기본연구보고서 07-

서양지역 가스가격 결정구조와

아·태지역 LNG 도입조건 망

도 재

박 지 민

참여연구진

연구책임자 : 연구위원 도현재

연구참여자 : 연구원 박지민

요 약 ⅰ

<요 약>

1. 연구필요성 목

2000년 반까지만 해도 국제 LNG 시장은 아·태, 유럽, 북미의 3개

시장으로 확연히 구분되어, 지역시장 고유의 가격결정과 거래방식이 서

로 다른 시장에 미치는 향이 미미하 다. 그러나 최근 매매계약의 유

연성 증 수송비용 하락 등 기술·경제 변화로 지역시장 간 LNG

물교역이 크게 늘고 있으며, 특히 유럽시장과 북미시장 간의 물가격

차이를 이용한 차익거래(arbitrage trading)도 나타나고 있어 지역시장

간 경계가 차츰 허물어질 것으로 상되고 있다.

모든 LNG 지역시장의 물소요가 높은 가운데, 가격이 높은 곳으로

공 이 몰리는 물거래의 특성상 지역 간 가스가격의 차이는 각 시장

의 물 유입량에 향을 미치게 된다. 더욱이 ·단기 으로 아·태지역

의 가스공 이 압박을 받을 것이라는 망하에서, 서양(유럽 북미)

지역으로 공 이 계획된 물량을 아·태지역으로 용(diversion)하기 해

서는 타 지역 시장가격을 통해 얻을 수익을 상회하는 가격을 지불해야

할 것이라는 을 쉽게 상할 수 있다. 이는 곧 우리나라를 비롯한 아·

태지역의 가스도입가격이 북미와 유럽의 수 상황과 직·간 인 연계

성을 가지게 되며, 이들 시장의 가격이 국내 도입가격에 미치는 향력

이 커질 수 있음을 의미한다. 따라서 ·단기 으로 아·태지역으로의

LNG 물량 용을 유도할 수 있는 도입가격의 수 을 가늠해 보기 해

ii

서는, 북미와 유럽시장의 LNG 흡수력과 가격결정방식, 공 자의 략에

한 이해가 요구된다.

본 연구는 북미와 유럽시장의 특성과 각 시장의 가스가격 형성 요인

을 살펴보고, 최근 국제 LNG 시장의 구조 변화에 한 이해를 바탕

으로 LNG 공 자들의 사업구도와 략을 분석하여 아·태지역으로의

LNG 목 지 변경( 는 용)의 가능성과 조건을 검토해 보고자 한다.

2. 내용 요약

·단기 으로 세계 LNG 공 이 압박받을 것으로 상되는 가운데,

LNG 시장상황은 ‘구매자시장’에서 ‘ 매자시장’으로 반 되었으며,

LNG 로젝트 개발비용의 상승과 함께 최근 아시아 구매자들이 체결한

장기매매계약 가격이 과거에 비해 높아져 원유등가(oil parity) 수 을

보이고 있다.

한편 LNG의 공 원 수요처가 다변화되고 미국과 국이 LNG 도

입을 확 함에 따라, 차익거래와 물거래가 활발해지고 있다. 미국과

국의 가스시장은 공 자들에게 매력 인 매시장을 제공하는 동시에

유리한 조건으로 LNG 물량을 타 수요처로 용할 수 있는 략 기회

를 제공한다. 유동성 있는 가스 물시장의 존재는, 구속력 있는 매매계

약이 없더라도 신규 LNG 공 물량에 한 일정 수 의 수익을 기 할

수 있게 해주며, LNG 공 의 수익성에 따라 목 지를 변경할 수 있는

유연성을 제공해 주는 기반이 되기 때문에, 공 자들은 이들 시장에

한 근성(accessibility)을 높이기 해 LNG 터미 건설, 발 소 건설

요 약 iii

등 하류부문으로의 진출을 극 으로 추진하고 있다.

이에 따라 LNG 로젝트 개발형태 공 자( 매자)와 수요자(구매

자)의 계가 변하고 있다. 즉 통 인 공 자와 수요자 간의 수직 으

로 분리된(vertically separated) 험분담(risk-sharing)의 형태에서, 공

자에 의해 수직 으로 통합된(vertically integrated) 험감수(risk-taking)

의 형태로 변화하고, 액화 로젝트의 트 사가 자사의 마 회사와

LNG 매매계약을 체결하여 스스로 구매자가 되는 ‘자가계약

(self-contracting)‘도 나타나고 있다. 한 공 자가 특정한 액화 로젝트

의 물량을 장기계약된 수요처에 공 하는 형 인 공 방식 이외에, 다

수의 로젝트 물량으로 공 포트폴리오를 구성하여 여러 시장에서 자

사의 랜드로 LNG를 매하는 ‘포트폴리오 근방식’도 출 하 다.

아울러 지속 인 증가를 보일 것으로 상되는 물수요를 체계 인 수

익창출의 기회로 활용하기 해 일정물량을 물시장 매용으로 유보

해 놓는 등 공 자들도 LNG 시장의 유연성 확 에 따라 능동 으로 사

업 략을 개발하고 있다.

아시아지역에는 서양지역과 달리 가스 물시장이 존재하지 않아 가

스의 투명한 시장가치가 형성되지 않기 때문에, 목 지 변경에 따른

물카고의 도입가격은 매건 상을 통해 결정된다. 가격 상에서 공 자

에게 가장 요한 기 은 타 매처에서의 기회수익일 것이다. 이 기회

수익은 (i) 근 가능한 물시장의 가격, 는 구매 상자 타 구매경

쟁자의 지불용의(willingness to pay), (ii)수송비용의 증감분, (iii)수요처

LNG 터미 비용, (iv)기확보한 터미 용량의 처리(비용) 당 정

된 수요처의 물량 체 필요성, (v)수익분배 여부 방식(profit

iv

splitting mechanism) 등으로 결정된다.

2006년 1~2월 Henry Hub에 비해 높은 수 을 유지하던 NBP 가격을

기 으로 볼 때, 아시아 구매자들은 $4~15/MMBtu의 리미엄을 지불

한 것으로 나타났다. 한 카타르가 미국으로 공 이 계획된 물량을 한

국으로 목 지 변경하면서 체결한 장기계약의 가격공식은, 향후 평균

Henry Hub 가스가격과 원유가를 각각 $7/MMBtu와 $60/bbl로 가정했

을 때, 최소 $3.68/MMBtu의 리미엄을 포함하는 것으로 평가된다.

3. 정책 제언

최근 LNG 공 원 수요처의 다변화에 따라, 통 으로 세계 LNG

시장에서 요한 치를 차지했던 한국, 일본 등 아시아지역 구매자들의

입지가 축되고 있다. 공 자들은 유동성과 유연성을 제공하는 서양

물시장에 한 근성 구축을 심으로 공 기반을 마련하는 략을

추진하고 있다. 이러한 구도 하에 아·태지역의 공 이 압박을 받는 시기

라면 아시아 구매자들은 서양시장의 가장 높은 가격을 상회하는 수

의 리미엄가격을 지불해야 하는 불이익을 당할 수 있다.

높은 리미엄 지불이 일면 불가피했던 측면이 있으나, 투명한 가스가

치 시그 의 부재, 수요의 낮은 가격탄력성, 가격수 에 따라 도입규모

를 조 할 수 없는 도입주체의 구조 특성 등 국내 가스부문의 문제들

이 개선된다면 이러한 불이익이 어들 여지도 있다고 단된다. 향후

도입의 효율성을 제고하기 해 우선 으로 (i)한계비용 가격설정을 통

해 한계도입비용이 한계수요의 지불용의와 연계되도록 하여 도입의 효

요 약 v

율성을 제고할 필요가 있으며, (ii) 단가능(interruptible) 수요의 개발 등

을 통하여 수요의 신축성을 제고하고, 국내 가스가치를 합리 으로 형성

시켜 가스소비를 효율 으로 재배분할 필요가 있다. ·단기 으로는

(iii) 장설비를 확충하여 불필요한 고가 물 도입을 방지하고, (iv)투명한

가스가치의 시그 이 제공되고 효율 인 거래시스템이 갖춰지도록 경직

인 산업구조를 개편하는 것이 필요하다.

Abstract i

<Abstract>

1. Research Purpose

Until as late as the early 2000's, the interplay among the three

regional LNG markets of Asia-Pacific, Europe, and North America

had been largely limited due to high transportation costs and

rigidities in supply contracts. As such, the pricing mechanism and

trading system peculiar to each regional market had been formed

independently of each other. Recently, however, increased flexibilities

in contractual terms and reduction in transportation costs have led to

a surge in spot trades, and emergence of arbitrage deals utilizing the

price differentials between the North American and European spot

markets. With the increases in spot and arbitrage deals, the clear

boundaries among the regional markets are expected to become

blurred in the future.

With the demands for spot cargoes are high in all three regional

markets, the price differentials among the three markets will influence

the inflow of spot cargoes to each market due to the feature of spot

cargoes being directed to the market that offers the highest price.

Moreover, as the supply situation in Asia-Pacific region is expected to

remain tight for the next several years, diversion of LNG volumes

ii

designated to North America and Europe to Asia-Pacific may be

necessary, and the price will have to exceed those of the Atlantic

markets for the diversion to occur. This means that import prices to

Asia-Pacific market will be directly and indirectly related to those of

Atlantic markets. As such, understanding of the capacity to absorb

LNG volumes and pricing mechanisms in the North American and

European markets and the strategies of LNG suppliers is critical in

assessing the necessary conditions that will induce diversion. In this

respect, this study examines the characteristics of the North American

and European markets and factors affecting price formation in these

markets. Also, it analyzes the strategies of LNG suppliers and

evaluates the conditions of LNG diversion to Asia-Pacific market.

2. Summary

The supply situation in Asia-Pacific market is expected to remain

tight for the near future, and the world LNG market has recently

been reversed to a 'seller's market' after a brief period of a 'buyer's

market'. The cost of liquefaction project has rapidly escalated and the

prices of recent LNG supply contracts with Asian buyers have risen

to a level close to oil parity.

As the LNG supply sources and consuming markets are diversified

and the US and UK gas markets are expanding LNG imports,

Abstract iii

arbitrage and spot trading are becoming active. The existence of

liquid gas spot markets provides suppliers not only a basis to earn a

certain level of returns even without binding supply contracts, but

also flexibility to divert LNG volumes depending on returns. As such,

LNG suppliers are actively pursuing to enhance their accessibility to

liquid markets and adapting their sales strategies accordingly, for

example, by securing LNG terminal capacity, setting aside some

volumes for spot trading, and explicitly allowing for the possibility of

destination change in supply contracts.

With these changes, the paradigm of LNG project development and

the relationship between suppliers and buyers are also evolving. The

vertically separated risk-sharing between the supplier and buyer in

the traditional form of LNG project development is being changed to

a form of vertically integrated risk-taking by the supplier. Also, a

new pattern of marketing arrangement called 'self-contracting' has

appeared whereby a partner company of a liquefaction project

becoming a buyer by concluding a SPA with its own marketing

affiliate. Some suppliers are taking on a 'portfolio approach' by which

LNG volumes are gathered from several projects and sold as

‘branded LNG’ in several different markets, in contrast to the typical

one-to-one engagement between a LNG project and a buyer by an

SPA.

iv

Since Asian LNG market does not have spot markets unlike

Atlantic markets and lacks transparent signals for gas values, the

price of each spot cargo needs to be negotiated for which the process

can be arbitrary, and the outcome is more up to the degree of

urgency in securing volume than reflecting the market value.

Consequently, Asia buyers may find themselves in disadvantageous

position and have to pay higher premium for spot or diverted

cargoes than their Atlantic counterparts. For instance, the spot cargo

prices paid by Asian buyers during the early 2006 confirm exorbitant

premiums of $4~15/MMBtu on top of the higher values the two

representative spot gas prices, the NBP and Henry Hub prices.

3. Policy Suggestions

As the LNG market expands and the supply sources and

consuming markets are diversified, the influential status of traditional

LNG buyers in Korea and Japan have been weakened and, on the

other hand, the suppliers are placing an emphasis on securing a

dominant footing in liquid Atlantic markets. Under such array of

supply positioning, and especially when the prospect of LNG supply

in Asia-Pacific is seen to be tight at least for some time in the

future, Asian buyers may need to pay higher premiums for LNG

supply than Atlantic buyers who display more elastic demand for LNG.

Abstract v

While payment of high premiums to compete for LNG volume

from time to time may be inevitable when demands for spot cargoes

are strong, the disadvantageous position as a buyer and inefficient

LNG imports having to pay exorbitant premiums can be improved by

enhancing the price responsiveness of LNG imports and forming a

transparent gas value of domestic market. In order to improve the

efficiency of LNG imports, some policy directions are suggested. First,

as the domestic pricing method of applying an average of import

costs can induce inefficient imports with prices exceeding the

marginal willingness to pay, a pricing system that can lead to an

efficient import decision based on marginal willingness to pay need

to be developed. Second, by improving demand responsiveness with

measures such as developing interruptible demands, gas consumption

need to be efficiently reallocated. Third, by expanding storage

capacity, the need and likelihood of having to import expensive spot

cargoes should be reduced. Lastly, through gas industry reform, rigid

market operation should be improved, and an efficient and

transparent price signal should be provided to support efficient

working of the gas market.

차례 i

제목 차례

제1장 서 론 ·························································································· 1

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 ······································· 6

1. LNG 교역환경의 변화 ···································································· 8

가. 로젝트 개발의 패러다임 변화 ················································· 8

나. LNG 로젝트 개발비용 추이 ·················································· 12

다. 물거래의 확 ········································································ 15

라. 장기계약가격의 추이 ································································· 18

2. 세계 LNG 수 황 망 ····················································· 22

가. 2006년 세계 LNG 수 ····························································· 22

나. LNG 로젝트 황 개발 망 ··········································· 27

다. LNG 수 망 ········································································· 33

제3장 서양지역 가스시장과 가격결정 ········································· 36

1. 세계 가스시장 가격결정 방식 개 ········································ 37

가. 지역별 가스시장의 특징과 가격결정 방식 ······························· 37

나. 가격결정의 최근 변화 ······························································· 41

2. 미국시장 ························································································ 42

가. 시장개요 특성 ······································································ 42

나. 물시장 ···················································································· 46

다. 가스가격 형성 요인 ··································································· 51

라. LNG ·························································································· 57

ii

3. 국 유럽 륙 시장 ································································· 60

가. 시장개요 특성 ······································································ 60

나. 물시장 ···················································································· 65

다. 가스가격 형성 요인 ··································································· 68

라. LNG ·························································································· 72

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 ················· 78

1. LNG 공 자의 사업 략과 공 포트폴리오 ································ 79

가. 공 자들의 사업 략 ································································· 79

나. 공 자의 LNG 포트폴리오 ······················································· 83

2. 아·태지역의 LNG 도입조건 ························································· 92

가. 서양지역의 차익거래와 수익구조 ·········································· 92

나. 목 지 변경과 도입조건 ·························································· 104

제5장 결론 정책 시사 ························································ 121

참고문헌 ··························································································· 127

차례 ⅲ

표 차례

<표 2-1> 2006년 국제 LNG 교역 매트릭스 ······································ 26

<표 2-2> 지역별 LNG 공 국 액화용량 ··································· 27

<표 2-3> 가동 인 LNG 로젝트 황 ·········································· 28

<표 2-4> 건설 인 액화 로젝트 황 ··········································· 29

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

<표 2-6> 2012~2015년 잠재 로젝트 ················································ 32

<표 3-1> 지역별 가스시장 특징 ························································· 38

<표 3-2> 미국의 주요 거래허 간 일일 (day ahead) 가격 ············· 50

<표 3-3> 미국의 LNG 터미 ···························································· 58

<표 3-4> 스페인의 LNG 터미 황 건설계획 ························ 74

<표 3-5> 랑스의 LNG 터미 황 건설계획 ·························· 74

<표 3-6> 기타 유럽국가의 LNG 터미 ·········································· 75

<표 4-1> 국의 LNG 터미 계획 용량확보 황 ····················· 86

<표 4-2> 미국의 LNG 터미 용량 확보 황 ································· 88

<표 4-3> 주요 공 자의 상·하류 지분 황 ······································ 90

<표 4-4> 해상 수송비용 사례 ···························································· 98

그림 차례

[그림 2-1] 액화 랜트 건설(EPC)비용 추이 ······································· 13

[그림 2-2] 세계 LNG 물거래 추이 ················································· 15

[그림 2-3] 아시아 LNG 계약가격 변화 추이 ····································· 21

iv

[그림 2-4] 국가별 LNG 수출 비 (2006) ··········································· 25

[그림 2-5] 세계 수 밸런스 망 ······················································· 34

[그림 2-6] 아·태 수 밸런스 망 ···················································· 35

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

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

[그림 3-3] 미국의 주요 천연가스 거래시장 ······································· 48

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

[그림 3-5] 미국의 LNG 터미 건설계획(2007.10월 재) ················ 59

[그림 3-6] 국의 가스 공 추이와 망(1990~2020) ······················ 61

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

[그림 3-8] 유럽의 표 가스시장 허 ··········································· 67

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

[그림 3-10] NBP 가격과 Brent 유가 추이 ········································· 69

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

[그림 3-12] 유럽의 LNG 터미 건설계획 ········································ 72

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

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

[그림 4-2] 일본 기 수송비용 차이 ·················································· 99

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

[그림 4-4] 수익분배방식의 차이 시 ············································· 103

[그림 4-5] 2006~2007년 서양 물시장 가격 추이 ······················· 105

[그림 4-6] 서양지역 카고의 일본 도입가격 리미엄 ·················· 107

[그림 4-7] 수입국별 물도입 가격 비교 ······································· 108

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

[그림 4-9] 월평균 Henry Hub과 NBP 가격 스 드 시 ·········· 115

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

제1장 서 론 1

제1장 서 론

국제 LNG 시장은 과거 높은 수송비와 도착지제한조항(destination

clause)1)과 같은 경직 인 매매계약 조건들로 아·태시장, 유럽시장, 북미

시장의 3개 지역시장으로 확연히 분리되어 있었으며, 지역시장별 고유의

가격결정과 거래방식이 서로 다른 시장에 미치는 향이 미미하 다. 그

러나 최근 매매계약의 유연성 증 수송비용의 하락 등의 기술·경제

변화로 지역시장 간 LNG 물교역이 크게 늘고 있으며, 특히 유럽

시장과 북미시장 간의 물가격 차이를 이용한 차익거래(arbitrage

trading)2)도 나타나고 있어 지역시장 간 경계가 차츰 허물어질 것으로

상되고 있다.

경직 인 조건하의 장기매매계약으로 거래되던 LNG 시장에서 물

단기 거래3)는 외 인 거래형태로 간주될 정도로 그 빈도가 낮아

1) LNG 매매계약(sales and purchase agreement: SPA)에 하역항(unloading port) 는

하역국가를 명시하여 다른 지 이나 국가로 도착지를 변경하는 것을 제한하는 조항

이다. 도착지를 한 국가내의 지 들로 제한하는 경우, 보다 포 인 의미의 토제

한(territorial restriction)조항이라는 용어가 쓰이기도 한다.

2) 동일한 상품이 서로 다른 시장간에 가격차이를 보일 때 이를 매매하여 차익을 얻으

려는 방법으로서 재정거래라고도 일컫는데, 험을 추가로 부담하지 않고 두 개 이

상의 시장에 동시에 투자하여 이익을 얻는 무 험 수익거래이다. 김철 ·윤평식

(2005, p. 38) 참조

3) 계약기간이 1년 이하의 계약을 말하며, 일반 으로 가스 물시장(거래)이라고 할

때 ·장기 기간계약과 비되는 의미에서 단기거래도 포함하여 지칭한다.

Howard(2004, 각주2)) 참조

2

불과 10년 만 해도 체 LNG 거래의 1%에 불과하 지만, 최근 그 규

모가 꾸 히 증가하여 지 은 16%에 달한다. 상 으로 물 단기

거래의 비 이 높은 미국과 유럽에서 LNG 도입을 확 하기 해 다수

의 인수터미 이 건설되고 있어, 이러한 높은 물거래의 증가세는 앞으

로도 지속될 것으로 망되고 있다.

이러한 물거래의 확 에는 물거래를 가능하게 하는 여유 공 능

력의 발생과 더불어, 가스산업의 규제완화에 따른 LNG 사업환경의 변

화가 주된 요인으로 작용하 다. 1990년 후반부터 본격 으로 확산된

에 지산업의 구조개편과 개방화로 주요 가스시장의 유동성4)이 확 되

고, 계약물량 인수(off-take)의 불확실성이 증가하는 변화를 발생하여, 공

자들의 사업 역에도 변화가 일기 시작하 다. 공 자들은 증가하는

수요 불확실성의 험을 완충하고 개방된 수요국의 하류부문에서 부가

가치를 획득하기 해, LNG 터미 이나 발 소를 건설하는 등 하류부

문으로의 진출을 확 하기 시작하 다. LNG 로젝트의 개발형태에서

도 변화가 나타났는데, 과거 수요처와의 장기 매매계약이 필수 으로 선

행된 이후에야 LNG 로젝트에 한 투자가 이루어지던 형태에서, 수

요가 확보되지 않았거나 부분 으로만 확보된 상황에서도 로젝트 개

발에 착수하는 사례가 나타났으며, 특정 로젝트에 귀속되지 않은

LNG 수송선의 발주가 증가하 다.

이와 더불어 매 략에서도 많은 변화가 나타나기 시작하 다. 공

자가 특정 액화 로젝트에서 생산되는 물량을 장기계약이 체결된 수요

4) 유동성(liquidity)이란 거래되는 가스가격에 해 어떠한 회사(거래자)도 과도한 향

력을 유지하지 못하는 상황을 말한다. EFET(2003) 참조

제1장 서 론 3

처에 공 하는 형 인 공 방식 이외에, 다수의 액화 로젝트 물량으

로 공 포트폴리오를 구성하여 여러 시장에서 자사의 랜드로 LNG를

매하는 ‘포트폴리오 근방식’이 출 하 고, 액화 로젝트의 트 사

가 자사의 마 회사와 LNG 매매계약을 체결하여 스스로가 구매자가

되는 ‘자가계약(self-contracting)‘도 나타나고 있다. 한 지속 인 증가를

보일 것으로 상되는 물수요를 체계 인 수익창출의 기회로 활용하

기 해 일정물량을 물시장 매용으로 유보해 놓는 등 공 자들의

사업 략이 LNG 시장의 유연성 확 에 따라 능동 으로 변화하고 있

다.

한편 LNG 시장의 ·단기 수 여건이 미국과 유럽의 격한 LNG 수

요증가 망과 국, 인도 등 신흥 규모 LNG 수요국의 등장으로 열

악해 질 것으로 망되고 있다. 특히 2010년을 후하여 한국과 일본 등

LNG 의존도가 높고 수요의 가격탄력성이 낮은 아시아 수요처들이 기존

계약의 만료에 따라 상당량의 신규 도입계약을 체결해야 하는 상황에

반해, 향후 수년간 아·태 LNG 시장으로 공 이 계획된 물량이 수요에

못 미칠 것으로 상되어 이 지역 수요의 충족을 해 서양시장으로

공 이 계획된 물량을 용(diversion)5)해야 할 필요성이 제기되고 있다.

신규 기간계약(term contract) 체결의 필요성 이외에도, 경직 인 LNG

도입패턴에 비해 동고하 형태의 계 간 수요격차가 크고 장용량이

부족한 우리나라는 매년 물도입 소요가 높으며, 미국 스페인과 더

불어 세계 3 물 소비국에 포함된다. 세계 3개 LNG 지역시장의

5) 당 공 이 계획된 수요처(목 지)에서 다른 수요처(목 지)로 변경하는 것을 일컫

는 diversion은 ‘ 용’이나 ‘수요처 환’, ‘목 지(도착지) 변경’ 등의 여러 표 으로

번역되며, 이하에서도 문맥에 따라 이들 표 을 혼용하기로 한다.

4

물소요가 모두 높은 가운데, 가격이 높은 곳으로 공 이 몰리는 물거

래의 특성을 감안하면 지역 간 가스가격의 차이는 각 시장의 물 유입

량에 향을 미치게 된다. 더욱이 ·단기 으로 아·태지역의 가스공

이 압박받을 망하에서, 서양(유럽 북미)지역으로 공 이 계획된

물량을 아·태지역으로 용하거나 물구매하기 해서는 타 지역 시장

가격을 통해 얻을 수익을 상회하는 가격을 지불하여야 할 것이다. 이는

곧 우리나라를 비롯한 아·태지역의 가스도입가격이 북미와 유럽의 가스

가격 수 상황과 직·간 으로 연계되어, 이들 시장의 가격에 따라

우리가 지불할 가격이 좌우될 가능성이 높아지는 것을 의미한다.

따라서 ·단기 으로 아·태지역으로의 LNG 물량 용을 유도할 수

있는 도입가격 수 을 가늠해 보기 해, 북미와 유럽시장의 LNG 흡수

력과 가격 결정방식 공 자의 략에 한 이해가 요구된다. 이는

한 장기 으로 지역시장 간 가스가격의 수렴에 비하여 도입경제성 확

보를 한 도입 략 수립을 해서도 긴요하다. 이에 따라 본 연구는 북

미와 유럽시장의 특성과 가스가격 형성 요인을 살펴보고, 최근 LNG 시

장의 구조 변화에 한 이해를 바탕으로 LNG 공 자들의 사업구도

략 분석을 통해 아·태지역으로의 LNG 목 지 변경(diversion)의

가능성과 조건을 검토해 보고자 한다.6)

본 보고서는 다음과 같이 구성된다. 우선 제2장에서는 LNG 교역환경

6) 가스 물 선물 시장이 운 되고 있고 이 라인가스도 도입되고 있는 북미

유럽시장의 가스가격 형성 요인이나, 최근 LNG 시장변화에 따른 공 자들의 략

과 련된 아·태지역 LNG 도입조건에 한 연구를 거의 찾아보기 어려운 것이

실이다. 북미 유럽의 가스시장과 련된 국내 선행연구는 주로 구조개편이나 시

장동향과 련된 내용을 다루고 있으며, 해외 연구들도 미국 국의 가스 물시

장 가격과 선물가격 는 원유가와의 상 계에 한 연구가 주류를 이루고 있다.

제1장 서 론 5

의 변화 양상과 최근 수 황 ·단기 수 망에 해 살펴본다.

이어 제3장에서는 지역별 가스시장의 가격결정 방식을 검토한 후, 미국

과 유럽의 시장구조와 가격형성 요인 특성에 해 살펴본다. 제4장에

서는 LNG 공 자들의 상·하류 자산포트폴리오 분석을 통해 공 자별

사업구도와 략을 살펴보고, 목 지 변경과 련된 도입조건에 해 논

의한다. 마지막으로 제5장에서는 결론과 정책 시사 을 제시한다.

6

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향

세계 LNG 시장은 최근 몇 년간 빠르게 성장하면서 여러 변화를 보이

고 있다. 2000년 에 들어서면서 LNG 시장은 액화기술의 발 과 공

자 간 경쟁으로 인해 낮은 가격과 유연한 계약조건으로 변되는 ‘구매

자시장(buyer's market)’의 양상을 띠기 시작하 다. 그러나 최근 국,

인도 등 규모 신흥 LNG 수입국의 등장과 미국, 유럽의 격한 LNG

수입확 망 등 수요증가 요인들이 LNG 로젝트 개발비용의 상승

인도네시아의 LNG 공 감소 등의 공 측 요인들과 맞물려 향후 몇

년간 공 압박이 상되면서, LNG 시장은 도입 상에서 매자가 상

우 에 있는 매자시장(seller's market)으로 반 하고 있다.

LNG 로젝트 개발비용은 기술발 과 로젝트 형화에 힘입어 계

속 감소하다가, 2003년을 으로 다시 증가하는 추세를 보이고 있다.

이러한 개발비용의 상승은 계획된 LNG 로젝트에 한 투자를 지연시

키는 부작용을 낳고 있다. 로젝트 개발비용의 상승과 함께 1990년

말 이후 하락세를 보이던 LNG 장기계약 가격의 수 도 2003년경을

으로 다시 상승하고 있다. 최근 체결된 아·태지역 수요처들의 장기매

매계약 가격은 례 없이 높은 수 에서 결정되었으며, 고유가의 향을

상쇄시킬 수 있는 가격상한이나 S-curve7) 등의 가격조건들이 삭제되어

7) 원유가에 연동되는 장기계약의 가스가격공식에서, 유가에 따라 변화하는 가스가격

의 정도를 나타내는 기울기가 구간에서 동일하지 않고, 낮은 유가 구간과 높은

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 7

구매자에게 불리한 내역을 담고 있다.

거래조건에서는 유연성 확 가 지속되는 추세이다. 부분 20~25년

기간이었던 장기계약 기간이 단축되거나 다양화되고, 도착지제한조항의

삭제나 의무인수(take-or-pay)8) 수 의 감소 등 경직 인 조건들이 완화

되는 경향을 보이고 있다. 이러한 유연성 확 는 미국과 유럽의 시장개

방에 따른 자연 인 변화라 할 수 있다. 발 회사와 같이 경쟁시장의 환

경에 노출되어 있는 LNG 수요자들이 과거와 같은 경직 인 도입조건하

의 LNG 구매를 꺼려함에 따라, 계약기간을 짧게 하거나 가격조건을 시

장환경 변화에 따라 주기 으로 재 상할 수 있도록 맞춰주게 된 것이

다. 경쟁환경에 있는 수요자들의 물량인수(off-take)가 불확실해짐에 따

라, 공 자들은 물량 험(volume risk)을 완충하고 개방된 하류시장의

부가가치 획득을 해 하류시장으로의 진출을 확 하고 있다. 이러한 수

직 역확 는 비단 상류사업자에게만 나타나는 상이 아니라, 하류

사업자에게도 나타나고 있다. 하류사업자들도 공 자들과 마찬가지로

LNG 구매자들도 개발도입의 부가가치 창출, 가격 험의 분산, 필요물량

의 기 도입을 해 상류부문의 활동참여 지분확보 등 수직 인

역 확 를 꾀하고 있는 것이다.

이하에서는 LNG 도입여건의 변화에 한 이해를 높이기 해 국제

유가 구간의 기울기가 간 유가 구간에 비해 낮아 체 으로 알 벳 S자 형태를

보이는 가격공식 구조를 지칭한다.

8) 구매자가 연간 도입하기로 약정한 물량을 인수하지 못하는 경우에도 약정물량에

한 을 지불해야 하는 조항으로, take-or-pay 수 이 90%라면 실제 인수물량이

약정물량의 90%에 미달하더라도 약정물량의 90%에 해당하는 을 지불하여야 한

다.

8

LNG 교역환경의 변화 양상과 최근 동향을 검토하고, ·단기 LNG 수

망에 한 주요 문기 들의 시각을 간략히 살펴보고자 한다.

