러시아 천연가스 도입의 공급안정성 확보방안

제출문 지식경제부장관귀하 본보고서를 동북아에너지연구 정책연구과제 러시아천연가스도입의 공급안정성확보방안 의최종보고서로제출합니다. 2009 년 12 월 에너지경제연구원장 < 참여연구진 > 총괄책임자 : 에너지경제연구원장 연구책임자 : 이은명 연 구 위 원 연구참여자 : 서정규 연 구 위 원 이성규 연 구 위 원

요약 1 요약 Ⅰ. 서론 우리나라는 2015년을목표로북한을경유하는가스파이프라인을통해러시아의천연가스를도입하는계획을추진중에있음. 2009년 1월러시아-우크라이나가스분쟁으로인한가스공급중단사태로가스수출국 통과국 수입국간의효과적인협상틀과안정적사업구도의중요성이크게부각되었음. 북한을경유하는파이프라인을통한러시아가스수송의안정성확보를위해사업초기단계에서부터다각적인대책마련이필요하고, PNG 도입관련당사국 ( 한국, 러시아, 북한 ) 간분쟁에대비한천연가스수급관리방안및공급안정성확보를위한전략의수립이필요함. 본연구에서는파이프라인프로젝트의문제점과장애요인에대한분석과사례분석을바탕으로, 러시아로부터의천연가스도입에따른공급안정성확보방안을제시함. Ⅱ. 러시아천연가스도입관련배경및여건분석 1. 러시아천연가스도입추진경위 우리나라의대 ( 對 ) 러시아가스사업추진은 1990년대초반부터시작되었으며, 1994년야쿠츠크의차얀다가스전, 2001년이르쿠츠크코빅타가스전에대한타당성조사가수행되었으나여러가지이유로사업추진이중단되었음.

2 그러나 2000년대초반부터러시아정부가극동및동시베리아지역의경제발전을모색하고가스자원에대한통합개발계획을 2007년에확정함에따라우리의대러시아가스사업추진도탄력을받게되었음. 2008년 9월한 러정상회의에서, 북한을경유하는가스배관을통해연 10BCM (LNG 환산 750만톤 ) 의러시아천연가스를도입하기로합의하고가스공사와가즈프롬간에양해각서체결 2. 러시아 - 우크라이나가스분쟁의배경및시사점 러시아는우크라이나의가스대금미지급과신규가스가격협상결렬을이유로 2009년 1월 1일부터우크라이나에대한가스공급을중단하고, 1월 7 일부터는유럽행가스공급을전면중단 가스소비량의약 1/4을러시아에의존하고있는유럽각국에서가스부족사태가발생하였으나, EU의중재로가스공급재개에합의 가스분쟁의시사점 - 우리나라도 2015년이후러시아로부터북한을경유하여 PNG를도입하는계획을추진하고있어, 북한통과와관련한분쟁이발생할가능성이있음. - 북한을경유하는파이프라인을통한러시아천연가스수송의안정성확보를위해서는사업초기단계에서부터단계별로다각적인대책마련이필요함. 3. 러시아의천연가스산업현황및전망 1) 러시아가스산업현황 러시아는세계최대의천연가스매장량보유국이자생산국이며, 구소련시대부터구축한파이프라인을통해자국가스는물론중앙아시아국가의천연가스를독점적으로구소련국가를경유하여주로유럽에수출하고있음.

요약 3 러시아의가스는대부분우크라이나및벨라루스를경유하여유럽에수출되고있어이들나라를중심으로한정치적위험에노출되어있음. 러시아의국내가스시장은규제시장과비규제시장으로구분되며, 규제시장이대부분을차지하고있음. 러시아정부는 2006년부터가스시장이시장원리에따라운영되도록하는조치를추진하고있음. 2) 가스파이프라인프로젝트 유럽연합은에너지공급의안정성을높이기위하여러시아, 우크라이나를경유하지않는나부코프로젝트, 화이트스트림프로젝트등의가스파이프라인건설프로젝트를추진하고있으며, 러시아-우크라이나가스분쟁은이를본격적으로추진하는계기가되었음. 러시아는이러한유럽의파이프라인건설움직임에맞서기존파이프라인에추가하여노드스트림, 블루스트림 2, 사우스스트림등신규파이프라인프로젝트및아시아 태평양지역의신규소비창출을위해극동지역파이프라인건설프로젝트를추진하고있음. 러시아극동지방의에너지원개발은우리나라가안정적에너지원을확보할수있는좋은기회가될수있음. 우리나라가러시아가스개발프로젝트에효과적으로참여하기위해서는정부관련부처및관련기관의지원하에가스개발 자금조달 기술협력등이결합된형태로양국간의전략적관계를수립하는것이필요함. 3) 러시아가스산업전망 러시아에너지전략 2030 중가스부분의주요내용은다음과같음. 가스산업발전전략의목표와과제 - 자유로운가스시장의구축, 시장자유화에따른경제적성과증진을위한

4 가스산업구조의개선 - 가스생산량감소에대비한신규가스전의개발, 국내시장에대한공급보장과수출노선다변화를위한가스수송인프라구축 - 가스파이프라인수송능력확보를위한가스수송시스템의개 보수, 지역내간선가스파이프라인과배송인프라건설 - 가스자원의부가가치를높이기위한가스화학부문에대한투자확대 가스생산 - 향후가스생산은서시베리아를비롯한기존의생산지역뿐만아니라유럽북부지역, 야말반도, 동시베리아와극동지역, 카스피해연안지역등에서이루어질것이며, 이들지역들에는대규모가스생산센터를조성할예정임. - 이과정에서가스전에서의생산량증대를위해가스회수율을높일수있는신기술도입과대규모의추가자금이필요 가스수송 - 통합가스공급시스템 (UGSS) 에모든형태의새로운수송시설을연결시키는방식으로 UGSS를지속적으로발전시키며, 경제적타당성을기반으로러시아동부지역으로확장시켜나갈것임. - 아 태지역국가들에가스를공급하기위한가스파이프라인건설공사가단계적으로추진될것이며, 경제성을갖는경우에동시베리아 극동지역 UGSS는러시아전체 UGSS와연결될수있을것임. 가스교역 - 파이프라인을통한가스수송이외에수출잠재력제고를위해 LNG 생산 수송프로젝트들이적극적으로추진될것임. - 주로장기공급계약에의해서이루어지고있는가스수출은극동지역국가 ( 중국, 일본, 한국 ) 로의수출량을증대시켜가면서유럽시장으로의필수공급량을유지시키는형태로이루어질것임.

요약 5 - 러시아가스생산기업들은해외가스전의개발과신규가스파이프라인 건설사업에적극적으로참여할것이며, 관련국가들과전략적으로협력 해나갈것임. Ⅲ. 국경간파이프라인의개요및운영구조 1. 국경간파이프라인의개요 1) 국경간파이프라인 (cross-border pipeline) 의정의와속성 제3국을경유하는통과수송관 (Transit Pipelines) 은석유나가스등의상품을운송하기위해다른 주권 ( 主權 ) 국가 의영토를경유하는석유나가스파이프라인을말함. 따라서통과수송관이건설되려면파이프라인소유자 / 운영자와주권단위의해당정부간의협정이필요함. 국경간파이프라인사업은, 분쟁발생시이를해결할수있는명확한메커니즘이없기때문에본질적으로불안정함. 2) 국경간파이프라인의역할 국경간석유와가스거래는지난 50년사이에급격히증가해왔으며, 천연가스총생산량중교역량의비율은 2000년 21.8% 에서 2008년에는 26.5% 로증가하였음. 교역량의성장세가뚜렷한가운데국경간가스파이프라인의중요성이더욱커질것으로예상되며, 그이유는다음과같음. - 기존시장과가까운지역에서의매장량고갈 - 천연가스시장의성장 - 사법관할권의분화

6 3) 국경간파이프라인의특징 파이프라인경제학 - 파이프라인사업은높은고정비용과낮은가변비용으로인해경제성확보를위해높은부하율 (load factor) 이중요한의미를가짐. - 자연독점적특성때문에소비자보호를위하여규제가필수적이며, 대부분의대규모파이프라인들은정부통제의대상임. - 파이프라인은적어도 20년이상의수명을가지므로파이프라인의건설과운영을지배하는협정들은장기적으로지속가능해야함. 국경간거래 (cross-border trade) 는다음과같은두가지특징이있음. - 첫째는서로다른법적체제내에서소유권과책임소재를결정해야한다는점이고, 두번째는서로다른법적, 규제체제들간에운영되어야한다는점임. - 이러한특성으로인해분쟁발생시해결을위한명확한메커니즘이없으며, 국제적인중재가해결책이될수있으나그중재에양측이동의하고준수해야의미가있음. 통과무역 (transit trade) 의성격 - 통과국이존재하는경우에는국가간교역에따른문제를심화시킬수있을뿐만아니라, 프로젝트참여당사자들의수가증가함에따라문제가더복잡해짐. - 순수한통과국의이해 ( 利害 ) 는수출국이나수입국들의이해와근본적으로다르며, 통과국을경유하는교역이이루어지면통과료가부과되는데통과료의부과근거가모호함.

