

의 경제성장률을 기록할 것으로 기대된다. 이러한 경제성장세에 힘입

어 석유제품 수요는 2010년 2.1%를 기록할 것으로 전망된다.

그러나 주목할 만한 사실은 견고한 경제성장세에 비해 2009년 석유

제품 수요는 전년 대비 1.1% 감소하였다는 점이다. 이는 등유와 경유

의 수요 감소에 기인하였다. 2006년 인도네시아 정부는 등유를 대체

하기 위한 LPG 사용 정책을 추진하여 LPG 소비가 102천b/d 증가하

고 등유 소비는 84천b/d 감소하였다. 이로 인해 인도네시아의 등유 수

입은 감소되었고, LPG는 자국의 정제시설 부족으로 수입량이 증가하

였다. 그 결과 인도네시아는 LPG 순수출국에서 순수입국이 되었다.

한편, 발전용 경유 사용은 큰 폭으로 감소하였다.

인도네시아의 석유제품 수요 전망은 향후 정부의 지원정책이 어떻

게 전개되느냐에 달려 있다. 2010년 현재 보조금이 지원되는 휘발유9)

소비는 전체 휘발유 소비의 90%를 차지하고 있으며, 보조금이 지원되

는 경유는 전체 경유 소비의 40%를 차지하고 있다.

인도네시아 정부는 보조금 지원정책에 따른 재정 부담으로 2013년

에는 보조금의 40%를 감축하고 2015년에는 보조금 철폐를 고려하고

있다. 2010년 12월 정부가 승인한 계획에 따르면, 민간 차량에 사용되

는 휘발유에 대한 보조금 철폐를 2011년 3월부터 자카르타(Jakarta)

지역에서 시작하여 2011년 말까지 자바(Java)와 발리(Bali) 지역으로

확대하고, 2012년 수마트라(Sumatra) 지역으로 확대 적용한다는 것이

9) "RON 88" 휘발유로서 리터당 USD 0.52 가격에 공급된다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 53

다. 그렇지만 국제 원유가격이 상승하고 물가상승으로 인한 인플레이

션 우려가 고조되고 있어 승인된 계획이 본격적으로 실행되지는 못하

고 있다.

등유 사용을 LPG로 대체하는 작업은 성공적으로 추진될 것이어서

LPG 수요는 장기적으로 증가할 것으로 전망된다. 그러나 PT

Perusahaan Listrik Negra에 건설 계획 중인 10,000MW 발전시설은

완공까지 5년 이상 소요될 것으로 예상되어 경유와 연료유 소비는 당

분간 소폭 감소할 것으로 전망된다. 하지만 발전시설이 완공된 후에는

시설에 투입되는 연료유(경유 및 가스오일 포함) 사용량은 급증할 것

이며, 수송용 경유 소비도 크게 증가할 전망이다.

연도 LPG 납사 휘발유 Kero/jet Gasoil 연료유 기타 합계

2009 105.5 61.1 392.4 127.4 433.6 95.4 21.8 1,237.12010 143.0 61.3 425.7 120.0 397.8 92.3 22.5 1,262.72011 151.0 62.0 436.3 119.0 377.7 74.2 23.3 1,243.42012 159.6 63.2 441.6 117.3 366.7 54.1 24.1 1,226.62015 188.6 70.1 465.8 112.5 367.6 48.8 26.9 1,280.32020 215.2 78.4 518.8 117.4 419.7 58.8 31.7 1,440.12025 234.4 81.8 562.8 120.9 449.3 62.1 37.0 1,548.32030 254.9 92.2 611.2 123.4 472.9 65.7 43.4 1,663.7

<표 4-7> 인도네시아의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

<표 4-7>에서 보는 것처럼, 2011년~2012년 총 석유제품 수요는 약

간의 감소세를 보이겠지만, 2013년~2015년부터 소폭의 증가세를 보

이다가 2030년까지 지속적인 증가세를 유지할 것으로 전망된다. 수요

54

증가를 주도하는 석유제품은 휘발유, 경우, LPG가 될 것이다.

7) 파키스탄의 석유제품별 수요

2010년 파키스탄의 실질 GDP 성장률은 4.4%를 기록하였다. 2010

년 7월 큰 홍수로 인해 도로가 유실되고 산업시설이 붕괴됨으로써 경

제가 타격을 받았으며, 결국 산업 및 수송 활동에 사용되는 경유가 전

년 대비 9.9% 감소하였다. 그러나 흥미로운 사실은 전체 석유제품 수

요는 전년 대비 0.3%만 감소하였다는 것이다. 그 이유는 항공을 통한

구호활동이 활발하게 이루어져 항공유가 9.2% 증가하였고, 가정에서

휘발유를 발전용으로 사용함으로써 휘발유 수요가 큰 폭으로 증가하

였기 때문이다.

파키스탄의 2011년 경제는 2010년의 상황에서 크게 벗어나지 못할

것으로 예상되기 때문에 석유제품 수요도 크게 증가하지 못할 것으로

전망된다. 현재 지출능력이 있는 유일한 경제주체로서 정부가 휘발유,

연료유, LPG와 경유를 소비한다면, 약 5.4%의 총 수요증가율을 기록

할 것으로 전망된다.

2015년까지의 중기 전망에 있어서는 파키스탄의 연료유 수요가 중

요한 역할을 할 것으로 전망된다. 국내 가스공급이 매우 미흡한 상황

이 2015년까지 지속되어 화력발전을 위해 연료유 수요가 필요할 것이

기 때문이다.10) 또한 5년여 뒤에는 오토바이와 자동차 사용이 증가할

것으로 기대되어 휘발유 수요도 증대될 것이다. 휘발유의 대체 수송용

연료로서 LPG도 사용될 수 있으므로 LPG 수요도 중기적으로 증가할

10) 현재 파키스탄 정부는 LNG 수입을 적극적으로 추진하고 있지만 2015년 이후

에나 가능할 것으로 전망된다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 55

전망이다. 종합하면, 파키스탄의 총 석유제품 수요는 2010년~2020년

기간 중 약 3.5% 증가하고, 2020년~2030년 기간 중 약 2.7% 증가할

것으로 전망된다.

연도 LPG 납사 휘발유 Kero/jet Gasoil 연료유 기타 합계

2009 5.4 0.2 54.8 21.4 47.4 8.7 6.0 143.82010 5.1 0.2 54.9 19.8 46.0 7.4 6.2 139.52011 5.1 0.2 54.7 19.9 46.3 7.4 6.2 139.82012 5.2 0.2 54.8 20.0 46.9 7.4 6.3 140.82015 5.3 0.2 55.3 20.2 48.7 7.3 6.3 143.42020 5.3 0.2 56.2 20.7 51.3 7.3 6.5 147.42025 5.5 0.2 57.7 21.1 53.7 7.2 6.6 152.02030 5.6 0.2 59.1 21.6 55.8 7.1 6.8 156.2

<표 4-8> 파키스탄의 석유제품 수요 전망(2009~2030)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

8) 역내 석유제품 수요구조

앞서 살펴본 주요 7개국을 중심으로 한 아시아 태평양 지역 전체의

제품 수요구조 전망은 [그림 4-3]과 같다. 2030년 상대적으로 큰 비중

을 차지하는 3대 제품은 수송용 연료인 경유와 휘발유, 그리고 석유화

학산업의 원료인 납사로서, 그 비중은 각각 31%, 18%, 13%이다. 전

술하였듯이 LPG와 연료유는 천연가스와의 경쟁으로 수요가 매우 제

한적으로 증가하여, 전체 석유제품 수요에서 차지하는 비중이 약 10%

에 해당한다.

56

[그림 4-3] 아태지역 석유제품별 수요 비율

자료: FACTS GLOBAL ENERGY (2011.4)

2. 정제능력 현황 및 전망

가. 전체 시장

일반적으로 알려진 바와 같이, 석유정제 산업은 주기적 호·불황기를

반복하여 경험한다. 다만 지난 10년간의 특이한 점은 이러한 주기의

폭이 매우 심화되었다는 것이다. 이러한 변화를 단적으로 표현하는 용

어가 ‘황금기(Golden Age)’와 ‘암흑기(Dark Age)’이다. 2002년 후반

세계 최대 투자은행인 골드만삭스가 향후 정유산업의 황금기가 도래

할 것이라고 전망한 후 실제 2004년에서 2008년 정유산업은 황금기

를 누렸다. 그러나 2008년 글로벌 금융위기를 시작으로 석유수요가

제4장 아태지역 석유수급 전망 57

급감하면서 정유산업의 위기가 시작되었으며, 이 시기가 정유산업의

암흑기로 표현되고 있다.

2008년 이후 세계 정유산업의 암흑기와는 달리 아시아 태평양 지역

의 정유산업은 성장세가 유지되고 있다. 아시아 태평양 지역의 2009

년 정제능력은 2.2백만b/d가 확대되었으며, 2010년 역시 1.9백만b/d

수준의 정제능력이 추가로 확대되기 때문이다. 또한 싱가포르 시장에

서의 분해(cracking) 정제마진은 배럴당 약 $4.9로 크게 개선되고 있

다. 그러나 정제능력이 지속적으로 확대된다면 현재의 정제마진은 하

락할 가능성이 있다.

2009년 기준 아시아 태평양 지역의 국가별 정제능력 현황은 [그림

4-4]와 같다. 2004~2009년 기간 중 중국과 인도의 정제능력 연평균

증가율이 약 8%로 높게 나타나고, 중국(약 30%)과 일본(약 15~20%)

이 전체 정제능력의 약 50%를 점하고 있다.

[그림 4-4] 아시아 태평양 지역 주요 국가별 정제능력 현황

주: GlobalData(2011.1), p.9의 자료를 재구성

58

2011년~2015년 아시아 태평양 정제능력은 중기적으로 증가세를 유

지할 것으로 전망된다([그림 4-5] 참조). 이러한 정제능력의 증가는 기

본적으로 수요 증가에 기반을 둔다. 그러나 2011~2014년 정제능력 증

가분(1.9백만b/d)은 수요 증가분(2.7백만b/d)에 미치지 못할 것으로 전

망되는데, 추가적으로 필요한 정제능력은 중동 지역이 충당할 것으로

예상된다.

그렇다면 아시아 태평양 지역의 정제능력을 확대하기 위해 누가 주

도적으로 투자를 할 것인가? 정제시설에 대한 대규모 투자를 담당할

수 있는 아시아 태평양 국가의 기업은 민간기업보다 국영석유기업이

될 것으로 전망된다. 북미 및 서유럽 지역과는 달리 아시아 태평양 지

역을 대표하는 석유기업들은 정부 주도의 국영석유기업이기 때문

이다.

[그림 4-5] 중기 아시아 태평양 석유정제능력 전망(단위: 백만b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

제4장 아태지역 석유수급 전망 59

[그림 4-6]은 향후 상압증류시설(CDU)의 확대를 주도할 기업별 비

중을 구체적인 수치로 추정한 결과이다. 아시아 태평양 지역 내 정제

능력의 양대 국가는 중국과 인도이고, 연간 정제능력 증가율에 있어 3

대 국가 역시 중국과 인도, 그리고 파키스탄이다. 중장기적으로 이 세

개의 국가에서 상압증류시설 확대가 이루어진다면, 당연히 이 세 개

국가를 대표하는 석유기업들이 역내 정제능력 확대를 주도할 것이다.

따라서 중국, 인도, 파키스탄을 대표하는 석유기업들이 민간기업이 아

닌 국영기업이라는 것을 감안한다면, 향후 역내 정제 산업에서 국영

석유기업들의 약진이 두드러질 것이라는 전망을 어렵지 않게 할 수

있다. FGE(2011)는 2015년까지 상압증류시설을 통한 정제능력 확대

에 있어 국영석유기업 62%, 준정부기업 29%, 독립계기업 6%, 기타

형태의 기업이 약 3%의 비중을 차지할 것으로 예상하고 있다.

[그림 4-6] 상압증류정제시설 확대를 주도할 석유기업 유형

주: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4), p.7의 재구성

60

나. 주요 7개국의 정제 현황 및 전망

1) 중국의 정제 현황 및 투자 전망

2010년 아시아 태평양 지역의 정제능력 확장을 주도한 국가는 중국

이다. 2010년 중국의 정제능력 확장 규모는 678천b/d로서 전체 아시

아 태평양 지역 정제능력 확장의 약 80%에 해당된다. 대표적으로

Sinopec Qilu 정제시설이 2010년 3월부터 160천b/d에서 380천b/d로

확장되었으며, Sinopec Jinling 정제시설은 270천b/d에서 360천b/d로

확장되었다. CNPC/Petrochina는 200천b/d의 Qinzhou 정제시설을 가

동하기 시작하였다(<부표-1> 참조).

Sinopec의 정제시설은 대부분 남부나 동부 혹은 북부지역의 부유한

해안도시 근처에 집중되어 있는 반면, CNPC/Petrochina는 주로 내륙

도시에 집중되어 있는 것이 특징이다. 석유기업 간 정제경쟁이 격화되

자 기존의 정제시설 입지에 대한 지역적 분리는 점차 퇴색되어가고

있다. 2010년 Petrochina는 200천b/d의 Qinzhou 정제시설을 남부지역

의 Guangxi에 설치하였으며, CNOOC도 240천b/d의 Huizhou 정제시

설을 중국 남부에 설치하였다. 2011년 중국의 정제시설 확장은 2010

년보다는 적게 증대될 것으로 예상되는데, 대표적인 확장 시설은 <부

표-2>에서 정리된 바와 같다. 예를 들면, Sinopec의 40천b/d 규모의

Qingdao 및 Changling 시설 확장과 30천b/d 규모의 Cangzhou 시설

확장을 들 수 있다.

2011~2015년 기간 중 중국은 3.1백만b/d의 상압정제능력을 확장할

예정이지만, 0.5백만b/d 수준의 소규모 정제시설이 폐쇄되면 순증가분

은 2.6백만b/d가 될 것으로 전망된다. 2016년부터 2020년까지는 약

제4장 아태지역 석유수급 전망 61

2.2백만b/d의 정제능력이 추가로 확대될 전망이다.

이에 따라 2011년부터 2020년까지 중국의 정제능력은 약 750천b/d

의 노후 정제시설이 폐쇄된다 하더라도 확정 및 예정된 추가 정제 능

력은 약 4.8백만b/d에 이를 것으로 전망된다. 이 외에도 확정되거나

예정되지는 않았지만 증설이 가능한 계획도 적지 않은 규모인 것으로

조사되고 있다. 가능한 증설 계획은 상압정제시설의 경우 약 2.7백만

b/d, 감압정제시설(VDU)의 경우 960천b/d, 그리고 유동식 접촉 분해

능력이 약 36천b/d이다.

2) 일본의 정제 현황 및 투자 전망

2011년 1월 현재 일본의 상압정제시설 능력은 총 4.2백만b/d이다.

지난 3월 11일 토호쿠 지역을 강타한 지진으로 인해 3월 말 현재

Cosmo Oil의 치바 정유공장(205천b/d)과 JX Group의 센다이 정유공

장(135천b/d), 가시마 정유공장(235천b/d)의 가동이 중단되었다. 일시

적인 생산능력 손실을 보충하기 위해 Cosmo Oil과 JX Group은 다른

지역의 시설능력을 확대했다. Cosmo Oil의 요코하마 생산능력은 163

천b/d로서 약 47k천b/d가 확대되었고, 사카이데 생산능력은 130천b/d

로 약 28천b/d가 확대되었다. 또한 JX의 미츠시마 생산능력은 현재

372천b/d로 약 20천b/d가 확대된 상태이다.

그러나 일본의 정제시설 확장은 중국이나 인도와는 달리 활발하지

는 않을 전망이다. 2010년 7월 5일 경제산업성(METI)은 에너지 공급

구조에 관한 조례를 발효하였는데, 이에 따라 정유업체들은 상압정제

설비 능력 대비 중유 분해설비의 비율을 현행 10%에서 2014년 3월말

까지 평균 13%까지 높여야 한다. 그런데 정유업체들이 석유제품 수요

62

가 감소할 것에 대비하여 분해설비에 투자하지 않을 경우에는 상압정

제시설 능력을 일정 부분 폐쇄해야 하는 상황에 직면한 것이다. 실제

로 경제산업성 조례에 따라 JX Group은 오이타 정유공장과 가시마

정유공장, 미츠시마 정유공장, 네기시 정유공장에서 209천b/d를 폐쇄

할 계획을 발표했으며, Fuji Oil도 소데가우라 정유공장의 설비능력에

서 49천b/d를 감축하는 계획을 발표하였다. 또한 Showa Shell Oil

Group은 2011년 9월 말까지 오기마치, 가와사키의 생산능력 112천b/d

를 폐쇄할 계획이며, Idemitsu도 생산능력 약 93천b/d의 감축을 발표

하였다. 아울러 JX Group은 186천b/d를 추가로 처분할 계획이다.

<부표-4>, <부표-5>, 그리고 <부표-6>은 2014년까지 일본의 정제

시설 확장 가능성을 정리한 것이다. 전술한 바와 같이 2014년까지 현

재의 상압정제시설 능력을 감축시켜야 하는 상황에서 시설 확장이 계

획되어 있는 부분 역시 상압정제시설이라는 이중고에 직면하고 있다.

2011년 상압정제시설은 총 4,200천b/d에 이르고, 2014년까지 확정된

계획만 해도 390.6천b/d이다. 확정은 되지 않았지만 확장이 가능한 계

획은 상압정제시설만 558.0천b/d이고, 여타 정제시설에 대한 확장은

아직까지 계획된 바 없다.

그러나 2011년 현재의 일본 정제시설 계획이 2014년까지 수정 및

보완 없이 이어질 것으로 보기는 어렵다. 상압정제시설 과잉 상황을

극복하기 위해 상압정제시설보다는 수소화분해공정(HDC)이나 코커

(Coker)와 같은 잔사유에 열을 가해 경질제품을 생산하는 고도화 정

제시설을 확장하는 방향으로 선회할 가능성이 있다. 또한 향후 상압정

제시설의 정제마진보다 고도화시설의 정제마진이 좋아진다면 고도화

정제시설의 추가 확장이 가능할 것으로 예상된다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 63

3) 인도의 정제 현황 및 투자 전망

2011년 인도의 전체 정제능력은 3.85백만b/d였다. 자동차 연료 정책

이 정한 지침에 따라 인도의 13개 도시(델리, 뭄바이, 첸나이, 캘커타,

방갈로어, 하데라바드, 아메다바드 포함)에 속한 주유소는 2010년 4월

1일 BS-IV 규격(유로 IV)에 부합하는 휘발유와 경유로 전환하였다.

나머지 지역은 2010년 10월 1일 BS-III(유로 III) 규격으로 전환하였

다. 이에 따라 인도 정부는 국영 정유업체, 즉 Indian Oil(IOCL)과

Bharat Petroleum(BPCL), Hindustan Petroleum(HPCL)을 비롯한 자회

사에 설비 업그레이드를 촉구했다. 이에 대응하여 정유업체는 규격에

부합하는 휘발유와 경유의 출시뿐 아니라 고유황 원유를 대량으로 정

제하고 다양한 원유를 처리하기 위해 2008년부터 증설과 업그레이드

공사를 진행하였다. 인도의 국영 정유업체는 정제시설 업그레이드 작

업을 위해 약 70억 달러 이상을 투자한 것으로 조사되었다.

HPCL은 2011년 1월 125천b/d 규모의 뭄바이 정유공장에 신설된

유동식 접촉분해시설(FCC; Fluid Catalytic Cracker)을 가동하였다.

HPCL은 28천b/d의 FCC 장치를 이용하여 뭄바이 공장에서 유로 III

및 유로 IV 동급 휘발유를 약 20천b/d 생산할 수 있다. FCC 장치를

이용한 생산은 당초 2010년 11월 개시될 계획이었다. 그러나 공기가

지연되어 12월 휘발유 수요를 충당하기 위해 수입에 의존할 수밖에

없었다. Vizag에서 현재 14천b/d에서 32천b/d로 증설 공사가 진행되

고 있는 2차 FCC 장치의 가동 역시 2주 이상 지연되어 2011년 1월

가동되었다.

국영 정유업체 BPCL은 2011년 2분기 중부 인도에 위치한 120천

b/d 규모의 정유공장을 가동할 예정이다. Oman Oil Company가 지분

64

26%를 보유하고 있는 이 정유공장 가동은 거의 24개월이 지연되고

있다.