1. LNG 교역환경의 변화

가. 로젝트 개발의 패러다임 변화

LNG 로젝트의 개발은 가스 의 개발, 생산된 가스를 액화 랜트로

보내기 한 이 라인의 건설, 가스를 처리·액화하는 액화 랜트의 건

설, 액화된 가스를 수요지까지 수송하기 한 LNG 수송선의 건조, 수요

지에서 LNG를 인수·재기화하는 LNG 터미 의 건설에 이르는 막 한

설비투자를 필요로 한다.9) 가스의 개발에서 액화, 수송, 재기화 공

에 이르기까지 LNG를 공 하는 과정을 LNG 체인(chain)이라고 하

며, 통상 가스의 탐사·개발·액화까지를 상류부문, 액화된 가스의 해상수

송을 류부문, LNG의 인수에서 재기화 수요처로의 공 을 하류부

문으로 분류한다.

통 인 LNG 로젝트 개발방식 하에서는 장기매매계약을 근간으로

LNG 체인의 규모 투자와 련된 험을 공 자와 수요자가 분담한

다.10) 공 자11)는 가스자원 보유국 정부로부터 가스 의 개발권을 획득

9) LNG 로젝트 개발의 단계별 기술·경제 인 자세한 내용은 Greenwald(1998) 참조

10) 일반 으로 가스 장기매매계약은 공 자가 가격 험(price risk)를 부담하고 수요자

는 가스 매와 련된 물량 험(volume risk)를 부담하는 험분담 구조를 띤다고

평가되고 있다. 그러나 공 자가 가격 험을 부담한다는 시각이 유효하려면, 수요자

가 처한 시장에서 가스가 경쟁연료에 비해 가격경쟁력을 유지할 수 있도록 계약가

격공식이 설계되어 있다는 제의 충족이 요구된다. 이에 한 논의 가스매매계

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 9

하여 가스를 생산, 액화, 수출하는 역할을 하며, 수요자12)는 액화된 가스

를 인수, 재기화하여 직 소비하거나 최종소비자에게 공 하는 역할을

담당한다. 공 자와 수요자가 각기 상류와 하류 부문의 설비투자

험을 감수하는 구조하에서13) 보통 20~25년의 장기간에 걸친 가스매매계

약은 공 자에게는 수요이탈 험을 방지하고 수요자에게는 공 이탈

험을 방지하는 기능을 수행하 으며, 규모 투자비용의 안정 회수

를 해 계약내용에 take-or-pay나 도착지제한과 같은 경직 인 조항들

을 포함하게 되었다.

이 게 공 측과 수요 측이 수직 으로 투자 험을 분담하던 기존의

LNG 로젝트 개발방식이 최근 보다 복잡하고 유연하게 변화하고 있으

며, 이에 따라 통 인 공 자( 매자)와 수요자(구매자)의 계도 달라

지고 있다. 가장 큰 변화는 LNG 로젝트 개발행태가 공 자와 수요자

간의 수직 으로 분리된(vertically separated) 험분담(risk-sharing)에서,

약의 험분담의 정성에 한 논의는 각각 IEA(2004, pp. 100~101)와 도 재

(2005) 참조

11) 국제석유회사(international oil company: IOC)나 생산국의 국 석유회사(national

oil company: NOC)가 공 자(상류사업자)가 되며, LNG 로젝트의 구조에 따라 하

나의 사업주체(흔히 컨소시엄을 형성)가 ·상류부문을 모두 담당하거나, 별도의 사

업주체가 가스생산, 액화, 수송부문을 각각 담당하기도 한다. 자의 경우, 통합된

(integrated) 로젝트 구조라고 하고, 후자를 비통합된(non-integrated) 구조라고 지

칭한다. Greenwald(1998, pp. 113~118) 참조

12) 수요국의 국 가스회사나 력회사들이 주요 수요자(하류사업자)이었다.

13) LNG 체인의 류부문인 수송선 확보의 책임은 계약상의 물량인도 조건에 따라

달라지는데, 목 지항에서 (본선상) 물품인도가 이루어지는 Ex-ship조건에서는 공

측이, 선 항에서 (본선선 으로) 물품인도가 이루어지는 FOB(free on board)조건에

서는 수요측이 담당하게 된다.

10

수직통합(vertical integration) 험감수(risk-taking)로 변화하고, 계약

조건의 유연성이 확 되고 있다는 이다. 여러 요인들이 이러한 변화를

야기하 으며, 주요 요인들로 LNG 로젝트 개발비용의 하락, LNG 시

장참여자의 다변화, 력·가스산업의 개방화를 들 수 있다.

LNG 체인 반의 비용하락은 과거 경제성이 결여되었던 로젝트들

의 개발을 가능하게 하 고, 로젝트 간 경쟁을 진하는 요인이 되었

다.14) 한 액화, 수송, 재기화 등의 기술발 과 비용구조의 변화는 사업

자들이 보다 큰 수익을 얻을 수 있도록 사업구조를 변경하는 요인으로

작용하 다.

국과 미국의 LNG 수입 재개·확 국, 인도와 같은 규모

LNG 수요자의 등장에 따라 시장이 확 되어 사업자가 새로운 시장으로

의 공 에 필요한 발 을 마련하고, 미국과 같은 장기계약의 체결이 어

려운 시장환경에 합한 방식으로 로젝트 개발을 추진하도록 만드는

계기가 되었다.

한 력·가스산업의 개방화로 발 사업자를 비롯한 새로운 LNG 구

매자들이 출 하여 공 자와 직 매매계약을 체결하 으며, 그들은 자

신들이 처해있는 사업환경을 기 으로 구매물량 가격조건의 유연성

을 요구하게 되었다. 이에 따라 과거 20~25년의 일반 인 장기계약의 기

간이 다변화되어 10~15년 장기계약이나 5~8년의 기계약도 많이 나타

났으며, 의무인수 기 도 약화되었다. 기존의 주요 구매자 던 독 유

틸리티 사업자와는 달리, 개방된 에 지시장에서의 새로운 구매자들은

14) 2000년 반의 구매자시장(buyer's market) 상황은 이러한 비용 감에 따른 공

로젝트 간의 경쟁에 따라 발생하 다고 볼 수 있다.

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 11

매매계약 체결 시 공 량을 확보해야 할 필요성보다는 가격 계약조

건의 유연성에 더 큰 주안 을 두었다. 그 결과 매자가 가격 험을 떠

안고 구매자가 물량 험을 떠안는 과거 장기계약의 수직 험분담의

행태에서, 물량의 유연성 확 등으로 하류부문의 험이 매자에게로

이동하는 경향이 나타났다.

이러한 변화에 응하여 공 자들은 수직통합 유동성 있는 시장에

서의 험감수라는 사업행태의 변화를 보이게 된다. LNG 시장의 유동

성 확 에 따라, 공 자들은 물량인도(off-take)의 불확실성을 완충하고

수익이 극 화되는 수요처로 LNG를 매하기 해, 수요국의 LNG 터

미 을 건설하거나 용량계약을 통해 수요처에 한 근성(accessibility)

을 확보하고 매부분에 진출하는 등 하류시장의 부가가치 획득을 추구

하고 있다.15)

한 물량과 가격 험의 분산을 해 여러 로젝트 물량으로 공

포트폴리오를 구성하여 여러 시장에 LNG를 공 하는 ‘포트폴리오 근

방식’이 출 하 고, 이 과정에서 LNG 체인 체에 한 일원화된 재원

조달 구조가 아닌, 단계별로 독립 인 재원조달과 상업 이용계약으로

로젝트가 운 되는 유연한 형태의 ‘상업 LNG(Commercial LNG)’

모델이 출 하게 되었다.16) 그리고 수요가 부분 으로만 확보된 상황에

서도 로젝트 개발에 착수하는 사례가 나타나, 액화 로젝트의 트

15) 공 자들의 하류부문 진출 황과 략에 해서는 제4장에서 다루고 있다.

16) 를 들어, 트리니다드토바고의 Atlantic LNG나 이집트의 Eqyptian LNG의 경우와

같이, 액화 랜트가 가스의 처리·액화 서비스를 제공하고 이용료를 받는 톨(tolling)

구조의 모습이 ‘상업 LNG’ 모델의 하나의 특징이다. 상업 LNG라는 용어는

Nissen(2004)에 의해 처음 사용되었다.

12

사가 스스로 구매자가 되는 ‘자가계약(self-contracting)‘17)이 확산되고 있

다. 한 경쟁 이고 유동성이 있는 미국과 유럽 시장에 LNG를 공 하

기 해, 계약가격이 물시장가격에 연동되고 특정 로젝트에 귀속되

지 않은 LNG 수송선의 발주가 증가하 다. 이 모든 변화는 다시 유

동성을 확 시킬 것이므로, 향후 LNG 시장의 유동성은 속히 확 될

것으로 상된다.

나. LNG 로젝트 개발비용 추이

기술발 과 액화 랜트의 형화에 따른 규모의 경제 효과로 인해 설

비의 형화가 가능해지면서, LNG 로젝트 개발비용은 2000년 반

까지 지속 으로 감소하여 왔다. 가스의 탐사, 채굴, 액화, 수송 재기

화에 이르는 LNG 체인 반의 비용이 감소하 지만, 특히 액화 랜트

트 인(train)18)의 규모의 경제 실 으로 단 투자비의 하락이 두드러지

게 나타났다. 1970년 의 트 인 1기의 규모는 100~150만 톤/년이었

으나, 2000년 에는 350~500만 톤/년 수 으로 증가하 고, 최근에는 카

타르에서 780만 톤/년 규모의 형 트 인을 건설 에 있다. 이 같은

형화로 액화 랜트의 단 당 평균투자비는 1960년 의 톤당 550달러

에서, 1970년 와 1980년 에는 350달러 수 으로 하락하 으며, 1990년

말에는 250달러 수 까지 하락하 다.19)

17) Jensen(2005)는 통 인 계약형태를 ‘목 지계약(destination contract)’이라고 지칭

하고, 이와 비되는 의미에서 ‘시스템계약(system contract)’이란 ‘자가계약’이란 용

어 신 쓰고 있다.

18) 가스의 처리 액화하는 모듈(module)로서, 그 규모는 컴 서의 크기에 의해

좌우된다. 자세한 내용은 Greenwald(1998, pp. 83~88) 참조

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 13

이후 2000년 에 어들어서는 톤당 200달러를 도는 수 으로 하락

한 후, 2003년을 으로 다시 상승하기 시작하여 최근 가동이 개시된

액화 랜트의 평균투자비용은 1990년 후반과 동일한 수 을 보이고

있다. 2010년 반 가동을 목표로 하는 신규 로젝트들은 수년 에 비

해 투자비용이 2~3배 증가하는 추세를 보임에 따라, 액화 로젝트에

한 최종투자결정(final investment decision: FID)이 지연되고 있으며, 개

발자들은 로젝트 경제성의 재검토 비용 감 방안을 모색하고 있다.

[그림 2-1] 액화 랜트 건설(EPC)비용 추이

자료 : LNG in World Markets(2007. 4)

이러한 투자비용의 상승은 LNG 로젝트 타 에 지시장의 활황에

따른 원자재 장비 가격의 상승과 문 기술인력 부족에 기인한다.20)

19) LNG 체인의 부문별 비용 감에 한 자세한 내용은 Cornot-Gandolphe(2005)와

IEA(2004. pp. 149~150) 참조

14

철강, 니 , 알루미늄 등 액화 랜트의 필수자재 가격은 2003년 부터

2004년 말까지 2년 동안 130%의 인상률을 기록하 으며, 시멘트 가격도

크게 상승하 다. 한 온 펌 , 컴 서 터빈 등 액화 랜트

장비의 수요도 공 능력을 과하고 있으며, 석유·가스 상류부문, GTL

생산 석유화학 부문에서도 장비수요의 증가로 인해 2010년경까지는

액화 랜트 장비의 공 압박과 가격인상이 상되고 있다.21) 여기에 기

술능력이 검증된 EPC22)업체 문 기술인력의 공 부족도 로젝트

개발비용의 상승에 기여하고 있다. EPC 시장의 상 3개사인 Chiyoda,

Bechtel KBR/JGC는, 모두 합쳐 2003년까지는 연간 1~2기 정도의

LNG 트 인을 제작하 으나, 근래에는 그 숫자가 3~4기로 증가하 으

며, 2009년 한 해에만 10기의 LNG 트 인이 제작·완료될 정이다.

이와 같은 EPC 자원의 부족과 로젝트 개발비용의 불확실성 증 로

EPC 계약방식도 과거의 일 정액수주(lump-sum turnkey contract) 방식

에서, EPC 입찰시 등락이 심한 비용항목을 조건부로 설정하거나 건설기

간 동안 정기 으로 비용수 을 재조정하는 “open book" 계약방식을 채

택하는 경향을 보이고 있다. 한편 이러한 로젝트 개발비용의 상승은

20) 한 러시아 사할린 II 로젝트에서의 환경비용 노르웨이의 Snohvit 로젝트

에서의 경험미숙에 의한 로젝트 비용의 과소추정 등 개별 로젝트의 특성에 의

한 비용인상(cost-overrun) 상도 나타나고 있다.

21) 니 가격은 2006년 이후 증하고 있으나, 철강가격의 경우 2004~2005년 격한

상승을 보인 후 안정세로 어들고 있어 체 인 자재비의 상승이 어느 정도 정

에 달하 다는 측도 나오고 있다. LNG in World Markets(2005. 11. pp. 21~22

2007. 4. pp. 20~21) 참조

22) Engineering, procurement and construction의 약자로 계약자(contractor)가 엔지니

어링설계, 자재구매, 시공업무까지 체 으로 책임을 지고 수행하는 경우를 말한다.

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 15

LNG 가격의 상승, 인수터미 건설의 지연 축소 효과도 수반하기

때문에, LNG의 공 측과 수요 측의 반응으로 시장균형에 도달하기까

지는 시간이 걸릴 것으로 망되고 있다.

다. 물거래의 확

LNG 로젝트 개발의 패러다임이 변화하고 시장의 유연성이 증 되

면서, LNG의 단기거래 물거래가 격한 증가를 보이고 있다.23)

2006년의 교역량을 기 으로 세계 LNG 교역에서 물거래가 차지하는

비율은 약 16%로, 그 규모가 약 31.5 Bcm24)(25.4백만 톤)에 달한다([그림

2-2] 참조).

[그림 2-2] 세계 LNG 물거래 추이

자료 : 山 (2007)

23) 이하에서는 별도의 구분이 필요한 경우를 제외하고는, 통상 인 장기계약과 비

되는 의미에서 단기거래를 포함하여 물거래로 통칭하기로 한다. 각주 3) 참조

24) billion cubic meter, 10억 입방미터

16

불과 10년 만해도 체 LNG 거래의 약 1~2%에 지나지 않던 물

거래가 1999년 이후 증하고 있다. 이는 과거 단기 인 수 불균형의

해소나 일시 잉여물량의 매를 해 제한 으로 이루어지던 물거

래가, 이제는 계약조건의 유연성 증가와 미국, 유럽의 가스 물시장으로

인해 하나의 요한 LNG 교역형태로서 그 체계를 갖춰가고 있으며, 수

요변동에 한 처능력을 향상시키기 해 그 역할이 증 되고 있음을

단 으로 보여 다.

물거래는 계 간 지역 간 수 불균형의 해소를 한 물도입

스왑거래, 소비국에서의 규제완화에 따른 수요 변동폭의 증 등으로

그 필요성이 높아져 왔다. 주요 LNG 수입국인 한국은 계 간 수요격

차 해소의 많은 부분을 물거래와 스왑거래에 의존해 왔으며, 2001년

인도네시아 Arun 액화 랜트의 조업 단 사태와 같은 상치 못한 공

차질이나, 2003년과 2007년 일본의 원자력발 소 가동정지와 같은 LNG

수요증가 상황도 물거래의 필요성을 증 시켰다.25) 미국과 유럽의 가

스· 력시장의 자유화는 LNG 계약의 유연성을 증 하여 물거래를 활

성화하는 요인으로 작용하 으며, 유럽과 미국 시장 간의 가격차이에 따

라 LNG의 수요처가 변경되어 재 매되는 차익거래의 유인도 물거래

를 확 시켜 왔다. 특히 2000~2001년 이래 미국의 가스가격 등에 따라

량의 LNG 물이 미국으로 유입되고 있다.

물거래가 가능하려면 공 측면에서 일시 인 단기거래에 투입될 수

있는 잉여물량과 이를 수송할 수 있는 수송여력이 필요한데, 1990년

25) 한 액화 랜트의 고장 사고에 의해서도 물수요가 증가하 는데, 2005년에

만 사고·고장에 의한 생산손실은 9~10백만 톤에 이른다. IEA(2006. pp 54~55)

World Gas Intelligence(2006. 3. 10) 참조

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 17

후반부터 LNG 공 로젝트들이 크게 증가하면서 잉여물량이 증가하

기 시작하 고, 이와 함께 LNG 수송선 잉여 수송능력도 증가하기

시작하 다. 물거래에 투입될 수 있는 물량은 주로 ‘build-up’26) 기간

의 잉여물량, 매매계약 기간의 만료, ‘de-bottlenecking’27)에 따른 여유

공 능력 발생 등에 의해 가능하게 된다. 1990년 후반에는 다수의 신

규 LNG 로젝트 확장 로젝트들이 가동을 개시하여 이들 로젝

트들로부터 잉여물량이 발생하 고, 이와 더불어 1997~1998년의 아시아

외환 기에 따른 경기둔화의 여 로 수요가 감소하면서 동지역의 잉

여공 능력이 물거래 확 의 계기로 작용하 다.

최근에는 미국, 유럽의 LNG 수요 확 로 공 자들이 LNG 로젝트

에서 일정 물량을 장기계약을 통해 매하지 않고 물거래용으로 유보

해 놓은 사례도 나타나고 있어, 향후 물거래는 더욱 확 될 것으로

상된다. 서양지역의 LNG 물수요가 나타나기 이 의 물거래는 주

로 기존 수요처의 계 간 수 불균형 는 일시 공 부족을 해소하

는 차원에서 이루어졌기 때문에, 잉여 공 능력이 있더라도 장기계약가

격에서 크게 벗어나지 않는 수 에서 기존 수요처들에 매하 다. 그러

나 최근 미국과 유럽의 물시장의 가격변동성이 커지고 LNG 수입이

확 되면서, 공 자들은 물수요를 체계 인 수익창출의 기회로 활용하

26) 일반 으로 LNG 장기매매계약에서 최 2~3년 정도는 구매자가 연간 계약량에

해당하는 수요를 갖추도록 공 량을 증가시키는데, 이 기간을 'build-up' 기간이라고

하며, 이후 본격 으로 연간 계약량을 공 하는 기간을 'plateau' 기간이라고 한다.

LNG 로젝트가 최 조업 개시 후 최 생산능력을 공 하기까지 수 년간의

build-up 기간에는 잉여물량이 발생하게 된다.

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

18

는 략을 추구하고 있다. 신규 로젝트의 일정물량을 미국, 유럽의

물시장 매용으로 지정하여 차익거래를 함으로써 물 매 수익을 제

고하고, 물시장 가격을 상회하는 수요가 발생하면 이를 용하여 고수

익을 얻는 략을 추진하고 있다.

라. 장기계약가격의 추이

2000년 반까지 하락세를 보이던 LNG 장기계약가격이 2005년 이

후 ·단기 공 압박 망을 반 하며 다시 상승하고 있다. 2000년 에

어들면서 장기계약은 20년 이상의 계약기간, Ex-ship 인도조건과 높은

유가연동비율, 엄격한 도착지제한조항, 제한 인 계 별 항차조 등으

로 특징 지워지는 통 계약 형태에서 탈피하는 추세를 보여 왔다.

아시아 LNG 장기계약에 용되고 있는 일반 인 형태의 가격공식은

원유가 변동에 따라 비례 으로 LNG 가격이 변동되도록 설계된 ‘원유

가 연동방식’이다.28) 원유가에 연동되는 가격공식의 형태는 계약별로 차

이가 있지만, P LNG=A ×P Oil+B 의 직선공식 형태로 단순화할 수 있

다.29) 과거 부분의 계약에서 원유가 연동계수 A는 0.1485, 상수항인 B

28) 아시아로의 LNG 도입계약 가격이 처음부터 원유가에 연동된 것은 아니었다. 1964

년 알래스카 Kenai로부터 일본이 LNG를 도입한 이래 기의 LNG 계약가격은 당

시의 석유가격과 마찬가지로 고정가격제를 채택하 다. 그러나 1970년 석유 기에

따른 원유가 상승때문에 LNG의 가치를 반 하기 한 노력으로서 LNG 가격을 원

유가격에 연동하는 방식으로 바 게 되었다. LNG 가격결정방식의 변천에 한 자

세한 내용은 이달석 외(2003, pp. 81~87) Energy Charter Secretariat(2007,

pp.187~200) 참조

29) 공식에 용되는 원유가는 일반 으로 일본에서 수입하는 원유의 CIF기 복합단

가인 JCC(Japanese Crude Cocktail) 는 인도네시아에서 생산하여 수출하는 원유의

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 19

는 0.7~0.9 수 에서 결정되었다.30) 원유가 연동계수가 0.1485 수 에서

는 LNG 가격이 원유가에 약 85% 수 에서 연동된다.31) 근래에는 직선

형태의 가격공식을 변형한 S-curve 방식의 가격공식을 채택하는 계약도

많이 나타났다. S-curve는 원유가의 등락에 따른 LNG 가격의 변동

험을 완화하기 해, 일정한 범 를 벗어난 고유가 유가 범 에서

는 낮은 원유가 연동계수를 용하는 방식이다.32) 일본은 많은 도입계약

에서 S-curve 방식의 가격공식을 채택하고 있는 것으로 알려져 있다.

2000년 반에 체결된 LNG 계약에서는 원유가 연동계수가 낮아지는

추세를 보이면서 이 에 비해 구매자에게 유리하게 성사되었다. 2002년

국의 CNOOC가 Guangdong터미 로 공 하기 해 호주 NWS 로

젝트33)와 체결한 계약의 도입가격은 $2.30/MMBtu의 고정가격으로, 이

는 통 인 장기계약 조건의 구조변화를 고하는 사례로 받아들여진

복합단가인 ICP(Indonesian Crude Price)가 쓰인다.

30) 0.1485의 원유가 연동계수가 많은 계약에서 사용되고 있지만 인 수치는 아

니며, 특히 FOB 계약인 경우에는 외가 된다.

31) 원유 1배럴의 열량을 약 5.8 MMBtu(1 MMBtu=252,000 kcal)로 볼 때, 원유가격이

배럴당 60달러라면 LNG가격이 MMBtu당 약 10.3달러(=60/5.8)면 LNG가격이 열량

기 으로 원유가격과 동일한 수 인 원유등가(oil parity)를 이루게 된다. 다시 말해

서, 원유가 연동계수가 0.1724(=1/5.8)이고 상수항이 0이면, 가격공식에 따른 LNG

가격이 원유가와 열량등가를 이루며, 원유가와 100% 연동된다고 말한다. 이 때 상

수항이 0이 아니라면 상수항은 원유 비 LNG의 리미엄으로 볼 수 있다.

32) S-curve 가격공식이 나타난 배경은 1980년 반의 유가하락에서 찾아볼 수 있는

데, 1980년 반 원유가격이 하락하면서 원유가격에 연동하는 LNG 가격결정방식

으로는 규모 투자를 요하는 LNG 사업이 재원조달 압박을 받게 되었고, 원유가격

등락의 험을 완화시키는 S-curve 방식의 가격공식이 일부계약에 도입되기 시작

하 다. 이 구(2003, p. 72) 참조

33) 각 LNG 로젝트 계약 황에 한 내용은 도 재 외(2006) 참조

20

바 있다. 2003년 인도의 Petronet은 카타르의 RasGas와 24년간 5Mpta34)

를 공 받는 계약을 체결하 는데, 계약기간 기 5년간은 FOB 기

으로 $2.53/MMBtu의 고정가격으로 공 되며, 이후에는 JCC에 20%만

연동되는 도입가격의 조건으로 계약하 다.35)

한 2003년 우리나라의 포스코와 K-Power가 인도네시아의 Tangguh

로젝트와 체결한 장기계약도 국 로젝트들과 마찬가지로 구매자시

장의 도래를 알리는 신호로 받아들여졌다. 이후 한국가스공사가 2005년

상반기에 체결한 MLNG-III, Yemen LNG 사할린-II 로젝트로부터

의 장기공 계약들도, 상기 계약들보다 높아진 가격수 을 보이고 있지

만, 최 로 매자들의 경쟁입찰을 실시함으로써 구매자시장에서의 구매

자의 강한 입지를 보여주는 사례로 인식되었다.

그러나 2005년 하반기 이후, LNG 시황이 구매자시장에서 매자시장

으로 반 되고 있다. 장기계약의 가격수 은 세계 LNG 수요의 증가,

·단기 공 압박 상황, 고유가의 지속 등을 반 하여 이 까지와는 다

른 양상을 보이며 상승하고 있고, 최근 일부 계약은 유례없이 높은 가격

에 체결되고 있다. 2005년 말 이후 체결된 아시아로 공 되는 계약가격

의 특징은 고유가의 향을 상쇄시킬 수 있는 가격상한이 사라지고,

S-Curve 형태가 아닌 직선형태의 가격공식을 채택하고 있다는 이다.36)

원유가에 연동되는 계수의 수 도 계속 높아지고 있어, 2005년 말에 체

34) million tonnes per annum, 백만 톤/년

35) 2000년 이후 2000년 반까지의 LNG 계약에서 원유에 연동되는 비율은 이기호

(2005, p. 16) 참조

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

4~6) 참조

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 21

결된 계약은 원유가 US$60/bbl 수 에서 US$6.00/MMBtu 정도의 가격

수 을 보 는데, ·단기 공 압박이 상되는 상황에서 이 수 의

LNG 도입가격은 당분간 최 가격 수 이 될 것이라 망되고 있다.

[그림 2-3] 아시아 LNG 계약가격 변화 추이

자료: Poten & Partners

아시아로의 LNG 계약가격은 이후에도 계속 상승하여 최근 원유등가

(oil parity)를 과하는 사례가 나타났다. 일본의 쥬부(Chubu) 력이 카

타르의 Qatargas-2 로젝트와 계약한 5년 기계약에서는 원유가 연동

계수(원유가 연동 가격공식에서의 기울기)가 0.17 수 에서 설정되었고,

한국가스공사와 카타르 RasGas-II 간의 계약에서는 0.16으로 설정된 것

으로 알려져 있다.37) 2005년 말 체결된 호주 NWS와의 연장계약들은 원

37) 쥬부 력의 도입물량은 연간 120만톤이며 도입가격은 0.17×JCC + 1.05( 는 1.45)

이며, 한국가스공사의 도입물량은 210만톤으로 도입가격은 0.16×JCC + 0.88로 알려

22

유가가 US$60/bbl을 과하면 재 상하는 조건이 부가되어 있기 때문에

그나마 고유가가 지속될 때의 충격을 완화할 수 있는 여지가 있었지만,

최근 카타르와의 계약들은 가격재 상의 조건도 포함되지 않아 공 압

박 망에 따라 구매자들의 입지가 매우 약화된 상황을 반 하고 있다.

최근에는 국의 PetroChina가 호주의 Gorgon 로젝트로부터 원유

등가 수 의 가격으로 20년간 1 Mtpa를 공 받는 기본합의서(HOA)를

Shell과 체결하 으며, 호주의 Browse 로젝트로부터도 20년간 2~3

Mtpa를 공 받을 것을 Woodside와 합의하 는데, 이 한 가격이 원유

등가에 근 한 수 인 것으로 알려져 있다.38) 국이 2002년 호주 NWS

와 LNG 장기도입계약을 처음 체결한 이래, $8/MMBtu를 상회하는 높

은 가격에 물카고를 구입한 사례는 있었지만, 원유등가에 근 한 높은

가격으로 장기계약을 체결한 사례는 처음 있는 일로서, 국이 LNG에

한 높은 지불용의(willingness to pay)를 표출한 것으로 아시아지역의

LNG 공 확보 여건이 더욱 어려워질 가능성이 있음을 보여 다.

2. 세계 LNG 수 황 망

가. 2006년 세계 LNG 수

2006년 세계 LNG 수요는 년 비 약 11% 상승한 158.9백만 톤이었

다.39) 지역별 LNG 수요 비 을 살펴보면, 일본, 한국, 만, 인도, 국

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

38) Platts, International Gas Report(2007. 9. 10, p. 15) Reuters, "PetroChina agrees

second Australian LNG deal"(2007. 9. 6) 참조

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 23

으로 구성된 아시아지역의 LNG 수요가 세계 LNG 수요의 약

2/3(64.6%)를 차지하 다. 유럽지역의 LNG 수요국들은 스페인, 랑스,

벨기에, 터키, 국, 이탈리아, 포르투갈, 그리스의 8개국으로 세계 LNG

수요의 27%를 차지하 다. 미주지역의 LNG 수요국들은 미국, 멕시코,

푸에르토리코, 도미니카공화국으로, 2006년의 미주지역 수요는 세계

LNG 수요의 8.4%를 차지하 다.

2005~2006년의 동 기에 유럽의 LNG 수요증가와 낮은 기온으로 인해

유럽과 아시아지역의 수요국들은 연 부터 LNG 도입을 확 하여 이들

지역의 LNG 수요 비 이 2005년에 비해 증가하 다. 2006년 아시아지

역의 수요는 총 102.6백만 톤으로 2005년의 92.4백만 톤에 비해 12% 증

가한 수치인데, 2005년의 아시아지역 수요가 년 비 약 5% 증가하

던 것을 감안할 때, 2006년의 수요는 상 으로 높은 증가율을 보인 것

이다.

2006년 국가별 LNG 수요 공 실 은 <표 2-1>에 제시되어 있다.

일본의 LNG 수요는 발 부문의 수요 증가로 약 8% 증가하여 2003년

원자력발 소 폐쇄에 따른 수요 증 이래로 가장 높은 증가를 보 다.

천연가스 소비의 거의 량을 LNG 수입에 의존하는 한국의 LNG 수요

는 년 비 13% 증가하는 높은 신장세를 보 는데, 수입패턴을 보면

특이하게도 이러한 증가세는 상반기에 집 되어 년동기 비 30%의

격한 증가를 보인 반면, 하반기의 LNG 수입은 상 으로 온화한 기

후에 따른 난방수요의 감소로 년동기 비 3.5%의 감소를 기록하 다.

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

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

24

을 수입하여 세계 7 LNG 수요국이 되었으며, 국은 2006년 5월에

호주로부터 LNG 도입을 개시하 다.

유럽의 2006년 LNG 수요는 42.9백만 톤으로 년 비 20% 증가하여

지역별로 볼 때 가장 높은 수요증가를 기록하 다.40) 유럽의 최 LNG

수입국인 스페인은 2006년에 년 비 3% 증가한 약 2천만 톤을 수입하

다. 스페인의 2005년 LNG 수요는 이베리아 반도의 가뭄과 신규 가스

발 소 가동으로 년 비 29%라는 높은 증가율을 보 는데, 2006년에

는 충분한 강수량으로 수력발 이 가능하 고, 가스가격의 상승으로 발

부문 이외의 수요가 감소하여 상 으로 낮은 수요증가를 보 다. 유

럽의 2 LNG 수요국인 랑스의 2006년 수요증가율은 15%로 년의

20%에 비해 감소하 다. 반면에, 벨기에의 LNG 수요는 2005년에는

년 비 3% 증가한 것에 그쳤지만, 2006년 LNG 수요는 Zeebrugge 터미

의 용량확충으로 57%라는 격한 수요증가를 기록하 다. 20여년 만

에 LNG 수입을 재개하여41) 2005년 38만 톤의 LNG를 수입하 던 국

은 2006년에 270만 톤의 LNG 수요를 기록하 다.