요약 7 4) 파이프라인교역에영향을미치는주요요소 이해가다른주체간의거래문제 갈등을중재할효과적인사법권의부재문제 이윤과렌트를배분하는명확한메커니즘의부재문제 2. PNG 사업의운영체계 1) 파이프라인의운영구조 천연가스파이프라인의주요기능은천연가스의수송기능, 소비자와생산자를연결하는중개기능, 수급조절및저장설비운영기능등임. 이러한기능들은가스생산자, 파이프라인운영자, 가스분배회사, 가스수요자, 기타시장참여자들에의해개별적으로수행되거나, 공동으로또는독자적으로기능을수행함. 파이프라인소유구조는다음과같은여러요인에의해영향을받음. - 수익성, 위험성, 기술적타당성, 재원조달가능성, 수급안정성, 제도적안정성 - 공기업의비효율성, 재원조달의한계성, 가격구조를왜곡시키는규제등의문제점들이노출되면서민간부문의참여가활발해지고있음. 파이프라인프로젝트운영체계 - 국제파이프라인프로젝트규모의대형화및장거리화는프로젝트추진방법과운영체계의다양화와복잡화를유발함. - 장거리파이프라인프로젝트의경우전체구간을분할하여프로젝트를수행하거나, 건설과운영이다른계약자들에의해수행되기도하는등참여자가늘어나게됨.

8 2) 파이프라인사업의통과료 통과료는가스가가스전에서최종소비처까지도달하는과정에서한개국가이상을통과하는경우의수송요금이며, 당사자간협의에의해결정되는것이일반적임. 통과료에는파이프라인을통한국경통과에따른수송료과국경통과에따른불편비용을보상해주는국경통행료 (transit fee 또는 royalty) 가포함되어있는것이일반적임. 통과료산정방식은정형화하기어려우나, 일반적으로튀니지의통과료징수방법과알제리의통과료징수방법이일반적으로적용되고있음. 3) 파이프라인의운영구조 노르웨이형 - 가스생산자 ( 판매자 ) 가파이프라인을소유하고구매자에게가스를수송하며, 가스는구매자의국경에서인도하는것이일반적임. - 이러한유형은파이프라인을가스전개발을위해필요한설비의일부로간주하는것임. 네덜란드형 - 파이프라인을소유한구매자가가스생산자 ( 판매자 ) 의국경에서가스를구매하여자신의파이프라인을이용하여수송하는형태로서, 가스의인도지점은일반적으로가스판매자의국경임. - 파이프라인내의가스에대한소유권은파이프라인소유자인구매자가갖는것이대부분임. 덴마크 Deudan형 - 가스의판매자와구매자가파이프라인을공동으로소유하고있는형태로서, 가스의인도지점은파이프라인상의어느지점이든지가능하며계

요약 9 약조건에따라결정됨. - 가스의생산과수송이분리되어운영되기때문에파이프라인내의가스에대한판매자의소유권은 파이프라인에대한지분율 만큼이됨. OAS형 - 가스의판매자및구매자이외의제3자가파이프라인을공동으로소유하고있는경우, 판매자및구매자는일정비용을지불하고파이프라인을이용 - 가스의인도지점은파이프라인의인입지점또는인출지점이됨. Ⅳ. 파이프라인사업의안정성확보방안 1. 파이프라인프로젝트의문제점및장애요인 파이프라인프로젝트의합의를위한제도적장치의부재 - 프로젝트의수익분배를결정할명확한메커니즘의부재 - 분쟁을해결할수있는다자간사법권의부재 가스공급량부족에대한우려 수송인프라의부족심화 에너지교역에따른기본적인 우려 확산 - 불평등한대우, 외국자본의유입, 에너지안보약화, 안전성등에대한우려 안정적인프로젝트자금조달의어려움 환경규제의강화에따른프로젝트추진의지연가능성, 기후변화에따른자연재해의빈발등과같은환경적제약요인 생산국의자원민족주의, 통과국의정치적불안정성등에따른정치적장애요인

10 2. 파이프라인사업의안정성확보방안 통과국의해외직접투자 (FDI) 에대한의존도를높여서통과국이세계경제에편입되도록촉진하는방안을강구 통과국이파이프라인으로부터의인출물량을늘리도록유도 - 인출물량에대한높은의존도는, 통과국의공격적행동을자제토록하는효과를발휘함. 대체노선또는대체공급방식의확보 - 대체노선의확보 : 추가비용이소요되고지정학적으로제약을받음 - 대체공급방식의확보 : 스왑거래, LNG, CNG, GTL 등 국제적인규범의마련 : ECT Transit Protocol(ECTP) 통과협정의구체화및투명화 수송조건의유연성확보 거래당사국 ( 생산국, 통과국, 소비국 ) 간의상호의존성제고 Ⅴ. 한 러가스도입사업의안정성확보방안 1. 한 러 PNG 사업의안정성확보방안 한 러 PNG 사업의안정성을확보하기위해서는사업당사국 ( 생산국, 통과국, 수입국 ), 특히통과국 ( 북한 ) 이 PNG 사업에깊이개입되도록함으로써일방적인공급차단등의행동을할수없도록하는것으로요약될수있음. 파이프라인사업의안정성확보를위한제도적장치를중심으로한한 러 PNG 사업의안정성확보방안은다음과같음.

요약 11 1) PNG 사업에대한통과국의 FDI 유치유도 통과국인북한에대해 PNG 사업에해외직접투자 (FDI) 를유치하도록유도하여세계경제에편입시킴으로써, 통과국의일방적인행동에제약을가할수있음. 또한통과국의 FDI 유치를위해국제금융기구 (IBRD, ADB 등 ) 에의가입을위한적극적지원필요 2) 통과국의수송망으로부터의인출의존도증대유도 통과국의수송망으로부터의인출하는가스에대한높은의존도는자국의에너지안보에영향을미치게되므로공격적인행동을제한시키는효과를발휘함. 통과국인북한이가스를인출하여사용토록하기위해서는인구밀집지역에대한도시가스공급이나가스발전소등의건설을위한인프라구축이전제되어야함. 가스공급중단에대한우려는과도한통과료인상요구를잠재울수있음. 3) 공급교란에대비한안정성확보방안 저장시설의확충 - 저장시설의확충은공급중단에대비한가장강력한방안의하나임. 연료전환능력의제고 - 공급중단시긴급대처수단의하나는다른에너지원 ( 석유, 석탄등 ) 으로연료를전환하는것이며, 산업용수요자와발전소그리고지역난방이주대상이됨. 공급원및도입방식의다변화