<부표-6>은 2011년까지 시설별 확장 계획을 정리한 것으로서, 상압

정제시설이 약 3.85백만b/d로 확장을 주도하며, VDU, FCC 및 RFCC,

Coker, HDC 순으로 확장될 것으로 전망된다. 또한 2020년까지 모든

프로젝트가 계획대로 완공될 경우, 상압정제시설이 약 0.98백만b/d,

VDU 약 0.42백만b/d, Coker 약 0.4백만b/d, FCC 및 RFCC 약 0.27백

만b/d, 그리고 HDC가 약 0.13백만의 순으로 확장될 전망이다(<부표

-7> 참조). 또한 인도의 확장 가능한 정제시설계획은 중국과 일본에

비해 더 규모가 클 것으로 전망된다.

4) 싱가포르의 정제 현황 및 투자 전망

싱가포르에는 정유공장이 3개 있으며, 모두 외국계 다국적기업의

소유이다. 엑손모빌(ExxonMobil)은 주롱섬(Jurong Island)에 580천b/d

의 정유공장을 가동하고, 쉘은 Pulau Bukom 인근에 449천b/d의 정유

공장을 가동하고 있다. 그 다음으로 셰브론과 싱가포르석유회사(SPC)

가 지분을 50대50 보유하고 있는 합작회사가 운영하는 275.5천b/d 규

모의 정유공장이 있다. SPC는 2009년부터 PetroChina의 전액 출자 자

회사가 되었다.

<부표-9>에서 보는 것처럼, 이들 세 기업의 정제시설은 상압정제시

설이 1.3백만b/d이고, 열분해시설 0.21백만b/d, 접촉개질 0.13백만b/d

등이다. 싱가포르는 앞서 살펴본 중국, 인도, 일본과 비교하여 정제 투

자가 소규모로 이루어지고 있으며 시설다변화에 있어서도 Coker,

FCC 및 RFCC, HDC 등과 같은 고도화설비에 대한 투자 규모가 크지

제4장 아태지역 석유수급 전망 65

않은 것으로 확인되고 있다.

2011년 4월 현재, 싱가포르의 정유공장 추가 투자 계획은 발표되지

않고 있다. 따라서 앞서 살펴본 국가들과는 달리 확정 및 예정된 정제

투자계획 자료는 입수가 불가능하다. 실제 SPC는 황함량 10ppm의 제

품을 공급하기 위해 휘발유 업그레이드 및 탈황 장치를 추가로 설치

할 계획이었지만, 이 계획을 추진하지 않기로 결정한 것으로 전해지고

있다. 싱가포르에서 휘발유는 2012년 유로 IV 표준, 경유는 2014~15

년경에 유로 V 표준으로 전환을 고려하고 있는데, 이러한 전환을 위

해 관련 정제시설이 필요하다면 추가 투자가 발생할 가능성도 있다.

Jurong Aromatics Corp.(JAC)는 110천b/d 상압정제시설을 비롯하여

주롱섬에 20억 달러 규모의 석유화학단지를 건설할 계획이다. JAC는

100억 달러 규모의 원료 공급계약을 BP와 체결한 것으로 알려졌다.

JAC는 자금 조달의 어려움으로 인해 완공 목표일정을 2014년으로 연

기해야 했다. 해운무역그룹 Hin Leong도 300~

500kb/d 규모의 정유공장 신설을 신청하였다.

<부표-10>은 확장 가능한 정제시설 투자 계획을 정리한 것으로,

2014년 2분기와 2016년 4분기 엑손모빌 주롱섬 공장에 상압정제시설

만 각각 110천b/d, 500천b/d 수준의 확장이 전망되고 있다.

5) 대만의 정제 현황 및 투자 전망

2011년 1월 기준 대만의 총 상압정제시설 능력은 약 1.25백만b/d로,

CPC는 카오슝에 205천b/d, 다롄에 280천b/d, 타오위안에 187천b/d의

정유공장을 보유하고 있다. CPC는 중동, 서아프리카, 아시아 등에서

원유를 조달받는데, 중동원유 점유율이 약 70%로 가장 높다. FPCC는

66

Yunlin에 504천b/d 규모의 정유공장을 보유하고 있으며 중동에서 원

유 90%를 조달한다.

2005년부터 CPC는 엄격한 수송용 연료 규격을 준수하기 위해 고급

휘발유 및 경유 생산 능력을 증설할 수 있는 수소처리 장치를 건설해

왔다.11) CPC Taoyuan은 2008년 말 28천b/d 휘발유 수소처리시설과

28천b/d 경유 수소처리시설을 완공하는 한편, CPC Dalin은 2009년

말 18.7천b/d 휘발유 수소처리시설을, CPC Kaoshiung은 2010년 말

16.8천b/d 휘발유 탈황시설을 완공하였다. CPC Dalin의 나머지 수소

처리시설은 앞으로 2년 내에 완공될 것으로 예상된다.

CPC는 카오슝 정유공장을 대체하기 위한 프로젝트를 추진하여

2015년까지 완공할 계획인데, 2009년 6월 환경청(EPA) 위원회는 엄

격한 환경영향 평가를 받아야 한다고 결정했다. 컨소시엄은 2011년 4

월 말 환경영향 평가를 완료할 예정이어서, 시설이 건설되더라도 완공

연도가 2017년으로 지연될 것으로 전망된다.

카오슝 정유공장이 폐쇄된 이후 타이완에 정유공장이 신설될 수 있

을지 확신할 수 없다. CPC뿐 아니라 타이완 정부도 이를 폐쇄할 확실

한 인센티브는 없기 때문이다. 따라서 정유공장 폐쇄에 대한 전망은

<부표-13> 확정 가능에 괄호형식으로 정리하였다. 대만의 확장 가능

한 상압정제시설은 2013년 4분기 Formosa Petroleum의 46.7천b/d,

2017년 4분기 CPC의 279.9천b/d, 2019년 Formosa Petroleum의 180

천b/d이다. 2015년 4분기 CPC가 205.3천b/d를 폐쇄하면 확장 가능 규

모는 총 301.3천b/d로 예상된다.

11) 2011년 7월 10ppm의 경유, 2012년 1월 10ppm 휘발유로 전환할 예정이다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 67

6) 인도네시아의 정제 현황 및 투자 전망

인도네시아는 대규모 정유공장이 7개, 소규모 정유공장이 2개를 보

유하고 있으며 총 생산능력은 1,122천b/d에 이른다. 그렇지만 국내 수

요를 충당할 수 없기 때문에 국영석유회사 Pertamina는 부족분을 메

우기 위해 수입에 의존하고 있다. 전체 석유제품을 대규모로 생산할

수 있는 정유공장은 Pertamina가 보유한 여섯 개에 불과하다. 3.8천

b/d의 Cepu 소규모 정유공장은 인도네시아 석유가스총국의 소유로 교

육용에 사용된다. 6천b/d Bojonegoro 공장은 민간기업 PT Tri

Wahana Universal(TWU)의 소유로 2009년 가동되어 Cepu(Banyu

Urip) 원유를 소비한다. TPPI가 운영하는 대규모 100천b/d Tuban 공

장은 회사의 석유화학시설에 연계된 간이 상압증류장치로 Pertamina

가 공급하는 응축수와 LSWR을 석유화학용 원료와 휘발유로 가공한

다. 이 경우 LPG와 등유, 휘발유, 경유, 연료유 생산량은 Pertamina를

통해 유통된다.

Pertamina 정유공장 2개의 증설 계획이 확정되었다. 첫 번째는 정유

공장에서 생산되는 연료유와 LSWR을 휘발유로 분해하기 위해 인도

네시아 최대 상압정제시설을 보유한 Cilacap에 설치되는 RFCC 장치

이다. 프로젝트는 당초 Pertamina와 합작회사 PT Petramit가 대행하는

일본의 미쓰이 그룹 간에 20:80 합작사업으로 진행되었다. 인도네시아

정부의 명령에 따라 Pertamina는 프로젝트의 지분을 늘리고 싶다는

의견을 표명하였고, 이로 인해 미쓰이가 탈퇴하였다. Pertamina는 현

재 RFCC에 직접 투자하고 있으며 2011년 착공하여 2013년 완공을

계획하고 있다. 아울러 Plaju/Musi의 기존 FCC 장치도 업그레이드할

계획이다.

68

확정된 프로젝트뿐 아니라 Pertamina는 2017년까지 석유제품의 자

급을 이루어 석유제품 수입을 하지 않는다는 야심찬 계획을 가지고

있다. 이 계획은 Cilacap과 Plaju 시설의 확정된 고도화를 포함할 뿐

아니라 다른 정유공장 3개의 증설도 수반될 것이다. Balikpapan의 고

도화에는 50천b/d의 수소첨가분해시설을 설치할 계획을 포함한다.

Dumai/Sei Pakning에서는 상압정제시설을 200천b/d까지 확장할 것이

다. Balongan에서는 200kb/d의 상압정제시설 신설이 계획되어 있다.

Balongan 프로젝트는 쿠웨이트 석유회사의 관심을 끌었으며, 이 회사

는 상압정제시설 용량을 최대 300천b/d까지 확장하기 위해 Pertamina

와 제휴할 예정이다. 그러나 추진 일정은 불확실한 상태이며 프로젝트

는 ‘가능’으로만 분류하고 있다.

이 밖에 인도네시아의 계획은 아래와 같이 7가지로 정리될 수 있다.

첫째, IOCL의 Koyali 정유공장 40천b/d 증설이다. 또한 Panipat 정

유공장에서 수행된 공사와 마찬가지로 잔사유 분해시설을 보완하는

데 중점을 둘 것이다. IOCL은 2011년 3분기까지 Koyali 증설을 완료

할 예정이다.

둘째, IOCL의 자회사 CPCL은 현재 쳄나이(마날리) 정유공장의 증

설 및 고도화 프로젝트를 2011년 4분기까지 완료할 예정이다. 정유공

장 고도화는 현장 시공의 지연으로 인해 일정보다 지체되고 있으나,

고도화가 완료되면 2010년 4월 이후 자동차 연료용 BS-IV 규격으로

전환을 끝낸 첸나이와 방갈로어 시장에 제품을 공급하게 된다. 현실적

으로 CPCL이 개선된 CDU/VDU 설비를 가동하는 시기는 2012년 상

반기 말이 될 것으로 예상된다.

셋째, Essar Oil의 Vadinar 정유공장 증설 I-단계(80천b/d)는 2012년

제4장 아태지역 석유수급 전망 69

1분기에 가동이 예상된다. II-단계는 2017년에야 완공될 예정이지만,

원유가격 인상과 정제마진 전망의 불투명으로 인해 투자에 신중을 기

할 것으로 추측된다. Essar의 경우 II-단계에 계획하였던 320천b/d 대

신 160천b/d의 상압정제시설만 가동할 것으로 전망된다.

넷째와 다섯째는 각각 HPCL의 Bhatinda 지역 정유공장(180천b/d)

이 현재 2012년 1분기에 가동될 전망과 망갈로어 MRPL 정유공장 증

설(64천b/d)과 업그레이드 작업이 2012년 3분기 완공된다는 예상이다.

특히 MRPL의 프로젝트 ‘III-단계 정유공장 증설 및 고도화 프로젝트’

의 이행이 일정보다 지연되고 있다. 다수의 부수적인 처리 장치와 별

도로 이 프로젝트는 CDU/VDU와 FCC 장치, 열분해 시설, 경유 수소

처리장치(DHDT), 폴리프로필렌 장치의 설치가 수반될 것으로 전망된

다.

여섯째, BPCL의 뭄바이 정유공장에서는 현재 1.8천b/d 개질설비 용

량을 2.4천b/d로 늘리는 공사가 진행되고 있다. 개질설비 용량의 확대

를 통해 BPCL은 뭄바이 정유공장에서 유로 III 및 IV 등급 자동차 연

료 생산량을 늘릴 수 있을 것이다. 개질설비 프로젝트는 2012년 4분

기에 완공될 것으로 예상된다.

마지막으로 Paradeep에 있는 IOCL의 지역 정유공장(300천b/d)은

2016년 4분기에 가동될 것으로 예상된다. 이 정유공장의 건설은 오래

지체되었으나 IOCL은 DCU와 FCC, 개질설비, 나프타 수소처리장치

설치를 추진하고 있다.

7) 파키스탄의 정제 현황 및 투자 전망

2011년 1월 현재 파키스탄의 원유처리 능력은 295천b/d에 달한다.

70

파키스탄의 정유공장은 구성이 상당히 단순하고 대부분 단순 정제시

설로 분해설비나 탈황설비는 거의 없는 것으로 알려져 있다. 또한 파

키스탄 정유산업의 특징은 해외 수요보다는 국내 수요를 위해 석유제

품을 생산하고 있다. 오래전부터 정유산업 기반을 강화하기 위한 다양

한 노력이 이루어지고 있지만 국내 경기 침체와 에너지 부문에 악영

향을 미치는 순환 부채 위기가 대두되면서 아직까지 가시적인 성과는

얻지 못하고 있다.

물론 국가 정유산업 경쟁력 강화를 위하여 프로젝트 진행에 대한

계획과 논의는 계속되고 있다. Byco Petroleum Pakistan Ltd.(전

Bosicor Pakistan Ltd.)는 120천b/d 정유공장을 영국에서 Balochistan

으로 재배치하는 작업을 진행하고 있다. Byco는 또한 2012년 1분기

완공을 예정으로 30천b/d 정유시설 건설을 추진하고 있다. 아울러 정

유공장에 통합될 석유화학 공장 건설도 계획 중이다. Pakistan

Refinery Ltd.(PRL)는 1억 8200만 달러를 투자하여 청정 연료를 생산

하고 정제마진을 개선하기 위한 Karachi 인근 정유공장 고도화 작업

을 2012년 초까지 마무리하려고 한다. Multan에 소재하는 Pak Arab

Refinery Co(PARCO) 정유공장은 유로-II 규격에 따라 경유 수첨탈황

설비를 가동하기 시작했다. 정유공장은 3천b/d 규모의 아스팔트 플랜

트도 증설하고 있으며 2012년 초에 가동될 예정이다. Attock Refinery

Ltd.는 Rawalpindi 정유공장의 원유정제 능력을 11.5천b/d 확장할 계

획이다. 또한 2014년 중반까지 나프타분을 고부가가치 휘발유로 전환

하는 장치를 추가할 계획을 가지고 있다.

이러한 증설 및 고도화 계획을 성공적으로 수행하기 위해서는 경기

침체나 순환 부채 문제 등이 발생하지 말아야 할 것이다. 실제 파키스

제4장 아태지역 석유수급 전망 71

탄의 PARCO와 아부다비 기반의 석유투자회사(IPIC)가 합작하여 수

출 중심의 정유공장 건설을 위한 MOU를 2007년 11월 체결하였다.

그러나 2008년 글로벌 금융위기에 따른 세계 경기 침체, 정제마진 확

보의 어려움, 그리고 경영상의 문제를 둘러싼 PARCO와 IPIC의 견해

차이로 2009년 1월 작업을 중지할 수밖에 없었다. 당시 순환 부채 문

제도 작업 중단의 주된 배경이었던 것으로 전해지고 있다.

이러한 경제적 불확실성으로 인해 파키스탄의 경우 정제시설 확장

가능 계획은 구체적으로 수립되지 못하고 있다. <부표-17>에 현재 파

키스탄의 시설 현황이 정리되었으며, <부표-18>은 거의 확정된 정제

시설 계획을 정리하였다. 파키스탄 역시 2016년까지 상압정제시설 약

391.5천b/d가 증설될 것으로 전망된다. 파키스탄 정부가 갈수록 악화

되는 수급 격차를 해소하고 잉여 제품을 수출하기 위해 해안 정유공

장 신설에 얼마나 열의를 보이느냐가 향후 정제시설 확장에 주요 변

수가 될 것으로 예상된다.

8) 종합 검토

앞에서 아시아 태평양 지역 주요 7개국의 정제시설 확장에 대한 현

황과 전망을 시설별, 연도별로 실현 가능성까지 고려하여 살펴보았다.

2020년 이후의 중장기적 관점에서 정제능력 확장 계획을 살펴보면,

일본의 정제능력 위축이 가장 눈에 띈다. 중국과 인도의 경우 CDU를

중심으로 하는 다양한 시설에서의 정제능력 증가가 지속될 것으로 전

망되지만, 일본은 오히려 500천b/d 이상의 CDU 시설능력 감소가 예

상되고 있다. 2020년이면 경제발전단계가 성숙기에 진입하는 대만 역

시 일본과 유사한 패턴의 정제능력 변화가 예상되는데, 대만의 경우에

72

는 일본과 달리 CDU 능력은 증가하지만 CDU 이외의 시설능력은 감

소할 것으로 전망된다.

3. 수출입 전망

가. 아시아 태평양 전체 수출입

2008년 글로벌 금융위기로 인해 2008~2009년 기간 중 세계적으로

석유수요가 감소하였지만, 2010년에는 아시아 태평양 지역을 중심으

로 세계 석유수요가 다시 증가하고 있다. 2010년 아시아 태평양 지역

의 석유제품 수요량은 전년 대비 1,287천b/d 증가한 26,166천b/d를 기

록하였다. 통상적으로 수요량에 비해 부족한 공급량은 수입을 통해 국

내 시장의 균형이 이루어지고, 반대로 초과 공급량은 수출을 통해 균

형이 이루어진다. 아시아 태평양 지역에서는 LPG, 납사, 연료유는 초

과 수요로 인해 지난 2005년 이후 순수입을 유지하고, 휘발유, 등유

항공유, 경유 등은 초과 공급으로 인해 순수출을 유지하고 있다(<표

4-9> 참조).

현재와 같은 수급 상황은 2020년까지 지속될 전망이다. 우선 2015

년까지의 수요 증가는 연평균 2.5%를 유지하여 29.683천b/d에 이르지

만, 이후 2020년까지는 연평균 2.3%의 증가율을 보이며 33,163천b/d

를 기록할 것으로 예상된다. 현재 초과수요 상태인 LPG는 2020년에

도 약 1백만b/d 수준의 수입이 발생할 것으로 전망되는데, 역내 LPG

수출국은 현재 수출국인 말레이시아, 호주, 싱가포르와 더불어 2015년

이후부터 중국도 수출국이 될 수 있을 것으로 전망된다.

현재 아시아 태평양 지역의 대표적 수출제품인 휘발유는 2015년까

제4장 아태지역 석유수급 전망 73

지 순수출량(=수출량-수입량)이 약 420천b/d에 이르지만 2015~2020

년에는 약 280천b/d 수준에 머물 것으로 전망된다. 등유 항공유 및 경

유와 같은 중간유분의 수출도 2015년까지 약 1,159천b/d를 기록하겠

지만, 이후에는 역내 수요 증대로 인해 약 50%가 감소한 584천b/d에

머물 것으로 예상된다.

결론적으로 아시아 태평양 지역의 2020년 제품별 수급의 특징은 휘

발유, 경유, 항공유 등 수송용 연료유 수출이 수입을 초과하지만 LPG,

납사, 기타 연료유, 아스팔트 등은 수입이 수출보다 많을 것으로 전망

된다.

연도 구분 LPG 납사 휘발유등유

제트유경유 연료유 기타 합계

2012

공급량 1,813 3,003 5,488 2,623 9,173 2,066 1,966 26,132

수입량 1,065 1,657 922 493 1,034 2,244 439 7,854

수출량 183 490 1,370 772 2,018 1,179 239 6,250

수요량 2,696 4,170 5,040 2,343 8,188 3,124 2,166 27,726

2015

공급량 1,953 3,139 5,896 2,755 9,754 2,115 2,131 27,744

수입량 1,113 1,703 1,004 504 1,064 2,217 430 8,036

수출량 159 449 1,424 746 1,981 1,155 220 6,135

수요량 2,907 4,394 5,474 2,512 8,836 3,174 2,341 29,638

2020

공급량 2,177 3,489 6,388 2,949 10,799 2,250 2,391 30,443

수입량 1,166 1,742 1,162 587 1,211 2,228 473 8,569

수출량 171 413 1,444 653 1,730 1,199 231 5,841

수요량 3,171 4,818 6,103 2,883 10,279 3,276 2,633 33,163

<표 4-9> 아시아 태평양 석유제품 수급 균형

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

74

나. 국가별 수출입

앞서 살펴본 바와 같이 2020년 예상되는 아시아 태평양 지역의 대

표적 수입제품은 LPG, 납사, 연료유 등이다.