한편 유럽과 아시아지역의 높은 LNG 물수요 증가 단기 공 계

약의 만료로 미국으로의 LNG 공 은 년 비 5% 감소한 12.5백만 톤

이었으며, 멕시코 0.5백만 톤, 푸에르토리코 0.5백만 톤을 합쳐 미주지역

의 총 LNG 수요는 13.4백만 톤으로 년 비 2%의 감소를 기록하

다. 멕시코는 Altamira터미 의 완공으로 2006년에 LNG 수입국의 열

40) 이하 유럽의 LNG 수요 련 내용은 LNG Focus(2007.2)를 주로 참조하 다.

41) 1964년 세계 최 로 LNG를 수입했던 국은, 이후 북해 가스 의 발견으로 최근

까지 가스를 자 할 수 있었으나, 동 가스 의 고갈로 다시 LNG 수입을 재개하게

되었다.

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 25

에 진입하 다.

공 측면을 살펴보면, 2006년의 LNG 공 은 서양지역의 로젝트

로부터 53.9백만 톤, 동지역에서 39백만 톤, 아·태지역에서 66백만 톤

이 공 되었다. 서양지역과 동지역의 공 량은 각각 년 비 22%

와 20% 증가하 지만, 아·태지역에서의 LNG 공 량은 년 비 2%의

증가에 그쳤다. 공 국별 구성을 살펴보면, 상 4개국인 카타르, 인도네

시아, 말 이시아, 알제리의 공 량이 2006년 체 공 량의 55%를 차지

하 다. 카타르는 년 비 27%가 증가한 25.4백만 톤을 수출하여, 1984

년 이래 최 LNG 공 국이었던 인도네시아를 제치고 최 LNG 공

국으로 자리매김하 다. 인도네시아는 년 비 3% 감소한 총 22.7백만

톤을 수출하 으며, 말 이시아는 21백만 톤, 알제리는 18.7백만 톤을 수

출하 다.

[그림 2-4] 국가별 LNG 수출 비 (2006)

자료: LNG in World Markets(2007. 4)

26

수출국수입국 아부다비 알제리 호주 루나이 이집트 인도네시아 리비아 말 이시아 나이지리아 오만 카타르 트리니다드

벨기에 2.4 0.1 0.2 0.3 0.2

국 0.7

랑스 6.3 0.3 3.0 0.8

그리스 0.4

인도 0.2 0.1 0.4 0.1 0.2 5.2

이탈리아 2.0 0.0 0.0

일본 5.2 0.2 12.2 6.5 0.5 14.4 12.0 0.2 2.4 7.5 0.3

멕시코 0.3 0.1 0.1

포르투갈 0.1 1.1

푸에르토리코 0.5

한국 0.2 0.6 0.8 0.9 5.1 5.6 0.1 5.3 6.7 0.1

스페인 2.5 3.6 0.7 5.8 0.3 4.2 2.8

만 0.2 0.2 0.1 3.2 3.3 0.3 0.4 0.1

터키 2.5 0.7

국 1.6 0.7 0.1 0.3

미국 0.4 2.5 1.3 8.3

총 수출량 5.2 18.7 13.7 7.4 9.1 22.7 0.7 21.0 12.6 8.5 25.4 12.7

년 비 -3% -5% +21% +7% +90% -3% +28% -3% +47% +17% 27% +25%

<표 2-1> 2006년 국제 LNG 교역 매트릭스

자료: LNG in World Markets(2007. 4)

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 27

나. LNG 로젝트 황 개발 망

1) 가동 인 LNG 로젝트 황

재 세계에서 LNG를 공 하고 있는 나라는 총 13개국이며, 가동

인 LNG 로젝트 수는 25개로 총 액화능력은 187.79 Mtpa이다. 이 가

운데 인도네시아는 매장량 고갈에 따른 생산량 하로 실제 생산량이

액화용량에 미달하는 상황으로,42) 이를 감안할 때 세계 LNG 로젝트

의 총 생산(액화)능력은 약 181.10 Mtpa이다.

지역 공 국 총 액화용량

아·태 호주, 인도네시아, 말 이시아, 루나이 74.69 Mtpa

동 카타르, 오만, 아부다비(UAE) 46.1 Mtpa

아 리카 알제리, 나이지리아, 리비아, 이집트 50.1 Mtpa

북· 미 미국, 트리니다드토바고 16.9 Mtpa

총계 13개국 187.79 Mtpa

<표 2-2> 지역별 LNG 공 국 액화용량

가동 인 액화 로젝트를 공 국별로 분류한 <표 2-3>을 보면, 아시

아·태평양지역으로 공 되는 로젝트의 수는 16개이며, 총 액화용량은

약 122.29 Mtpa에 달한다. 이 가운데 유럽, 북미지역으로 공 계약이 체

결된 용량과 인도네시아 생산부족량을 제하면, 아·태지역으로 공 되는

총 액화용량은 약 103.45 Mtpa이며, 유럽 미국시장으로 공 되는

로젝트의 수는 9개로, 총 액화용량은 77.65 Mtpa이다.

42) 액화용량은 29.39 Mtpa인 반면, 2006년 수출량은 22.7 Mtpa에 불과하 다.

28

국명 로젝트 명 액화용량(Mtpa)

유럽공 가감 (Mtpa)

실생산능력 감안 (Mtpa)

호주

NWS 7.50

NWS T4 4.40

Darwin 3.50

인도네시아Arun 6.80

- 6.69Bontang 22.59

말 이시아

MLNG I 8.10

MLNG II 7.80

MLNG III 6.80

루나이 BLNG 7.20

카타르

RasGas 6.60

RasGas II 14.10 - 6.40

Qatargas 9.50 - 2.80

오만OLNG 6.60 - 1.30

QLNG 3.70 - 1.65

아부다비(UAE) Adgas 5.60

미국 Kenai 1.50

아·태 공 로젝트 액화용량 계 122.29 110.14 103.45

알제리

Arzew(GL4Z) 1.10

Bethouia(GL1Z) 7.80

Bethouia(GL2Z) 8.40

Skikda(GL1K) 3.00

리비아 Marsa El Brega 0.70

나이지리아 NLNG 16.90

이집트Damietta 5.00

ELNG 7.20

트리니다드 Atlantic LNG 15.40

유럽·미국 공 로젝트 액화용량 계 65.50 77.65 77.65

13개국 25개 로젝트 187.79 187.79 181.10

<표 2-3> 가동 인 LNG 로젝트 황

* 2006년 인도네시아 수출량 22.70 Mtpa를 기 으로 산정

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 29

2) 건설 인 LNG 로젝트 황

재 9개국에서 12개의 신규 액화 로젝트가 건설 에 있다. 2007년

에서 2010년 사이에 완공될 이들 로젝트의 총 액화용량은 91.25 Mtpa

에 달한다. 건설 인 액화 랜트 생산량의 80%(72.85 Mtpa)는 당 미

국과 유럽지역으로 공 이 계획되어 있었으나, 이 가운데 카타르의 일부

물량이 한국과 일본으로 목 지가 변경되었으며, 인도네시아 Tangguh

로젝트에서 북미지역으로 공 계획된 물량의 일부도 아시아지역으로

목 지를 변경할 것으로 상되고 있다.

국명 로젝트 명 액화용량(Mtpa)

공 개시 공 지역

호주 NWS 5 4.4 2008 4/4 아시아

인도네시아 Tangguh 7.6 2008 4/4 아시아/미국

러시아 Sakhalin II 9.6 2008. 12 아시아/미국

카타르

Qatargas 2 (T4,5) 15.6 2007.12/2008.8 국

RasGas III (T6,7) 15.6 2008.11/2009.12 미국

Qatargas III (T6) 7.8 2009 반 미국

Qatargas IV (T7) 7.8 2010 반 미국/유럽

멘 YLNG 6.7 2009. 2/4 아시아/미국

나이지리아 NLNG (T6) 4 2007. 4/4 미국/유럽

노르웨이 Snohvit 4.3 2007. 12 미국/유럽

도기니 Equatorial Guinea 3.4 2007 후반 미국

페루 Peru (Camisea) 4.45 2009 미국

9개국 12개 91.25

<표 2-4> 건설 인 액화 로젝트 황

30

2006년에는 호주의 Darwin 랜트(3.5Mpta), 나이지리아 NLNG의

T5(4.1 Mtpa), 카타르의 RasGas II T5(4.7 Mtpa)가 가동을 개시하여,

2005년에 비해 총 12.3 Mtpa의 액화능력이 추가되었다. 그러나 2006년에

는 계획된 신규 LNG 로젝트에 한 새로운 최종투자결정(FID)이 한

건도 이루어지지 않았다. 1998년 이래 한 해 동안 LNG 수출 로젝트의

신규 FID 결정이 발표되지 않은 것은 처음이며, 이는 최근 원자재 가격

상승과 장비 문기술인력의 부족에 따른 투자비용의 증 상황을

고려하여 공 자들이 투자결정을 지연 는 재검토하고 있기 때문이다.

3) 신규 LNG 로젝트 개발 망

상기 건설 인 로젝트들 이외에, 재 2010년 · 반에 가동개

시를 목표로 추진되고 있는 로젝트들이 다수 존재한다. 이 가운데는

최근 FID가 내려진 호주의 Pluto 로젝트, 수요처와의 SPA 는 HOA

가 체결되어 개발가능성이 높은 호주의 Gorgon 로젝트와 같이 구체

으로 개발계획의 진 을 보이는 로젝트들이 있는 반면, SPA가 체결

되어 있더라도 정치 인 요인으로 개발 망이 불확실한 이란의 로젝

트들과 같이 그 개발시기가 불투명한 로젝트들도 있다.

<표 2-5>에서 보듯이, 2010~2013년 가동이 개시될 것으로 발표/ 망

되는 계획 로젝트는 17개 로젝트로, 총 액화용량은 115.4 Mtpa에 달

한다.43) 이 가운데 약 60%(69.4 Mtpa)가 미국과 유럽으로 공 될 계획

43) 표에서 제시된 상 가동시기는 수요확보 여부 는 기타 개발여건에 따라 다소

지연될 가능성이 있는데, 2006년에 신규 로젝트에 한 FID가 한 건도 이루어지

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 31

이며, 아시아지역으로 공 될 물량은 약 46 Mtpa이다.44)

국명 로젝트 명액화용량

(Mtpa)

상

가동개시공 지역

호주

Pluto 5 2010.12 아시아/미국

Gorgon 10 2011 아시아/미국

Ichthys 6 2012 아시아

Browse 7 2012 아시아/미국

이란

Persian 16.2 2012/13 아시아/유럽

Pars 10 2013 아시아/유럽

NIOC 10 2013 아시아/유럽

Qeshm 1 2012 아시아/아 리카

알제리Skida (T22) 4.5 2011 미국/유럽

Gassi Touil 4 2012 미국

이집트 Idku (ELNG T3) 3.6 2010/11 미국/유럽

트리드나드 Atlantic LNG (T5) 5.2 2010/11 미국/유럽

나이지리아

NLNG (T7,8) 8 2011/12 미국

Brass 10 2012 미국/유럽

Olokola 5.5 2013 미국/유럽

앙골라 Angola 5 2011 미국

도기니 Equatorial Guinea T2 4.4 2012 미국

8개국 17개 115.4

<표 2-5> 2010~2013년 가동 망인 계획/잠재 로젝트

한편 개발계획은 발표되었지만 구체 인 추진여부가 아직 불투명한

지 않은 과 최근의 투자비 증 상황을 고려하면, 2010년 반을 가동목표로 했

던 로젝트들의 경우 그 가동시기가 지연될 가능성이 높을 것으로 단된다.

44) 공 계약(SPA) HOA 기 으로 분류하 으며, 이 같은 계약이 없는 경우 공

자의 계획이나 로젝트의 지역 치를 감안하여 임의로 분류하 다.

32

잠재 로젝트들도 다수 존재하는데, 2012~2015년 가동을 목표로 검토되

고 있는 이러한 잠재 로젝트들은 15개로, 총 액화용량은 74.7 Mtpa이

며, 이 가운데 약 반 정도가 아시아지역으로 공 될 가능성이 있다.45)

국명 로젝트 명액화용량

(Mtpa)

상

가동개시공 지역

호주

Pilbara 6 2013 미국

Darwin T2 3.5 2013 아시아

Sunrise 5 2014+ 아시아

Browse 2 7 2014 아시아/미국

Tassie Shoal 2.5 2014+ 아시아

인도네시아

Donggi-Senoro 7 2013 아시아/미국

Padang 1.7 2013 아시아

Masera 3 2015 아시아

말 이시아 MLNG IV 6.8 2013 아시아

미얀마 미얀마 3.7 2013 아시아

이란 Iran 8.8 2013 아시아/유럽

이집트 Damietta T2 5 2011 아시아

러시아Baltic 5 2011+ 미국

Shtokman 5 2012+ 미국/유럽

베네수엘라 Mariscal Sucre 4.7 2013 미국/유럽

8개국 15개 74.7

<표 2-6> 2012~2015년 잠재 로젝트

45) 한편 FACTS사는 2015년까지 실 으로 실 가능한 신규 로젝트들로

Sakhalin-2 T3, Tangguh T3, NWS, Gorgon, Pluto, Pilbara, Browse를 지목하고 있

다. Oil & Gas Journal(2007. 1) 참조

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 33

다. LNG 수 망46)

1) 세계 LNG 수 밸런스 망

2006~2007년 기간 여러 문기 에서 제시한 2015년까지의 세계

LNG 수요 망치를 기 으로 2010년과 2015년의 LNG 수 상황을 살

펴보면, 고수요와 수요 망은 약 60~70백만 톤의 차이를 보이고 있

다.47) 2010년경의 LNG 수요는 243.3~314.2백만 톤이며, 2015년경의 수요

는 356.7~415.2백만 톤에 이른다. 여러 수요 망치 간치에 해당하

는 두 수요48)를 기 으로 볼 때, 2010년 이후 수요가 개발이 확정된

로젝트의 공 능력을 과하는 것으로 나타난다. 따라서 2010년 이후 계

획된 로젝트들이 실 되지 않을 경우 세계 LNG 수 사정이 열악해질

소지가 있다.

2012년 이후에는 수요규모에 비해 계획 로젝트의 공 능력이 다소

크기 때문에, 다수의 계획된 로젝트들의 추진이 지연되지 않는다면 수

상의 문제는 없을 것으로 상되고 있다. 계획 로젝트 기에 추

진되지 못할 가능성이 있는 로젝트들이 다수 있으나, 상되는 수요

46) 최근 LNG 수 상황이 매우 가변 이기 때문에 본 소 의 내용은 아·태지역 공

압박 망에 한 시 차원에서 제시하며, 상당부분을 도 재 외(2006)에서 발췌

요약하 음을 밝 둔다.

47) 고수요의 경우, 국, 인도, 미국 등의 수요가 다소 과 하게 망된 경향이 있다.

48) Poten & Partners와 Wood Mackenzie의 수요 망치

34

증분에 비해서 계획 로젝트의 공 능력이 크고, 5~6년 내외의 로젝

트 추진 기간을 감안할 때, 2013년 이후에는 공 상의 여유가 있을 것으

로 망된다.

0

100

200

300

400

500

600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

백만 톤

잠재 프로젝트

계획 프로젝트

확정 프로젝트

기존 프로젝트

기준수요

고수요

0

100

200

300

400

500

600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

백만 톤

잠재 프로젝트

계획 프로젝트

확정 프로젝트

기존 프로젝트

0

100

200

300

400

500

600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

백만 톤

잠재 프로젝트

계획 프로젝트

확정 프로젝트

기존 프로젝트

기준수요

고수요

[그림 2-5] 세계 수 밸런스 망

2) 아·태 LNG 수 밸런스 망

2015년까지의 아·태지역 LNG 수요 망치를 살펴보면, 2010년 아·태

지역의 LNG 수요는 약 135백만 톤이며, 고수요와 수요 망 간의 차

이는 13백만 톤의 차이가 있다. 2015년의 수요는 약 185백만 톤으로, 고

수요와 수요 망의 차이는 약 23백만 톤이다.

재 건설 에 있는 확정 로젝트를 기 으로 볼 때, 향후 몇 년 동

안 아·태지역의 수 상황이 압박받을 것으로 상된다. 2010년 반까지

아·태지역은 수요가 공 을 과할 것으로 상되는데, 특히 2008년의

제2장 LNG 교역환경의 변화와 수 동향 35

아·태지역 수요와 공 능력은 10백만 톤 이상의 격차를 보이고 있다.

2008년 말과 2009년에 가동이 개시될 맨의 Bal Haf 로젝트, 호주

NWS T5, 인도네시아의 Tangguh, 러시아의 Sakhalin II 로젝트를 감

안할 때, 2009년에는 수 격차가 상당 폭 감소할 것으로 망된다.

이러한 망에 따라 타지역으로 공 이 계획된 물량 일부가 아·태

지역으로 공 되지 않는다면 아·태지역은 향후 몇 년간 공 부족이 발

생할 가능성이 있다. 하지만 계획 잠재 로젝트의 추진여건을 감안

할 때 2013년 이후에는 수 여건이 개선될 여지가 있기 때문에, 아·태지

역의 LNG 수 상황은 잠재 인 로젝트가 실 가능한 2013년 이후

개선될 것으로 상된다.

0

50

100

150

200

250

300

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

백만톤

잠재 프로젝트

계획 프로젝트

확정 프로젝트

기존 프로젝트

기준수요

고수요

0

50

100

150

200

250

300

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

백만톤

잠재 프로젝트

계획 프로젝트

확정 프로젝트

기존 프로젝트

기준수요

고수요

[그림 2-6] 아·태 수 밸런스 망

36

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정

석유의 물리 인 특성과 수송･ 장의 용이함으로 인해 세계 석유시장

이 재의 물시장 형태로 발달하 다. 반면 원유에 비해 매우 낮은 에

지 도와 높은 수송･ 장 비용으로 천연가스 시장은 지역 으로 분

리･형성되어 발 하 으며, 가격결정방식도 그 지역 고유의 시장특성을

반 하는 형태로 형성되었다.

LNG의 경우, 이 라인가스에 비해 여러 지 으로 수송이 용이하다

는 장 으로 차익거래 물거래 등을 통해 지역 간 교역이 최근

증해 왔으며, 이에 따라 각 지역의 시장환경이 다른 지역시장에 미치는

향력이 증 될 것으로 보인다. 특히 미국과 국의 유동 인 물시장

을 겨냥한 LNG 차익거래는 두 지역시장의 가스가격을 서로 직 으로

연계시키며, 그 차이가 두 시장으로의 수송비용 차이와 그 밖의 제약요

인이 허용하는 일정 범 를 장기간 벗어나지 않도록 하는 효과를 가진

다. 잉여 LNG물량의 잠재 수요처인 이들 물시장은 아·태지역의 물

도입 가격이나 목 지 변경조건 결정의 기 이 될 개연성이 크며, 따라

서 서양지역의 수요특성과 가격결정 요인 등에 한 검토가 요구된다.

본 장에서는 세계 가스시장의 특징에 해 개략 으로 살펴본 후, 북미

유럽의 가스시장 구조와 가격결정 요인에 해 살펴보도록 한다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 37

1. 세계 가스시장 가격결정 방식 개

가. 지역별 가스시장의 특징과 가격결정 방식

북미와 국에서는 자국 내 풍부한 천연가스와 성공 인 가스산업 구조

개편을 바탕으로 지난 20년에 걸쳐 가스 물･선물시장이 발달하 다. 하

지만 유럽 륙49)과 아시아 지역에서는 천연가스의 높은 수입의존도로 인

한 안정 공 처 확보와 가스의 낮은 체 수요탄력성으로 인해 장기계

약형태의 가스시장이 발 하 다. 따라서 북미와 국에서는 천연가스가

격이 시장의 수 상황을 반 하는 물시장가격에 의해 결정되는 방식인

반면, 유럽 륙과 아시아 지역에서는 원유 는 석유제품의 가격에 연동

되어 결정된다.50) 물시장에 의한 거래가 국가 간 천연가스 거래에서 차

지하는 비 이 10% 미만인 을 감안하면 세계 으로 거래되고 있는

부분의 천연가스 거래가격은 주로 원유 는 석유제품 가격에 연동되고

있는 상황이다.51)

통 으로 한국, 일본 등 LNG에 한 의존도가 높은 국가들이 속해

있는 아시아시장의 특징은 국가 간을 연계하는 가스 이 라인 네트워

크가 없이 각 국가별로 단 된 가스공 시스템을 가지고 있으며, LNG

49) 본고에서는 서양과 인 한 서부유럽지역으로 한정한다.

50) Energy Charter Secretariat(2007, p. 99~102) 참조

51) 황 수(2007, p. 52) 참조

38

수요의 가격탄력성이 낮다는 이다. 이는 이 라인가스를 도입하고

있는 유럽 륙이나 자국 내 가스생산이 많은 미국 국과는 달리, 아

시아시장은 수입되는 LNG를 체할 다른 가스공 원이 없기 때문이다.

다른 요인은 이 지역시장의 LNG 도입이 주로 독 지 는 사

업 역을 가진 사업자를 심으로 이루어지기 때문이기도 하다.

구 분 북미/ 국 유럽 륙/아시아

공

∙ 기에는 자국생산으로 충족 ∙ 기부터 높은 수입의존도

∙다수의 ·소규모 가스 개

발을 통한 공

∙ 규모 가스 으로부터 수입을

통한 공

∙표 화된 계약방식

∙개별투자가에 의한 개발결정

∙수출국 수익 우선의 계약방식

∙수출국에 의한 개발결정

수요 ∙가격탄력 수요(발 용) ∙수요의 제한 가격탄력성

가격결정 ∙가스 수 상황에 따라 결정 ∙원유 는 석유제품 가격 연동

시장

특징

북

미

∙높은 유동성의 거래허

∙다수의 시장참여자

∙높은 LNG 수입여력

유럽

륙

∙낮은 유동성의 거래허

∙소수의 지배 시장참여자,

지역분배회사 우세

국

∙비교 높은 유동성

∙다수의 시장참여자

∙한정된 LNG 수입능력

아

시

아

∙거래허 없음

∙소수의 지배 시장참여자,

지역분배회사 우세

표

물시장

∙Henry Hub(미국)

∙NBP( 국)

∙Zeebrugge(벨기에)

∙TTF(네덜란드)

자료: Energy Charter Secretariat(2007, p. 102)

<표 3-1> 지역별 가스시장 특징

아시아시장의 LNG 도입가격은 LNG를 먼 도입한 일본의 도입계약

가격공식의 구조가 후발 LNG 도입자인 한국과 만에도 용되어, 원

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 39

유가에 연동되고 있다. 최근에는 국 인도 등 가격수 에 민감한

규모 LNG 수요국들이 출 하 는데, 이들 수요처는 아직 LNG에 한

지불용의 측면에서 지역 내 기존의 수요처보다 낮아 LNG 가격이 높은

수 을 유지하는 상황에서는 도입규모가 제한 이다. 그 지만 시황이

개선되어 도입가격이 일정 수 이하로 하락하면 규모의 LNG 도입을

실 할 수 있기 때문에, 장기 으로 LNG 가격수 을 일정 수 이상으

로 유지하게 하는 잠재수요의 역할을 할 것으로 보인다.

미국의 가스시장은 약 97%가 자국 내에서 생산되거나 캐나다로부터

이 라인을 통해 수입되는 가스에 의해 공 되며, LNG가 차지하는

비 은 아직 3%에 못 미칠 정도로 미미한 수 이다. 그러나 자국내 가

스생산이 감소하고 캐나다로부터의 수입이 감소하면서 향후 LNG의 비

이 확 될 것으로 망된다.52) 유동성과 거래의 유연성이 가장 높은

미국시장은 주요 지역시장이나 거래허 (trading hub)53)들 간 이 라

인으로 연계가 잘 되어 있으며, 이 라인의 용량 한계 수요에 따라

지역 간 가격차이가 형성된다. LNG 가격은 한계 가스공 원의 역할

을 하는 LNG의 가격경쟁력을 유지하기 해 가스 물시장 가격을 기

으로 결정되며, 이러한 가격결정방식은 앞으로 LNG의 비 이 높아지더

라도 계속 유지될 것으로 망되고 있다.

52) EIA는 2005~2030년간 가스 공 량 증가분의 95%를 LNG 수입으로 충당할 것으로

망하고 있다. EIA(2007a) 참조

53) 거래허 란 다수의 가스 이 라인이 서로 연결되어 있는 지 으로, 흔히 인근에

장설비와 연결되어 있다.

40

유럽의 가스시장은 국과 유럽 륙의 가스소비국을 포함하는데, 북해

가스 매장량 고갈로 최근 LNG의 도입을 재개한 국의 가스시장은

미국시장에는 못 미치지만 유럽 륙의 여러 거래허 에 비해서는 높은

유동성을 보이기 때문에, 미국시장과 더불어 LNG 공 자에게 매력 인

시장을 제공한다. 국의 장기계약 가스가격은 석유제품 가격과 물시

장 가격에 연동되며, LNG 계약은 주로 물시장가격에 연동되고 있다.

유럽 륙은 러시아로부터 이 라인을 통해 도입하는 가스의 비 이

높으며, 국가 간을 연계하는 이 라인이 있으나 시장에 의한 거래보다

는 가스 에서 수요처까지 장거리 수송목 으로 이용된다. 유럽 륙의

국가들 에서는 랑스, 스페인, 벨기에, 터키, 이탈리아, 포르투갈, 그

리스 등 7개국이 LNG를 도입하고 있으며, 이 가운데 랑스와 스페인

의 도입규모가 가장 크다. 유럽 륙의 LNG 계약가격은 원유나 석유제

품에 연동되는데, 스페인 등으로 공 되는 일부 계약에서는 국의

NBP(National Balancing Point)54) 가스가격에 연동되기도 한다. 장기계

약가격을 유럽 륙의 거래허 가격에 연동시키기에는 아직 유동성이 낮

지만, 벨기에의 Zeebrugge와 네덜란드의 TTF는 유동성이 확 되는 기미

를 보이고 있다. 1990년 후반 국-유럽 륙 간 이 라인55) 건설로

국과 유럽 륙의 가스시장이 물리 으로 연결되어 서로 향을 미치

고 있다.

54) 국의 가스배 망 내 물리 수 균형을 맞추기 해 개설된 가스 물시장이다.

55) 1998년에 완공되었으며 국의 Bacton과 벨기에의 Zeebrugge를 잇는 이 라인

으로 Interconnector UK(IUK) 는 Bacton-Zeebrugge Interconnector라고 한다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 41

나. 가격결정의 최근 변화

최근 가스시장 상황은 크게 변화하고 있다. 지역 으로 분리되어 온

가스시장이 로벌화 되면서 지역시장들이 통합되어 가는 추세이다. 이

로 인해 가스가격 결정방식으로 원유 석유제품에 연동하는 방식을

사용하는 유럽 륙 아시아 가스시장과 가스시장의 수 상황에 의해

가격이 결정되는 북미 국 시장은 유기 인 통합 계 속에서 가

격형성에 상호 향을 미치게 될 것이다. 최근 논의되고 있는 가스수출국

카르텔(Gas OPEC) 결성의 움직임도 향후 극 인 시장변화를 가져올 수

있다. 가스부문 카르텔의 가능성에 한 논란이 있는 상황이지만, 카르

텔 형성을 추진하는 과정에서 가스수출국의 이해를 지속 으로 반 할

수 있는 새로운 가격결정방식을 모색할 유인이 증 하게 된다. 따라서

유가연동방식의 가스가격결정은 이러한 두 가지 요인에 의해 변화될 가

능성이 높다.

한편 증하는 LNG의 지역 간 거래는 세계 으로 통합된 가스시장의

형성을 유도하여 지역별 가격결정방식의 변화를 야기할 것으로 상된

다. 2006년 재 LNG는 세계 가스소비의 23%를 차지하고 있으나 2020

년경에는 40% 수 까지 증가할 것이 상됨에 따라, 지 까지 장기계

약에 근거한 원유연동 가격결정의 LNG 도입방식이 향후 가스시장지표

(gas market index)에 의해 결정되는 방식으로의 변화 가능성이 제기되

고 있다. 이러한 근거는 최근 카타르가 국에 장기공 하려는 LNG 가

42

격결정방식이 원유연동이 아닌 국 물시장 NBP 가격을 기 으로 한

것에서 찾아볼 수 있다. 그동안 동지역 LNG는 부분 아시아지역으

로 공 되었으나 액화 수송기술의 발달로 규모 LNG 수송선 건조

가 가능하게 되면서 증동지역 LNG가 유럽 북미시장으로 공 될 수

있게 되었다. 한 최근 증하고 있는 액화 랜트와 LNG 터미 들로

LNG 시장의 유동성은 커지고 있다. 이로 인해 LNG 거래는 경제 유

인에 반응해 일어날 가능성이 높아지고 있다. 따라서 향후 국 북미

시장으로 공 될 동지역 LNG 가격이 NBP 는 Henry Hub와 같은

가스시장연동방식(gas-index pricing)에 의해 책정된다면 유럽 륙 아

시아 지역으로 공 될 동지역 LNG 가격결정방식도 기존의 원유연동

방식(oil-index pricing)이 아닌 이러한 가격지표를 기 으로 책정될 가능

성은 충분히 있다.

2. 미국시장

가. 시장개요 특성

미국은 자국생산, 국외수입, 장인출56)로 천연가스를 공 하고 있다.

1986~2000년간 천연가스 공 증가량의 약 반에 해당하는 물량을 주로

56) 미국에는 394개의 지하 장소가 있으며 4~10월 주입하고 11~3월에 인출해 사용한

다. 운 가스(working gas) 규모는 2005년 10월말 기 3.2 Tcf(trillion cubic feet, 1

조 입방피트)이며 3월말 1.3 Tcf이다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 43

캐나다로부터의 PNG 수입으로 충당하 다. 하지만 향후에는 캐나다 자

국 내 가스수요증가와 생산량 정체로 미국으로의 PNG 수출이 둔화될

것으로 상된다. 따라서 미국은 수요증가를 충족시키기 해 부득이 북

미 외의 지역에서 LNG 수입을 크게 증가시킬 것으로 망된다. EIA는

2005~2030년간 미국의 가스 공 량 증가분의 95%를 LNG 수입으로 충

당할 것으로 측하 다.57) 구체 으로 미국 LNG 인수터미 의 총 설

비용량이 2005년 1.4 Tcf에서 2030년 6.5 Tcf로 증가하여 LNG 순수입량

은 2005년 0.6 Tcf에서 2030년 4.5 Tcf에 이를 것으로 망하고 있다.