12 - 물량확보및가격조건에대한위험을감안하여적절한도입계약포트폴리오를구성하고, 천연가스수출국에대한자원외교적극추진 - 러시아로부터파이프라인을통한천연가스도입이성사될경우에는도입방식의다변화로공급안정에기여할것으로판단됨. 수요관리방안수립 - 대규모산업용및발전용수용가에대한공급중단가능수요를개발 - 천연가스의수급상황이반영되는가격체계를통한수요관리 주변국과의협력강화 - 비상시에일본, 대만, 중국등주변 LNG 수입국로부터 swap 거래등을통해천연가스를공급받을수있도록긴밀한협력체계구축 2. 한 러 PNG사업의운영구조검토 1) PNG 사업의운영구조 개별적운영구조 - 구간별로각당사국 ( 생산국, 통과국, 소비국 ) 이배관을건설하고운영하는형태임. - 생산국인러시아는자국내배관사업에만참여함에따라전체가스공급의안정도가다소낮음. - 북한은한국에대한중간통과국일뿐만아니라, 경우에따라자국소비에대한수요국의역할을동시에수행함. - 북한구간은북한이건설 운영하게되며, 가스인도지점은북한과한국국경이됨. 통합적 ( 단일 ) 운영구조 - 생산국인러시아와소비국인한국이공동으로컨소시엄을구성하여단일

요약 13 사업으로파이프라인을건설및운영하는형태임. - 이경우북한은단순통과국이되며, 통과료는협상에의해결정 - 가스인도지점은러 / 북국경또는한 / 북국경어느지점이나가능함. 역할중심의운영구조 - 러시아와한국은자국내배관사업에각각참여하고, 북한구간은통과국과생산국 ( 또는소비국 ) 이공동으로파이프라인건설및운영 - 가스인도지점은북한구간에대한투자형태에따라달라짐. - 통과료는협상에의해소비국인한국이북한에지불 2) 파이프라인운영구조별평가 실현가능성, 재원조달, 공급안정성, 사업리스크등의측면을종합적으로고려할때, 한-러 PNG 사업은역할중심의운영구조로이루어지는것이바람직한것으로판단됨. 역할중심의 PNG 사업운영구조는다음과같음. - 한국과러시아는자국내배관을건설 운영 - 통과국인북한구간은북한과러시아 ( 또는한국 ) 간의공동지분참여후운영하는방안과, 공급의안정성제고를위해한국 북한 러시아등 3개국이공동으로배관건설및운영하는방안이필요 - 통과료는관련당사국간협상을통해결정

Summary 1 Securing Stability for Importing Russian Natural Gas Ⅰ. Introduction Korea is currently fostering a plan to import Russian natural gas through a pipeline via North Korea on 2015. Due to the interruption of the gas supply from the pricing dispute between Russia and Ukraine in January 2009, effective negotiations and a stable business strategy between export, transit and the importing country have become a priority. For the stability of Russian gas transportation through pipelines via North Korea, multilateral measures need to be organized from the earliest stages of the project. The management of supply and demand, and the stability of supply for the natural gas require the establishment of a strategy so as to be prepared for any potential disputes between the PNG-related countries (South Korea, Russia, and North Korea). Based on analysis and case studies for problems and difficulties of the pipeline project, this study proposes measures for the stability of supply for the importation of natural gas from Russia. Ⅱ. Background and Conditions for Russian Natural Gas Imports 1. Details for the promotion of importing Russian natural gas The promotion of the Russian gas project was started in the 1990s, and Korea had carried out a feasibility study for the gas-fields located in Chayanda, Yakutsk in 1994 and in Kovykta, Irkutsk in 2001. However,

2 the promotion of the project was abandoned for several reasons. As the Russian government was seeking economic growth for the Far East and the eastern Siberian area from the early 2000s, it had decided on an integrated development plan for gas resources in 2007, thus the Russian gas project promotion had gained momentum. During the summit of Korean and Russian leaders in September 2008, they agreed to import 10 BCM (7.5 million tons of LNG)/year of Russian natural gas through a gas pipeline via North Korea and signed an MOU between Korea Gas Corporation and Gazprom. 2. Background and Implications of the Russia-Ukraine gas dispute Russia cut off the gas supply to the Ukraine from January 1 2009 and also interrupted the gas supply to Europe from January 7 2009 due to non-payment for the supply of gas to the Ukraine and the breakdown of the negotiations for new gas pricing. The shortage of gas affected many European countries which depended on approximately 25% of their daily gas consumption from Russia, however the resulting crisis of the gas supply was resolved through arbitration by the EU. Implications of the gas dispute - Now that Korea is working on a plan to import PNG via North Korea from Russia by 2015, there is a feasibility of a dispute from North Korea. - For the stability of Russian natural gas transportation through pipelines via North Korea, multilateral measures need to be prepared in stages from the earliest possible stage of the project.

Summary 3 3. Russian Natural Gas Industry and Prospects 1) Russian Gas Industry Russia has the world s largest natural gas reserves, and exclusively exports natural gas from Central Asian countries, as well as its own, to Europe through pipelines built during the Soviet era via the former Soviet Union countries. The Russian gas is now mostly exported to Europe via the Ukraine and Belarus, and risk is exposed from the political instability of those countries. The Russian gas market is divided into a regulated one and a deregulated one, and the regulated ones are mostly engaged. Since 2006, the Russian government has been working on measures so that the gas pricing and delivery is managed by free market principles. 2) Gas pipeline project The EU is planning a gas pipeline construction project such as the Nabucco, White Stream, etc projects so as to avoid gas delivery through Russia or the Ukraine in order to stabilize the delivery of energy supply. The Russia-Ukraine gas dispute was the main motive the promotion of these new projects. Russia is fostering the Far East pipeline construction project for a new pipeline project such as Nord Stream, Blue Stream 2, South Stream, etc by adding to the existing pipelines, and the creation of new markets in the Asia Pacific region in contrast to the European pipeline construction.

4 Energy development in the Russian Far East area could be a good opportunity for Korea to secure a stable energy resource. To participate in this Russian gas development project, Korea needs to establish strategic relationship with Russia through the combination of gas development, financing, technical cooperation, etc under the support of government-related organizations and institutions. 3) Prospects of the Russian Gas Industry The gas industry of Russia Energy Strategy 2030 is as the following: Goals and tasks of a development strategy on the gas industry - Establishment of free gas market and the improvement of the gas industry structure for the enhancement of economic outcomes caused by market liberalization - Development of new gas-fields for the decrease of gas output, Building up the infrastructure of gas transportation for supply to the domestic market and diversification of export routes - Renovations to the existing gas transportation system, Construction of new main gas pipelines in the area and the related gas delivery infrastructure - Expanding investment to the gas chemical industry Gas production - The gas production will henceforth be accomplished Northern Europe, the Yamal Peninsula, Eastern Siberia and the Far East region, the Caspian Sea Region, etc as well as from the existing production area including Western Siberia. Formation of large-scale gas production centers in these areas will then be constructed.

Summary 5 - This procedure requires introduction of new technology and large-scale additional funding that is able to raise gas recovery in order to increase the yields produced at the gas-field. Gas transportation - A Unified Gas Supply System (UGSS) could be developed continuously with a method of connection to all types of new transportation facilities and the gas transportation will be then extended to Eastern Russia based on the economic adequacy and requirements. - The gas pipeline construction for gas delivery to Asia-Pacific countries will be fostered in steps and for the cases economical efficiency, the UGSS in Eastern Siberia and the Far East region can then be connected to all Russian UGSSs. Gas trade - In order to enhance the export potential including gas transportation through pipelines, LNG projects will be proactively developed. - The gas export market is mostly accomplished by long-term supply contracts, and this will be achieved by maintaining essential supplies to the European market while increasing exports to the Far East countries (China, Japan, and Korea). - Russian gas companies will take part in the development of overseas gas-fields and new gas pipeline construction projects. They will have the benefit of strategic partnerships with the related-countries.