국가별 LPG 수입 추이를 살펴보면 호주, 중국, 말레이시아, 싱가포

르를 제외한 주요 10개국 이상이 LPG를 수입할 것이다(<표 4-10> 참

조). 역내 농어촌 지역의 등유 소비가 LPG 소비로 전환됨에 따라 특

히 인도, 일본, 인도네시아 등이 역내 LPG 수입을 주도할 것으로 예

상된다. 다만 호주, 중국, 말레이시아, 싱가포르는 역내의 LPG 순수출

국으로서의 지위를 유지할 것으로 보이는데, FGE(2011)에 따르면 이

들 3국은 각각 2천b/d, 49천b/d, 28천b/d, 36천b/d의 LPG 수출할 것으

로 추정된다.

향후 아태지역 국가들의 석유화학산업 성장으로 인해 납사의 역내

수요가 공급을 초과함에 따라 납사도 대표적인 수입제품 중의 하나이

다. 2020년까지 납사 수입을 주도할 역내 국가는 우리나라, 일본, 대

만, 싱가포르 등이며, 2020년 수입량은 각각 474천b/d, 360천b/d, 310

천b/d, 179천b/d로 추정된다.

마지막으로 2020년 연료유의 경우 세계 최고 물동량의 항만

(bunkering port)을 보유한 싱가포르가 694천b/d를 수입하고 중국은

188천b/d를 수입함으로써 역내 순수입량(1,065천b/d)의 88%를 차지하

게 될 것이다. 아태지역의 대표 수출 석유제품은 전술한 바와 같이 수

송용 연료가 될 것이며, 정제능력이 지속적으로 증대되고 있는 국가인

인도, 우리나라, 싱가포르, 대만, 일본, 중국, 태국 등이 수송용 연료

수출을 주도할 것이다. 이들 7개국의 2020년 역내 휘발유 수출 비중

은 약 97%, 경유 수출 비중은 약 98%를 차지할 것이다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 75

연도 구분 LPG 납사 휘발유등유

제트유경유 연료유 기타 합계

2012

호주 (26) (3) 26 29 131 2 17 177중국 32 86 (190) 76 (98) 244 188 338인도 171 (205) (308) (109) (388) (173) 21 (991)

인도네시아 101 (11) 238 16 90 (111) (2) 321일본 305 470 (40) (20) (140) 50 44 669

말레이시아 (38) (39) 120 (22) (18) 6 (7) 3파키스탄 5 (22) 17 7 72 127 (5) 201필리핀 27 (4) 32 16 60 (5) (1) 125싱가포르 (38) 149 (144) (109) (274) 694 (61) 217대한민국 202 416 (178) (247) (423) 32 (29) 227대만 20 276 (114) (51) (224) 66 20 8태국 45 52 (33) (35) (111) (62) (10) (155)베트남 34 - 53 9 102 25 17 242기타 42 3 71 163 236 170 9 694총계 882 1,168 (449) (279) (984) 1,065 200 1,604

2020

호주 (22) (2) 37 41 168 1 22 246중국 (49) 108 (203) 105 (163) 122 176 95인도 228 (132) (316) (32) (182) (224) 54 (603)

인도네시아 125 (15) 295 (4) 149 (72) 5 482일본 250 360 - 10 (40) - 44 624

말레이시아 (28) (32) 193 (12) 10 4 (6) 129파키스탄 4 (51) 4 (21) 5 119 (15) 46필리핀 44 17 43 31 82 (23) (1) 193싱가포르 (36) 179 (137) (80) (261) 810 (59) 416대한민국 227 474 (208) (240) (408) 54 (28) (129)대만 37 310 (113) (44) (209) 75 26 82태국 92 108 (32) (33) (94) (68) (10) (37)베트남 67 - 58 16 109 21 22 293기타 54 5 97 198 314 211 14 893총계 995 1,328 (283) (66) (519) 1,029 243 2,728

<표 4-10> 아태지역 국가별 및 제품별 순수입(수출) 전망

(단위: 천b/d)

주: ( )의 숫자는 순수출을 의미.

자료: FACTS GLOBAL ENERGY(2011.4)

76

1) 중국

2010년 총 정제처리량이 8.5백만b/d를 기록한 중국의 수출입 현황

과 전망은 다음과 같다. 중국은 2010년 수요 급증에도 불구하고 정제

능력의 급속한 증설에 힘입어 휘발유 120천b/d, 경유 60천b/d를 수출

하였다. 중국 정부는 에너지안보를 이유로 경유 자급 상황을 유지하기

위해 신중한 정책을 시행하고 있다. 중국의 정유업체는 항상 경유 최

대화 모드로 정유공장을 운영하기 때문에 휘발유 생산량도 증가한다.

이에 따라 중국은 오랫동안 휘발유 수출 대국(100천b/d 이상)으로 자

리 잡아 왔다. 중국 정유업체는 휘발유 극대화 정책에 힘입어 RFCC

와 FCC 등 분해설비 용량을 새로 추가해 왔다. 이로 인해 전체 연간

정제능력이 크게 증가했음에도 불구하고 연료유 생산량은 늘지 않

았다.

2010년대 중후반까지 중국의 석유제품 수급균형은 수요 변화와 정

제능력에 따라 결정될 것이다. 2011년 초부터 2015년 말까지 중국은

정제능력을 2.6백만b/d 추가할 예정이어서 2015년에는 11.0백만b/d에

달하는 원유를 처리할 것으로 전망되며, 이는 석유제품 예상 수요

11.1백만b/d와 비슷하다. 그 결과 중국의 석유제품 순수입량은 150천

b/d로 낮아질 것이며, 휘발유와 경유 수출은 지속되는 한편 연료유와

나프타, 등유 제트유 등의 수입도 계속될 것으로 전망된다.

2016년 초부터 2020년 말까지 중국의 정제능력은 2.2백만b/d 추가

될 것으로 예상된다. 2020년에는 연간 정제능력이 13.2백만b/d에 도달

하여 석유제품 예상 수요 13.3백만b/d와 비슷한 수준이다. 순수입량은

100천b/d 이하로 감소하고 연료유와 나프타, 등유 제트유가 수입되고

휘발유와 경유, LPG가 수출될 것으로 전망된다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 77

2) 일본

일본은 2010년 약 350천b/d에 이르는 정유시설의 조업을 중단하여

총 원유처리량이 감소할 수밖에 없는 상황에 직면하였지만 다행히 전

년 대비 약 0.2%(약 350천b/d)의 소폭 감소에 머물렀다. 2011년 3월

11일 토호쿠 태평양 해역에 발생한 지진과 쓰나미로 인해 2분기 이후

까지 일본 정유시설의 처리능력이 감소하였다. 2011년 원유 처리량은

전년 대비 5.4% 하락한 340천b/d를 기록할 것으로 예상된다.

중장기적으로 일본의 원유처리량은 정유공장 폐쇄와 석유제품 수요

감소에 따라 지속적으로 하향세를 보일 전망이다. 석유제품 수출도 제

한적일 것으로 전망되어 원유처리량의 하향세는 더욱 가속화될 수 있

다. 석유제품 수출은 아시아 지역의 정제능력 과잉과 중국, 인도 등과

의 치열한 경쟁으로 인해 안정적 수익성 확보가 어려울 것으로 전망

되기 때문이다.

일본의 석유제품별 수출입 상황을 살펴보면, 국내 공급만으로는 수

요를 충족시킬 수가 없어 해외 수입에 의존하고 있는 납사의 경우

2010년 수입량은 전년 대비 14.4%(59천b/d) 증가하였다. 납사와 LPG

는 중장기적으로도 수입의 증가세가 지속되어 2020년 각각 360천b/d

와 250천b/d에 이를 것으로 전망된다. 결국 국내수요를 충족하기 위하

여 석유제품 전체적으로 수입은 증가하지만 수출은 감소될 것이다. 당

장 2011년 수출물량도 전년 대비 43천b/d 하락한 355천b/d에 머물 것

으로 예상된다.

3) 인도

중국과 함께 아시아 태평양 지역의 석유정제를 주도할 인도의 수출

78

입 전망을 살펴보기로 한다. 2010년 석유제품 수입량은 주로 자동차

연료 정책으로 인해 증가하였다. 인도는 2010년 4월 1일부터 13개 도

시에서 판매되는 휘발유와 경유를 BS-IV 규격을 준수토록 하는 한편

나머지 지역은 2010년 10월 1일까지 BS-III 규격으로 단계적으로 전

환하도록 의무화하였다. 국영 정유공장은 자체 단위로 업그레이드 작

업을 수행하였지만 제품 부족(특히 휘발유)에 대해서는 수입을 늘렸

다. 정유업체는 주거 부문의 LPG 수요 증가도 따라잡을 수 없어서

LPG 수입도 전년도에 비해 71% 증가한 128천b/d가 되었다.

2010년 인도 전체 석유제품의 생산량(3.94백만b/d) 중 경유가 40%,

휘발유 15%, 나프타와 LPG가 각각 11%와 8%인 것으로 추산된다.

2010년 인도의 제품 수출은 1.18백만b/d로 추산되어 전년 대비 19%

가까이 증가하였다. 경유와 휘발유는 전체 수출의 62% 이상을 차지했

으며, Reliance(RIL)가 SEF 정유공장에 진출함에 따라 전통적인 아시

아와 아프리카 시장보다 유럽과 미주, 중동을 새로운 목표시장으로 삼

기 시작했다. RIL은 Hess를 통해 미국시장에 직접 휘발유를 판매했으

며, 나프타와 연료유 수출 역시 증가했다. 인도는 경유와 휘발유, 나프

타, 연료유의 주요 수출국으로 남아 있을 것으로 전망된다. 제트유 수

출도 상승세를 지속할 것으로 전망된다. 등유에서 LPG로 연료를 전환

하는 농촌 가구가 증가하면서 인도의 LPG 소비도 증가할 것으로 예

상된다.

4) 싱가포르

싱가포르는 세계 최대의 연료 벙커링 항만으로 지난 5년간 외항 선

박에 공급되는 연료유 매출이 약 75% 증가하였다. 한정된 국내 생산

제4장 아태지역 석유수급 전망 79

으로 인해 이 같은 국제벙커링 수요 증가는 수입으로 충당될 수밖에

없었다. 2010년 연료유 총수요(=내수+벙커유 판매)는 751천b/d로, 이

중 순수입물량이 640천b/d로 추정되어 약 85%를 차지하고 있다.

2010년 연료유 순수입물량은 전년 대비 10% 증가하였다. 연료유 수

입은 2012년 694천b/d, 2015년 773천b/d, 2020년 810천b/d로 증가세

가 지속될 전망이다.

벙커링 판매를 위한 연료유 거래와 별도로, 싱가포르의 주요 수출

시장은 동남아시아 지역에 집중되어 있다. 휘발유의 주요 수출시장은

인도네시아, 말레이시아, 필리핀, 베트남, 호주이며, 경유는 인도네시

아, 베트남, 홍콩, 호주 등이다. 싱가포르는 특히 동남아시아 수출 시

장을 적극적으로 공략함으로써 이들 지역에 대하여 주요 공급국의 지

위를 유지할 것이다. 인도네시아와 말레이시아, 호주, 필리핀, 홍콩과

같은 주요 수출시장이 정유시설 증설 계획이 없는 것은 이러한 가능

성을 더욱 현실화시킬 수 있다. 아울러 싱가포르는 이 지역의 무역중

심지로 지역 내 석유제품 수급의 불균형을 해소하는 역할도 담당할

것으로 전망된다.

또한 역내 석유제품 저장능력의 증가가 싱가포르 무역의 주요 동인

이었던 지난 10년에 비해 전체 수출입 물량은 2020년까지 대체로 둔

화된 성장세를 보일 것으로 예상된다. 성장세 둔화의 배경은 싱가포르

의 좁은 국토 면적으로 인한 저장 및 벙커링 용량의 제약에서 비롯될

것이다. 비록 성장세는 둔화되지만 거래량은 꾸준히 증가하여 2015년

4백만b/d를 상회할 것으로 추정되고 있다.

납사 수입은 석유화학 생산능력의 증가로 인해 크게 증가할 전망이

다. 쉘은 2010년 연간 80만 톤급 에틸렌 분해설비를 신설하였으며, 엑

80

손모빌은 2011년 말 연간 1백만 톤급 에틸렌 분해설비를 가동할 예정

이다. 납사 순수입 물량은 2015년 170천b/d 이상으로 증가가 예상된다.

5) 대만

대만의 정유공장 평균 정제처리량은 2010년 876천b/d로 전체 정유

능력의 약 70%에 해당하며, 전년 대비 8.3%가 감소했다. 7월 FPCC

#2 잔사유 탈황설비에 발생한 화재로 인하여 504천b/d급 Yunlin 정유

공장의 가동률은 2010년 하반기에 65%에 머물렀다. 이 같은 생산량

감소는 실제 GDP가 10% 성장함에 따라 수요가 전년 대비 4.7% 증가

함으로써 더욱 악화되었다. 대만은 2010년 휘발유와 경유 수출이 감

소되는 한편 나프타 수입은 증가하였다. 대만은 2003년 Yunlin 정유

공장 완공에 따라 석유제품의 순수출국이 되었으나, 2010년 처음으로

상황이 역전되었다.

2011~2020년 대만의 석유제품 수요 연평균 증가율은 수송용 연료

의 증가율을 고려할 때 약 1%를 유지할 것으로 전망된다. 대만의 이

러한 석유제품 수요증가율은 인구가 고령화되는 성숙단계 경제의 국

가들에게 전반적으로 나타나는 것이다. 세계 정유시설 능력의 과잉에

따라 대만의 정유공장 가동률은 2020년까지 75~80% 수준을 유지할

것이다. 비록 국내 수요 증가세가 소폭일지라도 정제물량이 정체된다

면 2020년 대만의 석유제품 순수입물량은 약 82천b/d를 기록하여,

2012년의 8천b/d를 훨씬 상회할 것으로 예상된다.

CPC는 현재 Dalin 정유공장에 수소처리설비와 75천b/d급 RFCC를

건설하고 있다. RFCC 증설은 대만의 연료유 생산량을 감소시키고 국

내 품질 요건인 10ppm을 뛰어넘는 고품질의 휘발유 및 경유 생산량

제4장 아태지역 석유수급 전망 81

증대에 기여할 것이다. 결국 Dalin 정유공장의 RFCC 건설은 연료유

수입량 증가와 고품질 휘발유와 경유의 해외시장 진출 확대로 이어질

것이다.

6) 인도네시아

인도네시아의 2010년 연간 정제량은 전년 대비 소폭 상승하였고,

가동률도 전년도의 81.5%에서 82.1%로 상승한 것으로 추정된다. 석

유제품별 수출에 있어서는 납사와 경유, 연료유 수출의 호조로 전체

석유제품 수출물량이 증가하였으나, 등유의 LPG 전환으로 LPG 수입

량이 62천b/d에 이르면서 결국 순수출물량은 소폭 증가한 수준에 머

물게 되었다.

인도네시아는 정부 정책으로 인해 2008년부터 LPG 순수출국에서

순수입국이 되었다. 등유에서 LPG로의 전환은 성공적으로 추진되었

으나 정유공장 LPG뿐 아니라 정유공장 이외의 LPG 생산으로도 LPG

수요를 맞출 수 없었기 때문에 중동(사우디아라비아와 UAE)에서

LPG를 수입하게 되었다. 이와는 반대로 정책 전환에 힘입어 취사용

등유 수입이 감소하였으며, 국내 잉여분은 등유의 수출 증가로 이어졌

다. 그러나 인도네시아 정유공장은 고급 제트유가 아니라 저급 취사용

등유만 생산하기 때문에 제트유는 전량 수입하고 있다.

인도네시아는 납사와 연료유(LSWR) 수출을 정책적으로 억제하고

있기 때문에 2020년까지 전체 석유제품 수출보다 수입물량이 많을 것

으로 전망된다. LPG와 휘발유 수입물량은 2020년까지 점차 증가할

전망이며, 경유수요는 향후 몇 년간 정체 내지 위축될 수 있지만 2015

년 이후에는 수요증가로 수입물량이 증가할 것으로 보인다. 휘발유 역

82

시 만약 Pertamina의 Cilacap 정유공장에 신설되고 있는 RFCC와

2013년으로 예정된 Plaju의 FCC 업그레이드 공사까지 모두 고려하더

라도 중장기적으로 순수입 증가추세를 유지할 전망이다. 휘발유 순수

입량은 2012년 238천b/d, 2015년 244천b/d, 2020년 295천b/d로 추정

되고 있다.12)

7) 파키스탄

파키스탄은 2010년 연료유 120천b/d, 경유 82천b/d, 휘발유 21천b/d

를 수입하였는데, 이는 파키스탄 전체 석유제품 수입물량의 약 92%를

차지한다. 파키스탄은 전력생산을 위해 수급불균형이 심각한 천연가

스보다는 연료유, 경유 등에 크게 의존하고 있다. 파키스탄의 에너지

산업은 지속적으로 ‘순환 부채’의 위기에 시달리고 있다. 정유 업체는

석유유통 및 마케팅 회사나 공공 단체에 대한 부채가 많기 때문에 원

유 구입과 정제설비 확충에 큰 어려움이 있다. 이와 더불어 2010년

정제시설을 강타한 대홍수로 인해 정유시설 가동률은 하락하고 제품

생산량도 감소하였다. 2010년 정유공장 평균 가동률은 67%(전년 대

비 7% 하락)로, 이는 100천b/d급 PARCO 정유공장이 1개월간 폐쇄되

었기 때문이다.

대홍수 발생 이후 항공을 이용한 구호 사업이 활성화됨에 따라 제

트유 수요와 수입이 크게 증가하였다. 그러나 대홍수와 도로교통 감소

로 인해 경유 소비량은 급감하였지만, 압축천연가스(CNG)13) 부족과

12) Pertamina는 장기적으로 3개 정유공장 확충 공사와 지역 정유공장 2개 이상의

신설을 통하여 석유자급국 실현을 위해 노력하고 있다. FGE(2011)에 따르면 휘

발유 순수입량 추정치에는 Cilacap과 Plaju에서 진행되고 있는 RFCC/FCC 확충사업 이외의 다른 정유공장 프로젝트는 포함시키지 않았다고 한다.

제4장 아태지역 석유수급 전망 83

이륜차 사용의 증가로 휘발유 소비는 증가하였다. CNG의 수요 증가

는 상대적으로 가격이 저렴한 LPG 수요를 증가시켰는데, 국내 생산량

을 초과하여 수입물량 증가로 이어지고 있다. 파키스탄 정유업체가 직

면하고 있는 부채 위기는 2016년 말 완공 예정인 250천b/d급 Khalifa

정유공장 건설 추진에 방해가 되고 여타 프로젝트도 지연시킬 것으로

전망되어 국내수요 충족을 위해서는 국내생산보다 수입이 가능성 있

는 대안이 될 것이다.

파키스탄의 경유 수입은 2011년 90천b/d에 이를 것으로 전망된다.

향후 경유 수입은 2012년 상반기 가동이 예상되는 120천b/d급

Boscior 정유공장의 건설 상황에 따라 크게 좌우될 것이다. 만약

Boscior 정유공장이 성공적으로 완공된다면 2013년 경유 수입을 약

55천b/d 수준으로 줄일 수 있을 것이다. 여기에다 2016년 말 Khalifa

정유공장이 정상적으로 가동된다면 5~10천b/d 수준까지 수입량을 줄

일 수 있으리라 전망된다.

파키스탄은 산업부문의 전력 부족을 해소하고자 연료유 수입이 지

속될 전망이다. 연료유 수입은 2015년까지 130~135천b/d 수준을 유지

할 것으로 전망된다. 정부는 LNG 수입에 관한 정책결정을 미루고 있

는데, 2014~15년경부터 LNG를 수입할 것으로도 예상된다. 그래도 발

전용 연료유 수요는 2020년까지 증가세를 유지할 것으로 예상된다.