[그림 3-1] 미국의 가스 공 추이와 망(1990～2030)

주 1) 1990~2005년은 실 치이며 2006~2030년은 망치(기 안)임.

2) PNG 순수입량은 캐나다와 멕시코로부터의 순수입량만을 고려함.

자료: EIA(2007a)

57) EIA(2007a, p. 94) 참조

44

세계에서 가장 많은 천연가스를 소비하는 미국의 세계 천연가스 소비

비 은 약 22%로,58) 2005년 기 천연가스 사용량은 22.2 Tcf이다. 천연

가스는 미국 총 에 지소비의 23%를 차지하는 요한 에 지원으로 산

업부문(7.7 Tcf)과 발 부문(5.8 Tcf)에서 많이 사용된다. 특히 발 부문의

천연가스 소비량은 2003년 이후 22% 증가하며 천연가스 수요증가를 견

인하고 있다. EIA는 미국 천연가스 소비량을 2005년 22.0 Tcf에서 2030년

26.1 Tcf로 증가할 것으로 망하 다.59)

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

주: 1990~2005년은 실 치이며 2006~2030년은 망치(기 안 기 )임.

자료: EIA(2007a)

58) BP(2007) 참조

59) EIA(2007a, p. 89) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 45

부분의 수요증가는 2020년 이 에 발생할 것이며, 주로 발 부문의 수

요증가(2005년 5.8 Tcf, 2020년 7.2 Tcf)에 기인할 것으로 추정하고 있다.

2020년 이후 높은 천연가스가격으로 인해 기존 천연가스 화력발 소를 신

규 석탄 화력발 소로 체함으로써 발 용 가스수요가 감소(2030년 5.9

Tcf)할 망이다.

미국의 가스시장 구성형태를 살펴보면, 1978년 이 에는 생산자, 주간

(州間) 이 라인회사, 지역분배회사(local distribution company: LDC),

최종소비자로 선형 으로 연결되는 체계 다. 생산자 주간 이 라

인회사의 가스 매가격은 연방정부로부터, LDC의 매가격은 주정부로

부터 규제를 받았으며, 생산자와 주간 이 라인회사 간, 주간 이

라인회사와 LDC 간에는 20년 이상의 장기 공 계약이 체결되었다.

이후 1970~1980년 에 걸쳐 진행된 규제완화조치의 결과로 가스 간

경쟁이 본격화되고 가스가격이 수요와 공 여건에 의해 결정되는 방식

으로 변화하면서 가스시장의 거래체계는 복잡해졌다60). 기존에는 이

라인회사가 생산자로부터 가스를 구입했지만, 재는 LDC, 문 마 터

최종수요자들이 생산자와 직 공 계약을 체결해 구입하고 이

라인회사는 수송만을 담당하고 있다. LDC와 문마 터는 구입한 가스

를 최종수요자에게 재 매하며, LDC는 최종수요자에게 수송서비스가 포

함된 가스를 공 하고, 문마 터와 생산자로부터 가스를 구입하는 산

업 발 부문의 규모 수요자에게 수송서비스를 제공한다.

60) 천연가스가격은 규제 상이 아니며 다만 이 라인회사의 요 과 LDC의 매가

격은 주정부나 연방정부로부터 규제를 받는다.

46

나. 물시장

미국은 가스 간 경쟁이 치열한 물시장을 가지고 있다. [그림 3-3]은

미국 내 천연가스 거래가 활발히 일어나는 지역별 주요 거래 시장을 나

타내고 있다.

서부 지역의 천연가스 시장은 가정·상업용 가스소비 비 이 약 60%

를 차지하고 있어 계 성(seasonality)에 의해 크게 향을 받고 있다.

서부 지역에는 100여개의 가스 장설비들이 존재하며 이들의 장용량

은 3 Tcf 이상에 달한다. 규모 이 라인망을 통해 북미의 거의 모든

주요 생산지역의 가스들이 이 지역으로 수송되고 있다. 주요 거래 허

들로는 Chicago citygates, Dawn, Michigan Consolidated citygate 등이

있다.

북동부 지역에서는 연료·발 용 천연가스 수요가 증 함에 따라 천연

가스의 요성이 증 하고 있다. 이 지역에는 가스가 거의 생산되지 않

아 PNG와 LNG의 장량으로 수요피크를 충족시키고 있다. 특히 LNG

가 주요 가스공 원으로서 요한 역할을 담당하고 있으며, 수요피크에

한 LNG 의존도가 약 30% 수 에 달한다. 발 용 가스소비가 증가하

고 있지만, 여 히 높은 계 성을 나타내고 있어 주요 이 라인은 높

은 가스수요가 발생하는 겨울에 집 으로 활용된다. 가스 거래는 주로

Algonquin citygates, Transco Z6 NY, Columbia Gas Appalachia 등에

서 이루어지고 있다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 47

주요 가스 생산지역인 남 부는 2005년 기 총 가스생산량의 약

57%, 가스매장량의 약 50%를 기록하 다. 남 부 지역에는 2 Tcf의

장용량을 보유하고 있으며 수많은 주간(interstate) 주내(intrastate)

이 라인들이 교차하고 있다. 한 Henry, Katy, Moss Bluff, Waha

허 들과 같은 가스거래시장들이 잘 발달되어 있다. 남 부 지역에서 생

산된 가스는 주로 서부, 남동부, 북동부 등지로 공 되고 있다.

남동부 지역에서 천연가스는 산업부문과 발 부문에서 많이 사용되고

있다. 로리다는 남동부 지역의 가장 큰 가스시장으로 이 지역 가스소

비량의 약 30%에 달하는 가스를 소비하고 있다. 특히 로리다 가스소

비량의 80%를 발 용으로 사용한다. 남동부 지역의 장용량은 미국에

서 가장 낮은 수 을 나타내고 있으며 장설비는 미시시피에 편 되어

있다. 이러한 장용량의 한계로 남동부 지역의 가스가격은 일반 으로

Henry Hub보다 높은 수 을 보인다. 남동부 지역은 PNG와 함께 Lake

Charles와 Elba Island의 LNG 터미 로부터 수입된 LNG를 공 받고

있다. 주요 거래 허 들로는 Florida Gas Zone 3, Texas Eastern M1,

Transco Z5 등이 있다.

서부 지역은 재 가스 개발, 처리시설 건설, 이 라인 확장, 장

용량확충 등 가스공 부문에 한 투자가 늘어나면서 이 지역의 가스시

장은 확 되고 있다. 증가된 탐사활동으로 인해 록키 지역의 천연가스

생산량은 미국 국내생산량의 15%에 해당하는 8 Bcfd61)에 달한다. 남서

부 지역은 장용량이 부족해 특히, 수요피크 발생시 이 라인 운 에

61) billion cubic feet per day, 십억 입방피트/일

48

제약을 가한다. 가스는 Cheyenne Hub, Opal, PG&E Citygate 등에서 거

래되고 있다.

[그림 3-3] 미국의 주요 천연가스 거래시장

자료: FERC(2007a), FERC(2007b), FERC(2007c), FERC(2007d), FERC(2007e)

모든 거래허 가운데 루이지애나주 남부에 치하고 있는 Henry

Hub는 미국의 표 인 물시장이다. Henry Hub는 물리 으로는

ChevronTexaco사의 100% 소유인 자회사 Sabine Pipe Line사가 소유･운

하고 있으며 루이지애나주 Erath 근교의 Henry Gas Processing Plant

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 49

에 치하고 있다. Sabine 이 라인은 텍사스주 동쪽 Port Arthur에서

시작하여 루이지애나주의 남부를 통하여 루이지애나주 Wermillion

Parish에 이른다. Henry Hub는 16개의 주간 주내 이 라인이 교차

하는 지 으로, 미국의 서부, 북동부, 남동부, 걸 해안 지역의 가스가

물 선물로 거래되고 있는 미국 최 의 가스 이 라인 허 이다.

2005년 기 연간 가스생산량의 약 44%가 Henry Hub 근처에서 생산되

거나 근처지역을 통과하고 있으며, 미국의 일일 가스소비량의 최 3%

까지를 Henry Hub에서 처리할 수 있다.62) Henry Hub는 물 선물

의 인도지 (delivery point)으로 활용됨으로써 여기서 결정되는 가스가

격(Henry Hub Price)은 뉴욕상업거래소(New York Mercantile

Exchange: NYMEX)의 물 선물 가격뿐만 아니라 수많은 마 터들

의 물거래에서 기 이 되고 있다.

가스가격은 허 내에서의 수 상황에 의해 결정되므로 허 간 가

스가격은 다르게 나타난다. 서부 지역 허 들의 가스가격은 서부 지역에

서의 가스 공 이 걸 해안 지역의 공 을 능가하고 있어, Henry Hub

가스가격보다 낮은 경향을 보인다. 반면, 북동부 지역은 이 라인･

장 용량의 한계로 Henry Hub보다 높은 가격을 나타낸다. 일반 으로

다른 두 허 간의 가스가격의 차이는 '베이시스 차이(basis

differentials)'이라 일컬어지며, <표 3-2>은 주요 거래허 들의 가격을 나

타낸다.

62) http://www.sabinepipeline.com, EIA(2006) Budzik(2002) 참조

50

지역/주 허가스가격($/MMBtu)

2003 2004 2005 2006 5년 평균

서부

Chicago citygates

$5.55(0.11)

$5.85(0.00)

$8.43(△0.20)

$6.55(△0.19)

$5.94(△0.06)

Dawn $5.78(0.34)

$6.08(0.23)

$8.75(0.12)

$6.84(0.10)

$6.17(0.17)

MichConcitygate

$5.68(0.24)

$6.00(0.15)

$8.72(0.09)

$6.77(0.03)

$6.11(0.11)

AECO $4.71(△0.73)

$5.04(△0.81)

$6.88(△1.75)

$5.46(△1.28)

$4.82(△1.18)

북동부

Algonquin citygates

$6.51(1.07)

$6.86(1.01)

$9.75(1.12)

$7.40(0.66)

$6.87(0.87)

Transco Z6 NY

$6.45(1.01)

$6.81(0.96)

$10.04(1.14)

$7.36(0.62)

$6.90(0.90)

Transco Z6 non-NY

$6.36(0.92)

$6.54(0.69)

$9.63(1.00)

$7.30(0.56)

$6.71(0.71)

Columbia-Appalachia

$5.69(0.25)

$6.14(0.29)

$9.18(0.55)

$6.97(0.23)

$6.30(0.30)

남 부

Henry Hub $5.44 $5.85 $8.63 $6.74 $6.00

NGPL Mid-Continent

$5.11(△0.33)

$5.40(△0.45)

$7.57(△1.06)

$5.89(△0.85)

$5.41(△0.59)

Katy $5.36(△0.08)

$5.67(△0.18)

$7.99(△0.64)

$6.36(△0.38)

$5.73(△0.27)

Waha $5.17(△0.27)

$5.38(△0.47)

$7.59(△1.04)

$5.99(△0.75)

$5.45(△0.55)

남동부

FGT Zone3 - - $9.24(0.61)

$7.01(0.27)

$6.19(0.19)

Transco Z5 $5.82(0.38)

$6.27(0.42)

$9.21(0.58)

$7.34(0.60)

$6.56(0.56)

Tetco M1 - - $8.93(0.30)

$6.79(0.05)

$6.12(0.12)

서부

Socal border $5.08(△0.36)

$5.51(△0.34)

$7.56(△1.07)

$6.10(△0.64)

$5.48(△0.52)

PG&Ecitygates

$4.83(△0.61)

$5.24(△0.61)

$7.94(△0.69)

$6.47(△0.27)

$5.70(△0.3)

Opal $4.31(△1.13)

$5.19(△0.66)

7.14(△1.49)

$5.39(△1.35)

$4.78(△1.22)

Sumas(Huntington)

$4.69(△0.75)

$5.15(△0.7)

$7.40(△1.23)

$6.01(△0.73)

$5.18(△0.82)

El PasoSan Juan

$4.56(△0.88)

$5.18(△0.67)

$7.12(△1.51)

$5.74(△1.00)

$4.87(△1.13)

주: ( )는 Henry Hub와의 가격차이를 나타냄.자료: FERC(2007a), FERC(2007b), FERC(2007c), FERC(2007d), FERC(2007e), FERC(2005)

<표 3-2> 미국의 주요 거래허 간 일일 (day ahead) 가격

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 51

다. 가스가격 형성 요인

1950~1980년 미국시장 도입가스가격은 원유에 연동되는 방식으로

결정되었다. 그러나 1970~1980년 에 걸쳐 진행된 미국의 가스산업 규제

완화 조치로, 북미지역에서 생산되던 가스 가격(wellhead price)에

한 규제가 철폐되면서 가스 간 경쟁이 본격화되어 원유가격 연동으로

결정되던 가스가격 용이 어렵게 되었다. 1990년 물가스 거래시장인

Henry Hub가 등장하게 되면서 미국의 가스가격이 시장 내 가스 수요

공 상황에 의해 결정되고, 더 이상 원유가격과 련이 없는 것으로

인식되어졌다. 그러나 2000년 11월에서 2001년 4월 사이에 발생한 가스

가격 등으로 가스에서 질유로의 발 연료 환이 이루어지면서, 연료

체 계에 의해 가스가격과 원유가격 간의 간 인 연 성이 재정립

되었다63).

[그림 3-4]는 1991년 이후 Henry Hub 가격과 WTI 원유가격 사이의

계를 나타낸다. 1993~2000년간 일부 원유가격의 약세 상을 제외하고

는 원유가격은 가스가격에 비하여 높게 형성되었다. 이후 가스가격과 원

유가격 간의 간 인 연 성, 즉 석유제품과 가스 간 체 계에 의해

원유가격의 상승이 가스가격의 상승을 가져오며, 유가와 연동되는 모습

을 보 으며, 2006년 이후 최근까지는 가스가격이 원유가격과 분리되는

움직임을 보여주고 있다.

63) Energy Charter Secretariat(2007, p. 120) 참조

52

[그림 3-4] Henry Hub 가스가격과 유가와의 계 추이

주: NYMEX 스트립(strip)가격은 Henry Hub 선물계약의 12개월 선도가격 평균치임.

자료: Energy Charter Secretariat(2007, p. 121)

미국 천연가스가격은 주로 계 성, 날씨, 장용량, 석유제품 등 경쟁

연료들의 가격, 탐사･생산(E&P) 활동, 원유가격 등에 향을 받고 있다.

이러한 요인들은 천연가스 수요와 공 간에 일시 혹은 장기 인 수

불균형을 래함으로써 천연가스가격을 변화시킨다. 단기가격 형성에

원유가격은 다른 요인들에 비해 상 으로 미미한 향을 미친다. 이

외에도 멕시코와 캐나다의 시장여건, 미국의 기후변화정책, LNG 이용 확

등이 장기 으로 천연가스가격 형성의 주요한 요인들로 작용할 것이다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 53

￭ 계 성

미국은 겨울철(1월)과 여름철(6월)에 수요피크를 보이는 천연가스 수요

의 계 성을 가지고 있다. 발 부문의 가스사용이 증가하여 계 성은 감

소할 것으로 상되지만, 겨울의 가스수요는 여름에 비해 략 2배 수

을 유지할 것이다. 이러한 수요의 계 성으로 겨울철에는 상 으로 높

은 가격이 형성되지만, 여름철에는 상 으로 낮은 가격이 형성된다.

￭ 날씨

허리 인, 혹한, 폭염 등 상하지 못한 혹독한 날씨는 단기간 천연가

스공 차질을 발생시킨다. 2005년 발생한 허리 인 카트리나와 리타는

미국 걸 만 해상의 천연가스 생산시설과 이 라인 설비에 막 한 피

해를 주어 2005년 8월부터 2006년 6월까지 800 Bcf 이상의 생산차질이

발생하 다.64) 이로 인해 천연가스 물가격은 $15/MMBtu 수 을 넘어

섰으며, 그 이후 몇 달 동안은 공 의 불확실성으로 가격변동성이 크게

나타났다. 반면 2006년에는 2005/2006년 따뜻한 겨울철 날씨와 허리 인

으로 인한 생산 수송설비의 피해가 없어 천연가스가격이 안정되었다.

하지만 2007년 2월 상치 못했던 한 의 향으로 Henry Hub 가격은

한 때 $9/MMBtu 수 을 상회하 다.

64) 이는 미국 당해기간(’05.8월~’06.6월) 생산량의 약 5%, 멕시코만의 연간 가스생산량

의 약 22%에 해당하는 물량이다.

54

￭ 장량

장량은 천연가스 공 상황에 향을 미쳐 가격형성에 기여하는 요

인들 의 하나로 수요 증가에 해 물리 인 헷지(physical hedge)가

가능하여 높은 주목을 받고 있다.65) 일반 으로 년 수 (보통 5년 평

균)에 비하여 천연가스 장량이 낮아지면 공 차질 우려를 발생시켜

가격이 상승한다. 반면, 천연가스 장량이 년보다 높으면, 가격이 하

락한다. 장량의 변화는 당해 기간 동안의 공 과 소비 간의 상 인

균형을 나타낸다. 따라서 장소로부터 년 이상의 가스 인출이나

년 이하의 가스 주입은 단기 인 가격 등을 가져올 수 있다.

￭ 경쟁연료 가격

미국 력시장에서 천연가스에 의한 발 은 석탄, 원자력, 수력 등 기

발 원에 비해 상 으로 높은 연료가격으로 인해 첨두부하 시 는

기 부하 용량의 갑작스러운 사용 불능시에 주로 사용된다. 그러나 경쟁

연료의 가격이 등하거나 공 차질이 발생하면 천연가스 수요의 증가

로 이어진다. 일례로 1990년 말 발생한 서부지역의 가뭄으로

1997~2001년 동안 수력 발 량은 40% 감소한 반면, 천연가스 발 량은

33% 증가하 다.

발 부문뿐만 아니라 산업부문에서도 천연가스는 다른 연료들과 경쟁

계에 있다. 이 연료(dual-fuel) 발 설비를 갖추고 있는 제조부문과

65) 한, 장소의 운 가스(working gas) 규모는 시장의 수 균형을 나타내는 지표로

사용된다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 55

발 소는 질유(residual oil 는 distillate oil)와 천연가스 간 연료 환

이 가능하다. 따라서 석유제품의 가격상승은 산업부문의 천연가스 수요

증가를 래한다.

지난 10년에 걸쳐 미국 발 부문의 천연가스 수요는 증가 추세를 보

이고 있다. 이는 부하조 과 환경 요인으로 천연가스 발 소 건설이

활발히 추진되었기 때문이다. EIA에 따르면, 미국 발 부문의 천연가스

소비는 2001~2005년 동안 약 10%(526 Bcf) 증가하여 천연가스 소비증가

를 견인하 다. 따라서 천연가스 발 설비의 확충은 수요증가에 따른 가

격 상승을 압박할 것이다.

￭ E&P 활동(E&P 비용, 기술진보, 비 통 가스개발)

높은 E&P 비용은 경제 으로 회수가능한 매장량의 추가확보를 어렵

게 만든다. 이는 천연가스 공 제약요건으로 작용하여 가격상승을 래

할 수 있다.

기술진보는 생산비용을 낮추어 경제 으로 회수가능한 매장량의 확충

을 가능하게 하여 천연가스 생산량 증 에 기여한다. EIA는 향후 기술

진보속도가 년과 비하여 50% 높게 실 될 경우 천연가스 E&P 비용

이 낮아져 2030년 평균 가스 천연가스가격이 $5.05/MMBtu(2005년 불

변가격 기 )가 될 것으로 측하 다. 반면 기술진보속도가 년보다

50% 낮게 진행되면 높은 투자비와 운 비로 인해 2030년 평균 가스

천연가스가격이 $6.13/MMBtu(2005년 불변가격 기 )으로 상승할 것으

로 망하 다.

56

석탄층 메탄가스(coalbed methane)66), 가스셰일(gas shale), 타이트 가

스 샌드(tight gas sands) 등 비 통 (unconventional) 가스원67), 알래스

카 이 라인 건설68), 멕시코만 심해 가스 69)의 개발･생산은 향후 미

국 천연가스 공 증가분을 담당하여 가격안정화의 요인으로 작용할 것

이다.

￭ 원유가격

천연가스와 석유제품들 간의 체 경쟁 계는 천연가스와 석유

가격 간의 연동 계를 반 한다. Pyrdol과 Baron(2003)은 발 부문에서

천연가스와 질연료유 간의 직 인 연료 체 용량이 비교 제한되

어있다는 논거를 제시하 으며, 많은 분석가들은 향후 이러한 직 인

연료 체용량이 감소할 것이라 상하 다. 그러나 이러한 시각에서는

발 부문과 산업부문에서의 천연가스와 원유 가격간의 잠재 인 시장

연동성이 제한 으로 고려되었다.70) Huntington(2006)과 Rosthal et

al.(2006)은 산업부문의 천연가스 소비가 천연가스와 석유제품의 상

66) 석탄층 메탄가스는 석탄층 내에 존재하는 가스 메탄가스를 의미한다.

67) 미국 48개주 연안의 비 통 가스원으로부터 2030년 10.2 Tcf(2005년 2.2 Tcf)의 천

연가스가 생산될 것으로 망된다. EIA(2007, p. 93) 참조

68) 알래스카 PNG는 2018년 미국으로 공 될 정이며, 2030년 알래스카의 천연가스

생산량은 2.2 Tcf(기 안)로 망된다. EIA(2007, p. 93) 참조

69) EIA는 멕시코만 심해 가스 의 생산량이 2015년 정 을(2005년 1.4 Tcf에서 2015년

3.1 Tcf로 증가) 보인 후 감소하여 2030년 2.1 Tcf에 이를 것으로 상하 다.

70) 발 부문에서 연료의 선택은 어떤 설비를 작동시킬 것인지에 의해 결정된다. 미국

석유화학산업은 다른 외국기업들과는 달리 천연가스를 원료로 많이 사용한다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 57

인 가격에 향을 받고 있다는 사례들을 제시하 다. 한 Huntington

은 장기간에 걸쳐 천연가스가격이 원유가격보다 낮다면 미국 산업부문

의 천연가스 소비가 증하여 천연가스가격의 상승을 래할 수 있음을

제시하 다.

원유와 천연가스 가격 간의 차이는 시추설비의 시장배분에도 향을

미친다. 한 원유가에 연동하여 가격이 결정되고 있는 LNG도 미국시

장의 천연가스와 원유 가격 간의 잠재 인 연결고리를 제공할 것이다.71)

라. LNG

2007년 10월 재 5개의 LNG 인수터미 이 운 되고 있으며 총 설비

능력은 연간 2.13 Tcf이다.72) 운 인 5개의 LNG 터미 은 Everett(매

사추세츠주), Cove Point(메릴랜드주), Elba Island(조지아주), Lake

Charles(루이지애나주), Gulf Gateway(루이지애나주 근해)이며 동부와

걸 해안에 치해 있다.

[그림 3-5]에 나타나듯이 2007년 10월을 기 으로 연방에 지규제 원

회(Federal Energy Regulatory Commission: FERC)나 해사청(Maritime

Administration: MARAD)/연안경비 (Coast Guard)의 승인을 얻거나 혹은

제안된 신규기지 건설 증설 계획은 약 40개에 달한다.

71) Brown and Yucel(2007, p. 12~13) 참조

72) FERC(2007f) 참조

58

터미설비용량 가동

개시연도연간(Mtpa) 일간(mmcfd)

Cove Point 7.9 1,000 1978

Elba Island 6.4 806 1978

Everett 5.5 700 1978

Lake Charles 14.2 1,800 1981

Gulf Gateway 3.9 500 2005

자료: FERC

<표 3-3> 미국의 LNG 터미

재 운 되고 있는 Cove Point, Elba Island와 Lake Charles는 최근

용량을 확충했거나 혹은 추진하고 있다.73) 2006년에 Elba Island의 설비

용량은 446 mmcfd74)에서 806 mmcfd로 증가했으며 Lake Charles는 2단

계 용량확충사업(1단계: 600 mmcfd→1,200 mmcfd, 2단계: 1,200 mmcfd

→1800 mmcfd)을 진행 이다. 한 Southern LNG사는 Elba Island 증

설계획을 발표하 으며, Cove Point도 장용량(2008년 14.6 Bcf)과 송출

용량(2008년 1,800 mmcfd) 확충계획을 발표하 다. 승인을 얻은 터미

이 완공되면, 총 설비능력은 연간 15.5 Tcf로 늘어나고 이는 2030년

LNG 수입 망치인 4.5 Tcf의 세 배 수 이다.75) 그러나 건설 승인을 받

은 LNG 터미 이라 할지라도 재정여건, LNG 공 , 시장여건 등으로

건설이 실제로 이루어질지는 불투명한 상황이다.

73) Everett는 인구 지역에 치해 있어 증설이 어렵다.

74) million metric cubic feet per day, 백만 입방피트/일

75) FERC(2007f), EIA(2007a)참조

제3장

기존 설비(CONSTRUCTED)A. Everett, MA : 1.035 Bcfd (DOMAC -SUEZ LNG)B. Cove Point, MD : 1.0 Bcfd (Dominion -Cove Point C. Elba Island, GA : 1.2 Bcfd (El Paso -Southern LNGD. Lake Charles, LA : 2.1 Bcfd (Southern Union -TrunE. Gulf of Mexico:0.5 Bcfd (Gulf Gateway Energy Brid

FERC에 의한 승인(APPROVED BY FERC)01. Hackberry, LA : 1.8 Bcfd (Cameron LNG -Sempra 02. Bahamas : 0.84 Bcfd (AES Ocean Express)*03. Bahamas : 0.83 Bcfd (Calypso Tractebel)*04. Freeport, TX : 1.5 Bcfd (Cheniere/Freeport LNG D05. Sabine, LA : 2.6 Bcfd (Sabine Pass Cheniere LNG)06. Corpus Christi, TX: 2.6 Bcfd (Cheniere LNG)07. Corpus Christi, TX : 1.1 Bcfd (Vista Del Sol -Exxo08. Fall River, MA :0.8 Bcfd (Weaver's Cove Energy/H09. Sabine, TX : 2.0 Bcfd (Golden Pass -ExxonMobil)10. Corpus Christi, TX: 1.0 Bcfd (Ingleside Energy -Oc11. Logan Township, NJ : 1.2 Bcfd (Crown Landing L12. Port Arthur, TX:3.0 Bcfd (Sempra Energy)13. Cove Point, MD : 0.8 Bcfd (Dominion)14. Cameron, LA: 3.3 Bcfd (Creole Trail LNG -Chenier15. Sabine, LA: 1.4 Bcfd (Sabine Pass Cheniere LNG -16. Freeport, TX: 2.5 Bcfd (Cheniere/Freeport LNG De17. Hackberry, LA : 0.85 Bcfd (Cameron LNG -Sempra18. Pascagoula, MS:1.5 Bcfd (Gulf LNG Energy LLC)19. Pascagoula, MS:1.3 Bcfd (Bayou CasotteEnergy LLC20. Port Lavaca, TX: 1.0 Bcfd(Calhoun LNG -Gulf Coa21. Elba Island, GA:0.9 Bcfd(El Paso -Southern LNG)

MARAD/COAST GUARD에 의한 승인22. Port Pelican:1.6 Bcfd (Chevron Texaco)23. Offshore Louisiana : 1.0 Bcfd (Main Pass McMoRa24. Offshore Boston:0.4 Bcfd (Neptune LNG -SUEZ LN25. Offshore Boston:0.8 Bcfd (Northeast Gateway -Exce

FERC에 제안26. Long Beach, CA :0.7 Bcfd, (Mitsubishi/ConocoPhill27. LI Sound, NY: 1.0 Bcfd (Broadwater Energy -Trans28. Bradwood, OR:1.0 Bcfd (Northern Star LNG -North29. Pleasant Point, ME : 2.0 Bcfd (QuoddyBay, LLC)30. Robbinston, ME: 0.5 Bcfd (DowneastLNG -Kestrel 31. Baltimore, MD: 1.5 Bcfd (AES Sparrows Point –A32. Coos Bay, OR: 1.0 Bcfd (Jordan Cove Energy Proje33. Astoria, OR: 1.5 Bcfd (Oregon LNG)

MARAD/COAST GUARD에 제안34. Offshore California :1.4 Bcfd, (Clearwater Port LLC35. Gulf of Mexico:1.4 Bcfd (Bienville Offshore Energy36. Offshore Florida: 1.9 Bcfd (SUEZ Calypso -SUEZ L37. Offshore California:1.2 Bcfd (OceanWay-Woodside 38. Offshore Florida:1.2 Bcfd (HoëeghLNG -Port Dolph39. Offshore New York:2.0 Bcfd(Safe Harbor Energy -A 자료: FERC(2007f)

[그림 3-5] 미국의 LNG 터미 건설계획(2007.10월 재)

60

LNG 도입가격은 1970년 알제리에서 도입될 당시에는 원유가격에

연동되었으나, 최근에는 Henry Hub와 연계되어 책정되고 있다. 즉 한계

가스공 원의 역할을 하는 LNG이 미국에서 거래되는 가스들과 가격

경쟁력을 유지하기 해, Henry Hub의 가격에서 LNG 터미 이 치한

지역시장의 베이시스 차이를 가감하고, LNG 터미 이용료와 이 라

인 수송비용 등 간단계 비용을 차감하는 넷백(netback) 방식으로 결정

된다.76)

육상 LNG 터미 인근시장의 가격들은 Henry Hub과의 일정한 범

의 터미 베이시스 차이를 보인다. Lake Charles 터미 을 제외한 다른

터미 의 시장가격은 걸 해안가의 주요 가스생산지와 멀리 떨어져 있

으며 주요 수요처 인근에 치하여 Henry Hub에 비해 높게 형성되는

반면, Lake Charles의 가격은 Henry Hub보다 낮게 형성된다. Lake

Charles는 다른 터미 에 비해 가격경쟁력은 낮지만, 유동성이 높은

Henry Hub와의 근 성으로 인해 각 지역으로 연결된 이 라인에

한 근성과 더 넓은 범 의 구매자를 확보할 수 있다는 이 을 가지고

있다.

3. 국 유럽 륙 시장

가. 시장개요 특성

국은 자국 생산, PNG LNG 수입으로 천연가스를 공 하고 있

다. 1990년 까지 천연가스 공 은 주로 북해 남부지역에서 생산되는 가

76) LNG의 구매자가 수출항에서 본선선 후 물량을 인도받는 FOB(free on board)조

건으로 LNG를 공 받게 되면, 간단계 비용에 해상수송비용이 포함되게 된다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 61

스로 충당하 지만 최근 그 매장량이 격히 감소하고 있다. 북해 앙

지역의 새로운 매장지 개발로 생산량 감소를 만회하고 있지만, 2000년을

정 으로 국의 천연가스 생산량은 2001년 105.9 Bcm에서 2004년 96.0

Bcm, 2006년 80.0 Bcm으로 격히 감소하고 있으며, 2005년부터 2020년

동안 연평균 9.7%의 생산량 감소가 상되고 있다.77) 따라서 국은 수

요증가를 충족시키기 해 부득이 가스 수입량이 크게 증가할 것으로

망된다. 2020년에는 가스 수요량의 약 83%를 PNG LNG 수입으로

충당할 것으로 추정된다.