6 Ⅲ. Outline and Operating Structures of Cross-Border Pipelines 1. The outline of a cross-border pipeline 1) Definitions and attributes of cross-border pipeline Cross-border pipeline is defined as an oil or gas pipeline which crosses another 'sovereign' territory to get its throughput to market. Construction of cross-border pipeline hence requires an agreement between the pipeline owner/operator and the government of the sovereign entity. Any cross-border pipeline project is inherently unstable with no obvious mechanism to control or constrain that instability. 2) Roles of cross-border pipelines Cross-border trade of oil and gas has grown significantly over the last 50 years. The percentage of trade for the gross production of natural gas was 21.8% in 2000 and this increased to 26.5% in 2008. In the near future, the world will need more cross-border pipelines. Two factors explain this need: the location of oil and gas reserves and the patterns of energy demand. Changes in reserve location and energy demand patterns imply growing imbalances between oil and gas consuming and oil and gas producing regions. This in turn implies that cross-border trade must grow.

Summary 7 3) Characteristics of cross-border pipelines The economics of pipelines - Pipeline economics have five main characteristics economies of scale the long life of specific projects state involvement the pipeline s place within a longer value chain the pipeline s susceptibility to market failure The nature of cross-border trade - It requires that contracts be drawn that establish property rights and responsibilities from within potentially different legal regimes. - It requires that a cross-border pipeline must operate between differing legal and regulatory regimes. 4) Main factors affecting cross-border trade Cross-border pipelines involve different parties with different interests The lack of an overarching jurisdiction to manage conflict There is profit and rent to be shared, but no obvious mechanism to determine the share 2. Operating systems of the PNG business 1) Operating structure of pipelines The main functions of natural gas pipelines are to transport natural gas, to connect the consumer and producer, to control supply and

8 demand, to operate storage facilities, and so on. These functions are individually performed by gas producers, pipeline operators, gas distribution companies, gas consumers, and other market participants which are implemented jointly or independently. Ownership structure for pipelines are affected by many factors as follows: - Profitability, risk, technical adequacy, financing scenarios, supply reliability, institutional stability - Since problems such as inefficiencies in public enterprises, limitation of financing, regulation distorting pricing structures, etc have been revealed, the participation of the private sector is becoming more active. Operating system of a pipeline project - Due to the large scale and long distances, an international pipeline project is diverse and complicated. - Now that long-distance pipeline projects are carried out by dividing whole sections or by contractors with different construction and operation methodologies, etc, the number of participants will be increased. 2) Transit fees of pipeline projects The transit fee is a transportation fee charged through the delivery of more than one country during the procedure which the gas arrives to an end consumer from a gas-field and it is common for an agreement to be decided between the relevant parties. The transit fee generally includes a transport fee and transit fee or royalty to compensate inconvenience costs by crossing a border through pipelines.

Summary 9 It is difficult to formalize a calculation method for a transit fee, but in general, the methods used by Tunisia and Algeria are usually applied. 3) Operating structure of pipelines Norwegian Type - A gas producer (seller) possesses the pipeline and transports the gas to a buyer. The gas is generally delivered at the border of the buyer. - This is regarded as the pipeline is a critical part of the necessary facilities in order to develop the gas field. Dutch Type - A buyer that owns a pipeline buys gas at the border of the gas producer (seller) and then transports it using its own pipeline. The delivery point of the gas is generally at the border of the gas seller. - The buyer (owner of the pipeline) generally has the proprietorship of the gas in the pipeline. Deudan Type - Sellers and buyers of the gas jointly possess the pipelines. The delivery point is then set any point on the pipeline and it is determined by the terms of a contract. - Because the production and transportation of gas is separately managed, the proprietorship of sellers for the gas in the pipeline is same with the percentage of shares for the pipeline. OAS(Open Access System) type - If the 3rd party including the seller and buyer jointly possesses the pipeline, the seller and buyer share certain costs to use and maintain the pipeline.

10 - The delivery point is any set inlet or outlet point of the pipeline. Ⅳ. Securing the Stability of the Pipeline Project 1. Problems and difficulties of pipeline projects Absence of institutional mechanisms for an agreement of the pipeline project - Absence of an explicit mechanism to decide profit sharing of the project - Absence of multilateral jurisdictions to resolve disputes Concerns for a shortage of gas supply Shortage of transportation infrastructure Basic concerns spread by energy trade - Concerns about unequal treatment, entry of foreign capital, weakening of energy security, stability, etc Difficulty of stable project funding Environmental constraints such as possible delay of project promotion by the strengthening of environmental regulations, frequent natural disasters by climate change, etc Political obstacles by the resource nationalism of a producer, political instability of a transit country, etc 2. Securing the Stability of the Pipeline Project Globalization and dependence on FDI

Summary 11 - encouraging the transit country into the global economy to make it dependent upon foreign direct investment Making the transit country an offtaker - making the transit country dependent upon its own gas and oil supplies from the pipeline, although this can be a double-edged sword Alternatives to the transit country - considering alternatives to the transit country not only in terms of geographic routes but (for gas) the actual means of transport including, for example, the use of liquefied natural gas (LNG) Finding a common jurisdiction - encouraging multilateral jurisdictional solutions such as the Energy Charter Treaty Developing mutual dependence - developing mutual dependence between the transit country and the producer/consumer country. Introducing progressive transit terms - basing the transit terms on a progressive fiscal arrangement similar to the sort of systems which govern upstream oil agreements Ⅴ. Securing the Stability of the Korea-Russia Gas Import Project 1. Securing the Stability of Korea-Russia PNG Project To secure the stability of the Korea-Russia PNG project, the business parties (production country, transit country, importing country), especially, the transit country (North Korea) should be involved deeply

12 with the PNG project and its behaviors such as unilateral interruption of supply, etc, should be prevented. Based on the institutional mechanisms for the stability of the pipeline projects, measures securing the stability of the Korea-Russia PNG project are as follows: 1) Support for the attraction of FDI of the transit country for the PNG project As the transit country, North Korea attracts FDI in the PNG project and thus leads to global economy, its unilateral behaviors can then be restricted. Also, it requires active support for registration to the international financial institutions (IBRD, ADB, etc). 2) Making the transit country an offtaker from the pipeline Now that high dependency on the gas withdrawals from the pipeline of a transit country affects energy security, it can offer a desired effect that is able to restrict or prevent any aggressive behavior. Infrastructure construction such as gas supply to populated areas, gas power plants, etc should be a prerequisite so that the transit country, North Korea uses by potentially withdrawing or restricting gas supply. Concerns for cutting off the gas supply can quell to require an increase of an excessive transit fee. 3) Securing the stability against supply disruption Expansion of storage facilities

Summary 13 - The expansion of storage facilities is one of the most powerful methods against cut-off of supply. Enhancement of fuel conversion capability - One of emergency response measures during the interruption is to convert other energy resources (oil, coal, etc) into fuel and the main subjects are industrial customers, power plants, and district heating. Diversification of source of supplies and importing approaches - Proper importation contract portfolios should be constituted and resource diplomacy for countries exporting natural gas should be proactively fostered by constant monitoring of risk for supply security and pricing conditions. - In case of the successful accomplishment of natural gas imports through pipelines from Russia, the stability of the supply is expected with a diversification of importing methods. Establishment of demand management - Development of interruptible customers which have fuel switching capacities - Demand management through a pricing structure reflecting supply and demand status of the natural gas Strengthening cooperation with neighboring countries - In case of an emergency, close cooperation should be built up for supply of natural gas through swap transactions, etc from neighboring LNG importing countries such as Japan, Taiwan, China, etc.