2012년 Bosicor 정유공장이 가동되고 2014년 Attock 정유공장이 증

설됨에 따라 국내 휘발유 생산이 증가할 것으로 전망된다. 그러나

2016년까지 휘발유 수입은 지속될 것으로 예상되는데, 장기적으로 휘

발유 수입물량 변화는 Khalifa 정유공장 가동 여부에 따라 크게 달라

13) 천연가스를 200~250kg/㎠의 높은 압력으로 압축한 것

84

질 것이다. 또한 LNG 수입과 파이프라인 가스 공급 여부도 장기 휘

발유 수입물량에 영향을 줄 것으로 관측된다. 그 이유는 기존에 휘발

유가 사용되었던 자동차 연료로 LPG와 CNG가 사용되고 전력생산에

서도 천연가스 사용이 확대될 경우 그만큼 대체된 휘발유 사용량을

수출물량으로 확보할 수도 있기 때문이다.

결국 파키스탄의 중장기 석유제품별 수출입 특징을 정리하자면, 연

료유 수입이 2020년까지 120천b/d 수준에 이르면서 전체 수입물량의

90%를 담당하는 주도적인 역할을 수행하고, 납사, 등유 및 항공유 등

이 50천b/d 이하의 순수출을 기록할 것으로 전망된다.

제5장 석유산업 하류부문 전략 85

제5장 석유산업 하류부문 전략

1. 국내 정유산업 경쟁력 분석

국내 정제시설의 규모는 내수시장만을 고려했을 때는 과도하다. 그

러므로 국내 정유사들 입장에서는 해외시장 공략을 통해 정제시설의

효율적이고 경제적인 운영을 꾀해야 할 것이다. 그러나 세계 정제시설

능력은 나날이 팽창하고 있다. 특히 중국 등 신흥개도국들의 정제시설

신규 건설이 급격한 증가세를 보이고 있기 때문에 국내 정유사들의

해외시장 확보는 갈수록 어려운 상황에 봉착할 가능성이 크다. 따라서

여기서는 국내 정유산업의 경쟁력을 다각도로 분석하여 세계 시장에

서 국내 정유사들이 경쟁력 우위를 확보하고 있는지 분석하고자 한다.

가. 정제시설 규모

국내 정유산업의 경쟁력을 분석하기 위한 방법의 하나로서 다른 국

가들과 정제시설 규모의 경제성을 비교해 보았다. 세계적으로 한국을

포함한 14개 국가가 150만b/d 이상의 상압증류시설 용량을 보유하고

있으며, 우리나라의 시설 용량은 미국, 중국, 러시아, 일본, 인도에 이

어 6번째에 해당하는 272.2만b/d이다.

그런데 정제시설 단지 당 상압증류시설의 평균용량을 살펴보면, 한

국이 47.6만b/d로 14개 국가 중 가장 큰 것으로 나타났고, 사우디와

멕시코가 각각 29.7만b/d와 25.7만b/d로 그 뒤를 잇고 있다. 감압증류

86

시설의 단지 당 평균용량은 멕시코가 12.6만b/d로 가장 크며, 영국 8.6

만b/d, 우리나라 7.9만b/d의 순서를 보이고 있다.

국가상압증류

(천b/d)

정제

시설

단지수

정제시설 단지 당 평균용량(천b/d)

상압

증류

감압

증류

접촉

분해

수첨

분해

미국 17,869 129 139 62 44 13 중국 6,806 54 126 4 11 3 러시아 5,431 40 136 51 8 1 일본 4,730 30 158 59 33 6 인도 4,000 21 190 39 24 8 한국 2,722 6 476 79 35 51 독일 2,418 15 161 73 23 13

이탈리아 2,337 17 137 48 19 18 사우디 2,080 7 297 64 15 19 브라질 1,908 13 147 62 39 - 캐나다 1,902 17 112 37 28 12 프랑스 1,844 13 142 58 30 6 영국 1,766 10 177 86 44 4 멕시코 1,540 6 257 126 63 -

<표 5-1> 주요 국가의 정제시설 현황

자료: Oil & Gas Journal(2011)

고도화 설비인 촉매분해와 수첨분해 시설의 평균 용량에서도 한국

은 높은 위치에 있다. 촉매분해 시설의 경우에는 멕시코와 미국, 영국,

브라질에 이어 다섯 번째에 해당하며, 수첨분해 설비의 평균 용량은

가장 높게 나타났다. 따라서 한국은 평균 정제시설 용량이 14개국 가

운데에서 상당히 높은 편에 속하다고 할 수 있다. 이는 정유산업의 규

모가 큰 국가들 가운데에서도 한국의 정유산업이 규모의 경제로 인해

제5장 석유산업 하류부문 전략 87

석유제품 생산의 평균비용이 상대적으로 낮을 가능성이 크다는 것을

의미한다.14) 이 경우 한국의 정유사들은 해외 시장에서도 석유제품

정제마진을 상대적으로 유리하게 가져갈 수 있으며, 경쟁력에서 우위

를 점할 수 있다.

나. 현시비교우위(RCA) 지수

현시비교우위(RCA: Revealed Comparative Advantage) 지수 분석은

개방경제하에서 서로 다른 경제규모를 가지고 있는 국가 간 특정 산

업의 상대적 경쟁력을 비교하기 위한 방법론이다. 이는 두 국가 내 서

로 다른 두 개의 산업이 각각 존재할 때 한 국가의 두 산업이 모두 다

른 국가의 동일 산업에 대해 절대우위(absolute advantage)를 가진다

할지라도 비교우위(comparative advantage)는 한 산업에 대해서만 존

재하여 두 국가 간 서로 다른 한 산업에 대해서만 특화되고 무역이 발

생하게 된다는 리카도(David Ricardo)의 고전적 이론을 바탕에 두고

있다. 현시비교우위 지수의 산정방법은 다음과 같다.

(1)

: 국가의 상품에 대한 현시비교우위 지수

: 국가가 전 세계에 수출한 상품 총액

: 국가가 전 세계에 수출한 모든 상품 총액

: 상품 의 전 세계 수출 총액

: 모든 상품의 수출 총액

14) 원료인 원유의 수입비용과 인건비 등의 변동비용이 같다는 것을 전제로 한다.

88

여기서 현시비교우위 지수가 1보다 크면 해당 상품이 국제적으로

경쟁력을 가지고 있다고 볼 수 있으며 1보다 작을 경우에는 비교열위

에 있다고 볼 수 있다.

이를 주요 국가별 정유산업에 적용하기 위해 우선 분석 대상이 되

는 국가들을 선정하였다. 국내 원유정제 처리시설의 전체 용량이

2010년을 기준으로 2,855천b/d임을 감안하여 비교가 가능하다고 판단

되는 1,500천b/d 이상의 원유정체 처리시설을 보유하고 있는 14개 국

가를 대상으로 하였다. OECD에서는 우리나라를 포함해 미국, 일본,

독일 등 9개국이며, 비OECD 국가로는 중국, 러시아, 사우디 등 5개국

이 포함되었다.

이들 국가의 석유제품 수출액은15) 2010년에 러시아가 699.8억 달러

로 가장 많고 미국이 608.1억 달러로 그 뒤를 따르고 있다. 한국은

296.9억 달러를 기록하여 분석대상 국가 가운데 3위를 차지하였다. 중

국과 일본은 각각 192.5억 달러와 126.3억 달러로 우리나라의 석유제

품 수출액에 미치지 못하고 있다. 석유제품 수입액 규모로 살펴보면,

미국이 716억 달러로 1위를 차지하였으며 중국이 419.1억 달러로 높

은 수준을 보여주고 있다. 한국의 석유제품 수입규모는 200억 달러

정도로 독일과 영국에 이어 일본과 비슷한 수준을 기록하였다. 이렇듯

한국의 정제능력과 석유제품 수출액을 다른 주요 국가들과 단순 비교

하더라도 상당히 높은 수준에 위치하고 있음을 알 수 있다.

그렇다면 현시비교우위 지수를 적용하여 비교할 경우에는 어떠한지

알아보고자 한다. 비교기준 시점은 2009년과 2010년도의 2개 연도로

15) 석유제품의 수출입 통계는 UN 및 OECD의 상품별 국제무역 통계를 이용하여

수집하였다(SITC(Standard International Trade Classification) Revision 3의Section 3).

제5장 석유산업 하류부문 전략 89

정하였다. 2010년에는 분석대상 14개국 중 인도와 사우디의 석유제품

수출액이 WTO나 UN 등의 국제기구에 보고되지 않아서 12개국에 대

해서만 비교하였다.

결과에 따르면 한국의 석유제품에 대한 RCA 지수는 2009년 1.5,

2010년에는 2.1을 기록하여 우리나라 석유제품 수출이 비교우위에 있

는 것으로 평가할 수 있다. 미국도 2009년 1.0에서 2010년 1.5를 기록

하여 역시 석유제품 수출에 비교우위가 있는 것으로 나타났다. 러시아

의 RCA 지수는 2009년에 3.8, 2010년 5.7이고, 아태지역 석유제품 수

출의 경쟁국인 인도의 RCA 지수는 2009년에 3.6이었다. 또한 사우디

는 2009년 2.0, 영국은 2009년에 1.1, 2010년에 1.7을 기록해 우리나

라와 비슷한 수준이었다.

반면에 아태지역 석유제품 교역에 상당한 영향력을 행사할 수 있는

중국과 일본의 RCA 지수는 모두 1보다 낮은 수준을 나타내고 있어

석유제품에 대한 수출경쟁력이 낮은 것으로 나타났다. 이는 중국과 일

본의 석유제품 수출 구조가 부가가치가 낮은 중질제품이 큰 비중을

차지하고 있고 내수에 주력하고 있기 때문이다.

90

　 2009년 2010년미국 1.0 1.5 중국 0.3 0.4 러시아 3.8 5.7 일본 0.4 0.5 인도 3.6 - 한국 1.5 2.1 독일 0.3 0.4

이탈리아 0.8 1.4 사우디 2.0 - 브라질 0.5 0.5 캐나다 0.9 1.3 프랑스 0.6 0.9 영국 1.1 1.7 멕시코 0.5 0.5

<표 5-2> 주요 국가의 석유제품 RCA 지수

다. 넬슨 지수

원유를 정제하는 방법은 크게 두 가지로 분류된다. 증류를 통한 물

리적 정제처리 방법과 화학반응을 거쳐 부가가치가 높은 석유제품으

로 전환(conversion)시키는 화학적 정제처리 방법이다. 증류식 처리 방

법은 비교적 단순한 처리 과정에 속하지만 선진 설비 및 기술에 근거

한 화학적 전환 처리과정은 훨씬 ‘복잡성(complexity)’을 요구하게 된

다. 따라서 한 국가의 정제처리가 단순 증류식 과정보다 화학적 처리

과정에 비중을 높일수록 그 국가의 정제산업에서 높은 부가가치의 석

유제품이 더 많이 생산된다고 판단하는 것이며, 궁극적으로 그 국가의

정제산업은 경쟁력이 높다고 평가받는다.

1960년 넬슨(Wilbur L. Nelson)은 넬슨 지수(Nelson Index)를 개발

제5장 석유산업 하류부문 전략 91

하여 정제 기업들의 경쟁력을 정량적으로 평가하고자 하였다.16) 넬슨

지수는 “단순 정제시설보다 고부가가치 석유제품이 생산될 수 있는,

즉 복잡한 화학적 정제 시설에 의존한 기업(혹은 산업)이 단순한 정제

시설에 의존한 기업(혹은 산업)보다 경쟁력이 높다.”라는 기본 개념에

입각한 지수이다. 넬슨 지수는 기업별 국가별로 산출이 가능하며, 궁

극적으로 기업 간 혹은 국가 간 경쟁력을 비교하는 데 활용되고 있다.

이렇게 정제시설의 복잡성에 근거하여 경쟁력을 수치화한 넬슨 지

수의 산출 공식은 아래의 식과 같다.

넬슨지수

여기에서 Qi는 개별 정제시설 “i”의 정제처리능력(단위 b/d)을 뜻하

며, “i=0”일 때의 Q0는 단순 증류(distillation) 처리시설의 정제능력을

의미한다. 따라서

는 단순 증류처리 능력 대비 개별시설 i의 정

제처리 능력을 비율로 계산한 것이다. 는 개별 정제시설 i의 복

잡성 요소 수치(complexity factor)를 의미한다. 여기에서 개별 시설 i

의 ‘복잡성’ 개념은 단순 증류시설보다 i 정제시설이 얼마나 복잡한지

를 보여주는 것으로 이는 단위당 비용으로 계산된다. 따라서 를

산출하기 위해 전제해야 할 정보는 단순 증류시설과 개별 정제시설 i

의 건설비용이다. 간단한 예를 들어 보자. 만약 100,000b/d 처리 능력

을 갖추고 있는 증류시설을 건설하는데 $1백만의 비용이 들어간다면,

16) Oil & Gas Journal 3월 14일 p. 189; 9월 26일 p. 216; 6월 19일 p. 109

92

이 증류 시설의 단위당 처리비용은 $10로 계산될 수 있다(=$1백만

/100,000). 그리고 20,000b/d 처리 능력을 갖추고 있는 촉매 분해 시설

을 건설하는 데 $1.2백만 비용이 들어간다면, 역시 촉매 분해 시설의

단위당 처리 비용은 $60로 추산된다(=$1.2백만/20,000). 결국 촉매분

해시설의 복잡성 요소 수치 촉매분해는 6으로 산출된다(=$60/$10).

그러나 정제 시설의 건설비용에 대한 정보를 입수하기에는 현실적

으로 제약이 존재한다. 정제시설은 기업의 내부 자료로서 외부에 공개

되지 않기 때문이다. 이러한 현실적 자료 입수의 애로로 인해 많은 전

문가들은 일일이 건설비용 자료를 입수하기보다는 1998년 Oil & Gas

Journal 발표한 수치를 활용하고 있다. <표 5-3>에서 보는 바와 같이,

개별 정제시설의 건설비용을 굳이 찾지 않아도 감압증류의 복잡성 요

소 수치, 감압증류는 2.0, 열분해시설의 복잡성 요소 수치,

열분해는 2.75 등 개별 정제시설의 정보를 활용할 수 있다.

구 분 : 복잡성 요소

단순증류(Distillation) 1.0

감압증류(Vacuum Distillation) 2.0

열분해(Thermal Processes) 2.75

코킹(Coking) 6.0

접촉분해(Catalytic Cracking) 6.0

알킬레이션(Alkylation) 10.0

<표 5-3> 개별 정제시설의 복잡성 요소 수치

주: Oil & Gas Journal이 1998년에 보고한 자료로서 30개 이상의 개별 처리 시설

중 6개만을 선별 정리한 것임.

Gary, Handwerk & Kaiser(2007)가 엑슨-모빌의 Baton Rouge 정

제5장 석유산업 하류부문 전략 93

제공장을 대상으로 넬슨 지수를 실제 산출한 사례를 살펴 본다. 엑슨-

모빌의 Baton Rouge 정제공장은 총 12개의 개별 정제시설로 구성되

어 있으며, 이들은 각각의 시설에 대한 처리 능력과 복합성 요소

()는 <표 5-4>의 ①열과 ③열에서와 같이 정리되었다.

구 분

① 처리

능력(b/d)

[Qi]

② 단순

증류 대비

처리

능력(%)

③ 복합성

요소

④ 복합성

지수

단순 증류 (Distillation) 501,000 100 1 1.0

감압 증류 (Vacuum Distillation) 227,000 45.3 2 0.91

탄화 (Coking) 112,500 22.5 6 1.20

접촉

(Catalytic)

분해(Cracking) 229,000 45.7 6 2.74

개질(Reforming) 75,500 15.1 5 0.76

수첨분해(Hydrocracking) 24,000 4.8 6 0.29

수첨탈황(Hyrdotreating) 333,500 66.6 1.7 1.13

위성공정 (Alkylation) 140,000 27.9 10 3.07

Polymerization 9,500 1.9 9 0.17

Oxygenates 7,000 1.4 10 0.14

Hydrogen, MMcfd 12,000 2.4 1 0.02

넬슨 지수 11.43

<표 5-4> 엑슨-모빌 Baton Rouge 시설의 넬슨 지수

Baton Rouge 정제공장의 단순증류시설의 처리능력은 501천b/d, 감

압증류시설의 처리능력은 227천b/d, 촉매분해시설의 처리능력은 229

천b/d 등이다. 이러한 개별 시설 “i”의 처리 능력을 통해 증류시설 능

94

력 대비 개별 시설 “i”의 능력 비율

가 계산될 수 있다(열 ② 참

조). Gary, Handwerk & Kaiser(2007) 역시 시설별 복잡성 요소는 Oil

& Gas Journal이 발표한 수치를 각각의 시설에 적용하고 있다(열 ④

참조). 결국 개별 시설의 복잡성 지수를 모두 더하면 Baton Rouge 정

제시설에 대한 넬슨 지수는 11.43으로 산출된다.

이러한 넬슨 지수의 개념과 방법론을 앞서 언급한 1.5백만b/d 이상

의 원유정제능력을 보유한 14개국에 대해 적용하여 국가별 정유산업

경쟁력을 부분적으로 가늠해 보았다. [그림 5-1]은 Oil & Gas Journal

이 제공하는 각국별 정제시설별 자료를 활용하여 넬슨 지수를 산정한

것이다.17) 넬슨 지수는 미국(10.9)이 가장 높게 나타났으며, 영국(9.7),

일본(8.9), 독일(8.8) 등이 그 뒤를 잇고 있다. 우리나라의 정제시설의

넬슨 지수는 6.3을 기록해 14개국 중 9번째로 높게 나타났다. 그 뒤는

러시아(5.6), 브라질(5.0), 사우디(3.9), 인도(3.4), 중국(2.5) 순으로 집

계되었다.

따라서 한국 내 정제시설들의 복잡성 정도는 아태지역 내에서는 일

본 다음으로 높으나 원유정제능력이 높은 14개국 가운데에서는 9위에

머물러 원유정제능력 대비 고부가가치 제품을 생산할 수 있는 정제설

비의 고도화가 미흡한 것으로 판단된다. 물론 단순 정제시설의 비중을

낮추고 복잡성 요소가 높은 정제설비를 확충하는 것만이 정제산업 경

쟁력의 전부를 설명할 수 없다. 그러나 향후 10년 정도의 기간을 고려

했을 때 복잡성 지수가 높은 설비에서 생산되는 석유제품들이 시장에

서 가지는 부가가치가 높기 때문에 중․단기적 관점에서 국제경쟁력

17) Oil & Gas Journal(2011)

제5장 석유산업 하류부문 전략 95

으로 연결될 가능성은 상당하다고 평가된다.

[그림 5-1] 넬슨 지수를 통한 정제 경쟁력 비교

2. 석유제품 수출전략

앞서 살펴본 바와 같이 현재 국내 정유회사들의 국제적인 경쟁력은

규모의 경제 측면에서나 산업의 비교우위 측면, 그리고 고도화 정도에

있어서 비교적 높은 수준을 보여주고 있다. 그동안 국내 정유산업은

꾸준히 정제시설 능력을 늘려왔을 뿐 아니라 석유제품 수출도 지속적

으로 늘려오면서 국내 경제발전에 상당한 기여를 한 것으로 평가받고

있다.

그렇지만 신흥개도국들의 정유산업 진출 및 정제설비 증설 등으로

세계 정유부문의 경쟁은 과거에 비해 치열해지고 있다. 국제유가의 변

96

동성 확대와 주요 중동 산유국들의 정치적 불안은 정유기업들의 안정

적인 경영을 저해하고 있다. 또한 기후변화에 따른 탈석유화 정책 역

시 정유기업의 지속적인 이익 창출을 위협하는 요인이 되고 있다. 따

라서 여기서는 앞서 진행된 조사와 분석을 바탕으로 한국의 정유기업

들이 향후에도 지속적인 석유제품 수출을 유지 확대하기 위한 미래전

략을 강구하고자 한다.

가. 아․태 지역 국가별 수출

우리나라는 휘발유, 경유, 항공유 등 경질석유제품의 국제적인 정제

및 분해 마진 상승을 바탕으로 고도화 설비 확충을 통해 경질석유제

품의 수출 비중을 늘려왔다. 역내 시장인 아․태 지역을 살펴보면 앞

으로도 경질석유제품에 대한 수출확대 전략은 유효할 것으로 예상된다.

그동안 휘발유, 경유, 항공유는 아태지역 전체적으로 역외 수출이

역외로부터의 수입보다 많았다. 그렇지만 중국, 인도 등 신흥개도국들

의 빠른 경제성장으로 수송수요가 급증함에 따라 아․태 지역 전체적

인 경질석유제품 수요도 빠른 속도로 증가할 것으로 전망되고 있다.