[그림 3-6] 국의 가스 공 추이와 망(1990~2020)

자료: Wood Mackenzie

국의 천연가스 소비패턴은 1991년 Enron사가 열병합 발 사업을 시

작하면서 크게 변화하 다. 이 시 을 계기로 력시장의 독 체제는 붕

괴되고 고비용의 낡은 석탄화력 발 설비는 복합가스터빈 발 설비로

체되었는데, 국의 발 설비 체는 석탄 소비의 감 상과 천연가

스 소비 증을 동시에 유발하 다. 특히 1991~1999년 동안 국의 천연

77) UBS(2006) 참조

62

가스 소비는 1.6배 증가한 반면, 1999년 석탄 소비는 1991년의 55% 수

까지 감소하 다. 그러나 최근 자국 내 가스 생산량의 감소로 가스수요

의 증가세는 둔화되고 있다. 천연가스 수요는 2005~2020년 동안 연평균

약 2%씩 증가하여 2020년 약 4.5 Tcf에 이를 것으로 보인다. 특히 발

용 천연가스의 수요는 같은 기간 동안 연평균 4.3%의 높은 증가율을 보

일 것으로 망된다.

서부유럽지역78) 체로 볼 때, 천연가스 생산량은 2006년 기 266.5

Bcm으로 세계 생산량의 9.3%에 해당한다.79) 주요 생산국은 노르웨

이, 국, 네덜란드로 역내 생산의 부분을 차지하고 있다. 2000년 이후

노르웨이의 생산량 증에도 불구하고 국 네덜란드의 생산량 감소

로 인해 역내 생산량은 2006년 기 년 비 8.2% 감소하 다. 2006년

서부유럽지역의 총 천연가스 수입량은 344.4 Bcm으로, 이 가운데 PNG

수입이 292.7 Bcm, LNG 수입이 51.7 Bcm을 차지하 다. 특징 인 것은

PNG 물량의 부분이 역내 국가간 거래에 의한 것으로 체 거래량의

55.2%를 차지하고 있다. PNG 이외에 추가로 필요한 물량은 알제리, 나

이지리아 등 아 리카 지역으로부터 LNG 수입을 통해 충당하고 있다.

서부유럽의 가스 생산 망도 국과 마찬가지로 감소하는 추세를 보

일 것을 상된다. 이탈리아는 천연가스 공 국내 생산이 13.9%를

차지하며 나머지는 수입에 의존하고 있으며, 국내 생산의 감소로 향후

수입량이 증가할 것으로 보인다. 랑스, 스페인, 독일, 네덜란드 등 기

타 부분 서부 유럽지역의 천연가스 생산도 재 생산수 을 유지 혹

78) 서부유럽지역 국가는 EU 15(오스트리아, 벨기에, 덴마크, 핀란드, 랑스, 독일, 그

리스, 아일랜드, 이탈리아, 룩셈부르크, 네덜란드, 포르투갈, 스페인, 스웨덴, 국)

노르웨이, 스 스를 이른다.

79) 이하 서부유럽국가의 생산 소비 실 자료는 BP(2007) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 63

은 하회할 것으로 평가되어, 서부유럽지역의 천연가스 수입은 지속 으

로 늘어날 망이다.80)

서부유럽의 역내·외 천연가스 공 잠재력을 지역별로 살펴보면, 러시

아가 2010년까지 연간 20 Bcm, 노르웨이가 2020년까지 연간 60 Bcm, 북

부 앙아 리카가 2015년까지 연간 70~140 Bcm가량을 공 할 수

있을 것으로 추정되며, 앙아시아와 동 지역에도 20~60 Bcm에 달하

는 공 잠재력이 있는 것으로 악된다. 체 으로 보면 서부유럽지역

에 한 공 잠재력은 수요를 과할 것으로 보이며, 결국 공 비용의

경쟁력이 수입원 수입량을 결정할 것으로 측된다.

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

자료: ECN(2003)

서부유럽국가의 천연가스 소비량은 2001년 391.5 Bcm에서 2006년

427.6 Bcm으로 증가하 으며, 이는 세계 천연가스 소비량의 14.9%를

차지하는 규모이지만 그 증가세는 차 감소하고 있는 추세이다. 서부유

80) UBS(2006) ECN(2003) 참조

64

럽국가 천연가스의 소비국은 국, 독일, 이탈리아 3국이며 이들

국가의 수요는 서부유럽국가 체수요의 반이상을 차지하고 있다. 특

히 최근 국의 천연가스 수요가 감소세인데 반해 독일의 경우 꾸 한

상승세를 유지하고 있어 향후 국의 수요를 능가할 것으로 상된다.

최근 서부유럽국가의 천연가스 수요증가세는 둔화되는 경향을 보이고

있으며, 향후 발 부문이 가스수요를 견인할 것으로 보인다. 즉 환경문

제에 한 심 고조로 연료선택의 제약과 가격경쟁력 등을 배경으로

발 부문의 천연가스 소비량이 크게 증가하여, 2030년경에는 가스수요의

부분을 차지할 것으로 상된다.

주요 국가별로 살펴보면, 이탈리아는 1990년 이 에 주로 비 환 부문

을 심으로 수요가 증가하 지만, 그 이후 발 용 수요가 천연가스 수

요증가세를 견인하고 있다.81) 향후에도 력수요 증가와 석유가격 앙등

에 따라 발 부문의 천연가스 소비는 지속 으로 증가할 것으로 상된

다. 랑스는 1990년 이후 최종부문의 수요증가세는 정체상태를 보인 있

는 반면, 발 부문은 2000년 이후 천연가스 소비가 큰 폭으로 증가하

다.82) 향후 복합화력 발 소 열병합 발 소의 추가 건설계획에 따라

2015년에는 약 7 Bcm이 발 용으로 사용될 것으로 망된다.

스페인의 천연가스 수요는 산업부문에서 부분 이루어지지만 최근

발 용 수요가 크게 증가하고 있다.83) 향후 스페인의 가스수요는 2010년

40 Bcm, 2015년 52 Bcm에 이를 것으로 상되며, 특히 발 부문 천연가

스 수요 증가가 스페인 총 가스수요증가의 약 반 정도를 차지할 것으

81) 1990~2004년 기간 동안 발 용 천연가스 수요는 약 3배 증가하 으며 특히 2004년

천연가스의 발 량 비 은 약 40% 정도로서 석유의 비 을 상회하고 있다.

82) 1999~2004년 기간 동안 발 용 천연가스 수요는 약 4.7배 증가하 다.

83) 발 부문의 천연가스 수요는 1999~2004년 동안 2.6배 가량 증가하 으며, 2005년 발

부문 소비비 의 19.9%를 차지하 다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 65

로 보인다. 이외에 벨기에, 터키, 그리스 등의 기타유럽지역에서도 발

용 천연가스의 소비는 차 증가할 것으로 망되며, LNG 도입량은

PNG와의 가격경쟁력 공 여건 변화, 국가의 수입원 다변화 정책에

따라 유동 일 것으로 보인다.

나. 물시장

유럽의 천연가스 시장은 PNG 산업을 심으로 발 해 왔다. 유럽

륙은 가스가격이 석유제품, 석탄, 력 등의 가격과 연동되는 결정방식

을 용하는 장기계약에 의해 부분의 가스가 도입되고 있다. 반면

국은 1990년 진행된 가스산업 규제완화 조치로 시장구조가 변화하면

서, 국의 가스배 망 내 물리 수 균형을 맞추기 해 개설된 가스

물시장인 NBP가 출 하게 되었다. 이후 가스 간 경쟁이 본격화되면

서, 국에서 거래되는 가스물량 약 반이 NBP에서 거래되고 나머

지는 장기계약형태로 거래되고 있다.84) 1990년 후반 국-유럽 륙 간

이 라인(IUK)의 건설로 국과 유럽 륙 가스시장이 물리 으로 연

결되어 서로 향을 미치고 있다.

유럽 내 주요 물 시장은 국의 NBP, 벨기에의 Zeebrugge, 네덜란

드의 TTF(Title Transfer Facility), 독일의 BEB Hub 등이 있다. [그림

3-8]는 유럽의 표 가스거래시장을 나타내고 있다.

NBP는 국의 가스산업 규제 완화 이후, 1993년부터 거래를 시작하여

북부 유럽을 표하는 가스 물시장(churn: 10~15)85)으로 발 하 다.

그러나 NBP는 미국의 Henry Hub에 비하면 거래물량이나 시장상황의

84) IEA/OECD(2007, p. 208) 참조

85) Churn은 거래물량과 실제 수송물량간의 비율을 의미하며 시장의 유동성을 나타내는

지표로 쓰인다. 일반 으로 churn이 15 이상인 경우 유동성 있는 시장으로 간주한다.

66

반 정도가 상 으로 아직 낮은 수 에 머물러 있다. NBP는 Henry

Hub와는 달리, 국의 가스배 망상의 가상의(notional) 수 균형 지

이다. 실제로 계통의 수 균형은 배 망 체에서 이루어지지만, 하나의

환상망으로 가스계통이 운 되는 상황을 감안하여, 가스거래가 한 지

(NBP)에서 이루어지고 정산된다고 간주할 때 거래가 더 활발하고 용이

해지므로, 가스가 배 망의 진입 (entry point)을 통과하면 가상 인 수

균형 지 인 NBP에 유입되었다고 간주되어 거래가 이루어진다. 선물

거래는 국 런던의 국제석유거래소(IntercontinentalExchange: ICE)에서

1997년부터 거래가 이루어지고 있으며 물에서부터 2년까지의 물량에

한 거래가 이루어진다.86)

Zeebrugge는 벨기에의 거래허 로 국-벨기에 간 Interconnector에

의해 국의 NBP 시장과 연결되어 있다. Zeebrugge Hub의 가스가격은

유럽 륙의 력가격과 연동되는 결정방식보다는 오히려 국 가스가격

에 연동된다. 그러나 벨기에 국내시장은 4개의 균형지 (balancing

point: BAP)87)으로 나 어져 있어 Zeebrugge의 유동성(liquidity)은 국

시장보다는 낮다. Zeebrugge Hub는 Fluxys사가 90% 지분을 보유하고

있는 Huberator사가 운 서비스를 제공하고 있다88). 한

Zeebrugge Hub는 LNG 터미 과도 연계되어 있어서 NBP와 함께 유럽

의 표 인 물시장으로 손꼽히고 있다.

TTF는 NBP와 같이 가상 인 지 의 네덜란드 물시장으로 2003년

86) 에는 International Petroleum Exchange of London Ltd(IPE) 으나, 2001년

ICE에 인수되었으며, 이후 명칭이 ICE Futures로 바 었다.

87) 벨기에 북쪽의 균형지역(balancing zone)은 네덜란드로부터 공 되는 열량가스

(L-gas) 소비자들을 표하며, 나머지 세 개는 국(서쪽), 랑스(남쪽), 독일(동쪽)과

의 연결지 을 둘러싸고 있다.

88) IEA(2007) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 67

설립되었다. 2005년 동안 TTF 거래물량은 월평균 9% 증가하여 총 12.5

Bcm을 나타내었다. 이는 네덜란드 가스소비량의 1/4에 해당하는 물량이

다. 재 34개 계약회사들이 활동하고 있으며, TTF의 유동성은 커지고

있지만 미국 Henry Hub과 국 NBP에 비해서는 여 히 낮은 수 이다.

BEB Hub는 독일 북서쪽에 치하고 있는 독일 내 유동성을 가지고

있는 단 하나의 물시장이다. BEB는 독일의 배 망으로, 다수의 배

망이 하나의 회사에 의해 소유되는 일반 인 경우와 달리, BEB는 여러

기업에 의해 소유된 유일한 배 망이다.

[그림 3-8] 유럽의 표 가스시장 허

주: NBP의 churn rates는 10~15이며 나머지 허 들은 10보다 작음.

자료: Gas Matters(2005, p. 9)/ Energy Charter Secretariat(2007)

1998년 국과 유럽 륙의 배 망을 연결시키는 Interconnector(IUK)

의 건설로 국과 유럽 륙 시장의 가스가격은 서로 향을 미치며 변

화하고 있다. Zeebrugge는 IUK의 연결로 국의 가스결정방식의 향을

직 으로 받는다. 일반 으로 가스는 국에서 유럽 륙으로 유입되는

68

형태를 보이지만, 국의 가스수요가 증가하는 동 기에는 IUK를 통해

역방향인 유럽 륙에서 국으로 가스가 유입된다. 따라서 계 에 따라

NBP에 한 Zeebrugge 가스가격의 차이(basis differentials)는 양수에서

음수로 변화한다.89) [그림 3-9]는 NBP와 Zeebrugge 간 가스가격 차이의

최근 추세를 보여주고 있다.

[그림 3-9] NBP와 Zeebrugge간 가스가격 차이

주: NBP 가스가격(수평선)에 한 Zeebrugge 가스가격의 상 인 차이를 나타냄.

자료: Energy Charter Secretariat(2007. p. 140)

다. 가스가격 형성 요인

1960~1990년 반까지 국시장에 도입되는 가스가격은 원유와 석

유제품 물가지수에 연동되어 결정되었다. 1990년 진행된 가스산업

89) Energy Charter Secretariat(2007, p. 140) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 69

규제완화 조치와 함께 1996년 가스 과잉공 사태가 발생함에 따라

국의 가스가격은 원유연동 방식에서 천연가스 자체의 시장 수 상황이

반 되도록 조정되었다. 1998년 IUK의 개통 이후, 국시장에 도입되는

가스의 가격은 시장 내 수 상황에 의해 결정되는 방식과 원유가격에

연동되는 방식이 혼재되어 있다.

[그림 3-10]은 1990년 반 이후 NBP 가스가격을 나타내고 있다.

국 가스시장은 북미 가스시장처럼 계 요인에 의한 수요증가에 따라

가스가격이 원유가격에 비해 높은 경우도 발생하고 있으나, 반 으로

원유가격 변화추이에 동조화되는 상을 보이고 있다. 국에서는 2004

년부터 북해 가스 의 고갈 상이 심화되면서 가스수입량이 증가되어

NBP 가격변화폭의 증가가 두드러지게 나타나고 있다. 그러나 2006년부

터 공 원이 추가되면서(BBL, Langeled, Interconnector 확장, Grain

LNG 등)90) NBP 가격이 안정화되는 경향을 보이고 있다.

[그림 3-10] NBP 가격과 Brent 유가 추이

자료: Gas Daily Report

90) 2010년경에 네덜란드 Balgzand- 국 Bacton을 잇는 이 라인(BBL) 신설, 북해 노르

웨이 지역에서 국으로 연결되는 Langeled 라인 신설, 국과 유럽 륙을 연결하는

Interconnector의 확장을 통해 연간 53.5~61.5 Bcm의 PNG 공 이 가능해질 망이다.

70

국 시장과 달리 부분 장기계약에 의해 도입되는 유럽 륙의 PNG

와 LNG 가격은 경쟁연료인 원유 는 석유제품(gas oil, fuel oil) 등의

가격과 연동되는 방식으로 결정된다. 따라서 유럽 륙의 장기 가스가격

은 일반 으로 원유가 6개월 이동평균가격의 움직임과 일정한 동조화

경향을 보인다.91) [그림 3-11]는 유럽 륙 가스가격과 Brent 유가의 6개

월 이동평균 가격 추이를 나타낸다. Brent 유가가 $3.4~5.2/MMBtu

($20~30/bbl) 수 일 때 가스가격은 $3.0~3.7/MMBtu, 유가가 $10.3~12.1/

MMBtu($60~70/bbl) 수 일 때 가스가격은 $7.8~8.3/MMBtu 수 에서 일

정하게 움직이고 있다.

[그림 3-11] 유럽 륙의 장기계약가스가격과 Brent 유가 추이

자료: World Gas Intelligence

91) UBS는 노르웨이 가스가격과 Brent 유가 6개월 이동평균가격 간의 회귀분석을 통해

상 계를 밝혔다. 다만, 가스가격은 원유보다는 오히려 석유제품가격과 실제 으로

연동 계를 가진다. UBS(2006, p. 107~108) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 71

국의 천연가스가격은 자국 시장의 계 인 가격역학(pricing

dynamics)과 유럽 륙 가스시장의 석유제품에 연동된 가격결정방식에

향을 받으며, 이러한 계는 ·단기 으로 지속될 것이다. 그러나

국시장에서 계 성은 즉각 인 가격변화를 래하는 반면, 석유가격과의

간 인 연동화는 유럽 장기가스계약들의 지연과 평균화로 인해 6개월

정도 시간 격차를 두고 국가스가격 형성에 향을 미친다.

￭ 계 성

국 가스수요는 높은 계 성을 보이며 특히 겨울철에 한 수요피

크를 나타낸다.92) 겨울과 여름의 높은 천연가스 수요차이로 인해 일반

으로 가스가격은 겨울철에는 높게 형성되는 반면, 여름철에는 낮게 형성

된다. 한 가정 상업부문의 높은 천연가스 수요비 (2005년 기

48%)은 계 인 변화를 가 시킨다. 가정·상업 부문의 가스소비는 주로

난방용으로 사용되기 때문에 날씨에 따라 민감하게 변화한다. 향후에도

국 가스수요는 높은 계 인 특성을 유지할 것이다. 다만 기에 걸

쳐 기 부하용 가스발 소가 증가하여 수요의 계 변동성은 비교

낮아질 것으로 상된다.

￭ 유럽 륙의 가스가격

이론 으로 국 NBP 가격은 가스 수요-공 상황, 기업의 행태, 시

장심리 등의 가스시장 역학에 의해 결정된다. 그러나 IUK의 개통 이후

국 물가스가격은 유럽 륙의 가스가격 결정방식에 의해 향을 받

아왔으며, 이로 인해 어느 정도 석유가격과 간 으로 연동되어 결정된

다. 노르웨이와 유럽 륙에 한 국의 가스공 의존도가 증가하고 있

92) 미국과 달리 국에서는 수요피크가 겨울철에만 나타난다.

72

어, ·단기 국 가스가격은 석유가격에 크게 향을 받을 것으로 망

된다. 그러나 국의 가스가격은 유럽 륙 가스가격과의 한 계에

도 불구하고 수요의 계 성으로 인해 여 히 유럽가격보다 훨씬 계

인 변동성이 크다.

라. LNG

유럽에는 2005년 말 재 14개의 LNG 터미 이 운 되고 있으며 총

설비용량은 약 90 Bcm이다.93) 스페인(53%)과 랑스(18%)가 총 설비용

량의 71%를 보유하고 있으며, 나머지 유럽국가들은 1~7%의 비 을 차

지한다. 2005년 기 송출용량 48 Bcm으로 평균 설비이용률은 55%를

나타내었다. 재 건설 (74 Bcm)이거나 계획･제안된(61 Bcm) 신규기

지 증설사업이 완료되면 2015년에는 총 설비용량이 225 Bcm으로 늘

어날 망이다.

[그림 3-12] 유럽의 LNG 터미 건설계획

자료: UBS(2006, p. 62)

93) UBS(2006) 참조

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 73

국은 2005년 7월 가동을 개시한 Isle of Grain 터미 이 재 유일

한 LNG 인수터미 로서, 런던 근교의 남동지역에 치하며 설비의 연

간 처리용량은 4.9 Bcm이다. LNG를 수입할 수 있는 새로운 기지인

Teesside Gas Port가 2007년에 가동되었는데, 이 기지는 LNG 선박에서

직 기화하여 국 배 망에 가스를 주입할 수 있도록 연결하는 설비

이며, 연간 처리 용량은 4.0 Bcm이다. 한 Dragon 터미 과 South

Hook 터미 의 2개 신규기지가 건설 이며, 2008년에 완공될 정이

다. 이 밖에 기존 건설 인 터미 의 용량을 확장하는 계획들이 제

안되어 있으며, 이러한 계획들이 모두 완공될 경우, 총 처리능력은 2010

년에 연간 약 44 Bcm을 상회할 것으로 상된다. 한편 국으로의

PNG 공 이 증가되어, 계획된 LNG 터미 의 용량은 수요를 과하고

있기 때문에, 여유 용량은 향후 륙 수출용으로 활용될 가능성이 있다.

세계 3 LNG 시장의 하나로 손꼽히는 스페인은 재 5개의 LNG

터미 이 운 되고 있으며 총 설비능력은 연간 54.8 Bcm이다. 운

인 5개의 LNG 터미 은 Barcelona(지 해 연안), Huelva( 서양 해안),

Cartagena(지 해 연안), Bilbao( 서양 해안), Sagunto(지 해 연안)이다.

<표 3-4>는 재 운 이거나 건설 인 LNG 터미 을 나타낸다. 터

미 확장 신설 계획이 정 로 완료되면 2010년 이후에는 LNG 처

리용량이 약 70 Bcm로 늘어나고,94) 이는 2010년 LNG 수입 망치인 49

Bcm의 1.4 배 수 이 된다.

94) Wood Mackenzie(2006) 참조

74

터미설비용량

(Bcm)장용량

(mmcm)소유자 상태

개시년도

Barcelona 17.3 0.39 Enagas 운 1969

Huelva 13.6 0.31 Enagas 운 1988

Cartagena 9.9 0.29 Enagas 운 1989

Bilbao 8.0 0.30 Bahia de Bizcahia 운 2003

Sagunto 6.0 0.30 Saggas 운 2006

Mugardos(El Ferrol) 3.6 0.30 Reganosa Group 건설 2007

Sagunto 확장 2.0 Saggas 제 안 2008

El Musel 7.0 0.30 Enagas 제 안 2011

Bilbao 확장 2.5 Bahia de Bizcahia 제 안

자료: IEA(2007)

<표 3-4> 스페인의 LNG 터미 황 건설계획

랑스는 재 2개의 LNG 터미 , Fos-sur-Mer(지 해 연안)과

Montoir de Bretagne( 서양 연안)이 운 되고 있으며, 총 설비능력은

연간 17 Bcm이다. <표 3-5>에 나타난 것과 같이 계획 인 터미 확장

신설 계획이 정 로 완공되면, 2010년 이후에는 LNG 처리능력이

약 8 Bcm 정도 증가할 것으로 상된다. 체 천연가스 수입 능력은 수

요를 과할 것으로 망되어 LNG 수입은 PNG 비 가격경쟁력에 의

해 그 크기가 결정될 것으로 상된다.

터미 설비용량(Bcm)

장용량(mmcm) 소유자 상태 개시

년도Fos-sur-Mer 7 GdF 운 1972

Montoir de Bretagne 10 0.36 GdF 운 1982

Fos Cavaou 8.25 0.33 GdF, Total 건설 2007

Montoir 확장 2.5~6.5 - GdF open season 2011/14

Bordeaux(Le Verdon) 6-18 4Gas 제 안 2011

Antifer(Le Havre) 8-15 Poweo, CIM 제 안 2011

Dunkirk 6-12 EdF 제 안 2011

Bordeaux(Le Verdon) 4-8 Endesa 제 안

자료: IEA(2007)

<표 3-5> 랑스의 LNG 터미 황 건설계획

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 75

그 밖에 벨기에, 네덜란드, 이탈리아도 LNG 터미 신규 증설계획

을 가지고 있다. 벨기에는 1987년에 건설된 Zeebrugge LNG 터미 의 2

단계 용량확충사업95)을 진행 이며, 정 로 완공되면 2011년에는

LNG 처리용량이 18.0 Bcm으로 증가하게 된다. 네덜란드는 제안된 4개

의 신규기지 건설계획을 가지고 있으며, Panigaglia 터미 을 운 하고

있는 이탈리아도 심의 인 건설계획들이 있다.

국가

터미설비용량

(Bcm)장용량

(mmcm)소유자 상태

개시년도

벨

기

에

Zeebrugge 4.5 0.26 Fluxys 운 1987

Zeebrugge 확장 I 4.5 0.14 Fluxys 건설 2007

Zeebrugge 확장 II 9.0 Fluxys 제 안 2011

네

덜

란

드

Rotterdam(Gate) 8 0.36Gas Transport Service,

Vopak제 안 2010

Rotterdam(LionGas) 9 4Gas 제 안 2010

Rotterdam(offshore) Taqa 제 안 ?

Eemshaven 5ConocoPhillips

Essent제 안 2011

이

탈

리

아

Panigaglia 3.5 0.10 GNL Italia(Snam) 운 1969

Rovigno offshore 8.0Qatar Petroleum,

ExxonMobil, Edison건설 2008

Livorno offshore 3.0 0.14Endesa, Amga,

Belieli건설 2009

Brindisi 8.0 0.32 BG Group 보 류 2010

자료: IEA(2007)

<표 3-6> 기타 유럽국가의 LNG 터미

95) 1단계: 4.5 Bcm → 9.0 Bcm(2007년 완공 정), 2단계: 9.0 Bcm → 18.0 Bcm(2011년

완공 정)

76

유럽의 PNG 가격은 석유제품과의 경쟁이 가능하도록 책정되고 있다.

한 LNG는 PNG와의 가격 경쟁을 고려하여 PNG와 유사한 수 에서

결정되고 있다. LNG 가격의 원유 혹은 석유제품가격과 연동되는 방식

을 살펴보면, 알제리의 경우 자국이 수출하는 8개 유종의 바스켓 가격과

연동시키고, 각 원유가격을 로테르담 시장의 가격으로부터 산정하고 있

다. 나이지리아와 트리니다드 토바고는 LNG 가격을 연료유(gas oil과

fuel oil)의 혼합가격에 연동시키는 방식을 사용한다. 최근 LNG 계약에

서는 가격을 력풀(pool) 가격 는 물시장인 NBP와 Zeebrugge의

가스가격과 연동시키는 방식들이 나타나고 있다. 한 LNG 물 도입

가격의 경우, 미국의 표 물시장 Henry Hub 가격에 연동하여 체

결되는 사례도 있다.96) 유럽의 LNG 가격결정공식은 다음과 같이 표 될

수 있다.

× × × × ⋯

여기서 Po : 기 LNG 가격, Br : Brent 유가, GO : gas oil 가격,

C : 력, 석탄 등 체연료가격, I : 물가상승률

a, b, c, d, e : 상수(단, a+b+c+d+e=1)

[그림 3-13]에서 알 수 있듯이 국은 거래물량의 약 40%가 가스시장

내 수 상황에 의해 결정되는 방식과 연동되는 반면, 서부유럽지역은

약 85%가 원유 석유제품가격에 연동하여 결정되는 방식이 혼재되어

있다.

96) 스페인의 한 가스도입회사는 미국으로 향하는 물량을 자국에 도입하기 해서

Henry Hub 가격의 112%에 해당하는 가격을 지불하 다.

제3장 서양지역의 가스시장과 가격결정 77

[그림 3-13] 유럽의 수요지역별 가스가격 연동 비 (2004)

(a) 국 (b) 서부유럽 륙

자료: EU Energy Sector Inquiry(2006, p. 89)

향후 유럽 LNG 가격결정방식은 (i) 력풀가격에 연계하는 LNG 가격

방식으로 자리 잡을 것인지, (ii)천연가스 거래허 의 개발이 가능할 것

인지, (iii)허 에서의 거래가격이 유럽 LNG 가격의 기 으로 역할을 할

수 있을지, (iv)일부 국가에서 소비자가격 혹은 석탄가격을 LNG 가격에

연계시킬 것인지의 여부 등에 의해 결정될 것으로 보인다.

78

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG

도입조건

최근 LNG 공 자들의 사업구도에서 나타나는 뚜렷한 변화 의 하나

는 가스시장의 유동성 확 에 따라 수요시장에서의 터미 건설이나

매부문 진출 등을 통해 하류부문에 한 근성을 높이고 있다는 이

다.97) 특히 미국 유럽지역은 역내 가스매장량 감소와 발 용 가스수

요의 증가에 따라 LNG 의존도가 높아질 망에 따라, 공 자들은 LNG

터미 을 건설하거나 터미 용량을 확보하여 이들 지역시장에 LNG를

공 할 수 있는 발 을 마련하고 있다. 공 자들의 하류부문에 한

근성의 확 는 수요확보 시장 다변화를 통한 가격변동성에 한

응 등 시장자유화에 따른 험 리를 가능하게 하며, 새로운 지 (rent)

를 얻을 수 있는 기회를 제공한다.

본 장은 두 부문으로 구성된다. 먼 LNG 공 자들의 하류부문 진출

황과 배경 등의 사업구도 분석을 통해 LNG 시장환경의 변화 속에서

나타나는 LNG 공 자들의 사업 략을 살펴본다. 이어서 목 지 변경과

련된 제약요인 행 등을 살펴보고, 아·태시장으로 목 지를 변경

할 때 요구되는 최소 도입가격을 논의한 후, 원유가와 가스 물시장가격

간의 계에 해 살펴본다.

97) 상류사업자의 하류부문 진출뿐 아니라 하류사업자의 상류부문 진출도 활발히 나타

나고 있다. 자세한 내용은 森川 哲男 외(2006) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 79

1. LNG 공 자의 사업 략과 공 포트폴리오

앞서 제2장에서 살펴본 바와 같이 LNG 시장환경은 2000년경을 기

으로 그 이 과 이후가 확연히 달라진 모습이다. 과거 LNG 시장에서는

장기매매계약을 기반으로 특정 공 자와 수요자 간의 안정 이고 경직

인 공 형태가 LNG 거래의 주류를 이루었다. 2000년 에 어들어

서는 공 원 수요처가 다변화되고 미국과 국 등 유동 인 서양

시장이 출 하면서98) 차익거래와 물거래를 통해 거래의 유연성이 높

아지고 북미, 유럽, 아시아의 3개 LNG 소비시장 간 연 성이 높아지는

상이 나타나고 있다. 이 과정에서 상류사업자는 하류로, 하류사업자는

상류로 수직 사업 역을 확 하는 양상을 보이고 있다.

가. 공 자들의 사업 략

LNG 체인에서 상류사업자(공 자)는 주로 석유메이 를 포함한 국제

석유회사(IOC)와 가스생산국의 국 석유회사(NOC)의 두 그룹으로 나뉜

다.99) 일반 으로 NOC( 는 자원보유국)는 보유하고 있는 가스매장량을

화하려는 강한 유인을 가지고 있으며, LNG의 수출을 해 IOC들의

문 기술과 경험, 그리고 외부의 재원조달을 필요로 하기 때문에

IOC들과 합작으로 LNG 로젝트를 개발한다.100) IOC들은 가스자원보

98) 미국과 국은 최근 들어서 LNG 수입이 확 되고 있지만, 이 라인 가스를 기

반으로 한 유동 인 가스 물시장을 가지고 있다.

99) 이외에 LNG 수요자인 하류부문의 국 가스회사나 력회사, 상사(trading firms)

등이 상류부문으로 진출하여 LNG 액화 로젝트의 지분을 확보하는 경우가 있다.