14 2. Review for an operating structure for the Korea-Russia PNG Project 1) Operating structure of the PNG project Individual operating structures - It is the countries directly involved (production, transit, and consuming country) that will construct and manage pipelines by sections. - As the production country, Russia will participate only in their domestic pipeline routes, the stability of the whole gas supply line is somewhat low. - North Korea performs the roles of a demand country for domestic consumption at times as well as one of a transit country to South Korea. - North Korea will construct and manage the North Korean sections and the delivery point will be at the border between North and South Korea. Unified (single) operating structure - This is to enable the construction and management of the pipelines as single business by forming a joint consortium between the production country, Russia and the consumer, South Korea. - In this case, North Korea simply becomes the transit country and the transit fee is made through decisions based on negotiations. - The gas delivery point is at the border of Russia and North Korea or South and North Korea. Operating structure focused on roles - Russia and Korea will participate in their own domestic pipeline projects, respectively and the transit and production country (or

Summary 15 consuming one) will jointly construct and manage the pipelines of the North Korean section. - The gas delivery point depends on investment for the North Korea section. - The transit fee is a payment that the consuming country, South Korea pays to North Korea through negotiation. 2) Evaluation over operating structures of pipelines Overall considering practicality, financing, supply reliability, business risk, etc, it is desirable that the Korea-Russia PNG project is implemented by operating structures focused on roles. The PNG project operating structures focused on the roles are as follows: - South Korea and Russia will construct and manage their own pipelines. - After this, North Korea and Russia (or South Korea) is issued joint shares, the North Korean section should be constructed and managed by South Korea, North Korea, and Russia so as to enhance the operation and supply reliability. - The transit fee is then decided by negotiation between the relatedparties.

i 제목차례 제 1 장서론 1 제2장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 3 제1절러시아천연가스도입추진경위 3 1. 사하 PNG 사업 3 2. 이르쿠츠크 PNG 사업 4 3. 한 러가스협정체결 4 4. 사할린Ⅱ 장기 LNG 매매계약 5 5. 러시아연방의대한민국에대한천연가스공급에관한양해각서 5 제2절러시아-우크라이나가스분쟁의배경및시사점 8 1. 분쟁의개요 8 2. 분쟁의배경 9 3. 시사점 10 제3절러시아의천연가스산업현황및전망 12 1. 러시아가스산업현황 12 2. 가스파이프라인프로젝트 17 3. 러시아가스산업전망 33 제3장국경간파이프라인의개요및운영구조 44 제1절국경간파이프라인의개요 44 1. 국경간파이프라인의정의와속성 44 2. 국경간파이프라인의역할 45 3. 송유관과가스파이프라인의차이점 49 4. 국경간파이프라인의특징과그결과 50

ii 5. 파이프라인교역에영향을미치는주요요소 59 제2절 PNG 사업의운영체계 61 1. 파이프라인의운영구조 61 2. 파이프라인사업의통과료 66 3. 파이프라인사업의수송료 68 4. 유럽의파이프라인의운영구조 72 제4장파이프라인사업의안정성확보방안 76 제1절파이프라인프로젝트의문제점및장애요인 76 1. 파이프라인프로젝트의문제점 76 2. 파이프라인프로젝트의장애요인 81 제2절에너지헌장조약 (ECT) 과수송의정서 84 1. 에너지헌장조약 (Energy Charter Treaty) 84 2. 수송의정서 (Transit Protocol) 의주요내용 85 3. ECT와수송의정서에대한러시아의입장 88 제3절파이프라인사업의안정성확보방안 94 1. FDI 의존도의증대유도 95 2. 통과국의인출물량의존도증대유도 96 3. 수출국의공급원다변화 98 4. 수송관분쟁에대비한정치경제적안보강화 99 5. 통과협정의구체화, 투명화 101 6. 수송조건의유연화 103 7. 군사적해결 104 제5장한 러가스도입사업의안정성확보방안 105 제1절한 러 PNG사업의안정성확보방안 105 1. PNG 사업에대한통과국의 FDI 유치유도 106 2. 통과국의수송망으로부터의인출의존도증대 106

iii 3. 공급교란에대비한안정성확보방안 107 제2절한 러 PNG사업의운영구조검토 109 1. PNG 사업의운영구조 109 2. 각운영구조별평가 112 < 참고문헌 > 115

iv 표차례 < 표 2-1> 러시아 PNG 도입예상일정 6 < 표 2-2> 러시아-우크라이나가스분쟁경과 8 < 표 2-3> 러시아의유럽 CIS 국가가스공급가격추이 10 < 표 2-4> 러시아의對유럽가스수출현황 15 < 표 2-5> 가즈프롬의천연가스판매실적 17 < 표 2-6> 나부코프로젝트개요 18 < 표 2-7> 화이트스트림프로젝트개요 20 < 표 2-8> 노드스트림프로젝트개요 22 < 표 2-9> 블루스트림프로젝트개요 24 < 표 2-10> 사우스스트림프로젝트개요 25 < 표 2-11> S-K-V 파이프라인프로젝트개요 27 < 표 2-12> 동부가스프로그램가스생산, 수출및투자계획요약 30 < 표 2-13> 2030년까지의단계별가스생산전망 37 < 표 2-14> 2030년까지의가스산업투자전망 37 < 표 2-15> 2030년까지가스산업의전략적발전지표 41 < 표 3-1> 세계천연가스생산량및국제교역량추이 46 < 표 3-2> 천연가스소비량추이 47 < 표 3-3> 세계천연가스수요전망 (Reference Scenario) 48 < 표 3-4> 국경간파이프라인의특징과결과 59 < 표 5-1> 한 러 PNG 사업의운영구조 ( 예시 ) 112 < 표 5-2> PNG 사업운영구조별평가 113

v 그림차례 [ 그림 2-1] 러시아천연가스예상노선도 7 [ 그림 2-2] 러시아통합가스시스템 (UGSS) 13 [ 그림 2-3] 나부코가스파이프라인노선도 19 [ 그림 2-4] 화이트스트림가스파이프라인노선도 21 [ 그림 2-5] 노드스트림가스파이프라인노선도 23 [ 그림 2-6] 블루스트림및사우스스트림파이프라인노선도 26 [ 그림 2-7] S K V 가스파이프라인노선도 27 [ 그림 3-1] 세계천연가스생산량및국제교역량추이 46

제 1 장서론 1 제 1 장서론 우리나라는 2015년을목표로러시아에서북한을통과하여 PNG를수입하는계획을추진중에있음. 2009년 1월러시아-우크라이나가스분쟁으로인한가스공급중단사태로가스수출국 통과국 수입국간의효과적인협상틀과안정적사업구도의중요성이크게부각되었음. 북한통과파이프라인을통한러시아가스수송의안정성확보를위해사업초기단계에서부터다각적인대책마련이필요함. 또한러시아 PNG 도입관련당사국 ( 한국, 러시아, 북한 ) 간가스분쟁에대비한천연가스수급관리방안및공급안정성확보를위한전략의수립이필요함. 본연구는다음과같이구성됨. 제2장에서는러시아천연가스도입의배경과추진경위에대해서살펴보고, 2009년초발생한러시아-우크라이나간가스분쟁의배경과영향및시사점을분석해본다음, 러시아가스산업의현황과전망및유럽과러시아의가스파이프라인프로젝트현황과추진상황에대해정리함. 제3장에서는국경간파이프라인의특성과파이프라인교역에영향을미치는요소, 국경간가스거래체계등에대해살펴보고, 파이프라인프로젝트의운영체계와소유구조및통과료 / 수송료등에대해유럽의파이프라인운영구조를중심으로분석하였음. 제4장에서는파이프라인프로젝트의문제점과장애요인에대한분석과사례분석을바탕으로파이프라인사업의안정성확보방안을제시함. 또한국경간파이프라인사업과밀접한관련이있는에너지헌장조약 (ECT) 및수송의정서의주요내용을살펴보고, 이에대한러시아의입장을분석함.