이는 앞서 살펴본 바와 같이 아태지역의 정제시설 투자가 전망기간인

2020년까지 공격적으로 이루어질 것으로 전망되고 있음에도 불구하고

휘발유, 경유, 항공유 등의 경질석유제품 역외 수출이 오히려 감소할

것이라는 전망을 통해서 알 수 있다. 따라서 경질석유제품의 정제 수

익성은 계속 유지될 가능성이 크며, 국내 정유사 입장에서도 경질석유

제품에 대한 수출 수익성이 유지될 수 있을 것으로 보인다.

한편, LPG, 납사, 연료유는 현재 아태지역에서 공급부족에 따른 주

요 수입 품목으로 LPG와 납사의 경우 2020년까지 역외로부터의 수입

제5장 석유산업 하류부문 전략 97

증가가 예상되고 있다. 연료유는 역외 수입이 감소할 것으로 전망도지

만 여전히 공급이 부족할 것으로 예상된다.

LPG와 납사는 국내에서도 꾸준히 수입 증가세가 전망되는18) 석유

제품이기 때문에 역내에서 이들 제품에 대한 확보 경쟁은 치열해질

수밖에 없을 것으로 보인다. 따라서 향후 LPG와 납사의 가격 및 정제

마진의 상승 가능성을 고려해 볼 때 이들 석유제품에 대한 생산수율

을 높이도록 관련 정제설비를 구성하는 것이 장기적인 관점에서 유리

할 것으로 분석된다.

연료유의 경우 아태지역으로의 수출수요가 꾸준히 존재함에도 2000

년대 이후 경제성이 지속적으로 감소함에 따라 국내 정유사들은 중질

유 분해설비와 같은 고도화 설비 확충을 통해 경질석유제품으로 재가

공하여 연료유의 수출을 줄이고 있다. 특히, 온실가스 및 오염물질 배

출이 많은 연료유는 기후변화 협약 및 환경규제 등을 통해서 앞으로

도 이용이 제한될 것으로 예상되고 있기 때문에 이에 대한 대응이 필

요하다. 그렇지만 선박용 연료의 대체19)가 단기적으로 어렵다는 문제

와, 아태지역 등지에서 중질유 분해설비의 증설이 활발히 이루어지고

있기 때문에 원료로서의 연료유에 대한 전 세계 수요가 증가할 가능

성도 있다는 점에서 연료유의 정제 마진 추이가 상승세로 전환될 가

능성도 고려해야 할 것이다.

석유제품 수출은 역내 주요 국가별로 예상되는 제품별 수출입 구조

를 분석하여 맞춤형 수출전략을 모색할 필요가 있다. 먼저 아․태 지

18) 시나리오1, 2, 3에서 모두 국내 순수입이 2030년까지 증가세를 나타낼 것으로

전망되었다.19) 대형선박 연료로 벙커C유가 주로 이용되고 있으나 현재 유럽을 중심으로 LNG

를 연료로 사용하는 선박엔진에 대한 개발이 진행 중에 있다.

98

역의 최대 석유소비국인 중국은 차량 보급 확대에 따른 휘발유와 경

유 수요 증가에도 불구하고 원유정제능력 확대 및 고도화 설비 증설

로 휘발유와 경유의 순수출 규모가 증가세를 보일 것으로 예상된다.

하지만 납사, 항공유와 연료유는 2020년까지 순 수입이 유지될 것으

로 전망되는 품목으로 특히, 납사와 항공유는 빠른 경제성장의 영향으

로 수입 규모가 더욱 확대될 것으로 분석된다. 반면 LPG는 현재 중국

의 순수입 품목이나 2020년에는 순수출 품목으로 전환될 것으로 예측

되고 있다.

싱가포르는 납사와 연료유의 순수입이 지속될 것으로 예상된다. 휘

발유, 경유, 항공유 등의 경질석유제품에 대한 순수출은 감소세를 나

타내기는 하나 계속 유지될 것으로 예상된다. 싱가포르는 우리나라 잉

여 석유제품인 연료유의 순수입 물량이 가장 큰 국가여서 과거와 마

찬가지로 향후에도 여전히 주요 수출국가가 될 것이다.

인도네시아는 향후 등유 사용 시설이 전부 LPG 사용으로 대체될

것으로 전망됨에 따라 LPG의 순수입이 지속적으로 증가할 전망이다.

또한 10,000MW급 석유화력발전소 건설을 계획 중에 있어 현재는 연

료유 순수출국이지만 발전소 가동 후 연료유의 순수출은 2020년까지

크게 감소할 것으로 예상된다. 발전소 건설 및 수송수요 증가로 경유

와 휘발유에 대한 수요도 꾸준히 확대될 것으로 전망되고 있어 순수

입 규모도 증가세를 나타낼 것으로 분석된다.

파키스탄은 발전용 연료 수요 증가에 따라 연료유의 수요가 대폭

증가할 것으로 예상된다. 연료유를 대체할 LNG 수입이 2015년 이후

에나 가능하다는 점도 이를 뒷받침한다. 오토바이와 자동차 등 수송수

단의 보급 확대로 인해 휘발유와 경유의 순 수입 역시 2020년까지 유

제5장 석유산업 하류부문 전략 99

지될 것으로 전망된다. 다만 휘발유의 대체 수송용 연료로서 LPG가

사용 가능하기 때문에 LPG의 순수입도 확대될 것으로 분석된다.

<표 5-5>는 2020년까지 예상되는 아태지역의 국가별 주요 석유제

품 수입품목들을 종합하였다. 이 가운데에서 LPG와 납사는 우리나라

역시 지속적인 해외 수입 증가가 예상되는 석유제품이기 때문에 전략

수출 품목에서는 제외되어야 할 것이다. 그러나 휘발유, 경유, 연료유

및 항공유는 앞서 분석된 바와 같이 우리나라에서 초과 생산이 2030

년까지 유지될 것으로 전망되고 있기 때문에 국내 정유사들이 이들

제품에 대해 국가별로 맞춤형 수출 노력을 집중한다면 아태지역으로

의 국내 석유제품 수출은 보다 확대될 수 있을 것으로 기대된다.

구 분 제 품

아시아 태평양 지역 전체 LPG, 연료유, 납사

국가별

중국 항공유, 연료유, 납사

싱가포르 연료유, 납사

대만 LPG, 납사, 연료유

인도네시아 LPG, 휘발유, 경유, 연료유

파키스탄 LPG, 휘발유, 경유, 연료유

<표 5-5> 2012~2020년 아태지역 국가별 초과 수요 예상 제품

100

나. 아태지역 외 수출시장 개척 및 확대

그동안 국내 석유제품의 지역별 수출은 지리적으로 가까운 아․태

지역에 편중되어 있었다. 하지만 아태지역에 대한 수출 의존도는

2000년대부터 점차 감소하여 2010년에는 75% 수준으로 축소되었다.

반면에 북미와 유럽, 그리고 남미지역으로의 수출 비중이 지속적으로

증가하는 추세에 있다. 북미지역으로의 수출은 1990년대 후반부터 확

대되기 시작하여 2007년에는 수출 비중이 16%를 기록하기도 하였다.

하지만 2008년 금융위기로 미국 석유제품 소비가 급감함에 따라

5.2%까지 감소하였다가 2010년에는 다시 11.7%까지 증가하였다. 남

미와 유럽으로의 석유제품 수출은 2000년대 들어 확대되었다. 남미는

5%의 안팎의 수출 비중을 유지하고 있으며, 유럽은 2009년에 10.7%

의 수출 비중을 기록한 바 있다. 아태지역 이외의 역외로 석유제품을

수출하게 되면 운송비 부담이 증가하기 때문에 해당 지역의 경제 및

여타 상황이 석유제품 수출의 주요 변수로 작용하게 된다.

2005년 국내 석유제품의 북미지역 수출 비중이 급증하게 된 것은

허리케인 카트리나와 리타로 인한 미국 정제시설 피해 때문이다. 이

때문에 미국 정제시설 가동이 2006년까지 정상화되지 못하면서 석유

제품 수입이 증가하였으며 이를 기회로 국내 정유사는 미국에 대한

석유제품 수출을 크게 늘릴 수 있었다.

2007년에는 고유가에도 불구하고 경질석유제품의 정제마진이 크게

증가한 가운데 미국의 휘발유 및 항공유 소비가 크게 증가함에 따라

국내 석유제품의 미국 수출이 물량이나 금액에서 모두 사상 최고치를

기록하였다. 하지만 2008년 금융위기로 미국의 석유제품 수요가 급감

하면서 수출 비중도 급락하였으며 경제회복세를 보이던 2010년에는

제5장 석유산업 하류부문 전략 101

미국 석유제품 수요 증가와 원-달러 환율의 상승에 힘입어 그 비중을

회복하였다. 따라서 북미 지역으로의 석유제품 수출은 다음과 같은 변

수를 고려해야 한다.

첫째, 2000년대 중반 이후 기후온난화의 영향으로 대서양에서 발생

하는 허리케인의 빈도수가 늘고 강도도 강해졌다는 점이다. 이는 앞으

로도 허리케인 시즌인 매년 8월부터 10월 사이에는 대서양 연안에 있

는 미국 멕시코만의 정제시설 가동이 지속적으로 저조하게 나타날 것

임을 의미한다. 따라서 이 기간 미국의 석유제품 수입은 늘어날 수밖

에 없다. 둘째, 미국으로 수출하는 국내 석유제품의 대부분은 정제마

진이 높은 휘발유와 항공유로 대미환율 변화에 따라 국내 정유사 입

장에서 체감하는 원화 환산 마진은 달라진다는 점이다. 즉, 원-달러

환율이 상승하면 국제 정제마진이 변하지 않더라도 국내 정유사가 느

끼는 마진이 커지기 때문에 수출에 더욱 적극적일 수 있다는 점이다.

따라서 국내 정유회사들의 대미 석유제품 수출은 환율 상황에 따라

수익성이 크게 영향을 받을 것으로 보인다.

최근 유럽으로의 석유제품 수출 확대는 원거리임에도 불구하고 유

럽의 정제시설 노후화로 가동률 부진이 지속되는 가운데 경유의 정제

마진이 크게 높아졌기 때문에 가능하였다. 즉, 전 세계적으로 경유의

공급이 수요를 쫓아가지 못한 셈이다. 2011년 들어서는 리비아 사태

로 유럽의 주요 국가들이 원유수급에 차질을 빚으면서 정제시설 가동

이 제한되었으며, 한-EU FTA 발효에 따른 효과로 국내 석유제품의

대유럽 수출이 크게 증가하고 있는 것으로 파악되고 있다. 유럽으로의

국내 석유제품 수출이 북아프리카 사태와 경유 정제마진 확대, 한-EU

FTA에 의해 증가세를 보이고 있으나 장기적인 관점에서 유럽으로의

102

석유제품 수출에 주력할 필요가 있는지는 고민해 보아야 한다. OECD

유럽의 석유제품 수요는 포화상태로 감소세가 지속되고 있다는 점이

다. 유럽연합은 기후변화 대응에 가장 적극적으로 나서고 있어 온실가

스 배출 규제를 위한 다양한 제도적 장치를 마련하고 있다. 또한 수송

부문에서도 바이오연료 및 전기차량(EV) 보급 확대에 선도적인 역할

을 하고 있는 만큼 수송용 석유류의 수요확대 역시 어려울 전망이다.

특히 현재까지 유럽으로 수출하는 석유제품 대부분은 경유로, 수출 접

근성이 좋은 아태지역에서도 수요가 급증하고 있는 품목이다. 따라서

장기적으로 경유 수출은 수송비용 부담이 큰 유럽보다는 아태지역에

초점을 맞추는 것이 바람직할 것이다. 그렇지만 수출선 다원화 차원에

서 유럽에 일정부분 수출 비중을 두는 것은 리스크 관리를 위해서 바

람직할 것으로 보인다.

남미지역으로의 석유제품 수출은 대부분 칠레에 한정되어 왔다. 이

는 칠레가 태평양과 접경하고 있어 남미의 다른 국가에 비해 상대적

으로 접근성이 좋기 때문으로 해석할 수 있다. 한편, 남미지역은 최근

자원개발 붐에 힘입어 경제가 급성장하고 있는 지역이다. 특히 페루,

아르헨티나, 콜롬비아, 베네수엘라, 브라질 등이 상대적으로 높은 경

제성장세를 보이고 있어 휘발유와 경유 등의 수요가 지속적으로 증가

할 수 있는 국가로 꼽힌다. 특히 콜롬비아와 에콰도르 등이 접근성에

있어서 용이하기 때문에 수출전략 수립 시 참고해야 할 것이다. 남미

지역 중 브라질과 아르헨티나는 정치적 안정성이 높아 계약의 신뢰성

을 확보할 수 있는 반면 자원민족주의 정책을 추구하고 있는 에콰도

르, 베네수엘라, 볼리비아는 계약의 신뢰성을 확보하기 어렵다는 점에

서 주의가 필요하다.

제5장 석유산업 하류부문 전략 103

3. 정제시설 투자 전략

앞서 살펴본 바와 같이 우리나라의 정유산업은 수출 산업으로서의

비교우위를 가지는 것으로 평가되는 가운데 아․태 지역과 남미 지역

의 석유제품 수요가 앞으로도 크게 증가할 것으로 분석되고 있어 국

내 석유제품의 수출확대를 위해서는 정제설비의 확충이 전제 되어야

한다. 또한 넬슨지수를 통해 비교된 바와 같이 국내 정제시설의 고도

화 및 복잡성 정도는 주요 정유산업 보유국 가운데 중․하위 수준에

머물고 있어 부가가치가 높은 석유제품의 수출비중을 높이는 차원에

서도 우리나라 정제설비의 선별적 확충이 필요하다. 이에 따라 국내

정유사들의 정제시설 투자 전략은 다음 두 가지 관점에서 접근해야

할 필요성이 있다.

첫째, 석유제품 가운데 국내 수입 품목에 대한 장기적인 시장성 예

측을 통해 정유사의 이윤과 국내 석유제품에 대한 수급안정성을 동시

에 고려하여 해당 제품을 생산하기 위한 시설의 증설 여부를 결정해

야 한다. 앞서 석유제품 수출전략에서 언급했듯이 아ㆍ태 지역은 접근

성이 좋고 시장규모가 다른 지역에 비해 상대적으로 비대해질 것으로

예상되는 지역으로 LPG와 납사, 그리고 연료유에 대한 역외로부터의

순수입 규모가 2020년까지 증가할 것으로 예상된다. 특히, 납사는 역

내 석유화학산업의 성장세가 전망되고 있어 상대적으로 높은 수요 증

가세가 예상되고 LPG 역시 수송용 수요 및 비도시 지역에서의 프로

판 소비 증가로 역내 순수입 증가세가 향후 20년간은 지속될 것으로

전망되며 역외에서도 그 수요가 증가하는 추세에 있다. 때문에 납사와

LPG의 국제 가격 및 정제마진의 상대적 높은 증가세가 전망된다. 이

경우 정유사들은 납사와 LPG의 생산을 최대한 늘릴 방안을 강구할

104

필요가 있다. 생산수율 측면에서 과거 자료를 분석해보면 납사와 LPG

는 생산수율을 적어도 20% 정도 향상시킬 수 있는 여력을 보유하고

있는 것으로 파악된다.

그러나 일부 석유제품의 생산을 증가시키는 수율의 조정은 전체적

인 정유사의 이익감소를 초래할 수 있으므로 유의해야 한다. 그럼에도

불구하고 국내 석유기업들이 대부분 석유화학기업과 수직적으로 통합

된 구조임을 감안한다면 납사의 경우 장기적인 가격 상승에 대비해

자체 생산을 늘리는 것이 전체적인 기업의 이익을 확대할 수 있는 측

면이 있다. 특히 아태지역의 석유화학산업 또한 장기적으로 성장이 유

력시되고 있다는 점에서 더욱 그러하다.

둘째, 국내 주력 수출 석유제품에 대한 장기적인 시장성 분석을 통

해 관련 정제설비의 증설 여부를 판단해야 한다. 국내 주력 수출 제품

은 휘발유, 경유, 항공유, 중유로 중유를 제외하면 모두 경질석유제품

에 속한다. 중유는 전 세계적인 환경규제 강화 추세로 인해 소비가 감

소하면서 정제마진이 현저히 낮아진 석유제품이다. 심지어 원유보다

도 낮은 가격에 거래되기도 하여 판매할수록 정유사 입장에서는 손해

가 되는 제품이기도 하다. 따라서 국내 정유사에서도 2000년대 들어

중유의 수출을 줄이기 위해 중질유를 정제마진이 높은 휘발유, 경유,

항공유 등의 경질유로 전환할 수 있는 고도화 설비 증설에 나서고 있

다.

고도화 시설 중에서 수소화분해공정(HDC)시설의 수익창출력은 최

근 더욱 주목을 받고 있다. [그림 5-2]에서 보듯이, 2002년 이후 향후

2025년까지 HDC 시설의 정제마진은 모든 정제 시설을 통합·평균한

정제 마진에 비해 약 5달러 이상 높을 것으로 전망하는데, 만약 단순

제5장 석유산업 하류부문 전략 105

정제시설만을 고려할 경우 마진의 차이는 더욱 커질 것이 분명하다.

게다가 HDC와 유사한 접촉분해시설인 ‘잔사유접촉분해(RCC)’시설

정제마진은 지난 5년간 HDC의 정제마진과의 차이가 기껏해야 평균

1~2달러 정도에 머물렀지만, 2010년에 2달러 이상으로 격차가 벌어진

후 2025년까지는 약 4달러 이상의 차이가 날 것으로 예상되고 있다.

HDC시설과 RCC시설 간의 이와 같은 정제 마진 격차 발생은

2012~2025년까지 신흥개도국을 중심으로 경유 수요가 휘발유 수요보

다 상대적으로 급증할 것으로 분석되고 있어 중간유분 생산 수율이

높은 HDC의 정제 마진 개선이 상대적으로 빠를 것으로 전망되기 때

문이다. 따라서 고도화시설의 비중을 늘려 나가되 HDC 시설의 능력

확대하는 것이 바람직한 전략이 될 수 있다

[그림 5-2] 정제마진 전망

주: HDC와 RCC 수익 자료는 FGE(2011), 통합 정제 수익 자료는 BP Refining

Archive에서 가져옴.

106

원유정제능력 대비 고도화 설비 비율을 살펴보면 <표 5-7>에서와

같이 국내 정유산업의 접촉분해(RCC) 설비 비율은 2011년 1월 기준

으로 7.8%로 아․태지역에서는 일본과 인도에 이어 세 번째에 있으나

주요국들 가운데에서는 러시아와 사우디를 제외하면 가장 낮은 수준

을 나타내고 있으며, 접촉개질(reforming) 설비는 9.8%로 아태지역에

서는 일본 다음으로 높으나 주요국들 가운데서는 하위권에 머물고 있

다. 반면, 수첨분해(HDC) 설비는 11.2%로 아․태지역에서 가장 높게

나타나고 있으며 주요국들 가운데에서도 이탈리아 다음에 순위를 올

리고 있다. 또한 올해 들어 증설된 HDC 설비를 반영하면 원유정제능

력 대비 수첨분해 설비 비율은 더욱 올라갈 것이기 때문에 세계 최고

수준이라 할 수 있다. 그럼에도 접촉분해 설비를 포함한 중질유 분해

설비 전체적으로 놓고 보면 20%에도 못 미치고 있어, 주요 선진국들

이 25%를 넘기고 있는 것과 비교하면 여전히 HDC 증설을 통한 중질

유 분해설비 확충 전략은 유효하다.

한편, 국내 정유산업의 탈황설비 비율은 45.8%로 주요국들 가운데

중위권 수준을 보이고 있다. 아태지역 내에서는 넬슨지수가 높은 일본

에 비해서 절반 수준에 그치고 있다. 일본의 탈황설비 비율은 100%를

넘고 있으며, 미국, 독일, 캐나다, 프랑스, 영국 등의 환경규제가 엄격

한 국가들의 비율도 모두 70%를 상회하고 있다. 반면 환경규제가 상

대적으로 약한 중국, 인도, 사우디, 브라질 등 신흥개도국들에서는 탈

황설비 비율이 30% 미만으로 매우 낮다는 것이 특징이다.