100) 최근에는 기존의 LNG 개발 모델에 한 NOC들과 자원보유국들의 불만이 증

하고 있으며, 이에 따라 석유메이 들이 자국의 자원개발의 가로 지불하는 로열티

80

유국으로부터 개발권을 획득하고, NOC나 다른 IOC들과 트 쉽을 형

성하여 LNG 로젝트에 투자한다. 과거에는 주로 LNG 액화 로젝트

개발주체가 마 터가 되어 수요국의 국 가스회사나 발 회사 등과 매

매계약을 체결하여 LNG를 공 하 지만, 최근 들어서는 IOC들이 직

마 을 담당하는 사례가 많이 나타나고 있다. 이 경우 LNG 로젝트

의 트 이면서 한편으로 LNG 매매계약을 체결하여 스스로가 구매자

가 되는 ‘자가계약‘의 형태도 흔히 나타나게 된다.

[그림 4-1] 자가계약(self-contracting)의 형태

자료: Energy Charter Secretariat(2007); 원자료: Jim Jensen

기존의 LNG 계약 형태와 달리, ‘자가계약’은 목 지의 변경이 가능한

‘유연한’ 특성을 갖는 미국과 국 물시장에 매할 목 으로 체결되

는 경우가 많으며, 이러한 변화는 LNG 물 매를 둘러싼 공 자들의

사업 략 변화와 련이 있다.

수 을 올리거나, 하류부문으로 진출을 통해 가스수요국의 시장에 직 참여할 수

있는 기회를 모색하는 등 상류부문 이외의 LNG 체인에서 지 (rent)를 얻기 해

변화하고 있다. Global Insight(2007, p. 16) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 81

과거의 물거래는 장기계약물량 이외의 잉여물량이 있을 때 외

으로 발생하 으며, 주로 기존 구매자들을 상으로 장기계약가격에서

크게 벗어나지 않는 수 에서 이루어졌다. 그러나 물수요의 규모가 확

되고 수요처가 다변화되면서, 물 매가 체계 인 수익창출의 기회로

활용될 수 있는 가능성이 높아지면서 물 매와 련한 공 자들의

략에 변화가 일고 있다. 즉 (i) 물도입이 많은 기존 수요처를 심으로

높은 지불용의를 가진 LNG 물수요가 확 되는 가운데, (ii)미국과

국의 LNG 도입확 에 따라 유연한(flexible) 공 이 가능한 유동 인

(liquid) 물수요시장이 확보되고, (iii) 서양의 양 물시장 가격차이

에 따른 차익거래의 수익을 얻을 수 있는 기회가 빈번히 발생함에 따라,

공 자들은 기존의 안정 인 장기계약 매 략과 더불어, 고수익 물

매의 체계 인 기반을 마련하는 략을 추진하고 있는 것이다.

특히 미국의 가스시장은 공 자들이 가격에 향을 미치지 않고 가격

수용자(price-taker)의 입장에서 LNG를 공 할 수 있는 유동 인 시장이

라는 과, LNG 공 의 수익성 망에 따라 공 여부를 변경할 수 있

는 유연한 시장이라는 에서 공 자들에게 LNG 로젝트 추진 략의

변화를 꾀할 수 있는 기회를 제공한다. 그 이유는 물 매의 기회가 넓

어지면서, 과거와 같이 신규 LNG 로젝트의 모든 물량에 해 장기계

약 체결을 극 으로 추진하지 않더라도 물 매를 통해 일정 수 의

수익보장을 기 할 수 있게 되었기 때문이다.

이러한 환경변화로, 공 자들은 신규 로젝트의 일정물량을 미국과

국 시장으로의 물 매용으로 지정해 놓음으로써, 물시장의 차익거

래 목 지 변경(diversion)을 통한 수익제고를 추구하는 경향을 보이

는데, 이러한 맥락에서 최근 일부 수요처만 확보된 상태에서도 LNG

82

로젝트에 한 투자가 진행되었던 사례들을 이해할 수 있다. 이러한 움

직임은 장기 으로 성장 가능성이 높은 서양시장에 LNG 공 기반을

마련하는 동시에, 향후 유리한 조건으로 이들 물량을 타 수요처로 용

할 수 있는 기회가 제공되기 때문에 공 자 측면에서는 - (win-win)

략이 될 수 있다.

서양지역의 차익거래 목 지 변경을 통해 수익을 제고하려는

략의 건은 서양지역으로의 공 이 가능하도록 LNG 터미 의 용량

을 확보하고, 동시에 목 지의 변경이 가능하도록 공 조건의 유연성을

확보하는 것이다. ‘자가계약’에서는 목 지 변경에 한 유연성 확보가

용이하지만, 그 지 않은 경우에는 LNG 로젝트 트 들은 서양시

장 간의 차익거래나 목 지 변경을 통해 이윤을 증 하기 한 목 으

로 매매계약에 유연성 조항을 삽입하거나, 구매자가 얻는 차익거래나 목

지 변경으로 얻는 이윤의 일부를 분배하기를 요구하기도 한다.101)

101) LNG 매자 측이 서양시장에서의 차익거래 기회를 활용하기 해 공 계약

체결시 유연성 조항의 삽입을 요구하는 사례는 최근 나이지리아의 구매 상에서 찾

아볼 수 있다. 북미시장으로 공 할 계획으로 개발 인 나이지리아의 NLNG T7(제7

트 인)의 경우, 로젝트의 추진주체인 NLNG(국 석유회사인 NNPC가 49%, Shell

25.6%, Total 15%, Eni 10.4%의 지분 보유)가 요구한 구매가격 조건(Henry Hub 가

격의 90% 이상의 구매가격)을 제시한 상 5개의 구매자(BG 2.25 Mtpa, Shell 2.0

Mtpa, Total 1.375 Mtpa, Eni 1.375 Mtpa, Oxy 1.0 Mtpa)를 선정하면서, Henry

Hub의 가격이 일정 수 이하로 하락하는 경우 NLNG가 목 지항을 변경할 수 있

는 walk-away 조항을 구매조건에 포함시킨 것으로 알려졌다. 한 나이지리아의

Brass 로젝트(액화 랜트의 경우 국 석유회사인 NNPC가 49%, ConocoPhillips,

Total, Eni가 각각 17%의 지분 보유)의 경우에도, 공 자가 Henry Hub 가격의 약

20%에 해당하는 보상 (wind-down fee)을 지불함으로써 공 의무에서 벗어날 수

있는 delivery-or-pay 조항 등을 계약내용에 포함하도록 요구한 바 있다. LNG in

World Market (2006. 8. p. 7 2005. 12. p. 8) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 83

나. 공 자의 LNG 포트폴리오

서양지역 시장의 주요 공 원은 ·남미와 아 리카, 그리고 최근에

는 동지역까지 포함한다. <표 2-1>의 2006년 LNG 교역 내역을 보면,

서양지역으로 LNG를 공 하는 국가들은 주로 알제리, 이집트, 나이지

리아, 카타르, 트리니다드 5개국에 집 되어 있다. 이 밖에 은 양이지

만 리비아와 오만도 유럽(스페인)으로 공 하고 있으며, 향후 신규 공

국으로서 노르웨이 러시아가 미국 유럽으로, 도기니와 멘이

미국으로 공 할 계획을 가지고 있다.102)

미국과 국의 물시장에 LNG를 매하려면, LNG 인수터미 에

한 근(access)이 필요하다. 따라서 미국과 국의 LNG 터미 소유주

나 용량보유자의 황은 사업자들의 차익거래 목 지 변경 등의 가

능성과 략을 엿볼 수 있는 요한 시그 이 될 수 있다. LNG 터미

에 한 근이 가능하려면, (i)터미 을 건설하거나, (ii)터미 용량을

확보하거나, 는 (iii)터미 용량을 확보한 사업자에게 매 는 수익

분배(margin-sharing)를 하는 방법이 있다. 그리고 미국의 경우, LNG 터

미 을 거쳐 유동성 있는 거래허 에서 가스를 직 매하려면 하류부

문 이 라인의 수송용량을 확보하여야 한다.

LNG 터미 의 경우, 설비투자를 진하기 해 제3자 속(third

party access: TPA) 의무가 면제되는 경우가 많이 있다.103) 따라서 터미

102) 아시아지역의 주요 공 국인 호주, 인도네시아와 신규 공 정국인 러시아(사할

린 II), 페루도 북미지역(멕시코)으로 공 을 계획하고 있지만, 공 지역이 서부지역

으로 아·태지역 시장으로 분류된다.

103) 국과 이탈리아에서는 신규 LNG 터미 에 한 제3자 속(TPA) 의무가 20~25

년간 면제된다. 국의 경우, 미사용 용량을 다른 이에게 강제 으로 양도하는

84

을 직 건설하거나, open season 차 등을 통해 용량을 확보하지

않으면 터미 에 한 속이 어려울 수 있다. 터미 용량을 확보하려

면 일정 규모의 용량을 고정 으로 확보( 약)하거나, 는 고정용량

(firm capacity)을 확보한 사업자가 설비를 사용하지 않을 때 설비2차시

장(재 매)을 통해 한시 으로 사용하는 경우가 있을 수 있다. 고정용량

의 확보는 고정 인 비용지출이 크다는 단 이 있지만, 보통 20년 정도

의 장기간 약이 가능하며 확보된 용량이내에서 언제라도 사용할 수

있는 권리를 가진다. 반면에, 고정용량을 확보하지 않으면 차익거래를

하려해도 터미 에 속이 보장되지 못하기 때문에, 터미 용량을 보유

한 다른 사업자와 수익을 분배해야 하는 필요성이 발생한다.

국으로의 LNG 공 은 가스의 인도( 매)지 에 따라 (i)NBP에서

매하거나, (ii)LNG 터미 을 거쳐 NTS 주입 직 (Entry 지 )에 매

하거나, 는 (iii)본선상에서 액화상태로 터미 용량을 확보한 사업자에

게 매하는 세 가지 유형으로 분류할 수 있다.104) 이 가운데 첫 번째

유형인 NBP에서 가스를 공 하는 계약을 체결한 경우에는, 반드시

LNG를 공 할 필요는 없다. 공 의무가 구속력이 있는 경우에도, NBP

가격을 상회하는 LNG의 차익거래의 기회가 발생하면 LNG 카고의 목

지를 변경하고 NBP에서 가스를 구매하여 공 의무를 충족시키는 방

법으로 계약물량을 공 하여도 되기 때문에, 차익거래에 활용될 가능성

‘use-it-or-lose-it(UIoLI)’ 규정의 용을 제로 가용용량의 100%에 해 면제된다.

이탈리아의 경우, 80%의 신규 터미 용량이 TPA로부터 면제되며, 나머지 20%는

규제된(regulated) TPA를 시행하는데, 최종수요자 는 이탈리아의 거래허 인 PSV

에서 가스거래를 원하는 화주(shipper)가 용량확보의 우선권을 갖는다. TPA 의무가

면제되지 않는 기존 터미 의 경우, 선착순(first-commited-first-served: FCFS) 는

비율배분(pro-rata)의 규정에 의해 용량이 할당된다. 랑스의 경우, FCFS의 기 에

의해 할당되며, 벨기에는 open season 차를 거쳐 용량을 장기 계약한다.

104) UK House of Commons(2005, p. 39) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 85

이 높다.

<표 4-1>은 국의 LNG 터미 황과 건설 계획을 제시하고 있는

데, 향후 터미 완공시 에 따라 국시장으로 근이 용이한 사업자들

을 확인할 수 있다.

Isle of Grain 터미 은 재 국에서 가동 인 유일한 LNG 터미

로서, 알제리 국 석유회사인 Sonatrach와 BP가 체 용량인 3.3 Mtpa(5

bcm/년)를 장기로 계약한 상태이다.105) Sonatrach는 알제리 LNG 로

젝트의 지분을 100% 소유하고 있으며, 국의 Grain 터미 의 용량 이

외에도 스페인의 Reganosa 터미 의 지분 용량 10%를 보유하고 있

다.106)

BP는 인도네시아, 아부다비, 호주, 트리니다드토바고, 이집트 등 다수

의 가스 지분을 보유하고 있으며, 하류부문으로는 Grain 터미 뿐만

아니라 미국의 Cove Point 용량의 33%를 비롯하여, 스페인 Bilbao 터미

과 국의 Guangdong 터미 지분 등을 보유하고 있다.

Grain 터미 은 재 6.7 Mtpa 처리용량의 확장을 추진 에 있으며

(Isle of Grain II), 2008년 가동을 목표로 하고 있다. Centrica(2.5 Mtpa),

GdF(2.4 Mtpa), Sonatrach(1.6 Mtpa)가 확장될 용량을 장기계약을 통해

확보하 다.

South Hook 터미 은 Milford Haven에 건설되고 있으며, 두 단계로

진행되고 있다. 소유자는 세계 최 의 LNG 생산국 카타르의 국 석유

회사인 Qatar Petroleum(QP)과 ExxonMobil로서 각각 70:30의 비율로 소

유하고 있다. 첫 단계인 South Hook I은 2008년에 완공될 정이며, 7.8

Mtpa의 처리용량을 갖게 될 망이다. South Hook II는 10.6 Mtpa의

105) 각 사업자별 확보용량은 알려지지 않고 있다.

106) 주요 사업자별 상·하류 자산에 해서는 아래 <표 4-3> 참조

86

용량으로 2009년에 완공될 정이다. QP는 국뿐만 아니라, 미국, 이탈

리아, 벨기에의 터미 용량을 확보하고 있으며, 부분의 경우

ExxonMobil이 마 을 수행하는 형태로 합작 사업을 추진하고 있다.

ExxonMobil은 하류부문에서 QP와 동일한 포트폴리오를 갖지만, 상류부

문은 카타르의 가스 액화 랜트 지분 이외에, 인도네시아, 호주, 앙

골라 등에서도 지분을 보유하고 있다. ExxonMobil과 QP는 카타르의 세

계 2 의 매장량을 배경으로, 액화-수송선-인수터미 의 통합된 LNG 체

인을 구축하고 있다. 한 Q-Flex Q-Max 등 20만m3의 용량을 과

하는 형 LNG 수송선을 건조하여 규모의 경제를 통한 비용 감과

유리한 지리 입지를 활용하여 아시아, 유럽뿐 아니라 미국으로까지

세계에 LNG를 공 하는 우월 지 에 있다.

터미 용량 (Mtpa)

소유자 용량보유자 (확보용량, Mtpa 는 비율)

가동여부(목표연도)

Isle of Grain 3.3 National Grid

BP, Sonatrach 가동

Isle of Grain II 6.7 National Grid

Centrica(2.5), GdF(2.4), Sonatrach(1.6)

건설(2008)

Dragon LNG 4.8

BG 50%, Petronas

30%, 4Gas 20%

BG 50%, Petronas 30%, 4Gas 20%

건설(2008)

South Hook 7.8QP 70%,

ExxonMobil 30%

QP 70%,ExxonMobil 30%

건설(2008)

South Hook II 10.6QP 70%,

ExxonMobil 30%

QP 70%,ExxonMobil 30%

건설(2009)

자료: IEA(2007) 각 터미 사업자 웹사이트

<표 4-1> 국의 LNG 터미 계획 용량확보 황

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 87

Dragon 터미 도 재 건설 에 있으며, South Hook 터미 과 마찬

가지로 Milford Haven에 치하고 있다. 소유자는 BG와 말 이시아의

국 석유회사인 Petronas, 네덜란드의 독립계 석유회사인 Petroplus의 자

회사인 4Gas로 각각 50%, 30%, 20%의 지분을 보유하고 있다. 이들 회

사는 7.2 Mtpa의 처리용량을 추가하는 터미 확장계획을 제안한 바 있

으며, 제안이 실 되면 2011년 이후에 확장이 완공될 것으로 상되고

있다.

국의 국 가스회사 던 British Gas의 상류사업부문이 분할되면서

2000년에 설립된 BG는, 국과 이탈리아의 터미 용량 이외에 미국

Lake Charles 터미 의 용량 100% Elba Island의 용량 일부를 확보

하고 있으며, 다른 국제석유회사들과는 달리 가스부문을 특화하고 있다.

상류부문에서는 트리니다드토바고와 이집트 Idku의 가스 지분을 보유

하고 있다. 말 이시아의 국 석유회사인 Petronas는 자국의 석유·가스

생산을 심으로 사업을 추진해 왔지만, 차 해외사업으로 진출을 확

하고 있다. 국 Dragon 터미 의 30% 지분 이외에, 이집트의 가스

지분과 ELNG 로젝트 I, II의 지분을 각각 35.5% 38% 보유하고 있

다.

제3장에서 잠시 살펴본 바와 같이, 미국은 재 Cove Point, Elba

Island, Everett, Lake Charles, Gulf Gateway(Energy Bridge)의 5개

LNG 터미 을 가동하고 있으며, 이 Gulf Gateway는 해상 터미 이

다. 이들 터미 의 용량확보 황은 <표 4-2>와 같다. 에서 언 한 사

업자 이외에 미국의 터미 용량을 확보하고 있는 사업자를 간략히 살

펴보면 다음과 같다.

Cove Point 터미 의 약 25%의 용량을 확보하고 있는 Shell은 세계

88

최 LNG 상류 사업자로서, 루나이, 말 이시아, 오만, 호주, 나이지

리아, 러시아 등에서 범 한 상류사업의 지분을 보유하고 있다. 하류

부문에서도 Elba Island 확장 계획 용량을 100% 확보하고 있으며, 멕시

코 Altamira 터미 의 50% 지분과 용량 Costa Azul 터미 의 50%

용량을 확보하고 있다. 이외에 인도 Hazira 터미 의 지분 74%와 벨기

에 Zeebrugge 용량 16.35%, 이탈리아 Sicily 지분 74%를 보유하고 있어,

가장 다변화된 상·하류 포트폴리오를 구축하고 있다.

터미용량

(Mtpa)소유자

용량보유자 (확보용량, Mtpa

는 비율)

가동여부(개시/목표)

Cove Point 7.9 DominionBP(2), Statoil(3),

Shell(2)가동(1978)

Elba Island 6.4 Southern LNG BG(3.5)주, Shell(2.8) 가동(1978)

Everett 5.5 Suez Suez 100% 가동(1978)

Lake Charles 14.2Southern Union

Company BG 100%가동(1981)

Gulf Gateway 3.9 Excelerate Energy

Excelerate Energy 100%

가동(2005)

Freeport 11.8 Freeport LNG ConocoPhillips(7.9), Dow Chemical(3.9)

건설2008

Sabine Pass 20.5 CheniereTotal(7.9),

Chevron(7.9), Cheniere(4.7)

건설2008

Cameron LNG 11.8 Sempra Sempra, Eni(4.7) 건설2009

Golden PassLNG 15.8

ExxonMobil, QP,

ConocoPhillips

ExxonMobil 20%, QP 70%,

ConocoPhillips 10%

건설2009

주: Marathon은 최 1.22 Mtpa(159 mmcfd)까지 풋옵션(put option) 보유

자료: Wood Mackenzie(2007)/ FERC

<표 4-2> 미국의 LNG 터미 용량 확보 황

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 89

노르웨이 국 석유회사인 Statoil은 Snohvit LNG 로젝트의 34% 지

분을 보유하고 있으며, 하류부문으로는 Cove Point의 확보 용량이 유일

하다. Suez는 상류부문으로는 트리니다드토바고의 Atlantic LNG 로젝

트 I과 IV의 10% 지분을 보유하고 있으며, 하류부문으로는 미국 Everett

의 지분 용량을 100% 보유하고 있고, 벨기에의 Zeebrugge 터미 지

분 99%를 보유하고 있다. 이 밖에 독자 으로 미국의 Calypso

Deepwater Port, Neptune LNG 터미 의 건설을 제안하고 있다.

미국 Sabine Pass 터미 의 일부 용량을 확보하고 있는 Chevron은 미

국 동부의 Cassotte Landing 터미 과 멕시코 서부(Baja California)의

GNL Mar Adentro 터미 을 제안하고 있으며, 상류부문에서 앙골라, 호

주, 인도네시아, 나이지리아, 트리니다드토바고의 가스 지분을 보유하

고 있다. 액화 랜트부분에서는 호주의 NWS와 Gorgon 지분을 보유하

고 있으며, 나이지리아와 앙골라에서 액화 랜트 건설을 추진하고 있다.

ConocoPhillips는 미국 Golden Pass 터미 의 지분과 용량 10%

Freeport 터미 의 용량 67%를 보유하고 있다. 한 국 Teeside LNG,

네덜란드 Eemshaven, 미국 동부 Beacon Port, 미국 서부 Long Beach

등의 터미 건설계획을 제안하고 있다. 상류부문으로는 알라스카의

North Cook Inlet의 가스 지분 100%를 포함하여, 호주, 나이지리아,

카타르의 가스 지분도 보유하고 있다. 액화 랜트 지분으로는 알라스

카 Kenai 로젝트의 70%, 호주 Darwin 로젝트 57%, 카타르의

Qatargas-3의 30% 나이지리아의 Brass LNG의 17% 지분을 보유하고

있다.

90

공 자 상류부문 하류부문

BP

인도네시아 : Bontang 가스

50%, Tangguh 가스 37%

아부다비 : 가스 10%

호주 : NWS 가스 17%

트리니다드 : 가스 70%

이집트 : Damietta 가스 지분

미국 : Cove PointⅠ 1/3 용량

스페인 : Bilbao 25% 지분

국 : GrainⅠ 용량 50%

국 : Guangdong 지분 30%

Sonatrach

알제리 : 4개 액화기지 소유 스페인 : Reganosa 10% 지분/

용량

국 : GrainⅠ 용량 50%

Exxon

Mobil

카타르 : E&P, Qatargas,

RasGas 기지 가스 지분

인도네시아: Arun가스 100%

호주 : Gorgon 25%

앙골라 : 13.6%

국 : South Hook 30%지분

벨기에 : Zeebrugge 50% 용량

(QP와 공동)

이탈리아 : Rovigo 45% 지분

미국 : Golden Pass 20%

Qatar

Petroleum

카타르의 가스

액화 랜트 지분 63~70% 보유

국 : South Hook 70%지분

벨기에 : Zeebrugge 50% 용량

(ExxonMobil과 공동)

이탈리아 : Rovigo 45% 지분

미국 : Golden Pass 70%

BG

트리니다드 : 26%~32.5%

가스 지분

이집트 : Idku 가스 36%,

총 생산량 소유권

이집트 : Damietta 가스

지분 생산량 일부 소유권

미국 : Lake Charles 용량

100%, Elba Island 용량 일부

이태리 : Brindisi 40% 용량

확보

국 : Dragon 50% 용량 확보

Chevron

호주 : NWS 가스 16.7%,

Gorgon 50%

앙골라/나이지리아/베네수엘

라 : 액화기지 건설 추진

미국 : Sabine Pass 일부 용량

Casotte Landing 100% 지분

멕시코 : GNL 100% 지분

<표 4-3> 주요 공 자의 상·하류 지분 황

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 91

공 자 상류부문 하류부문

Shell

나이지리아 : Bonny Island

가스 25.6% 지분

오만 : QalhatⅠ가스 30%

루나이 : Lumut 가스 25%

호주 : Burrup 가스 16.7%,

Gorgon 25%

말 이시아 : Bintulu 가스 15%

러시아 : SakhalinⅡ 가스

27.5%

미국 : Elba Island 확장 용량,

Cove Point 용량, BroadWater

Energy 50% 용량

벨기에 : Zeebrugge 16.3% 용량

1% 지분

멕시코 : Altamira 지분 용량

50%, Costa Azul 50% 용량

인도 : Hazira 74% 지분

이탈리아: Sicily 지분/용량 74%

Conoco

Phillips

알라스카 North Cook Inlet의

가스 지분 100%,

호주, 나이지리아, 카타르 가스

지분

미국 : 알라스카 Kenai 70%

호주 : Darwin 로젝트 57%

카타르 : Qatargas-3 30%

나이지리아 : Brass LNG 17%

미국 : Golden Pass 지분/용

량 10%, Freeport 용량 67%,

Beacon Port 100%, Long

Beach 50%

국 : Teeside LNG 100%

네덜란드 : Eemshaven 50%

Gaz De

France

이집트 : Idku E&P, 트 인Ⅰ

지분 5%

노르웨이 : Snovhit 가스 의

12% 지분

랑스 : Fos sur Mer 용량

지분 100%, Montoir 용량 지

분 100%, Fos-Cavaou 용량

지분 70%

인도 : Petronet LNG 지분 10%

캐나다 : Rabaska 33% 지분

SUEZ

트리니다드 : 트 인Ⅰ과 Ⅳ의

지분 10%

벨기에 : Zeebrugge 99% 지분

미국 : Everett 지분/용량 100%,

Neptune LNG 지분 100%

<표 4-3> 주요 공 자의 상·하류 지분 황(계속)

자료: Rüster and Neumann(2006), Odawara(2006), Lecarpentier(2006), 森川 哲男 외(2006)

92

2. 아·태지역의 LNG 도입조건

가. 서양지역의 차익거래와 수익구조

LNG 공 물량은 공 의무의 구속력에서 차이가 있지만, 부분 로

젝트 개발단계 는 계약체결단계에서 매될 목표시장이 설정된다. 당

설정된 목표시장에서 다른 시장으로 매처를 변경하여 수익을 제고

하는 LNG 차익거래107)를 크게 (i) 서양 물시장(미국과 국의 가스

물시장) 간 목 지 변경과 (ii) 서양 물시장과 그 외의 수요처 간의

목 지 변경의 두 유형으로 분류할 수 있다. 첫 번째 유형에서는 공 자

들이 주어진 물(선물)시장 가격을 기 으로 차익거래 여부를 결정하지

만, 물시장과 물시장이 아닌 시장 간의 목 지 변경을 수반하는 두

번째 유형에서는 가격에 한 상이 필요하다. 한 물시장에 공 될

물량을 아시아지역 수요처 등으로 공 할 경우 LNG 인수터미 용량확

보를 필요로 하지 않는다는 차이가 있다.

서양지역(transatlantic) 간 LNG 차익거래라 하면, 미국의 Henry

Hub와 국의 NBP 가격이 높은 곳으로 LNG 카고의 목 지를 변경

하는 첫 번째 유형을 말한다. 이 경우, 물가격보다는 선물(선도)가격이

차익거래와 련된 의사결정에서 더 요한 기 이 된다. 공 자들은 보

통 LNG 카고의 목 지 변경을 통상 으로 정된 하역일의 4~6주 이

107) 이러한 실물차익거래(physical arbitrage) 이외에 선물시장에서 융옵션의 매매와

행사를 통해 차익을 얻는 융차익거래(financial arbitrage)가 있는데, 융차익거래

는 물·선물시장이 존재하는 가스시장들에 한정되어 활용되고, 여타 시장으로 공

되는 LNG 카고에 미치는 직 인 향이 작다고 볼 수 있기 때문에 여기에서는

고려하지 않기로 한다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 93

에 결정한다.108) 사용하지 않는 용량이 다른 주체에게 양도될 수 있도록

LNG 터미 설비의 이용여부를 정된 하역일로부터 일정기간 이 에

통보하여야 하는 규정이나, 장거리 해상수송에 걸리는 기간 등도 물시

장 가격차이에 해 즉각 으로 반응하지 못하는 실 인 제약이 된다.

일반 으로 국에서는 LNG 계약을 포함한 장기계약가격에 근월물

(month-ahead) 가격이 활용되는 행도 물가격보다는 선물가격이 차

익거래에서 요한 가격시그 로 작용하게 하는 요인이 된다.109)

반면에, 서양 물시장에 공 할 계획을 가지고 있는 공 자가 물

시장이 아닌 수요처로 목 지 변경을 하려면 LNG 카고별로 시장상황에

따라 가격 상을 하게 된다.110) 이 경우, 매매가격은 공 자가 계획된

물시장 공 으로 얻을 수익을 상회할 수 있는 수 이어야 함은 물론

이며, 당 계획된 물시장 이외의 다른 (미국이나 국의) 물시장

가격은 공 자에게 다른 차익기회가 되므로 요한 기 이 된다. 공

자의 입장에서는 가격 상을 통해 매가격을 확정하기 때문에, 가격

등락의 험을 리할 수 있는 장 이 있지만, 한편으로는 물시장의

가격 등에 따른 수익 상승의 가능성을 포기하는 단 도 존재한다. 이

에 따라, 매매가격을 Henry Hub 가격의 일정 수 으로 연동하는 사례

도 나타나는데, 구매자의 물량확보 필요를 충족시키면서 물시장에서의

기회를 살릴 수 있기 때문이다. 반면, 물가스를 구매하는 측의 입장은

일반 으로 자국 시장의 수 불균형을 해소하기 해 공 물량을 확보

하는 상황에 있기 때문에, 가격 상에서 다소 불리한 치에 설 수 있

108) UK House of Commons(2005, p. 40) 참조

109) 반면에, 산업용 수요자와의 공 계약이나, 동일한 회사의 상류부문과 하류부문 간

의 양도(transfer) 가격은 흔히 NBP의 일일 (day-ahead) 가격이 활용된다.

110) 는 그 반 의 경우로 미국, 국 등 물시장의 가격이 높을 때 스페인 등 다

른 수요처에서 이들 물시장으로 목 지를 변경하는 경우도 종종 나타났다.

94

다. 특히 잉여 LNG 공 물량이 충분치 않을 때, 독 수요시장에서

공 의무를 가진 구매자나 는 비탄력 인 수요자라면, 더욱 불리한

치에서 가격 상을 하게 되어 리미엄을 지불해야 할 가능성이 있

다.111)

1) 차익거래의 제약요인

Holleaux(2007)는 2005년 국가별 LNG 수출입량을 보여주는 LNG 교

역 매트릭스에서 기간계약(term contract)이 체결된 정규 공 경로를 벗

어난 공 사례를 그 특성상 차익거래로 간주하 을 때 그 규모를 략

116카고로 산정하 다. 이는 체 LNG 거래의 4.3%에 해당하는 수치로

서, 실제 인 차익거래는 일반 으로 집계되는 물거래 규모의 약 30%

수 에 불과하다는 을 지 하고 있는 것이다.

앞서 언 되었듯이, LNG의 차익거래가 활성화되려면 잉여공 물량과

수송선의 여력, LNG인수터미 용량의 확보가 제되어야 한다. 그러나

이러한 조건들이 충족되어도 기술 인 문제와 규제정책 등이 차익거래

의 제약요인으로 작용할 수 있다. 표 인 기술 문제는 스 링을

들 수 있다. 액화 랜트의 선 스 과 수송기간이 서로 맞아야 하며,

수송선과 인수터미 하역설비 간의 호환성이 확보되어야 한다.112) 특히

형 수송선인 Q-max와 Q-Flex를 수용할 수 있는 터미 이 제한 이

기 때문에, 호환성은 차익거래의 제약이 될 수 있다.

다른 기술 인 문제는 가스품질의 호환성으로 한국, 일본 등은 고

111) 한 아래 소 2)에서 설명하듯이 목 지 변경을 통해 얻어지는 추가수익을

LNG 매매계약의 매자(생산자)와 구매자(목 지 변경을 통해 LNG를 공 하는 공

자)가 분배하며, 단순분배방식을 용한다면 가격 상에서 더욱 높은 가격을 제시

해야 목 지 변경을 한 인센티 가 충족될 수 있다.