2 마지막으로제5장에서는파이프라인을통해러시아산천연가스를도입한다는전제하에앞서분석한바를바탕으로공급안정성확보방안을제시하고, 추가적으로일반적인공급교란에대비한방안도제시함. 또한파이프라인으로도입하게될경우, 한 러 PNG 사업의운영구조에대해서도검토함.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 3 제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 제 1 절러시아천연가스도입추진경위 우리나라의대 ( 對 ) 러시아가스사업추진은 1990년대초반부터시작되었으며, 1994년야쿠츠크의차얀다가스전, 2001년이르쿠츠크코빅타가스전에대한타당성조사가수행되었으나여러가지이유로사업추진이중단되었음. 그러나 2000년대초반부터러시아정부가극동및동시베리아지역의경제발전을모색하고동지역의가스자원에대한통합개발계획을 2007년에확정함에따라우리의대러시아가스사업추진도탄력을받게되었음. 1. 사하 PNG 사업 노태우정부의북방정책추진과함께 1992년한 러양국정상회의에서사하공화국차얀다가스전공동개발의정서체결 1994년한 러정상회담에서동사업에대한공동예비타당성조사실시에합의함으로써본격적으로시작됨. 1994년 11월부터 1995년 12월까지약 14개월간수행된타당성조사의추진주체는한국콘소시엄 ( 석유공사, 가스공사등 13개한국기업 ), 러시아콘소시엄 ( 가즈프롬, 러시아기업가연맹등 ), 사하콘소시엄 ( 사하네프테가스등 2개사 ) 이었음. 그러나타당성조사결과배관의북한통과로인한사업의불확실성과영구동토지역인사하지역의열악한인프라, 사업경제성미흡등의이유로사업이중단됨.

4 2. 이르쿠츠크 PNG 사업 1999년김대중대통령의방러를계기로당시중국과러시아양자구도로추진중이었던동시베리아지역의이르쿠츠크 PNG 사업에한국이참여를희망함에따라동사업은한 중 러 3자구도사업으로전환되었음. 한 중 러 3국은 2000년 11월이르쿠츠크 PNG 사업공동타당성조사추진을위한협정서에서명하고 2001년 1월부터타당성조사에착수 타당성조사의추진주체는 TNK-BP의자회사로코빅타가스전의광권보유사인러시아의 RP, 중국국영석유회사인 CNPC, 한국가스공사를주간사로하는 9개한국기업으로구성된한국콘소시엄이었음. 2001.1.~2003.11 중실시된타당성조사에서는 ( 만주리 - 선양 - 대련 - 서해 - 평택 ) 을통과하는 4,000km 이상의가스배관을통해한국과중국에연간각각 10bcm, 20bcm을공급하는방안을제시 그러나러시아정부측이당초계획과달리동사업의승인을보류하고, 대신가즈프롬이주도하는통합가스개발계획 (UGSS : Unified Gas Supply System) 을 2003년에발표함에따라이르쿠츠크사업은잠정중단되었음. 3. 한 러가스협정체결 2004년 9월모스크바에서개최된한 러정상회담에서양국정상은가스공급과관련된협력사업을위해정부간협력협정을체결키로합의 2006년 7월에는러시아정부가러시아에서생산되는모든가스에대한독점수출권을가즈프롬에부여하는법을제정하였음. 2007년 9월에는약 5년간의검토를거친 UGSS 추진계획이동부가스프로그램 (Eastern Gas Program) 이라는구체적인계획으로확정되었으며, 가즈프롬은동프로그램의조정자로지정됨.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 5 독점가스수출법의제정과동부가스프로그램의확정으로가즈프롬은극동및동시베리아지역의가스개발및수출에관련된모든일을전담하여추진하게됨. 이와같은러시아의내부사정과는별개로한국과러시아는가스협력에관한논의를계속해서진행하였으며, 2006년 10월한 러양국정부는가스공급관련정부간협력협정 (Government Agreement) 을체결 동협정에서양국정부는가즈프롬과가스공사를 PNG 공급의정부위임기관으로지정하였고, 동협정을근거로가즈프롬과가스공사간가스협력의정서 (Gas Agreement) 를체결함. 4. 사할린 Ⅱ 장기 LNG 매매계약 2005.7. : 사할린 Ⅱ LNG 매매계약체결. 2008.4.1~2028.3.31(5 년연장옵션 ) 까지연간 150 만톤씩도입 (FOB) 2009.4. : 사할린 Ⅱ LNG 도입시작 5. 러시아연방의대한민국에대한천연가스공급에관한양해각서 2007.12. : 제8차한 러자원협력위원회에서, 러시아천연가스의대 ( 對 ) 한국공급방안에대한가스공사와가즈프롬간공동연구개시등 PNG 도입을위한본격적인협의시작 2008.8. : 한 러에너지협력액션플랜 서명식에서러시아산천연가스공급방안의이행상황평가및향후계획협의 2008.9.29. : 한 러정상회의에서북한을경유하는가스배관을통해러시아의천연가스도입을추진하기로합의하고가스공사와가즈프롬간양해각서체결

6 2009~2010년한국으로의 PNG 공급노선공동타당성조사및노선통과국간협의를진행하여동사업의경제성이확인될경우, 2010년말까지상업협상완료및매매계약 (SPA) 을체결하고, 2011~14년기간중블라디보스톡 북한 우리나라를연결하는가스배관을건설하여 2015년부터러시아 PNG를도입할계획임. 러시아는 2012년까지사할린 ~ 하바로프스크 ~ 블라디보스톡간가스배관을건설하며, 2015년에는야쿠츠크센터 ~ 하바로프스크간가스배관을완공할계획임. < 표 2-1> 러시아 PNG 도입예상일정 연도 주요내용 2009년~2010년중반 한 러공동타당성조사수행 2010년중반~2011년 가스도입상업협상및 SPA 체결 2011년~2012년 파이낸싱, 설계, 기자재조달, 시공 2013년~2015년 배관및공급설비건설완료 2015년말 시운전및공급개시 러시아 PNG 공급양해각서의주요내용 - 가스공사는 2015년이후러시아블라디보스톡으로부터연 10BCM (LNG 환산 750만톤 ) 의천연가스를 30년에걸쳐도입 - 이를위해러시아측의제안대로블라디보스톡 북한 한국을연결하는가스배관을건설하여러시아천연가스를공급받는방안을우선적으로추진할계획임. - 이와함께가스공사와가즈프롬은공동으로극동지역에서석유화학단지및 LNG 액화플랜트를건설하여공동운영및판매 ( 수출포함 ) 하는방안을추진하기로하고, 이에대해서도가스공사와가즈프롬을중심으로타당성조사실시

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 7 - PNG 도입방안이실현되지않는경우에도블라디보스톡을거쳐동일한 규모의천연가스를도입할수있도록, LNG 또는 CNG (Compressed Natural Gas) 로도입하는방안을함께검토키로함. [ 그림 2-1] 러시아천연가스예상노선도

8 제 2 절러시아 - 우크라이나가스분쟁의배경및시사점 1. 분쟁의개요 러시아는우크라이나의가스대금미지급과신규가스가격협상결렬을이유로 2009년 1월 1일부터우크라이나에대한가스공급을중단 : 러시아는당초우크라이나에대한가스공급만중단하였으나, 동조치이후우크라이나가유럽행가스를중간에서가로채고있다고비난하며 1월 7일부터는유럽행가스공급을전면중단 가스소비량의약 1/4을러시아에의존하고있는유럽각국에서가스부족사태발생 : 유럽각국에서국가비상사태선포, 민간에대한가스공급제한, 가스부족으로인한공장가동중단등의사태발생 EU의중재로가스공급재개합의 : EU의적극적인개입과중재로 2009년 1월 12일러시아, 우크라이나, EU 3자간가스공급재개를합의하고합의서체결 일시 < 표 2-2> 러시아 - 우크라이나가스분쟁경과 2008년 11월 Gazprom, 우크라이나에대해가스대금지급독촉및가스공급중단경고 2008년 12월 러시아 Gazprom과우크라이나 Naftogaz 간가스가격협상 2008년 12월 31일 러시아 - 우크라이나간가스가격협상최종결렬 2009년 1월 1일 Gazprom, 우크라이나에대한가스공급중단 내용 2009 년 1 월 7 일푸틴총리, 우크라이나경유유럽행가스전면공급중단지시 2009 년 1 월 12 일러시아, 우크라이나, EU 3 자간가스공급재개합의