따라서 국내 정유사들은 개질 및 탈황설비 증설에도 관심을 기울여

야 할 것으로 분석된다. 휘발유 생산에 필요한 접촉개질 설비의 용량

이 주요국들보다 상대적으로 낮은 수준을 나타내고 있기 때문에 상대

제5장 석유산업 하류부문 전략 107

적으로 휘발유 및 LPG 생산수율이 낮을 수 있다. 따라서 접촉개질 설

비 비중을 10%대 이상으로 높이는 것 역시 정제설비 투자 전략에 포

함되어야 할 것이다.

마지막으로 기후변화협약 등 국제적인 환경규제 강화에 따라 경질

석유제품에 대한 품질기준도 점점 더 엄격해지고 있다. 특히, 북미와

OECD 유럽지역에서는 석유제품에 대한 황 함유량 기준이 엄격하게

적용되고 있어, 이 지역으로 수출되는 석유제품에 대한 탈황과정은 필

수다. 반면 신흥개도국들이 많은 아태 및 남미지역에서는 상대적으로

완화된 황 함유량 기준이 석유제품에 대해 적용되고 있기는 하지만

환경규제에 대한 국제사회의 압력이 강해지고 있는 만큼 앞으로 이들

국가도 석유제품에 대한 품질 기준을 높일 수밖에 없을 것으로 예상

된다. 그러므로 국내 정유사들 역시 이러한 요구에 부응하여 경질석유

제품에 대한 수출을 확대해 나가기 위해서는 탈황설비의 증설이 반드

시 필요하다. 현재의 국내 탈황설비 비율은 앞서 분석된 바와 같이 정

유산업 규모가 큰 주요국들과 비교해서 낮은 수준이다. 따라서 장기적

인 관점에서 부가가치가 높을 것으로 기대되는 경질석유제품에 대한

수출을 지속적으로 확대해 나가기 위해서 탈황설비의 증설 또한 중요

하다 하겠다.

108

열분해 접촉분해 접촉개질 수첨분해 탈황

미국 0.2 32.0 19.8 9.3 78.8중국 - 8.6 2.6 2.7 7.9러시아 7.0 6.1 13.7 1.1 40.0일본 0.4 20.9 17.5 3.8 106.0인도 2.3 12.6 1.3 4.1 6.3한국 - 7.8 9.8 11.2 45.8독일 10.2 14.4 16.8 8.4 83.3

이탈리아 19.2 13.8 12.3 13.0 53.3사우디 6.6 5.0 9.3 6.4 23.7브라질 0.5 26.5 1.3 - 14.9캐나다 6.7 25.1 18.7 10.7 70.0프랑스 7.9 21.3 15.8 3.9 72.3영국 6.1 25.2 19.2 2.0 71.5멕시코 24.7 18.1 - 60.1

<표 5-6> 주요국의 원유정제능력 대비 고도화 설비 비율

(단위: %)

자료: Oil & Gas Journal(2011)

4. 해외 진출 전략

가. 신흥경제국 국영석유기업과의 제휴

제4장에서 아태지역에서의 상압증류시설 확대는 국영석유기업의 주

도하에 이루어질 것으로 전망하였다.20) 이러한 전망은 민간 기업이

단독으로 정제시설 확장을 통한 수익 창출 가능성이 크지 않음을 시

20) 단기적으로 석유제품 수요와 정제 마진이 하락하는 상황에서 민간 석유 기업들

의 정제 시장 투자는 위축될 수밖에 없다. 결국 안정적인 정부지원금을 바탕으

로 장기 목표를 추진할 수 있는 국영석유기업이 상대적으로 정제시장의 주도권

을 획득할 가능성이 매우 높다.

제5장 석유산업 하류부문 전략 109

사한다. 따라서 민간석유기업의 입장에서는 정제시설 증설 계획을 상

대적으로 많이 가지고 있는 국영석유기업과의 제휴를 통해 가치를 창

출하는 방법을 모색하는 것이 필요하다.

글로벌 정제산업에서 국영석유기업이 민간석유기업으로부터 사업

제휴의 필요성을 가질 수 있는 대표적인 부분은 “정제기술 및 노하

우” 전수이다. 특히 동남아시아를 비롯한 신흥경제국들의 국영석유기

업들은 아직 선진화된 정제시설을 확보하지 못한 상태이므로 일본과

우리나라의 민간석유기업들이 보유한 다양한 선진 기술은 아시아 태

평양 정제시장에서 국영기업과 민간기업 간 제휴의 연결고리로 충분

히 작용할 수 있다. 일례로 우리나라의 SK에너지는 산유국임에도 정

제시설이 부족한 베트남에 진출하여 국영석유회사인 페트로베트남

(Petrovietnam)과의 공고한 협력체계를 구축한 후 베트남 최초의 정유

공장 BSR社에21) 공정 운영 기술을 전수하였다. 이러한 기술이전은

약 7800만 달러의 매출 증대 효과로 환산되므로 국영석유기업과의 제

휴를 정제산업에서 새로운 가치창출의 기회로 적극 활용해야 할 것이다.

또한, 아시아 태평양 지역의 국영석유회사들과의 협력체계 강화를

위하여 정보교류의 허브(hub) 역할을 담당하는 해외사무소를 최적의

지역에 설치하는 것은 매우 중요하다. 실제로 사우디아라비아의

AOC(Aramco Overseas Company)의 경우 홍콩에 해외사무소를 설치

함으로써 동북아시아의 중국, 일본, 우리나라와 함께 동남아시아의 베

트남, 인도 등을 포괄하는 아시아지역 전체의 하류부문 합작사업들을

21) BSR(Binh Son Refining & Petrocemical)는 베트남 국영석유사인 Petrovietnam이 준공한 베트남 최초 정유공장의 운영을 담당하는 회사로서, Petrovietnam과

의 협력 체계 구축 없이는 기술 전수 계약 체결은 현실적으로 불가능한 것으로

보인다.

110

관리하고 있다는 점은 시사하는 바가 크다.

나. 석유화학 등 연관 산업과의 연계

2020년 아시아 태평양 국가들의 석유화학산업 발전으로 납사의 역

내 수요가 공급을 초과할 것으로 전망한 바 있다. 납사는 에틸렌, 프

로필렌, 부타디엔, BTX 등 석유화학산업에서 기초유분의 생산 요소이

며, 결국 P-X, VCM, SM 등 중간 원료생산의 기초 요소로 할 수 있

다. 따라서 향후 석유화학산업이 호황기에 진입할 경우, 납사 공급 여

력이 상대적으로 크거나 아니면 석유화학산업에 사용되는 기초유분과

중간원료를 제공하는 기업이 경쟁력을 확보할 수 있을 것이다.

정유기업의 경우 단순증류설비를 통해 생산할 수 있는 납사의 양은

한정되어 있다. 원유 정제과정에서 납사의 양만을 획기적으로 증대시

킬 수 있는 기법이 개발되지 않는다면, 석유화학기업과의 결합이 역내

석유화학산업 호황기에 대비할 수 있는 효과적인 전략이 될 수 있다.

예를 들면 석유화학플랜트 기업과의 결합, 화공기기생산 업체와의 제

휴, 기초유분이나 중간연료 생산 공정에 대한 기술 지원 등은 정유기

업이 석유화학산업으로 우회하여 진출할 수 있는 구체적인 전략이라

할 수 있다.

사실 석유화학 생산시설을 구축하는 전략은 기존 정유기업의 주력

사업을 바탕으로 이루어질 수 있어서 시장 진출이 상대적으로 편리할

수도 있다. 윤활기유나 PP공장 설립의 경우 대부분 100% 지분 투자

방식과 진출국의 국영석유기업과의 합자 방식도 활용할 수 있으며, 또

한 진출국 내에서 원료를 조달할 수 있어서 경제성도 확보할 수 있는

장점이 있다. 또 합자방식의 경우 내수시장 진출이 보다 용이하다는

제5장 석유산업 하류부문 전략 111

장점으로 작용할 수 있다고 판단된다.

석유제품 유통산업으로의 진출은 진출국에 주유소 또는 판매법인

설립 등을 통하여 진출하는 것이다. 유통시장 진출은 진출국 내의 성

장 교두보 구축과 시장성 확보 전략 수립, 그리고 현지 기업과의 협력

체계 구축을 위해서 반드시 필요한 전략이라고 할 수 있다. 그러나 아

시아 태평양 지역의 대부분 국가가 소비지 정제주의와 정유사 중심의

수직계열화로 소매시장 진출이 현실적으로 많은 제약을 받고 있어 돌

파구가 필요하다.22)

연관 산업과 연계하여 진출함으로써 시너지 효과를 창출하는 전략

도 가능하다. 건설사와 엔지니어링사와 콘소시움을 구성해 석유정제

시설을 건설하고 운영기술(O&M) 등도 수출하는 방식으로 진출 방안

은 모색할 수 있기 때문이다. 타 산업과 연계한 ‘패키지’ 형태로의 진

출은 그 통합적인 시너지 효과는 클 것으로 기대된다.

물론 ‘패키지’ 형태의 진출 전략은 범정부 차원의 전략수립과 사업

조정이 요구되는 부분이기도 하다. 진출 대상국에 적합한 포트폴리오

구축으로 진출국의 자원, 자본 및 기술력, 인적자원 등을 모두 포괄적

으로 활용해야 하므로 훨씬 복잡하고 신중한 전략이 요구된다. ‘패키

지’ 형태의 진출은 상류부분의 자원개발(E&P)과 하류부문의 유통시장

까지 진출할 수 있다. 여기에 더해 여타 산업으로의 확장이 가능한데,

예를 들면 IT, 조선, 전자, 신재생에너지, 전력산업 등 모든 산업으로

의 연계 가능성도 고려해 볼 수 있다.

22) 2009년 현재 우리나라의 GS칼텍스는 중국 산동성 내 주요 도시에 4개 법인을

두고 7개의 주유소를 운영 중인 것으로 조사되고 있어 해외 유통시장 진출이

우려할 만큼 어려운 것은 아님을 알 수 있다.

112

5. 제도적 지원방안

정유산업은 자본집약적인 장치산업이자 국가 산업의 기초가 되는

기간산업이다. 또한 정유산업은 여타 산업과의 전방연계(forward

linkage) 효과가 크기 때문에 정책적 지원에 따른 경제적 파급 효과도

크다.

법령 내용 적용기간

조특법

제25조 2

제1항

내국인이 대통령령으로 정하는 에너지절약시설에 2011년

12월 31일까지 투자하는 경우에는 그 투자금액의

100분의 10에 상당하는 금액을 소득세 또는 법인세에서

공제한다.

2011년

12월31일조특법

시행령

제22조 2

제1항

대통령령으로 정하는 에너지절약시설이란 다음 각 호의

어느 하나에 해당하는 시설을 말한다.

1. ‘에너지이용합리화법’에 의한 에너지절약형 시설

등으로 기획재정부령이 정하는 시설

2. ‘석유 및 대체연료 사업법’ 제2조 제2호의 규정에

의한 석유제품 중 중유를 재가공하여 유황성분의

제거․분해․정제과정을 통하여 휘발유․등유․경유를

생산하는 시설

조특법

제25조 3

제1항

내국인이 대통령령으로 정하는 환경보전시설에 2013년

12월 31일까지 투자하는 경우에는 그 투자금액의

100분의 10에 상당하는 금액을 소득세 또는 법인세에서

공제한다.

2013년

12월31일조특법

시행령

제22조 3

제1항

대통령령이 정하는 환경보전시설이란 다음 각 호의 어느

하나에 해당하는 시설을 말한다.

1. ‘대기환경보전법’에 따른 대기오염방지시설 및

무공해․저공해자동차 연료공급시설,

‘소음․진동관리법’에 따른 소음․진동방지시설 및

방음․방진시설,...(중략)..., ‘석유 및 석유대체연료

사업법’에 따른 석유정제시설 중 탈황시설로서

기획재정부령이 정하는 것

<표 5-7> 국내 정제설비 건설에 대한 제도적 지원

제5장 석유산업 하류부문 전략 113

현재 국내 정유산업에 대한 제도적 지원 사항은 조세특례제한법(이

하 ‘조특법’)을 통해 이루어지고 있으며 <표 5-8>과 같다. 이에 따르

면 정제시설 중 중질유 분해설비와 탈황설비 투자에 대해 투자금액의

10%를 세액에서 감면해 주도록 하고 있다. 그러나 현행 조특법은 중

질유 분해설비에 대해서는 2011년 12월 31일까지, 탈황설비에 대해서

는 2013년 12월 31일까지 한시적으로 적용할 것을 명시하고 있어 이

후 기간에 대한 고도화 설비 증설에는 정유사들이 보다 신중한 태도

를 견지할 것으로 보인다. 따라서 정부는 향후 국내 고도화설비의 확

대 필요성을 고려하여 상기 세금감면 혜택들의 시한 연장을 면밀히

검토할 필요가 있다.

다음으로 국내 석유제품의 수출확대를 촉진하기 위해서는 우리나라

가 현재 추진 중인 자유무역협정(FTA)의 체결을 다양한 지역으로 넓

혀가는 것이 중요하다. 현재 발효 중인 FTA는 한-칠레, 한-싱가포르,

한-EFTA,23) 한-아세안,24) 한-인도, 한-EU, 한-페루가 있다. 아․태지

역에서는 현재 중국과 러시아, 일본 등을 제외하면 대부분 국가와

FTA가 발효하고 있어 국내 석유제품의 역내 수출확대에 기여할 것으

로 예상된다. 일본과의 FTA는 이미 한 차례 결렬된 바25)가 있으나 현

재 한-중-일 공동 FTA에 대한 타당성 연구가 진행 중인 것으로 알려

져 있다. 또한 러시아와의 FTA 역시 조사단계에 있어 이들 지역과의

FTA 체결에는 다소 시간이 소요될 것으로 보인다.

한편, 협상 중인 FTA는 한-캐나다, 한-멕시코, 한-GCC,26) 한-호주,

23) 유럽 4개국: 아이슬란드, 리히텐슈타인, 노르웨이, 스위스

24) 아세안 10개국: 말레이시아, 싱가포르, 베트남, 미얀마, 인도네시아, 필리핀, 브루나이, 라오스, 캄보디아, 태국

25) 2003년 협상이 시작되었으나 농수산물시장 개방에 대한 양국 간 이견을 좁히지

못하면서 2004년 11월에 최종 결렬되었다.

114

한-뉴질랜드, 한-콜롬비아, 한-터키가 있다. 이 가운데 GCC와 콜롬비

아 FTA는 석유수요에 대한 잠재력이 풍부한 지역으로 향후 국내 석

유제품 수출에 대한 기여도가 높을 것으로 기대된다. 따라서 정부는

이들 지역과의 FTA 협상 과정에서 국내 석유제품 수출과 정제시설

직접투자 가능성을 고려하여 협상내용을 설계하고 양허안을 조율할

필요가 있다.

이와 함께 국내 정유사가 해외직접투자(FDI: Foreign Direct

Investment)를 통해 해외진출을 확대해 나가기 위해서 정부의 지원이

무엇보다 중요하다. 국내 정유사가 정제시설 및 주유소 네트워크에 사

업성을 고려하여 직접 투자할 수 있는 지역은 아시아 개도국과 아프

리카, 중남미 지역의 개발도상국들로 제한되어 있다. 이 가운데 페루,

볼리비아, 에콰도르 등의 중남미 국가들은 정치․제도의 투명성이 낮

고 인프라가 낙후되어 정부 차원의 적극적 기반 구축이 요구되는 지

역으로 평가되고 있다.27) 같은 관점에서 중앙아시아의 투르크메니스

탄이나 아프리카의 알제리, 리비아, 나이지리아 등이 거론될 수 있다.

이는 공개입찰 방식이 아닌 정부 주도의 수의계약에 의해 외국인 투

자가 가능하기 때문이며 이 경우 무엇보다 우리나라와 해당 국가 간

외교적 성과가 국내 기업의 해당 지역 진출에 상당한 영향력을 발휘

할 수 있다. 또한 중남미 지역의 사회문화적 특성상 개인적 친분관계

를 중요시하기 때문에 이들 국가에 대한 해외진출은 현지화 전략이

중요하다. 즉, 이미 진출해 있는 국내 기업들의 네트워크를 잘 활용할

필요가 있으며, 사회문화적 다양한 방면에서 교류를 확대하는 것이 중

26) GCC(Gulf Cooperation Council): 페르시아만 연안 산유국들의 협의체로 사우디

아라비아, UAE, 쿠웨이트, 카타르, 오만, 바레인 등 6개국으로 구성

27) 정우진(2010), pp.155-156.

제5장 석유산업 하류부문 전략 115

요하다. 따라서 이러한 제반 사항은 정부의 지원이 필요한 부분으로

해당 지역과의 정치적 외교뿐만 아니라 사회문화적 교류의 비중을 확

대하는 것이 요구된다. 구체적으로 정부 간 협력체계를 구축하여 경제

개발 및 인력양성 프로그램 등을 지원하는 것도 좋은 방안이다.

한편, 브라질, 아르헨티나, 콜롬비아 등의 국가들은 정부의 개입 여

지가 적은 공개입찰 제도가 상대적으로 정착되어 있기 때문에 국내

정유사들의 자발적인 접근이 중요하며 정부는 측면 지원을 견지할 필

요가 있다. 특히, 이들 지역에 진출하기 위해서는 자금력이 풍부한 세

계 메이저 기업들과의 경쟁이 예상되기 때문에 국내 기업 간 컨소시

엄 구성이 필수이며 정부는 관련 공기업을 주축으로 한 컨소시엄 구

성을 지원하는 것도 하나의 방안이다.

마지막으로 해외직접투자를 위한 재원조달에 대한 정부의 지원이

필요하다. 현재 프로젝트 파이낸싱(PF)을 통한 자금조달이 가능하긴

하나 최근 은행권들의 무분별한 대출에 따른 부실 문제로 인해 PF의

위축 가능성이 제기되고 있다. 이에 따라 정부 차원에서 공공금융기관

을 통한 해외 인프라펀드 조성 및 현행 보증 제도를 확대하는 방안을

고려할 필요가 있다. 해외 인프라펀드는 재원조달 방식을 다양화한다

는 측면에서 설비산업의 해외시장 진출에 긍정적으로 작용하며, 민간

으로부터의 PF가 이윤극대화를 위해 운영되는 것과는 달리 정부 차원

에서 산업 활성화를 위해 운영되기 때문에 무분별한 대출 가능성은

줄어들 것으로 보인다. 또한 현행 무역보험공사가 시행하고 있는 보증

지원 제도는 전체적으로 보증규모가 작다는 지적이 있어 이에 대한

검토가 요구된다. 한편, 최근 운영되는 PF의 부실은 국내에 해외 프로

젝트를 제대로 평가할 수 있는 전문 인력과 시스템의 부재 때문에 발

116

생한다고 보는 견해가 많다. 해외에서 진행되는 프로젝트에 대한 정확

한 정보수집과 성공가능성에 대한 평가 시스템, 그리고 다양한 정보를

평가할 수 있는 전문 인력이 없는 상황에서 사업자의 사업계획서에만

의존하는 경향이 있다는 것이다. 따라서 해외 프로젝트사업의 가능성

과 위험을 객관적으로 평가할 수 있는 인력을 육성하고 평가 시스템

을 마련하여 제도화시키는 데에도 정부의 역할이 중요할 것이다.

제6장 결론 117

제6장 결 론

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제2차년도 연구로서 석유

산업의 하류부문에 초점을 맞추어 제품수출 및 정제설비 효율화 전략

과 해외 진출 전략을 모색하고자 하였다. 이를 위해 국내와 아태지역

시장의 석유수급 밸런스 등 석유산업의 여건 변화를 분석하고, 그에

따른 석유산업의 대응전략을 논의하였다. 연구의 주요 내용과 결과를

정리하면 아래와 같다.

국내 석유수요는 과거와 달리 증가세가 둔화되어 2010〜20년 기간

중 연평균 1.5% 증가하고 2020〜30년 기간 중에는 연평균 0.4% 증가

에 그칠 전망이다. 이에 따라 현 정제설비를 내수를 기준으로 가동한

다고 가정하면 가동률은 2015년에 76%, 2020년 82%이고, 2030년이

되어야 적정 가동률이라 할 수 있는 85%에 도달할 것으로 예상된다.