112) Holleaux(2007, p. 8) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 95

열량의 가스 표 을 가졌으나, 미국 등 서양 국가들은 상 으로

열량 표 을 용하고 있어, 열량조 등 호환성을 한 조치를 필요로

할 수 있기 때문에 차익거래의 제약요인으로 작용할 수 있다. 마지막으

로 터미 입항승인 검사 차를 들 수 있다.113) 수송선의 입항승인에

걸리는 시간이 장기간인 경우나, 한번 승인을 획득하 더라도 차익거래

의 특성상 동일 수송선이 다시 입항하는 빈도가 낮을 수 있기 때문에,

장기간이 경과한 후 입항 시에는 다시 승인을 받아야함으로 차익거래의

거래비용이 높아진다는 문제가 있다.

기술 인 문제 이외에, 사용 않는 용량을 회수하여 다른 사용자에게

부여하는 ‘use-it-or-lose-it(UIoLI)' 규정과 같은 정부의 규제 는 정책

개입도 차익거래를 제한할 수 있다. ’UIoLI‘규정은 공 자가 필요 이상

의 터미 용량114)을 확보하여 다른 사업자의 용량확보를 방해하거나

시장을 조종하는 부작용을 방지하기 해, 국, 벨기에, 랑스 등 유럽

국가에서 용되고 있다. 국의 경우, 2005~2006년 동 기에 가스공

이 부족한 시기에도 LNG 터미 의 이용률이 낮은 수 에서 머물자, 규

제기 인 OFGEM은 사용하지 않는 터미 용량을 박탈하는 ’UIoLI‘규정

을 엄격히 용하기로 결정하 다. 이후 Grain 터미 의 이용률이 증가

하기 시작하 다.115) 벨기에의 경우, 사용하지 않을 용량을 최소한 2개

113) Holleaux(2007, p. 9)는 일례로 도쿄의 행정당국으로부터 LNG 수송선의 입항 승

인을 받기 해서는 2개월이 소요된다고 지 하고 있다.

114) 유럽 미국에서의 LNG 터미 의 장탱크는 우리나라의 경우처럼 계 간 수

요격차를 맞추기 해 장기간 장기능의 수행보다는 하역(unloding) 후 재기화하여

배 망으로 주입하기 한 단기간 장서비스의 기능을 제공하며, 장기간 장은 폐

가스 이나 암염동굴(salt cavern) 등을 활용한다. 따라서 터미 용량이라 할 때 주

로 병목 상이 발생할 수 있는 하역 용량(slot)을 주로 의미한다.

115) 2005년 말부터 2006년에 이르는 동 기에 국은 낮은 기온과 주요 Rough 장

시설의 화재로 인해 NBP 가격이 앙등하 다. 그러나 국과 북유럽지역과의 상당

96

월 이 에 터미 운 자인 Fluxys LNG에게 통보하여야 하며, 운 자

는 이 용량을 규제된 요 으로 시장에 제공해야 한다. 벨기에와 랑스

에서는, 여유용량이 없는 시 에서 용량확보자가 지불한 수 과 동일하

거나 상회하는 요 을 받을 수 있음에도 미사용 용량의 재 매를 거부

하거나, 미사용의 정당한 이유를 밝힐 수 없으면 이용자가 계약된 용량

을 잃게 될 수도 있다. 이탈리아의 경우, 80%의 신규 터미 용량이 제3

자 속(TPA)의무로부터 면제되는데, 한 해 동안 미사용한 용량이 면제

된 용량의 20% 이상이면, 다음 해부터는 면제된 체 용량에 해 TPA

를 시행해야 한다.116) 이처럼 유럽에서는 사용하지 않는 터미 용량의

박탈 규정이 용되기 때문에, 차익거래의 기회를 충분히 활용하지 못하

는 상황이 발생할 수 있다.

2) LNG 카고의 네트백

미국과 국의 물시장의 가격차이 이외에, 차익거래를 해 목 지

변경을 결정할 때 고려되는 사항들은 수송비용의 증감분, 수요처 LNG

한 가격차이에도 불구하고, 상과는 달리 국과 벨기에 간의 Baction-Zeebrugge

Interconnector(IUK)이나 LNG 터미 을 통해 유입된 가스는 설비용량에 훨씬 못 미

친 수 이었다. IUK 이 라인의 경우, 국으로 유입된 가스량은 유럽 륙으로

가스가 유입되던 기간의 51%에 지나지 않았으며, LNG의 경우도 정된 카고마

도입되지 않는 상황이 발생하 다. 이에 따라, 국의 규제기 인 OFGEM은 유럽연

합집행 원회(European Commission)에 유럽 륙의 제약 인 시장제도가 원활한 시

장기능의 작동을 해하고 있을 가능성에 해 조사를 요청하는 한편, 자국 내에서

는 시장조작을 목 으로 LNG 설비에 한 의도 인 미사용(hoarding)을 우려하여

LNG 터미 이용에 use-it-or-lose-it 원칙을 2005년 12월부터 엄격하게 용하기로

결정하 으며, 이후 2006년 1월 순부터 Grain LNG 터미 의 이용률이 증가하기

시작하 다. Energy Charter Secretariat(2007, pp. 141~142) World Gas

Intelligence(2005. 11. 23, p. 6) 참조

116) Pinon(2007) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 97

터미 비용, 기확보한 터미 용량의 처리(비용), 당 정된 수요처의

물량 체 필요성 등이다. 수송비용의 증감분은 목 지 변경에서 일차

으로 감안되는 비용측면의 요인으로, 이 항목은 LNG 공 원의 지리

치 수송선의 크기 등에 의해 결정된다. 수요처 LNG 터미 비용

에 한 고려는 변경될 목 지의 LNG 터미 용량을 이미 확보하고 있

는지, 아니면 설비용량(하역 slot)재 매를 통해 확보할 것인지, 는 터

미 용량을 확보한 사업자에게 물량을 매할 것인지에 따라 목 지

변경의 수익성이 달라진다. 한 미국시장에는 각 지역시장의 수요

수송비용 차이를 반 한 베이시스 차이가 있기 때문에, 국시장으로 공

이 계획된 LNG 카고를 미국시장으로 목 지 변경할 때는 어느 지역

의 터미 용량을 확보하고 있는가도 수익성에 요한 차이가 나며, 해

상 수송비용에서도 터미 에 따라 비용차이가 나게 된다. 추가 으로,

당 공 이 계획된 수요처의 LNG 터미 용량을 확보하고 있다면 이

를 재 매하게 될 것인지 여부와, 동 수요처에 해 공 이 이루어지지

않아도 무방한 계약조건인지 아니면 물시장 가격에 다른 가스물량을

조달하여 공 하여야 하는지도 수익성에 향을 미치게 된다.

따라서 LNG 카고의 목 지 변경에 따른 수익성은 각 공 자의 지리

치, 공 계약의 내용 등 하류부문 진출상황에 따라 차이가 난다.

목 지 시장에서 얻을 수 있는 가격과 수송비용의 증감을 감안한 목

지 변경의 수익성은 네트백(netback)의 비교를 통해 단할 수 있다. 네

트백은 LNG의 목 지 시장의 가격에서 수송비용을 차감한 수치로,

LNG 공 원의 선 항구에 따라 달라진다. <표 4-4>는 공 원별 각 지

역시장으로의 개략 인 수송비용의 시를 나타낸다.

98

수요지 공 원

미국Lake Charles

국 Grain

스페인 Barcelona 일본

카타르 2.00 1.39 1.10 1.15

알제리 0.94 0.36 0.15 1.90

나이지리아 1.15 0.84 0.75 1.90

트리니다드 0.47 0.78 0.77 -

제: 수송선 규모 135,000m3, 용선비용 $70,000/일

자료: Heren LNG Markets(2007. 11. 16)

<표 4-4> 해상 수송비용 사례(단 : $/MMBtu)

만약 미국과 국의 물가격이 동일하다면, 트리니다드를 제외한 다

른 공 자들은 국으로 공 하는 것이 미국보다 더 높은 네트백을 얻

을 수 있다. 한 4개국 시장이 동일한 가격을 보이는 경우, 스페인이

카타르, 알제리, 나이지리아로부터 지리 으로 가깝기 때문에 이들 지역

의 공 자들은 다른 조건이 같다면 스페인으로 공 함으로써 더 높은

네트백을 얻을 수 있으며, 미국과 인 한 트리니다드는 미국으로 공 하

는 것이 가장 높은 네트백을 얻을 수 있는 선택이 된다.

달리 표 하면, 일본의 경우 카타르, 알제리, 나이지리아의 LNG 카고

를 공 받으려면, 이들 공 자가 다른 지역으로부터 얻을 수 있는 네트

백 이상의 가격을 제시하여야 한다. 카타르 LNG 카고의 경우, 일본으로

의 수송비용이 미국과 국보다는 낮고 스페인보다는 약간 높기 때문에,

카타르 공 자가 일본으로의 공 을 선호하려면 일본의 가격이 미국과

국의 가격에 비해 낮더라도 그 차이가 수송비용 차이 이내(각각 최

$0.85/MMBtu와 $0.24/MMBtu)이어야 하며, 스페인 가격보다는 최소 수

송비용 차이($0.05/MMBtu) 이상 높아야 한다([그림 4-2] 참조).

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 99

[그림 4-2] 일본 기 수송비용 차이

한편 카타르의 경우와 달리, 알제리와 나이지리아는 모두 일본보다 미

국, 국, 스페인과 지리 으로 가깝기 때문에, 이들 공 국의 LNG를

다른 수요지와 경쟁하여 도입하려면 일본의 가격이 다른 수요지보다 모

두 높아야 한다. 를 들어, 알제리의 경우 스페인으로의 수송비용이

$0.15/MMBtu인 반면, 일본으로는 $1.90/MMBtu의 수송비용이 발생하기

때문에, 알제리 공 자가 일본으로의 공 을 선호하려면 일본의 가격이

스페인의 가격보다 최소 $1.75/MMBtu 이상이어야 한다.

Heren(2007)117)이 집계한 각 지역의 최근 시장가격을 살펴보면,

Henry Hub과 NBP의 11월 가격이 각각 $7.27/MMBtu와 $9.56/MMBtu

이며, 스페인의 10월 31일 기 CIF 가격이 $8.44/MMBtu, 일본의 9월

평균 수입가격이 $7.96/MMBtu으로 나타나는 것을 알 수 있다. 이를 기

으로 네트백을 시산해보면 공 국별로 [그림 4-3]과 같이 나타난다.

117) Heren LNG Markets(2007. 11. 30, p. 2)

100

[그림 4-3] 공 자의 지역시장별 네트백 비교(2007. 11)

국의 NBP 가격이 다른 시장에 비해 매우 높기 때문에, 카타르, 알

제리, 나이지리아는 물론, 미국시장에 인 한 트리니다드도 국시장에

서 더 높은 네트백을 얻을 수 있는 것을 볼 수 있다. 다음으로는 스페인

시장이 모든 공 자의 입장에서 높은 네트백을 보이고 있다. 일본과 미

국시장의 경우, 공 자에 따라 차이를 보이는데, 카타르는 일본에서 미

국보다 높은 네트백을 얻는 반면, 알제리와 나이지리아의 경우는 미국시

장에서 일본시장보다 약간 더 높은 네트백을 얻게 된다. 물론 이러한 네

트백의 비교는 비교시 의 각 시장가격에 따라 차이가 나며, 다른 조건

이 동일하다는 제하에서만 성립한다.

3) 목 지 변경과 수익분배체계(profit splitting mechanism: PSM)

의 네트백 비교는 LNG 물량이 특정 시장으로의 공 이 확정

(commit)되지 않았을 때, 즉 공 자들이 목 지가 자유로운 LNG 물량

을 어느 시장으로 공 할 것인가를 단할 때 해당되는 내용이다. 그러

나 LNG 매매계약이 목 지 변경을 제한하거나 방 합의를 제로 할

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 101

때는 LNG 계약의 매자(생산자)와 수익을 분배하는 경우가 발생하기

때문에, 목 지 변경을 한 가격의 임계치가 달라질 수 있다.

목 지 변경의 수익과 인센티 는 (i)목 지 변경을 할 수 있는 권리

의 명시 여부, (ii) 계약 방의 합의 필요 는 일정 요건의 충족시 합의

없이 추진 가능 여부, (iii)목 지 변경으로 얻는 수익의 분배 는 계약

상 방에 한 보상 여부 등에 한 매매계약의 내용에 따라 달라진

다.118) 지 까지 통상 으로 목 지 변경은 LNG 매매계약의 구매자가

제안하여 추진된 경우(buyer diversion)가 많지만, 최근에 와서는 매자

가 매매계약에 목 지 변경의 권리를 명시하는 경우가 많아지고 있다.

과거의 매매계약에는 특정한 목 지가 명시되어 있거나 매처 변경에

계약 방의 합의가 필요한 경우가 일반 이며, 구매자가 목 지 변경으

로 얻는 추가수익에 해 생산자( 매자)가 분배할 것을 요구하는 경우

가 많았다. 매자가 목 지 변경의 권리를 갖는 최근의 매매계약은 목

지 변경의 수익을 배분하지 않는 신, 구매자에게 LNG 인수터미

비용을 보상하는 조건으로 체결되는 것이 일반 이다.

한 매매계약의 인도조건에 따라서, 목 지 변경이 용이한가 는

매자나 구매자 어느 측이 목 지 변경을 제안하기에 더 한 치

에 있는가가 달라진다. FOB(Free on Board)계약에서는 매자의 책임이

선 항의 본선선 으로 끝나며, 이후 모든 비용과 험은 구매자가 부담

하기 때문에, 구매자가 보다 자유롭게 목 지 변경을 제안하거나 추진할

수 있다. 이 경우, 매자의 주된 심은 당 계획된 수요처에 한 공

보다 수익이 증 되는지 수익분배가 가능한지의 여부에 있다.

반면에 매자의 책임이 목 지항에서 본선인도 후 끝나며, 목 지항

118) Culotta(2006) 참조

102

까지의 비용과 험은 매자가 부담하는 DES(Delivered Ex Ship)119)의

경우, 매자가 목 지 변경과 련된 수송부문의 험을 부담하기 때문

에 매자의 동의가 필요하며, 구매자의 심은 확보된 인수터미 용량

의 비용 보상이나 체 물량의 확보 등에 있다.

한 구매자와 매자가 목 지 변경의 수익을 분배할 때, 수익분배방

식(PSM)에 따라 목 지 변경의 인센티 가 달라질 수 있다. PSM에는

단순차액분배방식(raw PSM)과 순차액분배방식(net PSM)의 두 유형이

있다.120) 단순차액분배방식은 목 지 변경에 따른 최종 매가격과 매

자의 (상류) 매가격과의 차이를 분배하는 것으로, 수송비용 등 목 지

변경 시 발생하는 비용을 감안하지 않기 때문에 목 지 변경에 따라 수

익이 원래 계획된 수요처에 공 할 때의 수익을 상회하더라도 목 지

변경이 실 되지 않을 수 있다. 반면에, 순차액분배방식에서는 목 지

변경에 따른 추가수익을 분배하는 것으로, 목 지 변경에 따라 수익이

원래 계획된 수요처에 공 할 때의 수익을 상회하는 경우 목 지 변경

이 실 된다.

를 들어, 특정 시장([그림 4-4)의 <시장 1>)으로의 공 을 제로

LNG 매매계약이 체결되어 있으며, FOB 조건의 매매가격은 (카고당)

100이라고 하자. <시장 1>로의 매가격은 120, <시장 2>로의 매가격

은 130이며, 두 시장으로의 수송비용 등 제반 공 비용이 10으로 동일할

때, 매매계약의 구매자는 <시장 2>로 목 지를 변경하여 수익을 증 시

키려는 유인이 발생한다. 이 때, 매자와 순차액분배방식으로 수익을

119) 한편 CIF(Cost, Insurance and Freight)계약은 매자의 책임이 선 항의 본선선

으로 끝나지만, 매자가 운임과 보험료를 지불하는 계약인데, 본선선 이후 분실

이나 손, 추가비용 등의 험은 구매자가 부담하게 되어 있다.

120) Nyssens and Osborne(2005) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 103

분배한다면, 순수익의 증가가 10이므로 매자와 구매자에게 공히 5씩의

차익이 발생하여 방 모두에게 이익이 된다. 그러나 매자가 단순차액

분배방식의 수익분배를 요구하는 경우에는, 단순차액이 30(=130-100)이므

로, 매자와 구매자가 15씩 수익을 분배하게 된다. 이 때 구매자는 10

의 비용을 지출하게 되므로, 목 지를 변경하여 <시장 2>로 공 하면

5(=15-5)의 수익을 얻게 되며 이는 <시장 1>로 공 할 때의 수익(10)보

다 작게 되므로 목 지 변경을 하지 않게 된다.

< 시장 1 >

매가격 120총비용 10

< 시장 2 >

매가격 130총비용 10

(상류) FOB 매가격 100

기존 수요처 목 지 변경

[그림 4-4] 수익분배방식의 차이 시

따라서 단순차액분배방식은 목 지 변경이 LNG를 더 효용이 높은 곳

으로 공 되도록 하여 가스의 효율 인 재배분(efficient reallocation)을

이룰 수 있는 경우에도 목 지 변경을 어렵게 하는 반면, 순차액분배방

식에서는 효율 인 재배분으로 이어지는 목 지 변경의 실 을 가능하

게 한다.121)

121) 한편 구매자가 매매계약을 통해 LNG의 소유권을 이 받은 것이기 때문에 매

자의 수익분배 요구가 타당한 것인가에 한 논란이 있을 수 있다. CIF나 DES 계약

에서는 목 지항까지의 험 는 비용에 해 매자가 부담하므로 목 지항 변경

시 매자와 구매자 양자의 합의가 필요한 것이 당연할 수 있으며, 따라서 이 경우

목 지 변경 수익의 분배가 구매자의 자유로운 소유권 행사를 해한다고 볼 수 없

104

한편 의 시에서 <시장 2>가 물시장이 존재하지 않는 시장이라

면 매가격이 상을 통해 결정되며, 이 경우 단순차액분배방식 하에서

는 <시장 2>의 최종수요자(구매자)가 최소 140 이상의 가격을 지불해야

만 목 지 변경을 유도할 수 있게 된다. 따라서 수익분배방식에 따라 목

지 변경에 필요한 최소 가격이 달라진다는 것을 알 수 있다.

나. 목 지 변경과 도입조건

1) 목 지 변경(diversion) 거래의 동향122)

2006년 말부터 2007년 까지의 동 기에 북유럽의 가스가격은 미국

의 Henry Hub에 비해 높은 수 을 유지하여 단기 LNG 카고의 매지

로서 매력 인 시장을 제공하 다. 그러나 평년보다 높은 기온으로 가스

수요가 상보다 낮았고 NBP 가격은 2006년 12월 $7.46/MMBtu에서

2007년 3월말에는 $3.57/MMBtu로 하락하 다.123) Zeebrugge Hub의 가

격도 국의 NBP가격보다 낮은 수 에서 유사한 하락세를 보 다. 그러

나 같은 시기 Henry Hub의 가격은 상당히 높은 수 을 유지하고 있어,

2007년 3월말을 기 으로 NBP 가격에 비해 $3/MMBtu 이상의 리미

엄을 기록하고 있었다.124)

으나, FOB 계약에서의 PSM은 구매자에게 화물이 인도된 후의 소유권 행사에 따른

이윤을 요구하는 것으로 구매자의 자유로운 소유권 행사를 방해한다고 볼 수 있다.

최근 EU는 알제리측과의 상에서 FOB계약의 경우 목 지를 제한하지 못하도록

요구하고 있으며, 이러한 요구에 따라 알제리는 기존 FOB계약을 DES계약으로 변경

을 추진하고 있다. LNG Focus(2007. 10) 참조

122) 입수 가능한 자료의 제약으로 인해, 목 지 변경 차익거래의 동향과 련된

본 소 의 내용은 주로 LNG Focus(2007. 10, pp. 12~13) 타 문지를 참조·인용

하 음을 밝 둔다.

123) 각각 2006년 12월 22일과 2007년 3월 30일의 NBP day ahead 가격이다.

124) 이러한 가격차이는 국으로 공 이 계획된 LNG 카고를 미국으로 환하 을

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 105

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

$/MMBtu

NBP 가격 Henry Hub 가격

[그림 4-5] 2006~2007년 서양 물시장 가격 추이

2007년 반에 Henry Hub의 가격이 $6/MMBtu 수 으로 낮아졌지

만, 유럽의 가스가격이 낮게 유지되고 아시아지역의 하 기 물수요도

낮아 LNG 카고는 계속 미국으로 유입되었다. 그러나 7월 순에 일본

에서 발생한 지진으로, 도쿄 력 원자력발 소의 가동이 단되면서

2007~2008년 동 기까지 1백만 톤 이상의 LNG 물수요가 발생하 다.

이후 서양지역으로 공 이 계획된 LNG 카고가 아·태지역으로 목 지

를 환하여 8월에는 10카고가 아·태지역으로 공 되었다. 일본뿐 아니

라 동 기 수 을 해 물도입을 필요로 하는 한국 등 아시아지역의

물수요로 인해 9월에는 17카고가 아시아지역으로 공 되었다.125)

때 5백만 달러 이상의 추가수익을 가능하게 하는 수 이며, 실제로 다수의 LNG 카

고가 미국으로 목 지를 환하 다. 138,000㎥ LNG 수송선 1카고는 약 2,907,000

MMBtu의 가스를 공 할 수 있으며, 추가 수송비용을 감안하여 MMBtu당 2달러의

리미엄을 얻는다고 가정해도 1카고당 6백만 달러에 가까운 추가수익을 얻게 된다.

미국으로의 목 지 변경에 따른 추가비용을 제한 추가수익은 카고당 평균 1천만 달

러 수 인 것으로 알려진다. LNG Focus(2007. 8. p. 20) 참조

106

2007년 9월, 아시아지역으로 향한 서양지역의 LNG 카고는 서양

지역의 6개 LNG 생산국(트리니다드토바고, 알제리, 도기니, 나이지리

아, 이집트, 리비아) 리비아를 제외한 5개국에서 공 되었다. 도기

니의 액화기지는 2007년 반 가동이 개시된 신규 로젝트로, 체

LNG 생산량이 BG와의 계약을 통해 미국으로 공 될 정이었으나,126)

BG가 계약에 명시된 도착지 유연성 조항을 활용하여 목 지를 변경한

결과, 기 LNG 공 량 반이 아시아로 공 되었다.

한편 이러한 목 지 변경은 수송선 시장에도 향을 미친 것으로 나

타났다. 즉 총 237척의 LNG 수송선 37척이 7월과 8월 서양지역의

LNG를 아시아로 수송하는 데 동원된 것으로 나타났으며, 장거리 수송

수요의 증가로 용선료(charter rate)도 2007년 일일 4만 달러에서 8월

에는 8만 달러로 상승하 다.

2) 물도입 가격수 의 검토

2006년 1월부터 2007년 7월까지 일본으로 공 된 서양지역의 LNG

매단가와 서양지역의 물시장 가격을 분석한 Flower(2007)의 자료

를 보면([그림 4-6] 참조), 일본으로 공 된 LNG 물의 가격이 미국의

Henry Hub 가격과 국의 NBP 가격 높은 가격보다 체 으로 약

$2.60/MMBtu이 높은 것으로 나타났다.127)

이 같은 수 의 리미엄은 서양지역에서 아시아지역으로의 왕복

수송료 증가분과 목 지 변경에 필요한 보상 등을 고려할 때 크게 상

125) 2007년 8월 이 까지 아시아지역으로 향한 서양지역의 2007년의 LNG 물량은

월 평균 40만 톤(6카고) 수 이었는데, 아시아지역으로 공 이 환된 물량 가운데,

일본으로 공 된 카고수만 8월과 9월 각각 6카고와 11카고 다.

126) FOB계약이며, Lake Charles 터미 로 공 될 정이다.

127) LNG Focus(2007. 10, p. 13) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 107

을 벗어나는 수 은 아닌 것으로 보인다. 이러한 자료는 서양 지역으

로 공 이 계획된 LNG를 아시아로 환할 때 지불해야 하는 리미엄

의 수 을 가늠할 수 있게 해주며, 아시아지역으로 공 될 물가격의

수 을 선물시장 가격으로부터 유추해낼 수 있는 가능성을 보여 다.

[그림 4-6] 서양지역 카고의 일본 도입가격 리미엄

자료: LNG Focus(2007. 10)

한편, [그림 4-7]에 나타나 있는 바와 같이 Huitric(2007)가 제시한

2005~2006년 동안 한국, 일본, 미국으로 물거래된 LNG 가격을 보면,

미국으로 공 된 물카고의 가격은 체로 Henry Hub 가격에 근 한

수 에서 결정되었고, 부분 터미 비용 등을 반 하여 Henry Hub 가

격보다 할인된 가격에 공 된 것을 알 수 있다.

반면 한국과 일본으로 공 된 물가격은 의 분석과 차이를 보이고

있다. 특히, 2005년 12월부터 지속된 추운 날씨로 인해 2006년 1~2월 한

국과 일본의 물소요가 증하 는데, 이 때 한국과 일본으로 도입된

물가격은 (Henry Hub 보다 강세를 보이던) NBP의 가격을 훨씬 웃도

는 수 이었다. 한국의 경우, MMBtu당 25달러의 고가의 물을 도입

108

한 사례가 있었으며,128) 같은 시기에 일본에도 18~20달러의 물이 도입

되는 등 2006년 반의 물가격은 NBP 가격보다 약 4~15달러의 높은

리미엄이 지불되었다. 이후 동 기가 끝나는 시 부터 물가격의

리미엄은 하락하여, 2006년 반 이후에는 서양 물시장 가격과 유사

한 수 이 되었다.

[그림 4-7] 수입국별 물도입 가격 비교

자료: Huitric(2007)

2005년 9~10월 Henry Hub 가격이 $14~15/MMBtu까지 치솟은 주된

이유는 허리 인 카트리나와 리타로 인한 생산 단이었으며, 같은 해 9

월 이 에 4개 로젝트(이집트 Damietta, 트리니다드토바고의 Atlantic

LNG, 나이지리아의 NLNG, 호주의 NWS 제4트 인)에서 상치 못한

가동 단이 발생하여, LNG 공 물량이 매우 부족한 상황이었다. 이즈음

128) 오만의 Qalhat LNG로부터 도입된 카고로 알려진다. LNG in World

Markets(2006. Jan/Feb. p. 1 & p. 27) 참조

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 109

국의 NBP 가격이 격히 상승하고 있었으며, 11월부터 2006년 4월까

지의 동 기에는 NBP 가격이 Henry Hub 가격보다 높은 수 을 유지하

고 있었음에도 불구하고, LNG 카고가 국으로 유입되지 않고 NBP보

다 낮은 가격에 미국으로 공 된 것을 볼 수 있다. 당시 국으로 LNG

를 공 할 수 있는 유일한 Isle of Grain 터미 의 이용률이 용량에 훨

씬 못 미쳤다. 그럼에도 불구하고 LNG 카고가 미국으로 공 된 이유

가운데 하나는 용량을 확보한 사업자(BP와 Sonatrach)가 다른 이의 설비

이용을 허용하지 않아 터미 용량확보가 용이하지 않았기 때문일 것이

다.129) 2008년으로 정된 South Hook 터미 과 Dragon 터미 이 완공

되면, 목 지 변경이 자유로운 LNG 카고가 보다 높은 네트백을 얻을

수 있는 시장으로 공 되는 형태를 보일 것으로 상된다.

3) 아·태지역으로의 목 지 변경과 도입가격

아시아지역에는 서양지역과 달리 가스 물시장이 존재하지 않아, 가

스의 투명한 시장가치가 형성되지 않는다. 따라서 아시아지역으로 유입

되는 LNG 물의 도입가격은 매 건마다 잉여 LNG 공 여력, 물카고

의 경쟁수요, 서양 물가격, 공 자의 성향 계획된 매처로의 구

속성 여부, 매자와 구매자 간의 계 등 여러 측면들이 복합 으로 반

된 개별 인 상을 거쳐 결정된다. 그 기 때문에, 2006년 반 한국

과 일본으로 도입된 LNG 물가격이 $18~25/MMBtu이라는 높은 수

에서 결정된 배경을 악하기가 쉽지 않다. 2006년 1~2월의 실 NBP

가격인 $9.50~14.00/MMBtu를 기 으로, 아시아가 지불한 높은 물가

격($18~25/MMBtu)을 살펴보면, 카고별로 약 $4~15/MMBtu의 리미엄

129) World Gas Intelligence(2005. 11. 30, pp. 3~4 & p. 6) 참조

110

을 지불한 것이 된다.130) 하지만 앞서 언 하 듯이 목 지 변경이나 차

익거래에서 주로 기 이 되는 가격은 근월물 등의 선물가격이다. 2006년

의 1월과 2월 NBP로 인도 정인 2005년 12월 19일 기 IPE 선물가격

은 각각 $15.02/MMBtu $14.74/MMBtu이었는데,131) 이 가격들을 기

으로 보면 리미엄은 약 $3~10/MMBtu로 나타나며, NBP 선물가격에

비해 약 $10/MMBtu의 리미엄을 지불한 한 카고를 제외하면, 다른 카

고들의 리미엄은 $3~5/MMBtu의 범 로 단해 볼 수 있다.132)

가스교역 정보의 상업 비 유지 행으로 각국 물도입의 세부내

역에 한 자료 부족과 상 으로 짧은 물거래 활성화 기간으로 인

하여, 물도입 가격조건에 한 면 한 분석이 실 으로 어려울뿐더

러, 일반화된 추세 는 행도 형성되지 않은 상황이다. 다만 물수요

가 몰리고 공 이 부족한 동 기에, 아시아시장으로의 물도입가격의

리미엄이 목 지 변경에 소요되는 비용을 훨씬 상회할 수 있다는

을 추론해 볼 수 있을 뿐이다. 하지만 상당사자 간의 특수 계 등에

서 비롯된 외 인 측면의 요인들을 배제하고서, 공 자들의 일반 인

130) 이들 물카고 한국으로 유입된 물량은 오만, 이집트, 알제리에서 도입되었으

며, 일본은 트리니다드토바고, 카타르에서 도입한 것으로 알려졌으며, 이 가운데 이

집트 물량은 말 이시아의 Petronas로부터, 알제리 물량은 스페인의 Iberdrola로부터

목 지가 변경된 것으로 보도되었다. LNG in World Markets(2006. Jan/Feb. pp.

1~2) 참조

131) 한편 2006년 1월과 2월에 Henry Hub으로 인도 정인 2005년 12월 19일 기 의

NYMEX선물가격은 각각 $14.04/MMBtu $14.10/MMBtu이었다.

132) 여기에서 수송비의 증감분과 생산자와의 수익분배 여부 등에 해 차감하면 공

자가 얻게 되는 순수익 증가분이 된다. 일례로, 이들 카고 스페인으로 공 이 계

획된 알제리의 LNG를 목 지 변경하여 도입한 경우, 앞서 도착지별 LNG 수송비용

의 차이를 제시한 [그림 4-2]에서 볼 수 있듯이, 스페인행 LNG를 아시아로 용할

때 동일한 네트백을 제공하려면 최소 $1.75/MMBtu의 수송비용 차이를 보상해야 한

다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 111

목 지 변경의 인센티 를 고려한다면, 구매자가 지불해야 할 최소가격

수 을 개념 으로 살펴볼 수 있으며, 이로부터 략 인 정 가격을

가늠해 볼 수 있을 것이다.