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 9 2. 분쟁의배경 우크라이나의가스대금연체및 2009년도가스가격협상결렬 - 2008년 11월말러시아국영가스회사 Gazprom은 2008년 12월 31일까지우크라이나가미지급가스대금을지급하지않고 2009년가스공급가격에대한협상도합의에이르지못한다면 2009년 1월 1일부터가스공급을중단할것이라고경고 - 러시아 Gazprom과우크라이나국영가스회사 Naftogaz간의 2009년도가스공급가격협상이양측의가격차이로인해결렬 - 러시아는가스공급을중단한이래 2009년도가스협상가격을당초 250달러에서 418달러, 450달러로거듭인상하였으며, 우크라이나는러시아가가스가격을 250달러이상을받기위해서는가스통과료도시장가격으로인상되어야한다고주장하면서양국간갈등이심화 우크라이나의친서방외교정책으로인한양국간지속적갈등 - 2004년오렌지혁명으로집권한현우크라이나정권이 EU 및 NATO 가입추진등친서방정책을취해오고있어러시아와의갈등이심화된것도러시아가강경책을취하고있는원인의하나인것으로분석됨. - 우크라이나는 2008년 8월그루지야전쟁발발시러시아의그루지야공격을비난함으로써러시아를자극한바있음. 러시아의 CIS 국가에대한가스공급가격인상 - 러시아는 2005년이전까지는 CIS국가들에대해유럽보다상대적으로낮은가격으로가스를공급하였으나, 2005년부터점차가격을인상해오고있으며 2011년까지시장가격수준으로인상할계획 - 2005년이후특히우크라이나, 그루지야등친서방경향 CIS 국가들의가스수입가격이대폭인상되었음.

10 < 표 2-3> 러시아의유럽 CIS 국가가스공급가격추이 ( 단위 : U$/1,000 m3 ) 구분 2005 2006 2007 2008 비고 우크라이나 50 95 130 179.5 친서방 그루지야 62.5 110 235 235 친서방 CIS 국가 아르메니아 54~56 110 110 110 아제르바이잔 63 110 - - 몰도바 71/80 110/160 170/180 191/212/240 벨라루시 46.7 46.7 100 119~128 친러시아 에스토니아 90 120 192 시장가격 발트3국 라트비아 92~94 120 180 시장가격 EU국가 리투아니아 85 120 190/240 시장가격 EU국가 192 262 269 시장가격 3. 시사점 러시아 우크라이나가스분쟁사태에비추어볼때, 우리나라도 2015년이후러시아로부터북한을경유하는파이프라인을건설하여 30년간연 100억m3의 PNG를수입하는계획을추진하고있어, 북한통과와관련한다양한형태의분쟁이발생할우려가있음. - 즉, 북한이자국의에너지부족문제를해결하기위해러시아-북한-우리나라로이어지는 PNG 수송관을이용하여가스도용을시도하거나, 러시아와의분쟁을유발할수도있다는점이우려됨. 그러나 PNG가유럽가스시장에서 80% 이상의비중을차지하고있고, 그공급을러시아에크게의존하고있는유럽이수입선다변화, LNG 설비증설등으로가스공급을안정화하려는것과달리, 우리나라는전량 LNG 형태로천연가스를도입하고있어러시아로부터의 PNG 도입이오히려도입선다변화에해당한다는기본적인차이가있음. 북한통과파이프라인을통한러시아가스수송의안정성확보를위해사업초기단계에서부터단계별로다각적인대책마련필요 - 경제적전략 : PNG사업에의지분참여등

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 11 - 남 북 러 3국간협상틀마련 - 외교 안보적전략 : 북한의정치적수용성확보 - 북한의사업수용가능성제고 : 남북경협과연계한대북한제안 - 사업지연에대비한수급관리방안마련

12 제 3 절러시아의천연가스산업현황및전망 1. 러시아가스산업현황 가. 천연가스수급 러시아는세계최대의천연가스매장량보유국이자생산국임. - BP 통계 1) 에따르면러시아는 2008년말기준세계천연가스확인매장량의 23.4% 에달하는 43.3조m3 (tcm) 의매장량을보유하고있음. - 2008년의천연가스생산량은 602십억m3 (bcm) 으로서세계전체생산의 19.6% 를점하고있음 2). 러시아는구소련시대부터구축한파이프라인을통해자국가스는물론카자흐스탄등중앙아시아국가의천연가스를독점적으로구소련국가를경유하여주로유럽에수출하고있음. 현재러시아의천연가스의개발 운송 수출업무는국영가스회사인가즈프롬 (Gazprom) 3) 이독점하고있음 4). - 러시아산가스는가즈프롬이소유한러시아통합가스시스템 (Unified Gas Supply System of Russia: UGSS) 을통하여국내 외로수송됨. UGSS의배관망연장은 2008년말기준 159.5천km에달하고 ( 주배관및지관포함 ), 219개의승압기지 (compressor station) 를보유하고있음. 1) BP: BP Statistical Review of World Energy, June 2009. 2) 러시아정부의공식통계로는, 2008년의천연가스생산량이 664bcm이고, 이중약 83% 에달하는 550bcm 을가즈프롬이생산하였음. 3) 1989년에구소련의가스산업부를기반으로설립되었으며, 전세계가스생산량의 17% 를점유하는 (2008 년기준 ) 세계최대의가스회사로서러시아정부가 50.01% 의지분을보유하고있음. 4) 석유의경우개발및생산은 Rosneft가, 수송은 Transneft가담당하고있음.

제2장 러시아 천연가스 도입 관련 배경 및 여건 분석 13 2008년의 처리량은 714십억 에 달했고, 용량이 거의 한계에 이르러 수송설비의 추가건설 및 보수작업을 진행하고 있음. [그림 2-2] 러시아 통합가스시스템(UGSS) 자료 : 가즈프롬 홈페이지(http://www.gazprom.com/production/transportation) 러시아 가스산업이 당면한 문제점 중의 하나는 대형 가스전이 점차 고갈 됨에 따라 가스 생산량이 감소하고 있으며 새로운 가스전을 개발하기 위 해서는 막대한 자금이 필요하다는 점임. - 현재 대형 파이프라인 중 70% 이상이 1985년 이전에 설치되어 노후화되 었으며, 즉시 교체할 필요가 있는 파이프라인의 연장도 총 19,000 이상 인 것으로 알려지고 있음5). - 러시아는 당초 가즈프롬을 통하여 신규 가스전을 단독 개발하고자 하였 으나 2008년 세계 경제위기 이후에 자금 조달이 어려워지자 서방의 가스 메이저를 참여시키는 쪽으로 방침을 전환하고 있음. 5) Victor, N.M., Gasprom: Gas Giant Under Strain, The Program on Energy and Sustainable Development, Jan 2008, p33.