더욱이 국내수요에서 석유화학회사나 한전 등 대소비처의 직수입 물

량을 제외(직수입비율을 27%로 가정)할 경우 2030년에도 정제시설

가동률은 60%를 약간 상회하는 정도이다. 이처럼 내수 대비 정제시설

의 과잉상태는 앞으로도 지속될 것으로 예상므로 석유제품 수출수요

확보는 여전히 국내 석유산업의 중요한 과제가 될 것이다. 석유제품별

수급밸런스는 2030년 정제시설 가동률 85%를 기준으로 할 경우, 휘

발유(37백만 배럴), 경유(129백만 배럴), B-C유(58백만 배럴)가 공급

과잉인 반면 납사(254백만 배럴)와 LPG(94백만 배럴)가 공급부족으

로 나타나고 있다.

118

아태지역 석유수요는 2010〜30년 기간 중 연평균 72만b/d가 증가하

여, 세계 석유수요 증가에 대한 기여율이 66%에 이를 정도로 세계 석

유수요 증가를 주도할 전망이다. 아태지역의 석유제품별 수요전망을

보면, 상대적으로 경유의 증가율이 높고 연료유의 증가율이 낮다. 정

제능력은 2020년까지 중국, 인도, 일본, 싱가포르, 인도네시아, 파키스

탄, 대만 등에서 8백만b/d 내외의 확장이 예상되는데, 대부분 중국과

인도의 증설에 기인한 것이다.

2020년까지 수급밸런스를 제품별로 살펴보면 휘발유, 등유 제트유,

경유가 계속 공급과잉으로 역외 수출이 요구되는 제품이고, 납사와

LPG, 연료유는 공급부족으로 역외로부터의 수입이 요구되는 제품이

다. 그런데 전망기간 중 정제설비 확장이 석유제품 수요 증가에 미치

지 못하여 휘발유, 등유 제트유, 경유의 공급과잉 물량은 점차 줄어들

것으로 예상된다. 2012년과 2020년의 공급과잉 물량을 비교해 보면,

휘발유는 449천b/d에서 283천b/d로, 등유 제트유는 279천b/d에서 66

천b/d로, 경유는 984천b/d에서 519천b/d로 줄어든다. 같은 기간 중 공

급부족 제품인 납사는 부족 물량이 늘어나고 LPG는 부족 물량이 감

소할 것으로 예상된다. 대소비국인 중국은 석유제품 순수입국으로서

의 위치에 변화가 없을 것으로 예상되나, 휘발유와 경유는 공급과잉으

로 수출이 이루어질 전망이다. 시나리오에 따른 중국의 석유수요 증가

율 변화는 아태지역 전체의 석유수급 밸런스에 큰 영향을 미치게 될

것이다.

다음으로 국내 석유산업의 경쟁력을 검토하기 위해 150만b/d 이상

의 원유정제능력을 보유한 14개 국가를 대상으로 세 가지 지표를 비

교하였다. 정제단지당 평균 정제능력, 현시비교우위(RCA: Revealed

제6장 결론 119

Comparative Advantage) 지수, 넬슨(Nelson) 지수가 그것이다. 정제단

지당 상압증류시설의 평균 규모는 우리나라가 약 50만b/d로 가장 큰

것으로 나타났다. 14개국 평균 정제단지당 상압증류시설의 규모는 19

만b/d인데, 규모가 크다는 것은 석유제품 생산의 평균비용이 상대적으

로 낮을 수 있음을 의미한다. 우리나라의 RCA 지수는 2009년과 2010

년 각각 1.5와 2.1로 계산되어 석유제품 수출에 있어서 비교우위가 있

는 것으로 평가할 수 있다. RCA 지수가 1보다 크면 해당 상품의 국

제경쟁력을 가지는 것으로 보고 있는데, 우리나라의 RCA 지수는 러

시아, 인도, 사우디에 이어 4번째로 높다. 넬슨 지수는 고부가가치 제

품이 생산될 수 있는 복잡한 정제시설의 보유 정도를 보여주는 것으

로 아태지역에서는 우리나라가 일본 다음으로 높지만 14개국 가운데

9위에 머물고 있다. 그렇지만 세 가지 지표를 검토한 전체적인 결과는

우리나라 석유산업이 세계 하류부문 시장에서 비교적 경쟁력 우위를

유지할 수 있음을 보여주고 있다.

이상의 분석을 바탕으로 우리나라 석유산업의 미래 하류부문 전략

으로서 석유제품 수출의 효율적 추진, 석유정제시설의 선택적 증설,

해외 하류부문 진출을 제시하고자 한다.

석유제품 수출은 아태지역 시장에서 휘발유, 등유 제트유, 경유의

공급과잉 물량은 점차 줄어들 것으로 예상되어 현재와 같은 수익성

유지가 가능할 것으로 예상된다. 특히 연료유는 아태지역 시장에서 부

족이 예상되어 상대적으로 수익성이 높아질 것으로 보인다. 역내 시장

에서 판매경쟁이 예상되는 휘발유, 등유 제트유, 경유에 대해서는 안

정적인 수출선 확보가 중요한 문제다. 역내 국가의 국별 시황, 환율,

제도 변화에 대응한 적극적인 수출선 확보가 요구된다. 또한 허리케인

120

으로 인한 북미지역 정제시설의 빈번한 가동중단 사태를 감안하여 북

미지역을 계절에 따른 전략적 수출지역으로 고려할 필요가 있다. 급속

한 경제성장세를 보이는 남미지역에도 수출기반을 마련하는 것이 바

람직하다.

석유정제시설에 대한 투자는 선택적 증설이 요구된다. 아태지역 석

유수요 증가가 정제시설 증가를 상회하고 납사와 LPG 공급부족이 예

상되지만 여타 주요 석유제품의 공급과잉이 지속될 전망이어서 상압

정제시설 투자의 확대는 적절하지 않을 것으로 예상된다. 특히 향후

아태지역에서는 수익성보다는 전략적 고려를 우선으로 하는 국영석유

회사(NOC) 중심으로 정제능력 투자가 이루어질 것으로 예상되어 단

순 정제마진은 낮아질 수 있기 때문이다. 그러나 고도화 설비에 대한

선택적 증설의 필요는 있다. 우리나라는 중질유 분해설비 비율이 19%

로 주요국들과 비교해 상대적으로 낮은 수준에 머물고 있다. 따라서

장기적으로 중질유 분해설비 가운데 정제마진이 상대적으로 높을 것

으로 예상되는 수첨분해설비(HDU)의 추가 증설을 통해 고도화비율을

높이는 방안을 검토할 필요가 있다. 또한 탈황설비도 향후 환경규제

강화 추세를 고려하여 증설이 되어야 할 것이다.

해외 하류부문 진출을 위해서는 우선 석유수요 증가 잠재력이 큰

아태지역 신흥경제국의 국영석유회사들과의 전략적 제휴가 요구된다.

국영석유회사가 민간 정유기업과 사업 제휴의 필요성을 가질 수 있는

부분은 정제기술 분야이다. 동남아시아를 비롯한 신흥국들의 국영석

유회사들은 아직 선진 수준의 정제시설을 확보하지 못한 상태이므로

국내 정유회사들이 가지고 있는 선진 기술은 국영석유회사들과의 제

휴를 성사시킬 수 있는 연결고리가 될 수 있을 것이다. 또한 국영석유

제6장 결론 121

회사들과의 협력을 위하여 정보 교류의 허브 역할을 담당하는 해외사

무소를 최적의 지역에 설치하는 것도 매우 중요한 일이다. 다음으로

연관 산업과의 연계를 통한 하류부문 진출 전략이 요구된다. 해당국

석유화학기업과의 연계를 통해 정유부문에 진출하는 방안과 국내 플

랜트기업, 자원개발기업과의 연계를 통해 ‘패키지형’으로 진출하는 방

안이 있을 수 있다. 해당국의 석유유통업 참여를 교두보로 하여 정제

부문으로 진출하는 방안도 고려해 볼 필요가 있다.

석유산업의 지속적 발전을 위해서는 정부의 역할도 여전히 중요하

다. 정부는 석유산업의 고도화 설비투자가 미진한 점을 고려하여 만료

예정인 중질유 분해시설 및 탈황설비 투자에 대한 세액 감면제도를

연장하여 시행할 필요가 있다. 그리고 자유무역협정(FTA) 체결을 통

해 석유제품 수출을 촉진하여야 한다. 특히 석유수요 잠재력이 큰 걸

프협력위원회(GCC) 국가와 남미의 콜롬비아 등과 FTA를 적극적으로

추진할 필요가 있다. 또한 정부는 국내 정유사들의 해외 직접투자를

촉진하기 위해 신흥국들과의 외교관계를 강화하고 사회․문화적 교류

를 확대해야 한다. 또한 국내 관련 공기업을 중심으로 정유사들과의

컨소시엄 구성을 지원하는 것도 해외 진출을 위한 중요한 역할이라

하겠다. 그리고 해외 직접투자를 위한 정부의 재원조달과 관련한 정부

의 지원이 요구된다. 여기에는 공공 금융기관을 통해 해외 인프라펀드

를 조성하고 현행 무역보험공사의 보증지원 규모를 확대하는 방안이

있다. 마지막으로 정부가 해외 프로젝트에 대한 리스크를 보다 명확히

평가할 수 있는 시스템을 구축하는 것도 국내 석유산업의 해외진출을

위한 지원책의 하나이다.

122

참고문헌

노동운 외, 2006, ⌜산업부문 온실가스 감축 및 에너지절약 잠재량 추정

Ⅱ(정유산업), 기본연구보고서 06-13, 에너지경제연구원

에너지경제연구원, 2009.2, ⌜장기 에너지수요 전망모형 개선 연구⌟, 정

부출연 연구사업 보고서

에너지경제연구원․지식경제부, ⌜석유산업 미래 비전과 발전전략⌟,

2011.4

정우진 외, 2010, ⌜해외자원개발 전략 연구 : 중남미 자원개발 진출 전

략 연구⌟, 기본연구보고서 10-22, 에너지경제연구원

정웅태 외, 2010, ⌜에너지설비산업의 해외진출 확대 연구 : 중앙아시

아․아프리카권⌟, 기본연구보고서 10-21, 에너지경제연구원

대한석유협회 웹사이트(www.petroleum.or.kr)

한국석유공사 석유정보망(www.petronet.co.kr)

외교통상부 웹사이트(www.mofat.go.kr)

한국석유화학공업협회 웹사이트(www.kpia.co.kr)

BP, 2010, BP Statistical Review of World Energy 2010

FACTS GLOBAL ENERGY, 2010, Energy Insights, Asia Pacific Product

Balances: Surplus to Rise and Deficits to Deepen!

FACTS GLOBAL ENERGY, 2010, Energy Advisory, Asian Refining

Margin Outlook: Is there Light at the End of the Tunnel?

FACTS GLOBAL ENERGY, 2010, Energy Insights, Asian Refining

참고문헌 123

Industry-Ready for a Market Driven by a Shortage of Crudes

Instead of Products

FACTS GLOBAL ENERGY, 2011, Asia Pacific Databook 1: Supply,

Demand, & Prices

FACTS GLOBAL ENERGY, 2011, Asia Pacific Databook 2: Refinery

Configuration & Construction

FACTS GLOBAL ENERGY, 2011, Asia Pacific Databook 3: Oil Product

Balances

FACTS GLOBAL ENERGY, 2011, Middle East Petroleum Databook

Gary, J.H., and Handwerk, G.E., 2001, Petroleum Refining: Technology

and Economics, 4th ed., New York: Marcel Dekker Inc.

Gary, J.H., Handwerk, G.E., and Kaiser, M.J., 2007, Petroleum

Refining: Technology and Economics, 5th ed., Boca Raton, Fla.:

CRC Press.

GlobalData, 2011, Asia Pacific Refining Industry-Market Analysis,

Capacity Forecasts and Competitive Landscape 2015.

Meyers, R.A., 2004, Handbook of Petroleum Refining Processes, 3rd

ed., New York: McGraw-Hill Cos.

Maples, R.E., 2000, Petroleum Refining Process Economics, 2nd ed.,

Tulsa: PennWell.

Oil & Gas Journal, 2011, Worldwide Refinery Survey.

Raseev, S., 2003, Thermal and Catalytic Processes in Petroleum

Refining, New York: Marcel Dekker.

Sadeghbeigi, R., 2000, Fluid Catalytic Cracking Handbook, 2nd ed.,

124

Houston: Gulf Publishing Co..

Peters, M.S., Timmerhaus, K.D., and West, R.E., 2003, Plant Design

and Economics for Chemical Engineers, 5th ed., Boston: McGraw

Hill Cos.

Seider, W.D., Seader, J.D., and Lewin, D.R., 2004, Product &Process

Design Principles, New York: John Wiley &Sons.

Nelson, W.L., 1976, Guide to Refinery Operating Costs (Process

Costimating), 3rd ed., Tulsa: Petroleum Publishing.

UNCTAD: UN COMTRADE Database

World Trade Organization: WITSDatabase

125

부 표

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/C

6

Dist.

Treat

Resid

DesulfLubes Asphalt

Sinopec

Northwest 50.0 14.3 - 13.0 - - - - 6.0 - 16.7

North 1,692.4 623.4 261.8 460.8 237.2 57.4 103.2 7.6 4.0 618.0 68.0 27.7 43.7

South 1,046.0 319.1 106.8 296.0 134.0 20.0 134.6 4.9 - 553.0 65.0 9.0 9.7

Lower Yangtze 1,658.0 659.9 262.7 291.6 278.0 8.0 157.6 5.4 2.0 880.8 - 14.5 38.4

Southwest - - - - - - - - - 1.0 -

West 100.0 15.7 60.5 - - - 3.0 - 48.0 - 0.7

Mid Yantze 570.0 174.0 114.0 178.0 - 41.4 31.0 3.6 159.4 2.0 6.9

<부표-1> 중국 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

126 <부표-1: 계속> 중국 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

DesulfLubes Asphalt

CNPC/PetrochinaNorthwest 605.0 160.4 26.7 190.0 24.0 6.0 42.0 1.4 121.0 10.4 10.0

North 254.0 110.7 17.8 97.6 - 8.0 20.0 - 74.2 - 18.4South 220.0 80.0 - 70.0 44.0 - 44.0 - 72.0 - -

Northeast 1,975.0 687.8 222.6 608.0 250.0 28.0 197.4 7.1 5.0 629.6 100.0 30.9 31.9Southwest 21.6 2.3 - 7.0 - - - - - 0.4

West 506.0 190.2 97.9 111.4 52.0 9.0 43.4 2.2 185.0 16.9 19.3CNOOC

North 240.0 11.8 17.8 8.0 - 26.0 - - - - 33.5South 240.0 120.0 74.8 24.0 72.0 - 40.0 3.2 - 40.0 40.0 - -

Lower Yangtze 160.0 - - - - - - - - - -Local

Northwest 376.0 98.3 0.4 132.0 4.0 - 36.0 - - 36.0 - -North 1,275.6 103.0 115.6 179.0 - 56.7 - 2.0 33.0 - 37.8South 109.0 - - - - - - - - - -

Lower Yangtze 33.0 13.1 17.8 - - - - - - - -Northeast 229.0 16.4 35.6 4.8 36.0 - - - 40.0 0.8 0.2Southwest 22.0 - - - - -

West 3.0 1.7 - 1.4 - - - - - - -Grand Total 11,385.6 3,402.1 1,432.9 2,672.6 1,131.2 260.5 879.2 37.4 11.0 3,496.0 273.0 113.4 267.2

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

127

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes

PetroChina Liaoyan Petrochem Sub 2011 1 - - - 20.0 28.0 40.0 -

Sinopec Qingdao Shihua 2011 3 40.0 - - - - -

Local Refineries 2011 4 200.0 - - - - -

Local Refineries 2011 4 (100.0) - - - - -

PetroChina Karamay Petrochem Plant 2011 4 20.0 15.0 - - - -Petro Ningxia Petrochem

Sub.(Formerly Dayuan)2011 4 55.0 - 52.0 - 16.0 - - -

Sinopec Cangzhou Sub 2011 4 30.0 8.9 24.0 - 6.0 32.0 -Sinopec Changling 2011 4 40.0 30.0 - - - - -

Sinopec Guangzhou 2011 4 - - - 40.8 -PetroChina Lanzhou Lianhua Sub 2012 1 - - - 80.0 -

Sinopec Beihai Tiandong(Southwest

Subidiary)2012 2 (12.0) (7.4) - (6.0) - - -

Sinopec Beihai Tiandong(DianQianGui) 2012 2 200.0 80.0 - - - 62.0 -Sinopec Anqingz 2012 3 (30.0) - - - - -Sinopec Anqingz 2012 3 80.0 - 40.0 - 20.0 44.0 40.0 -

CNOOC 2012 4 40.0 - - - - -Local Dongming 2012 4 100.0 - - - - -Local Refineries 2012 4 (100.0) - - - - -

<부표-2> “확정 및 예정”된 중국 정제 시설

(단위: 천b/d)

128

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes

PetroDhina Huludao (Jinxi)/Local 2015 1 200.0 - - 34.0 - -

Sinopec/KPC/Others

Zhanjiang(Guangdong)2015 1 300.0 120.0 - - - - -

Sinopec Caofeidian 2015 2 200.0 90.0 - - - - -

Local Refineries 2015 4 (100.0) - - - - -

Sinopec Changling 2015 4 40.0 - - - - -

Sinopec Zhenhai 2015 4 300.0 - - - - -

Sinopec Yangzi 2016 1 90.0 90.0 - 16.0 - 54.0 40.0 -

PetroChina/Rosneft Dagang/Binhai

Petrochem Sub2016 2 300.0 65.0 - - - 54.0 - 80.0 -

CNPC/PDVSA Guangdong/Jieyang 2016 4 400.0 180.0 - - - - -

Local Refineries 2016 4 (50.0) - - - - -

CNOOC Huizhou 2017 2 200.0 90.0 - - - - - - - -

PetroChina Lanzhou Lianhua Sub 2017 2 80.0 - - - 104.0 -

Local Refineries 2017 4 (50.0) - - - - -

PetroChina Chongqing 2017 4 200.0 90.0 - - - - -

Sinopec Fujian 2018 1 240.0 100.0 - - - - -

<부표-2: 계속> “확정 및 예정”된 중국 정제 시설

(단위:천b/d)

129

<부표-2: 계속> “확정 및 예정”된 중국 정제 시설

(단위: 천b/d)

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes

PetroChina Pengzhou(Sichuan) 2012 4 200.0 90.0 - - - - -Sinopec Shijiazhuang 2012 4 60.0 - - - - - -

CNPC Hohhot 2013 1 70.0 - - - 12.0 - -Local Xinhai/Lianyungang 2013 1 76.0 17.8 24.0 - - -

PetroChina Huabel Petrochem Sub 2013 1 100.0 - - 64.0 24.0 44.0 60.0Sinopec Jiujiang 2013 1 30.0 - - 48.0 - 31.2 -

Sinopec Maoming 2 2013 2 240.0 100.0 10.7 44.0 48.0 20.0 50.0 70.0 - 8.0Local Refineries 2013 4 (100.0) - - - - -

CNOOC/Local Ningbo Daxie

(formerly known as Liwan)2014 1 40.0 - - - - -

CNPC/Local Yunnan 2014 2 200.0 90.0 - - - - -Sinochem Quanzhou 2014 2 240.0 80.0 24.9 48.0 - - -

Local Refineries 2014 4 (100.0) - - - - -CNOOC Shandong 2018 2 100.0 70.0 - - - - -

Local Refineries 2018 4 (50.0) - - - - -PetroChina Qinzhou(Guangxi) 2019 1 200.0 80.0 - - - - -

Local Refineries 2019 4 (50.0) - - - - -PerotChina/Qatar/Shell 2020 3 400.0 180.0 - - - - -

Local Refineries 2020 4 (50.0) - - - - -PetroChina Shangqiu 2020 4 200.0 - - - - -

Grand Total 4,719.0 1,617.7 77.3 242.0 214.0 180.0 550.8 261.2 60.0 8.0

130

기업 연도 분기 CDU VDU FCC/RFCC

PetroChina Tarim Subsidiary 2013 4 50.0Local Yanchang Oil Fieid(Yongping, Yulin, and Yangzhuang) 2014 1 36.0