목 지 변경을 통해 물카고를 공 하기 한 가격 상에서, 공 자

에게 가장 요한 기 이 될 수 있는 것은 타 매처에서의 기회수익일

것이다. 이 기회수익은 (i) 근 가능한 물시장의 가격, 는 구매 상

자 타 구매경쟁자의 지불용의, (ii)수송비용의 증감분, (iii)수요처

LNG 터미 비용, (iv)기확보한 터미 용량의 처리(비용) 당 정

된 수요처의 물량 체 필요성, (v)수익분배 여부 방식(PSM) 등으로

결정된다. 이상의 항목 (i)의 타 구매경쟁자의 지불용의는 체 으로

반 인 시장의 공 여력과 개별 구매자의 수요상황이 고려되어 결정

되며, 정량화가 어려운 부분이지만, 나머지 항목들은 악이 가능한 부

분들이다.

아시아지역으로의 목 지 변경은 물도입뿐만 아니라 기간계약으로

도 이루어지고 있다. 제2장에서 살펴보았듯이, 최근 카타르는 서양지

역으로 공 이 계획된 물량의 목 지를 변경하여 한국 일본(쥬부

력)으로 공 하는 계약을 체결하 다. 한국의 도입가격은 0.16×JCC +

0.88, 쥬부 력의 도입가격은 0.17×JCC + 1.05이며, 한국으로 공 되는

물량은 당 미국 텍사스의 Golden Pass 터미 로 공 할 물량의 일부

를 목 지 변경한 것으로 알려졌다.133) 이 계약가격공식을 활용하여, 원

유가, Henry Hub 가격 망 등에 한 몇 가지 제를 통해, 개략 이

나마 카타르가 목 지 변경을 통해 한국으로 공 함으로써 얻는 수익을

133) 한국가스공사와는 20년 계약을 통해 연간 210만톤을 공 하고, 일본 쥬부 력으

로는 5년 계약을 통해 연간 120만톤을 공 한다. LNG in World Markets(2007.

Jan/Feb. pp. 5~7) 참조

112

평가해 볼 수 있다.

카타르가 원래 계획 로 미국 걸 지역으로 공 하 을 때의 수익은

Henry Hub(HH) 가격에 Golden Pass 터미 의 지역베이시스차이

(locational basis differentials)134)를 할인한 가격에서, 터미 비용과 해

상수송비용 FOB생산비용을 차감하여 산정될 수 있다. 즉

MMBtu당 수익 = HH 가격 - Golden Pass 터미 베이시스차이

- 터미 비용 - 해상수송비용 - FOB 생산비용

재 건설 에 있는 Golden Pass 터미 베이시스차이에는 인 지역

에 치한 Lake Charles 터미 의 베이시스차이(약 0.13 ~ 0.08 할인)를

활용하여 $0.10/MMBtu의 할인 터미 비용으로 $0.30/MMBtu를

용하고, 카타르에서 Golden Pass 터미 과 한국까지의 해상수송비용에

는 각각 $1.65/MMBtu와 $0.95/MMBtu를 용하기로 한다.135)

향후 20년 동안 평균 Henry Hub 가스가격을 $7/MMBtu로 가정하

고,136) 동 기간 평균 원유가를 $60/bbl로 가정할 경우, 카타르 공 자의

134) 미국에서 Henry Hub 가격에 한 각 지역시장의 상 가격차이를 보여주는

지역베이시스 차이는 해당 지역의 시장수요, 수송거리 수송배 용량의 여유 등에

의해 시 별로 달라지지만, 기본 으로 수송비용의 차이가 지역간 베이시스 차이를

결정한다고 볼 수 있다.

135) 앞서 <표 4-4>에서 카타르와 미국 Lake Charles 터미 까지의 수송비용을

$2.00/MMBtu로 제시할 때는 135,000m3 수송선을 제로 하 으나, 여기에서는

210,000m3 수송선을 제하기로 한다.

136) 여러 기 의 Henry Hub 가스가격 망치를 살펴보면, 2015년 이후 2030년까지의

MMBtu당 평균 Henry Hub 가격에 해 EIA는 $6.08, Global Insight는 $6.72,

SEER(Strategic Energy and Economic Research)는 $6.68, EEA(Energy and

Environmental Analysis)는 $7.70 등 $6.08~7.70/MMBtu의 범 에서 결정될 것으로

나타난다(Inglesby and Kumar(2007) 참조). 이는 과거 $5/MMBtu 이하에서 유지될

것이란 망을 많은 기 에서 상향 수정하고 있음을 의미하며, 천연가스 부문도 유

가와 마찬가지로 최근의 등기에서 안정세로 환하여 유지될 것인가에 한 망

이 어렵다는 을 보여 다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 113

수익은 다음과 같다.

(i) 원 목 지(미국) 공 시 수익($/MMBtu)

= 7 - 0.10 - 1.65- 0.30 - FOB 비용 = 4.95 - FOB 비용

(ii) 한국 공 시 수익($/MMBtu)

= 0.16 × 60 + 0.88 - 0.95 - FOB 비용 = 9.53 - FOB 비용

원유가와 Henry Hub 가격의 제에 따라 차이가 나지만, 이상과 같

은 제 하에서 공 자는 한국으로 목 지를 변경함으로써

$4.58/MMBtu이라는 막 한 추가수익을 얻게 된다. 만약 확보한 터미

용량을 2차시장을 통해 재 매하는 것을 고려한다면, 터미 비용을 회수

할 수 있으므로, 이 경우의 추가수익은 $4.28/MMBtu가 된다.

달리 표 하면, 원유가가 평균 $60/bbl를 유지한다고 가정할 때, 카타

르가 원 목 지인 미국으로 공 하는 옵션과 한국으로 공 하는 옵션이

동일한 수익을 갖게 되는 Henry Hub의 평균 가격수 은

$11.58/MMBtu (=9.53+0.10+1.65+0.30)가 된다.

이와 같은 분석은 수익에 향을 주는 여러 변수에 한 제를 무

단순화한 측면이 있는 것이 사실이다. 한 공 자의 입장에서 장기계약

을 통해 목 지를 변경하지 않고, 원 목 지인 미국으로 공 을 하면서

때때로 서양지역에서 차익거래를 하며( 를 들어, 국 NBP 가격이

Henry Hub 보다 높을 때) 수익을 얻을 수 있는 기회가 있다는 을 간

과하고 있다. 이 을 고려한다면 의 추가수익 규모는 다소 과 평가된

부분이 있다. 이를 감안하기 해서는 서양지역의 상 차익거래 수익

을 차감할 필요가 있다.137)

137) 상 차익거래의 수익은 단순하게는 두 시장의 선물가격을 활용하여 산정하는 방

법이 있으나, 선물가격이 제공되는 기간이 길지 않으며(Henry Hub의 경우 5년,

NBP 3년), 1~2년 후의 선물가격은 유동성이 히 떨어진다는 문제 이 있다. 다

114

서양지역의 차익거래 기회를 Henry Hub와 NBP 시장가격의 과거

실 치를 참조하여 가늠해 볼 수 있다. [그림 4-8]은 2001~2007년 상반기

까지 Henry Hub와 NBP 가격을 비교한 그래 이다.

-10

-5

0

5

10

15

2001/1

2001/4

2001/7

2001/1

0

2002/1

2002/4

2002/7

2002/1

0

2003/1

2003/4

2003/7

2003/1

0

2004/1

2004/4

2004/7

2004/1

0

2005/1

2005/4

2005/7

2005/1

0

2006/1

2006/4

2006/7

2006/1

0

2007/1

2007/4

2007/7

$/MMBtu

HH-NBP 스프레드 UK NBP Henry Hub

[그림 4-8] 2001~2007년 Henry Hub과 NBP 가격 스 드

2005년 이 까지는, 2001년의 동 기를 제외하면 체 으로 Henry

Hub 가격이 NBP 가격을 상회하 기 때문에 차익거래의 기회가 별로

발생하지 않았던 반면, 2005년 이후로 어들면서 NBP 가격이 Henry

Hub 가격에 비해 리미엄을 보이는 경우가 이 보다 빈번하여 국으

로의 차익거래 기회가 발생하고 있다. 국으로의 차익거래 기회는 주로

동 기에 집 되기 때문에, 서양지역의 차익거래는 하 기에는 LNG

른 방법으로 과거 실 치를 활용하여 각 물가격의 변동성과 평균회귀값을 산정하

여 물가격을 시뮬 이션 하는 방법이 있다. 본 보고서에서는 목 지 변경에 따른

도입가격 수 이 공 자에게 과다한 리미엄을 제공한다는 을 지 하고자 하는

것이 주목 이기 때문에, 차익거래의 가치산정은 단순화된 가정을 통해 간략히 살펴

보기로 한다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 115

물량이 미국으로 향하고, 동 기에는 유럽으로 향하는 경향을 보이게 된

다.138)

카타르 공 자들이 아시아로 목 지 변경을 하지 않고 원 목 지인

미국으로 공 한다고 가정하 을 때 국시장으로의 차익거래 기회에

따른 수익을 간략히 평가해 보기 해서 향후 Henry Hub과 NBP의 가

격차이(HH-NBP 스 드)가 2004년 7월~2006년 6월까지의 스 드 실

의 평균치와 동일하다는 가정을 용하면, [그림 4-9]와 같은 월평균

HH-NBP 스 드가 도출된다.

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7월 8월 9월 10월 11월 12월 1월 2월 3월 4월 5월 6월

[그림 4-9] 월평균 Henry Hub과 NBP 가격 스 드 시

카타르로부터 국으로의 수송비용($1.20/MMBtu)이 미국으로의 수송

비용($1.65/MMBtu)보다 약 $0.45/MMBtu 낮지만139), 국으로 공 할

138) 미국의 가스수요가 발 난방 수요로 인해 하 기와 동 기의 이 피크를 보

이는데 반해, 유럽은 동 기 피크만을 보이기 때문에 서양지역에서의 차익거래는

계 별로 이러한 움직임을 보인다.

139) 210,000m3 수송선을 제로 할 경우이며, 135,000m3 수송선을 기 으로 할 경

우 $0.60/MMBtu의 수송비용 차이가 난다. <표 4-4> 참조

116

때 터미 비용이 추가로 발생하므로 수송비용과 터미 비용이 개략

으로 상쇄된다고 가정한다. NBP 가격이 Henry Hub 가격보다 높은 동

기 5개월(11월~3월) 동안 월별 2카고140)씩을 국으로 목 지 변경하

여 공 할 때 얻게 되는 총 추가수익을 연간 공 량으로 나 면, 국으

로의 차익거래에 따른 평균 수익이 $0.60/MMBtu로 산출된다. 한국으로

의 목 지 변경에 따른 카타르의 추가수익으로 계산된 $4.28/MMBtu에

서 이 수치를 제하면, $3.68/MMBtu이라는 순 추가수익이 도출된다.

요약하면, 카타르가 미국으로 공 이 계획된 물량을 한국으로 목 지

변경하면서 장기계약가격공식을 원유열량등가에 근 한 0.16×JCC +

0.88로 용하고, 향후 평균 Henry Hub 가스가격과 원유가를 각각

$7/MMBtu와 $60/bbl로 가정한다면, 카타르는 $3.68/MMBtu의 순 추가

수익을 얻는 것으로 평가된다는 것이다.141)

4) 물시장 가스가격과 유가와의 연 성

유럽 륙과 아시아의 경우, 가스도입가격이 유가에 연동되어 있어 가

스가격과 유가 간에 분명한 상 계가 존재한다. 제3장에서 언 하 듯

이 유럽 륙의 가스가격은 원유가의 6개월 이동평균치와 연동된다. 반면

가스 물시장이 존재하여 가스가격이 유가와 직 으로 연계가 되지

않는 미국과 국에서는 가스가격과 유가 간 상 계의 존재 여부는,

장기 으로 유가연동 계약과 물가격 연동계약의 유·불리를 단하는

140) 한국과의 연간 계약량 기 으로 연간 210만톤을 공 하려면, 210,000m3 수송선

을 기 으로 월평균 2카고를 공 하게 된다.

141) Fesharaki(2007)도 원유열량등가에 근 한 수 의 카타르 도입계약 가격이 과도하

다고 지 하고 있다. 그는 Henry Hub 네트백 가격의 20% 정도의 리미엄이면,

서양지역시장에서 아시아시장으로 목 지를 변경하는 장기계약 체결의 충분한 인센

티 가 된다는 견해를 밝히고 있다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 117

데 요한 건이 된다. 일반 으로 미국과 국의 가스가격은 물시장

을 기반으로 가스 간 경쟁력(gas-to-gas competition)으로 결정되지만, 수

요측면을 고려하면 가스와 석유제품 간의 연료 체 계와 간 인 연

성을 형성된다.

Jensen(2004)은 단기 인 공 상황에 따라 가스가격과 유가 간 상

계의 존재 여부가 차이가 난다고 하 다. 천연가스의 단기 인 수요

공 곡선은 아래 [그림 4-10]과 같이 나타낼 수 있는데, 단기공 곡

선은 장기에 비해 상 으로 비탄력 인 특성을 보인다. 공 측면에 상

으로 여유가 있어 단기공 곡선 1의 오른쪽(비탄력 수요구간 1)에

치하면, 가스가격은 유가와는 상 계를 보이지 않고 가스 간 경쟁

(단기공 곡선)으로 결정되고, 공 곡선에 따라 가스가격이 높은 변동성

을 보인다.

(유가 비 상 ) 가스가격

물량

단기공 곡선 2

단기공 곡선 1

유가와 가스가격 간 상 계 회복

비탄력 수요구간 2

비탄력 수요구간 1

[그림 4-10] 단기 가스 수요 공 곡선과 가격

원자료: Jensen(2004, p. 30), Energy Charter Secretariat(2007, p. 123)

그러나 공 곡선이 단기공 곡선 1과 2의 사이에 치할 때는 석유제

118

품과의 체 계에 따라 유가와 상 계를 가지게 된다. 단기공 곡선

1의 부근에서 공 이 어들면 가스와 질유(residual fuel oil)와의

체 계로 인해 연료 환이 나타나면서 수요곡선이 탄력 이 되며, 공

이 더욱 어들면 가스와 경유(light gas oil) 간의 연료 체가 나타난다.

연료 체가 소진되어 비탄력 인 수요만 남게 되면 가스가격은 유가와

분리되어 움직이고 가격이 등하게 되는데, 2000~2001년 미국시장의 가

스가격 등은 이러한 상황에서 발생하 다. 한 가스가격이 유가와

한 상 계를 보 던 2001~2006년 까지의 기간에 단기공 곡선은

1과 2 사이에서 움직 던 기간으로 단된다.142)

Hartley, Jaffe, Medlock(2006)은 장기 으로 원유가와 미국의 천연가

스가격 간 안정 인 계가 형성되는데, 이 계는 천연가스와 석유제품

간 경쟁에 따른 간 인 계에 기인한다고 밝히었다.143) 때때로 다양

한 수요·공 측면의 요인, 시장체제 지정학 요인들로 둘 간의

계가 분리될 수 있지만, 시장에서의 단기 인 차익거래 활동과 장기 인

투자활동의 변화로 안정 인 계가 복원되는데, 특히 발 부문의 연료

경쟁이 둘 간의 계를 형성시키는 가장 요한 요인이라고 분석하 다.

Villar and Joutz(2006)도 이들과 유사한 결론을 제시하고 있다.

1989~2005년 동안 WTI 원유가격과 Henry Hub 가스가격이 서로 분리

되는 기간이 있었지만, 장기 으로 안정 인 계를 보인다고 분석하

다.144) 즉 단기 으로 원유가와 천연가스가격은 장기 계에서 벗어나

지만 장기 으로는 복원되며, 원유가는 천연가스가격에 향을 미치지만

142) Energy Charter Secretariat(2007, pp. 121~123) 참조

143) Stern(2007)은 미국과 국의 가스가격과 유가와의 계에 해 살펴보며 련 연

구들의 결과를 비교하고 있다.

144) 원유가격이 20% 상승하면 천연가스가격은 1년 후부터 16% 증가하는 것으로 분석

되었다.

제4장 공 자의 사업 략과 아·태지역 LNG 도입조건 119

천연가스가격은 원유가에 향을 거의 미치지 않는 것으로 분석하 다.

한편 Brown and Yücel(2007)도 Henry Hub 가격과 WTI 가격간의 상

계가 존재하며, 때때로 분리되는 경우에도 다시 복원되기까지 평균 19

주의 기간이 걸린다고 분석하 다. 종합하면, 원유가와 천연가스가격은

단기 으로 서로 독립 으로 움직이더라도, 장기 으로 안정 인 계를

형성한다는 것이 공통된 분석결과이다.

한편 Foss(2007)는 2015년까지 미국의 천연가스 가격을 망하며 미국

의 가스와 석유제품 간의 환에 실질 으로 제약이 있기 때문에, 장기

으로 원유가격과 가스가격 간의 상 계가 약화될 것이며 Henry

Hub 가격이 $3~6/MMBtu 구간에서 크게 벗어나지 못할 것으로 측하

다. 이에 한 근거로 수요의 가격탄력성과 구조개편이 가격경쟁력이

결여된 LNG 공 의 기회를 제한하고, 가스수요의 구조 변화에 따라

가스가격을 결정하는 한계용도로 작용하는 발 부문에서 가스와 석유제

품 간의 연료 환능력이 감소할 것이라는 요인 등을 제시하 다.

국에서는 1998년에 유럽 륙과 국을 연결하는 이 라인인

Interconnector UK(IUK)가 건설된 이후 유가에 연동되는 유럽 륙의 가

스가 국으로 수입될 수 있기 때문에 국의 가스가격이 유가(Brent)에

간 으로 연동되는 것으로 추측되고 있다. 그러나 Wright(2006)는

국 가스가격과 IPE의 근월물(front-month) 원유 는 경유 가격과 상

계가 없는 것으로 분석하 다.

반면 Huggins(2006)는 1990~2005년 동안 국 가스가격과 유가와의

계를 분석하며, 1990~1995년 기간은 국의 가스가격이 유가와 한

계를 보 지만, 1995~2000년 기간에는 둘 간의 련이 없는 것으로 나

타났고, 2000~2005년 기간에는 상당한 시차를 두고 상 계를 보인 것

120

으로 나타났다고 하 다. Futyan(2006)은 IUK 이 라인의 NBP 가격

에 한 향을 살펴보며, 1999~2001년 기간 동안 국의 가스가격은 유

가와 직 인 상 계를 보 으며 2002~2005년에는 유가와의 상

계와 더불어 계 성을 보인다고 하 다. 따라서 IUK 건설 이후 국시

장의 가스 물가격이 유가와 상 계를 보이는가에 해 엇갈린 분석

이 나타나고 있으며, Stern(2007)은 상 계가 있더라도 상당히 미약한

것으로 단하고 있다.

제5장 결론 정책 시사 121

제5장 결론 정책 시사

최근 LNG의 단기 물 거래가 격히 증가하고 있지만, 아직

체 LNG 거래규모에서 많은 비 을 차지하지 않기 때문에 가까운 미래

에 원유시장과 같은 유동성을 LNG 시장에서 기 하기는 어려운 것이

사실이다. 규모 자본투자가 요구되는 LNG 산업의 특성상, 앞으로도

오랜 기간 장기계약이 LNG 거래의 근간이 될 것이란 시각이 지배 이

다. 그러므로 서양지역에서의 LNG 차익거래와 물거래가 지역시장

간 가스가격 수 을 빠르게 수렴시키기에는 한계가 있을 것이다.

그러나 LNG 차익거래는 미국 유럽의 두 지역시장의 가스가격을

서로 직 으로 연계시키며, 두 시장으로의 수송비용의 차이와 그 밖의

제약요인이 허용하는 일정한 범 를 벗어나는 가격차이가 지속될 수 없

도록 하는 역할을 한다. 일례로, 스페인은 트리니다드토바고와 LNG 장

기매매계약을 체결한 후, 이 물량의 부분을 ·단기 계약을 통해 미국

으로 재 매하고, 자국에서 필요한 물량은 카타르나 알제리 등지로부터

구매하여 보충하 다. 그 결과 스페인의 한계가스가격이 3,500km 떨어

진 서양 건 편의 미국 Henry Hub 가격에 의해 결정되는 결과를 낳

았다.145)

서양시장들과 아시아시장을 연계하는 차익거래는 장거리 수송에 따

른 추가비용으로 인해 서양시장들 간의 차익거래만큼 활발하지는 않

을 것으로 상된다. 더욱이 가스 물시장이 존재하지 않는 아시아지역

145) UK House of Commons(2005, p. 39) 참조

122

으로의 차익거래는 각 건별로 가격에 한 상이 필요하기 때문에, 공

자들이 사 으로 차익거래를 한 매체계를 구상하기에는 제약이

따른다. 그러나 최근 LNG 물물량의 확보가 어려워지면서 아시아지역

의 구매자들이 이집트, 나이지리아 등 서양지역의 공 자들로부터

물을 도입하는 사례가 증가하고 있기 때문에 두 시장 간의 연계성이 높

아지고 있으며, 서양과 아시아의 두 시장에 모두 공 할 수 있는 지리

이 을 지닌 동의 공 자들에 의해 향후 그 연계성이 강화될 것으

로 상된다. 특히 카타르는 2010년경 77백만 톤의 LNG를 공 할 능력

을 보유하게 될 최 생산국으로, 앞으로 서양시장과 아시아시장에

한 그 향력이 더욱 확 될 것으로 보인다.

한 공 자들의 하류부문 진출과 자가계약의 확산은 LNG 거래의 유

연성을 계속 증 시키고, 이에 따라 물거래도 더욱 활발해질 것으로

보인다. 한 EU의 단일시장 추진 노력으로 유럽의 거래허 들의 유동

성이 확 되고, 공 자들의 서양시장 간 차익거래의 기회는 넓어질 것

으로 상된다.

이러한 LNG 시장환경의 변화로 공 자들은 더욱 유연하고도 창의

인 사업 략을 추구할 것이다. 를 들어, Cheniere와 GdF가 각각 보유

하고 있는 북미와 유럽의 터미 용량을 활용하여 두 지역의 가스시장

간 차익거래를 실 하고자 서로 간에 풋옵션 계약을 체결한 사례가 있

다.146) 한편 지역 간 가스가격의 차이를 활용한 차익거래의 기회를 얻

고, 이 과정에서 수송비용을 최소화하여 최 수익을 올리기 한 의

가 가스수출국포럼(Gas Exporting Countries Forum: GECF)의 틀 안에

서도 논의되는 것으로 알려지고 있다. 특히 앞으로 이 라인가스

146) World Gas Intelligence(2007. 5. 2, p. 5) 참조

제5장 결론 정책 시사 123

(PNG)시장과 LNG시장에서 각각 가장 큰 향력을 행사할 것으로 망

되는 러시아와 카타르가 차익거래 실 을 해 PNG와 LNG의 스왑거

래를 의 인데, 유럽의 가스가격이 낮을 때 러시아의 Gazprom이 카

타르의 Qatar Petroleum(QP)에게 공 계약의 의무를 채울 수 있도록

PNG를 공 하고, QP의 LNG를 Gazprom과 함께 유럽 이외의 다른 높

은 수익을 얻을 수 있는 시장으로 공 할 수 있는 거래구조 구축을

의 인 것으로 알려지고 있다.147)

돌이켜보면, LNG 시장의 이러한 변화는 기술발 에 의한 비용감소와

더불어 서양지역 국가들의 가스· 력시장 개방화가 진하 다고 볼

수 있다. 제2장에서 논의하 듯이, 경쟁환경에 있는 가스수요자들이 계

약조건의 유연성 확 를 요구하여 물량인수 등 하류부문의 험이 공

자에게 이동하 기 때문에, 공 자들은 유동성 있는 시장에 근성을 확

보하기 하여 하류부문으로 극 진출하 다.

결과 으로 북미와 유럽의 가스 물시장은 공 자에게 매력 인 매

시장을 제공하는 동시에 유리한 조건으로 LNG 물량을 타 수요처로

용할 수 있는 략 기회를 제공하고 있다. 유동성 있는 가스 물시장

의 존재는, 구속력 있는 매매계약이 없더라도 신규 LNG 공 물량에

하여 일정 수 의 수익을 기 할 수 있게 해주며, LNG 공 의 수익성

에 따라 목 지를 변경할 수 있는 유연성을 제공해 주는 기반이 되고

있다.

반면 통 으로 세계 LNG 시장에서 요한 치를 차지했던 한국,

일본 등 아시아지역 구매자들의 입지는 축되고 있다. 공 자들이 유동

성과 유연성을 제공하는 서양 물시장에 한 근성 구축을 심으

147) World Gas Intelligence(2007. 7. 25) 참조

124

로 공 기반을 마련하는 략 인 구도 하에서, 가격에 해 비탄력 인

아시아지역 수요자들에 한 가격조건은 불리하게 책정될 가능성이 높

다. 더욱이 아·태지역의 공 이 타이트한 시기라면, 아시아 구매자들은

서양시장의 가장 높은 가격을 상회하는 수 의 리미엄가격을 지불

해야 하는 불이익을 당할 수 있다.

물 도입 는 목 지 변경을 통한 장기도입계약 상에서 가격결정

의 가장 요한 기 이 될 수 있는 것은 타 매처로의 수익 기회일 것

이다. 이 에서 서양지역의 가스시장 가격결정 방식에 한 검토

가 요한 의미를 가지며, 동시에 공 자들의 LNG 포트폴리오 차익

거래의 인센티 를 이해하는 것이 매우 요한 의미를 가진다.

최근 2년간 아시아지역으로 도입된 물가격은 서양지역의 최고가

격에 $2~3/MMBtu의 리미엄을 더한 수 에서 형성되었으며, 공 여

력이 매우 부족했던 2006년 1~2월에는 서양지역의 최고가격에 더하여

$4~15/MMBtu의 높은 리미엄을 지불한 것으로 나타났다. LNG 액화

랜트의 갑작스런 가동 단이나 추운 날씨의 지속 등으로 물소요가

경쟁 으로 몰리면, 제한된 물카고의 확보를 해 높은 리미엄 지불

이 불가피한 측면이 있다.

그러나 우려되는 부분은 다수의 신규 LNG 로젝트들의 공 구도가

주로 서양 물시장을 기반으로 하고 있어, 아시아 구매자들이 목 지

변경의 리미엄을 지불해야 하는 구도가 고착화될 가능성을 배제할 수

없다는 이다. 더욱이 GECF에서의 논의방향은 명시 으로 차익거래의

수익을 극 화하는 구도를 구축하겠다는 의도이므로, 일부 생산국들의

제한 인 참여형태로라도 가시화된다면 이는 비탄력 수요를 가진 구

매자에게 더욱 염려스러운 부분이 될 것이다.

제5장 결론 정책 시사 125

LNG 공 자들이 차익거래의 수익을 제고하기 해 략 으로 공

의 유연성과 시장의 유동성을 추구하는 상황에서, 구매자의 수요 “경직

성”은 물 는 기간계약의 조건을 불리하게 만드는 요인이 될 수 있

다. 따라서 수요의 낮은 가격탄력성, 가격수 에 따라 도입규모를 조

할 수 없는 도입주체의 구조 특성, 투명한 가스가치 시그 의 부재 등

국내 가스부문의 문제들을 개선한다면 이러한 불이익을 일 수 있을

것으로 생각한다.

이런 측면에서 향후 도입의 효율성을 제고하기 해서는 우선 으로

(i)한계비용 가격설정을 통해 한계도입비용이 한계수요의 지불용의와 연

계되어야 한다. 물카고의 가격이 매우 높게 형성되더라도, 국내에서

그 물량을 필요로 하는 한계수요의 지불용의가 그 가격 이상인 경우에

만 도입하도록 한계비용의 가격반 시스템이 갖춰진다면, 과도한 물

가격 지불을 방지할 수 있으며 도입 상에서도 유리하게 작용할 수 있

다. 를 들어, $25/MMBtu라는 유례없이 높은 물가격이 그 물을

필요로 하는 국내 수요자가 지불해야 할 가격에 그 로 반 된다고 가

정했을 때, 그 수요자의 지불용의가 높은 물가격을 도는 수 일 가

능성이 높다. 이런 경우, 이런 경우, 세계 LNG 시황에 따라 높은 물

가격을 지불한 것이 아니라, 국내 가격 반 체계의 문제로 불필요하게

도입하 다는 을 인식해야 한다. 만약 최종수요자가 직 물도입을

추진했다면, 이러한 비효율 인 도입은 발생하지 않을 것이다.

한 (ii) 단가능(interruptible) 수요의 개발 등을 통해 수요의 신축성

을 제고하고, 국내 가스가치를 합리 으로 형성시켜 가스소비를 효율

으로 재배분할 필요가 있다. 단가능 수요는 고가의 물도입의 필요성

과 규모를 여주며, 가스물량의 부족시 임의 인 공 단에 따른 경제

126

피해를 최소화하고, 지불용의가 높은 수요자에게 가스가 공 되도록

하는 효율 인 수 균형 유지에 기여한다. 마찬가지로 경직 인 수요에

합당한 가격을 지불하도록 하는 가격의 차별화는, 간 으로 국내 가스

가치의 형성에 도움이 된다.

·단기 으로는 (iii) 장설비의 확충을 통해 불필요한 고가 물 도입

을 방지하고, (iv)투명한 가스가치의 시그 이 제공되고 효율 인 거래시

스템이 갖춰지도록 경직 인 산업구조를 개편하는 것이 필요하다. 장

설비가 충분히 확보되면, 물에 한 의존도를 여 뿐만 아니라,

물가격이 낮을 때 도입물량을 확보할 수 있으며, 고가 물도입의 필요

성이 어든다. 그리고 무엇보다도 국내 가스가치에 한 시그 이 존재

하면, 물도입 상에서 이 가스가치가 도입가격 상의 이 될 가

능성이 크며, 도입이 성립되려면 가스가치에서 크게 벗어나지 않아야 한

다는 도 상에서 유리하게 작용할 수 있다. 결과 으로 가장 효과

인 시장가치의 형성은 가스거래를 통해서 이루어질 것이며, 이는 독 사

업자에서 다수의 사업자로 산업구조가 개편되어야 가능할 것이다.

외부환경의 변화로 인한 LNG 도입여건의 악화 가능성에 하여 우리

가 취할 수 있는 효과 인 책이 제한 인 것이 사실이다. 그러나 에

서 제시한 LNG 도입수요의 경직성 완화는, 장기 으로 도입부문의 효

율성 제고뿐만 아니라 국내 가스산업 운 의 효율성을 제고할 수 있다

는 에서 요하다. 한 공 자들의 사업구도와 략이 장기 인 특성

을 가진다는 과 도입조건의 악화가 장기 으로 고착화될 가능성을 배

제할 수 없다는 에서, 더딜 수 있지만 장기 으로 내부 변화를 이끌

어낼 수 있는 방안들이 오히려 효과 일 수도 있다.

참고문헌 127

참고문헌

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