Huaxing Petrochemical 2014 4 120.0 -Sinopec Jinling 2015 3 40.0

Local Xinda/Changchun 2015 4 70.0 -Huajin(Local) Liaoning 2015 4 60.0 -

PetroChina Urumqi Petrochem Sub 2015 4 80.0 -Sinopec Shangai 2016 1 40.0

CNOOC/Local Zhongjie/Hebel 2016 3 140.0 90.0 -PetroChina Jinzhou Petrochem Sub 2016 4 60.0 -

Sinochem Zhoushan 2017 1 240.0 100.0 -Sinopec Gaoqiao 2018 1 240.0 90.0 -

CNPC/Local Weihai/Shandong 2019 4 200.0 90.0 -CNOOC Dongying 2021 1 200.0 90.0 -

Zhenghe Group 2021 1 100.0 -Sinopec Lianyungang 2021 4 200.0 90.0 -

CNPC/PDVSA Guangdong/Jieyang 2022 1 400.0 280.0 -Yamenkou (Guangdong) 2022 1 300.0 130.0 -

Yanchang Petroleum 2022 1 200.0 -Grand Total 2,740.0 960.0 36.0

<부표-3> “가능”한 중국 정제 시설

(단위: 천b/d)

131

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

Cosmo Oil

Chiba 204.6 55.8 - 37.2 - 39.5 - - 129.3 67.0 32.6 - 0.7

Sakai 93.0 41.9 23.3 22.3 - 7.4 7.4 - 53.5 - 19.5 - -

Sakaide 102.3 38.6 - 18.6 - 13.0 - - 62.3 27.9 16.0 - 1.5

Yokkaichi 116.2 68.8 - 28.8 - 20.0 - - 69.8 - 38.6 5.8 7.8

Fuji Oil Sodegaura 130.2 55.8 27.9 36.3 - 27.8 4.1 - 59.1 - 43.7 - -

Idemitsu

Aichi 148.8 14.9 - 46.5 - 18.6 9.3 - 77.2 55.8 - - -

Chiba 204.6 61.4 - 41.9 - 15.8 - - 118.1 37.2 36.3 - 8.4

Hokkaido 130.2 22.3 - 30.7 15.3 16.7 - - 57.2 39.1 - - -

Tokuyama 111.6 51.2 - 24.2 - 20.5 - - 51.2 - 41.9 - 1.8

<부표-4> 일본 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

132 <부표-4: 계속> 일본 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

JX Group

Chita - - - - - 21.9 - - - - - - -

Kashima 234.8 39.1 - 33.0 - 20.5 - - 82.8 27.9 23.3 - -

Marifu 118.1 69.8 20.5 26.0 - 22.3 - - 44.6 - 48.4 - -

Mizushima 353.6 173.0 27.9 91.1 12.1 62.0 17.0 - 203.5 70.7 99.5 16.0 3.5

Muroran 167.4 60.5 - 27.9 41.9 33.5 - - 59.1 14.9 - - -

Negishi 251.1 120.9 - 77.2 - 46.5 8.4 7.0 127.9 32.6 75.3 6.5 -

Oita 126.5 61.4 - 24.2 10.2 27.9 - - 67.9 - 37.2 - 1.2

Osaka 107.0 55.8 - 25.1 - 15.8 7.4 - 42.8 - 21.4 - -

Sendai 134.9 55.8 - 40.0 - 50.2 8.4 - 31.6 48.4 37.2 - -

Yokohama - - - - - - - - - - - 2.1 -

Kyokuto Petroleum Chiba 162.8 77.2 - 31.6 37.2 26.0 - - 77.7 - - - 1.6

Nansei Sekiyu Nishihara 93.0 - - - - 12.5 - - 17.7 - - - -

Seibu Oil Yamaguchi 111.6 40.9 - 26.0 - 48.1 - 5.0 53.0 47.9 - - -

133

<부표-4: 계속> 일본 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Alhy/

PolyC5/C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

Showa Yokkaichi 195.3 97.7 - 56.7 - 65.8 15.8 9.0 96.3 41.9 37.2 9.5 6.0

Taiyo Oil Shikoku 111.6 25.1 - 23.3 17.7 34.4 - - 44.6 - - - -

Teiseki Topping Plant

Kubiki4.4 - - - - - - - - - - - -

Toa Oil

Mizue 60.5 53.9 25.1 39.1 - 8.8 - - 32.6 - 42.8 - -

Keihin Ohgimachi 111.6 27.9 - - - 20.0 - 6.1 50.2 - 14.9 - -

TonenGeneral Sekiyu K.K

Kawasaki 311.5 114.4 26.0 85.6 - 49.3 9.3 - 159.0 - 78.1 - -

Sakai 145.1 65.1 - 42.8 - 31.6 - - 83.9 - 40.9 - -

Wakayama 158.1 68.8 - 36.3 - 21.4 3.3 - 76.3 - 33.5 15.7 -

Grand Total 4,200.1 1,617.8 150.6 972.3 134.4 798.0 90.4 27.1 2,029.2 511.3 818.3 55.5 32.4

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

134

“확정 및 예정(Firm and Likely)"된 시설 “확장이 가능(Possible)"한 시설

기업 연도 분기 CDU 기업 연도 분기 CDU

Keihin Ohgimachi 2011 3 (111.6) 미정 2013 미정 (372.0)

미정(Unknown) 2013/2014 1 (93.0) 미정 2014 미정 (186.0)

미정 2013/2014 1 (186.0)

Grand Total (390.6) - - - (558.0)

<부표-5> “확정 및 예정”된 일본 정제 시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

135

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

PolyC5/C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

Bharat Petroleum

Corporation Ltd.

Cochin 190.0 64.2 - 43.3 - - 30.0 - 1.3 53.5 - 41.3 - 6.9

Mumbai 240.0 82.0 - 50.0 65.0 - 5.4 - - 20.5 - - 5.5 7.5

Chennai Petroleum

Corporation Ltd.

Chennai 210.8 36.8 - 11.8 - 7.9 2.4 - - 24.3 - 4.0 6.5 3.8

Nagapattinam 20.0 - - - - - - - - - - - - -

Essar Oil Vadinar 280.0 120.0 - 63.3 - 34.7 21.0 - - 75.6 - - - -

Hindustan Petroleum

Corporation Ltd.

Mumbai 125.0 52.5 - 41.0 - - - - 6.5 56.0 - - 6.3 5.7

Visakhapatnam 166.0 69.6 8.4 19.2 22.0 - 2.0 - 12.8 92.0 - - - 2.4

<부표-6> 인도 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

136 <부표-6: 계속> 인도 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

IndiaOil Corporation Ltd.

Barauni 120.0 26.0 22.1 29.0 - 19.6 13.0 - - 78.0 - - - -Bongaigaon 47.0 - 18.7 2.0 - - 1.8 - - - - - - -

Digboi 13.0 - 2.0 - - - 1.4 - - 11.9 - - 1.8 0.4Guwahati 20.0 - 6.0 - - - - - - 23.5 - - - -

Haldia 150.6 23.5 - 14.0 34.0 13.6 8.6 - 6.9 77.6 - - 4.4 5.0Koyali 275.0 59.0 40.0 30.0 24.0 25.1 8.3 - 6.1 120.0 47.0 - - 4.8

Mathura 160.0 47.3 - 25.1 25.0 19.5 12.8 - 10.0 72.0 - - - 7.7Panipat 300.0 105.0 51.0 18.5 81.6 9.0 13.0 - - 94.0 - - - 10.0

Mangalore Ref &

Petrochem236.4 100.2 - - 41.2 24.2 7.2 - - 28.1 - - - 1.9

Numaligarh Refinery

Ltd.60.0 44.0 - 17.3 13.0 20.0 9.9 - - 20.0 - - - 3.0

ONGC 1.5 - - - - - - - - - - - - -

Reliance Industries Ltd. 652.0 300.0 125.0 200.0 - - 60.0 - - 180.0 - 80.0 - 8.0

Reliance Petroleum Ltd. 580.0 305.0 160.0 200.0 30.0 - 85.0 85.0 42.0 360.0 - 220.0 - --

Grand Total 3,847.3 1,435.1 433.2 754.5 335.8 173.6 281.8 85.0 85.6 1,387.0 47.0 345.3 24.5 67.1

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

137

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5

/C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

Bharat Oman Refineries

Ltd2011 2 120.0 59.0 30.0 - 34.6 16.4 11.0 - 10.0 36.8 - - 4.6 5.0

Hindustan Petroleum

Corporation Ltd.2011 3 - - - - 31.0 - - - - - - - - -

Hindustan Petroleum

Corporation Ltd.2011 3 - - - - 31.0 - - - - - - - - -

IndianOil Corporation Ltd. 2011 3 40.0 - - - - - - - - - - - - -

Chennai Petroleum

Corporation Ltd.2011 4 35.0 - 40.0 - - - - - 6.0 36.0 26.0 - - -

Essar Oil 2012 1 80.0 - 64.0 15.0 - - - 10.0 26.6 - - - -

Hindustan Petroleum

Corporation Ltd.2012 2 180.0 80.0 80.0 50.0 - - 35.0 - 6.5 80.0 - - - -

Mangalore Ref. &

Petrochem Ltd.2012 3 64.0 40.0 60.0 44.0 32.0 - 5.0 - 13.2 75.0 - 13.7 4.5 -

IndianOil Corporation Ltd. 2016 4 300.0 165.0 88.0 85.0 - - 67.5 13.0 8.0 216.0 - 80.0 - -Essar Oil 2017 1 160.0 75.0 36.5 75.0 - - 42.5 - - 50.0 - - - -

Grand Total 979.0 419.0 398.5 269.0 128.6 16.4 161.0 13.0 53.7 520.4 26.0 93.7 9.1 5.0

<부표-7> “확정 및 예정”된 인도 정제 시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

138 <부표-8> “확장 가능”한 인도 정제 시설

(단위: 천b/d)

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCC

Therm

Crack

Catalytic

ReformC5/C6

Dist.

TreatAsphalt

Nagarjuna Oil Company Ltd. 2012 1 120.0 54.0 - 32.7 13.0 18.9 5.7 66.9 5.0

Hindustan Petroleum

Corporation Ltd.2016 4 124.0 - 40.0 - - - - - -

MRPL/ONGC(GR) 2018 1 300.0 - - - - - - - -

Grand Total 544.0 54.0 40.0 32.7 13.0 18.9 5.7 66.9 5.0

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

139

기업 및 지역 CDU VDUFCC/

RFCCHDC

Therm

Crack

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

Dist.

Treat

VGO

DesulfLubes Asphalt

ExxonMobil Jurong Island 580.0 163.5 - 34.0 115.5 84.9 - 139.0 - 25.3 9.0

Shell P.Bukom 449.0 88.1 31.0 31.0 60.0 31.6 3.0 74.0 6.5 6.5 9.9

Singapore Refining Co. Jurong Island 275.5 80.0 40.0 14.0 32.0 14.5 4.5 85.0 - - 9.4

Grand Total 1,304.5 331.6 71.0 79.0 207.5 131.0 7.5 298.0 44.0 31.8 28.3

<부표-9> 싱가포르 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

기업 및 지역 연도 분기 CDU

기업은 미정, Jurong Island 2014 2 110.0

기업은 미정, Jurong Island 2016 4 500.0

Grand Total 610.0

<부표-10> “확장 가능”한 싱가포르정제 시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

140

기업 및 지역 CDU VDU CokerFCC/

RFCCHDC

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

CPC Corp.

Kaohsiung 205.3 67.2 14.0 23.3 - 14.0 - 9.3 47.3 28.0 45.0 3.5 14.1Taoyuan 186.7 33.6 - 46.7 - 42.0 8.6 5.6 67.2 42.0 20.0 - 4.1

Dalin 280.0 - - 23.3 - 74.6 4.4 9.3 33.6 56.0 - - -Dalin /1 70.0 - - - - - - - - - - - -

Formosa Petrochemical, Yunlin 503.9 127.8 33.6 156.7 23.3 - 13.5 - 117.6 150.2 48.5 9.3 5.0Grand Total 1,245.8 228.6 47.6 250.0 23.3 130.6 26.5 24.3 265.7 276.2 113.5 12.8 23.2

<부표-11> 대만 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

기업 연도 분기FCC/

RFCC

Alhy/

PolyDist. Treat

Resid

DesulfLubes

CPC Corp.

2011 4 - - 37.3 - 4.7

2012 2 74.6 - 44.8 28.0 -

2012 2 - 13.1 - - -

2014 2 - - - 70.0 -

Grand Total 74.6 13.1 82.1 98.0 4.7

<부표-12> “확정 및 예정”된 대만 정제 시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

141

기업 연도 분기 CDU VDU CokerFCC/

RFCC

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

Formosa Petrochemical

2013 4 - - (33.6) - - - - - - - - -

2013 4 46.7 - 60.6 - - 6.5 - - - - - -

CPC Corp.

2015 4 (205.3) (67.2) (14.0) (23.0) (14.0) - (9.3) (30.5) (28.0) (45.0) (3.5) (14.1)

2017 4 279.9 - - - - - - - - - - -

Formosa Petrochemical 2019 1 180.0 - - - - - - - - - - -

Grand Total 301.3 (67.2) 13.1 23.0 (14.0) 6.5 (9.3) (30.5) (28.0) (45.0) (3.5) (14.1)

<부표-13> “확장 가능”한 대만 정제시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

142

기업 CDU VDUCoke

r

FCC/

RFCCHDC

Therm

Craker

Catalytic

Reform

Alhy/

Poly

C5/

C6

Dist.

Treat

Resid

Desulf

VGO

DesulfLubes Asphalt

PT Parta SK Dumai/Sei Pak. 7.3

PT Pertamina

Balikpapan 252.2 103.4 53.6 20

Balongan 121.9 83 28.1 13 22.3 49.5 58.0

Cilacap 339.3 43.5 48.8 27.3 50.4 22.9 8.2 11.9

Dumai/Sei Pak. 165.8 117.6 35.2 62.0 15.0

Kasim 9.0 2.0

Plaju/Musi 124.0 53.0 19.4 3.3 11.3

PT Tri Wahana Univ. Bojo. 6.0

Pusdiklat Migas Cepu 3.8

TPPI Tuban 100

Grand Total 1,122 317.5 35.2 102.4 115.6 48.8 92.4 16.3 22.3 111.2 58.0 22.9 15.5 11.9

<부표-14> 인도네시아 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

143

기업 PT Pertamina의 지역 연도 분기FCC/

RFCCTherm Cracker C5/C6

Cilacap 2013 1 62.0 10 19.0

Plaju/Musi 2013 1 1.1 44.8

Grand Total 63.1 10.0 19.0

<부표-15> “확정 및 예정”된 인도네시아 정제 시설

(단위:천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

기업 PT PErtamina의 지역 연도 분기 CDU HDC

Dumai/Sei Pak. 2015 1 34.2

Balikpapan 2016 1 50.0

Balongan 2018 1 300

Tuban 2018 1 300

Grand Total 634.2 50.0

<부표-16> “확장 가능”한 인도네시아 정제시설

(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

144

기업 및 지역 CDU VDUTherm

Crack

Catalytic

ReformC5/C6

Dist.

TreatLubes Asphalt

Attack Refinery Ltd 44.8 - - - - -Byco Peroleum Pakistan Ltd 30.0 - - - - - -

Dhodak 2.4 - - - - - - -National Refinery Ltd 67.5 13.1 - 3.4 4.5 - 4.0 4.1

Pak-Arab Multan 100.0 55.0 30.0 18.0 - 24.2 - -Pakistan Refinery Karachi 49.6 - - 2.7 - 18.1 - -

Grand Total 294.3 68.1 30.0 32.1 4.5 49.7 4.0 4.1

<부표-17> 파키스탄 정제 시설 현황 (2010 ~ 2011)(단위:천b/d)

기업 및 지역 연도 분기 CDU VDU Coker HDCTherm

Crack

Catalytic

ReformC5/C6

Dist.

TreatAsphalt

Byco Peroleum Pakistan Ltd2012 1 10.0 - - - - - 12.5 - -2012 1 120.0 - - - - - - - -

Pak-Arab 2012 1 - - - 3.0Pakistan Refinery 2012 1 - - - - 20.0 - - 11.9 -

Attock Refinery Ltd 2014 2 11.5 - - - - - 6.5 11.6 -IPIC/PARCO 2016 4 250.0 80.0 40.0 50.0 - 12.0 - 60.0 -Grand Total 391.5 80.0 40.0 50.0 20.0 12.0 19.0 83.5 3.0

<부표-18> “확정 및 예정”된 파키스탄 정제 시설(단위: 천b/d)

자료: FACTS GLOBAL ENERGY 2011.4

145

정제능력(천b/d)석유제품

수출액(억$)

석유제품

수입액(억$)상품수출액(억$) 상품수입액(억$)

2009년 2010년 2009년 2010년 2009년 2010년 2009년 2010년 2009년 2010년

미국 17,763 17,869 413.4 608.1 565.3 716.0 10,567.1 12,771.1 16,019.0 19,665.0중국 6,806 6,806 142.4 192.5 296.3 419.1 12,016.1 15,778.2 10,059.2 13,951.0러시아 5,428 5,431 472.5 699.8 12.8 23.6 3,033.9 4,000.2 1,918.0 2,484.0일본 4,624 4,730 102.3 126.3 136.4 202.3 5,807.2 7,697.7 5,519.8 6,940.6인도 2,836 4,000 238.0 -* 54.4 -* 1,649.1 2,161.6 2,572.0 3,227.0한국 2,855 2,855 225.7 296.9* 142.5 202.5* 3,635.3 4,663.8 3,230.9 4,252.1독일 2,411 2,418 142.5 143.9 189.9 277.5 11,274.6 12,711.0 9,380.3 10,668.2

이탈리아 2,337 2,337 128.2 191.4 73.6 99.5 4,066.8 4,474.5 4,147.2 4,866.0사우디 2,080 2,080 152.8 　-* 0.1 　-* 1,923.1 2,540.0 955.5 1,020.0브라질 1,908 1,908 32.0 32.0 49.9 122.1 1,530.0 2,019.2 1,336.7 1,914.7캐나다 2,039 1,902 114.8 156.2 67.9 101.8 3,152.8 3,866.7 3,210.5 3,920.0프랑스 1,984 1,844 111.9 134.7 185.9 246.6 4,641.1 5,116.5 5,405.0 5,991.7영국 1,866 1,766 161.2 207.4 145.6 186.2 3,524.4 4,047.4 4,846.8 5,586.5멕시코 1,540 1,540 44.9 47.7 121.4 189.9 2,297.1 2,983.1 2,343.8 3,014.8전세계 87,223 88,230 5,079.2 4,701.8 4,515.1 5,092.6 125,220.0 152,380.0 127,180.0 153,760.0

<부표-19> 주요 국가의 석유제품 및 상품 수출입액 규모

주: * 인도, 사우디의 2010년 석유제품 수출입액 UN통계에 보고되지 않았음.

자료: Oil & Gas Journal, OECDiLibrary, UN, 무역협회

이 달 석

現 에너지경제연구원 선임연구위원

<주요저서 및 논문>

『국내 대륙붕 유전개발 연구: 주변국의 개발전략 및 상호 갈등요인 분석』,

에너지경제연구원, 2009.

“휘발유 소매가격 결정에 관한 연구”,『에너지경제연구』, 제5권 제1호, 한

국자원경제학회․에너지경제연구원, 2006. 6.

오 세 신

現 에너지경제연구원 부연구위원

<주요저서 및 논문>

『산업부문 온실가스 감축 및 에너지절약 잠재량 추정Ⅱ(정유산업) - 상향식

최적화 모형(MARKAL) 이용』, 에너지경제연구원, 2006(공저)

『신고유가 대응전략 연구: 유가 상승의 원인과 파급효과 분석』, 에너지경제

연구원, 2007.(공저)

기본연구보고서 2011-34

석유산업 미래전략 연구- 하류부문 전략 -

2011년 12월 29일 인쇄

2011년 12월 31일 발행

저 자 이 달 석․오 세 신

발행인 김 진 우

발행처 에너지경제연구원

- 경기도 의왕시 내손순환로 132

전화 : (031)420-2113(代) 팩시밀리 : (031)422-4958

등 록 1992년 12월 7일 제7호

인 쇄 상문상사

ⓒ 에너지경제연구원 2011 ISBN 978-89-5504-352-5 93320

* 파본은 교환해 드립니다. 값 7,000원