14 나. 천연가스교역 러시아의가스는대부분우크라이나및벨라루스를경유하여유럽에수출되고있어이들나라를중심으로한정치적위험에노출되어있음. - 이는대부분의가스파이프라인이구소련시대인 1970~1990년중에건설되었고우크라이나와벨라루스가지정학적으로러시아와유럽사이에위치하고있는데기인함. - 1991년구소련이해체되자가스수출에 통과국 (transition countries) 이라는개념이생겼는데러시아산가스가신생국가인우크라이나와벨라루스를통과하여유럽에수출되기시작하였으며, 특히당시가스수출량의약 90% 가우크라이나를경유하게되어가스수출에따른수송위험이증가하였음. 현재러시아는유럽천연가스수요량의약 25% 를공급하고있음. - 2006년을기준으로각국의가스소비량중러시아산가스가차지하는비중은터키 64%, 독일 37%, 이탈리아 25%, 프랑스 20% 등으로나타났음. - 구소련국가들도러시아산가스에대한의존도가높은데, 우크라이나는 2007년에총소비량의 2/3 정도에달하는 2,240bcf(63.5bcm) 를러시아로부터수입하였고, 벨라루스, 리투아니아, 아르메니아, 그루지야등은거의전량을러시아산가스에의존하고있음.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 15 < 표 2-4> 러시아의對유럽가스수출현황 수입국 수출량비중 * 수출량비중 * 수입국 2006 2007 (2006) 2006 2007 (2006) 독일 1,339 1,378 37% 핀란드 173 166 100% 터키 703 828 64% 루마니아 180 138 28% 이탈리아 756 742 25% 불가리아 113 120 96% 프랑스 353 346 20% 그리스 95 111 82% 체코 261 247 79% 세르비아 74 74 87% 폴란드 272 247 47% 크로아티아 35 35 37% 헝가리 272 226 54% 슬로베니아 25 18 64% 슬로바키아 240 223 100% 스위스 14 11 12% 오스트리아 233 191 74% 마케도니아 4 4 100% [ 발트3국및 CIS 국가 ] 우크라이나 2,085 2,240 66% 아르메니아 57 71 99% 벨라루스 724 763 98% 에스토니아 25 49 11% 리투아니아 99 122 96% 그루지야 49 36 99% 라트비아 49 72 74% 카자흐스탄 28 32 3% 주 : * 비중은 2006년기준각국의가스총소비량중러시아산가스의비중 (%) 자료 : EIA, Country Analysis Briefs: Russia, May 2008. ( 단위 : 십억입방피트 / 년 ) 러시아는자국및인접국에가스수송인프라를보유하여막대한재정수입을거두고있을뿐만아니라파이프라인의독점적성격을이용하여정치적인영향력도행사하려하고있음. - 이에따라유럽은러시아가아닌중앙아시아 중동에서공급받는가스파이프라인 ( 나부코파이프라인등 ) 건설을추진하고있음. - 또한러시아는우크라이나등경유국가를거치지않고흑해등을통과하여유럽으로직접도달하는가스파이프라인 ( 노드스트림, 사우스스트림등 ) 의건설을추진하고있음. 한편, 러시아는가스 원유등에너지수출에따른수입이전체재정수입의약 50% 를차지함에따라유럽에대한높은재정의존도를탈피하기위하여가스수출국다변화를모색하고있음. - 이를위해중국 일본등동아시아국가및태평양을통한해상운송이

16 가능한동시베리아 극동지역의가스전 가스파이프라인개발을추진 중이며장기적으로는미국등에도수출을도모하고있음. 다. 천연가스가격 러시아의국내가스시장은규제시장과비규제시장으로구분되며, 규제시장이대부분을차지하고있음. 정부는도매요금뿐만아니라독립계가스생산자들의배관사용료및소매요금도규제하고있음. 그러나러시아정부는 2006년부터가스시장이시장원리에따라운영되도록하는조치를추진하고있음. - 궁극적으로는국내 외시장에공급하는가스의가격을시장가격에기초하여동일한수준이되도록할계획임. - 2008년 1월가스가격은 25% 인상되었고, 2009년에는 15.9%, 2010년 1월과 7월에각각 13% 씩인상하여 2011년이후에는국내 외시장에공급하는가스의가격을동일한수준이되도록할계획임. 단급격한가격인상에따른부담을완화하기위해 2011년의인상률은 40% 로제한. 러시아는내수용과수출용에대해차별적인가격책정을하고있음. - 내수용판매가격은서유럽국가들에대한판매가격의 20~25% 수준이며, 구소련국가 (CIS 및발트3국 ) 에대한판매가격은서유럽국가들에대한판매가격의 50% 내외정도수준임. - 가즈프롬의 2008년의천연가스평균판매단가를보면, 내수용은 1,652.8루블 / 천m3로서서유럽에대한판매단가 (7,757루블/ m3 ) 대비 21.3% 수준에불과하였고, - CIS 국가및발트3국에대한평균판매단가는 3,694루블 / 천m3로서서유럽에대한판매단가대비 47.6% 수준이었음.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 17 연도구분 2007 2008 증감 (%) 판매액 1) ( 십억루블 ) 내수 399.5 474.3 18.7% 수출 CIS/ 발트3국 269.6 356.5 32.2% 기타유럽 873.4 1,430.5 63.8% ( 합계 ) 1,542.5 2,261.3 46.6% 판매량 (bcm) 내수 307.0 287.0-6.5% 수출 CIS/ 발트3국 100.9 96.5-4.4% 기타유럽 168.5 184.4 9.4% ( 합계 ) 576.4 567.9-1.5% 판매단가 ( 루블 / 천m3 ) 내수 1,301.1 1,652.8 27.0% 수출 CIS/ 발트3국 2,672.9 3,693.9 38.2% 기타유럽 5,181.9 7,757.0 49.7% ( 합계 ) 2,676.1 3,981.9 48.8% 판매단가 (U$/ 천m3 ) 환율 2) ( 루블 /U$) 24.6 29.4 19.4% 내수 52.8 56.2 6.4% 수출 CIS/ 발트3국 108.5 125.6 15.8% 기타유럽 210.4 263.8 25.4% ( 합계 ) 108.7 135.4 24.7% 주 : 1) 부가세, 소비세, 관세제외 2) 연도말기준환율자료 : GAZPROM, ANNUAL REPORT 2008, 2009 < 표 2-5> 가즈프롬의천연가스판매실적 2. 가스파이프라인프로젝트 가. 유럽의가스파이프라인프로젝트 유럽연합은에너지공급의안정성을높이기위하여러시아, 우크라이나를경유하지않는가스관건설프로젝트를추진하고있으며, 특히 2009년 1 월러시아-우크라이나가스분쟁은이를본격적으로추진하는계기가되었음. 러시아를대체할가스수입선으로는중앙아시아, 중동, 아프리카등을들

18 수있는데이중아제르바이잔등중앙아시아국가들이가장현실성이있는대안으로평가되고있으며관련가스파이프라인의건설이가장많이추진되고있음. 한편파이프라인을이용하지않는가스수송방안으로액화천연가스 (LNG) 의공급을고려할수있으나막대한초기투자자금이필요하여당분간본격적으로추진되기는어려울전망임. 1) 나부코프로젝트 터키에서출발하여불가리아, 루마니아, 헝가리등동구권국가를경유하여오스트리아에도달하는가스파이프라인프로젝트로서오스트리아를통해중부및서부유럽으로가스를운송 나부코가스파이프라인이완공되면아제르바이잔과터키를잇는기존의 SCP(South Caucasus Pipeline) 6) 와연결되어카스피해의가스를러시아를거치지않고유럽으로바로운송하게됨. 참가업체 구간 총길이 착공시기 OMV( 오스트리아 ), MOL( 헝가리 ), BEH EAD( 불가리아 ), TRANSGAZ( 루마니아 ), BOTAS( 터키 ), RWE( 독일 ) 이각각 16.67% 씩의지분보유터키-불가리아-루마니아-헝가리-오스트리아 3,300 km 2011 년 가동개시시기 2014 년 (* 2013 년 1 단계완공, 2015 년 2 단계완공 ) 총공사비 연간수송능력 79 억유로 310 억m3 < 표 2-6> 나부코프로젝트개요 가스공급원중앙아시아 ( 카자흐스탄, 투르크메니스탄, 아제르바이잔 ) 자료 : Nabucco 프로젝트홈페이지 (http://www.nabucco-pipeline.com) 6) Baku-Tbilisi-Erzurum 파이프라인이라고도함. 아제르바이잔의 Shah Deniz 가스전의천연가스를터키로운송하는길이 692km의파이프라인이며, BTC(Baku Tbilisi Ceyhan) 오일파이프라인과평행하게건설됨.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 19 [ 그림 2-3] 나부코가스파이프라인노선도 자료 : Nabucco 프로젝트홈페이지 (http://www.nabucco-pipeline.com) 나부코프로젝트는유럽연합과미국이지지하고있으며, 유럽중앙은행 (ECB) 과유럽부흥개발은행 (EBRD) 등이금융지원을검토하고있음. 그러나카스피해주변의주요가스공급국인카자흐스탄, 투르크메니스탄및우즈베키스탄등이러시아와의관계를고려하여가스공급여부를확약하지않고있음. 특히나부코및사우스스트림프로젝트의관련당사국인터키가 2009년 8 월사우스스트림가스관이흑해내자국영해를통과하는것에대해러시아에동의하는등나부코프로젝트는러시아의강력한반발과더불어사우스스트림프로젝트에밀려진행이지연되고있음. 2) 화이트스트림프로젝트 카스피해연안의가스를루마니아, 우크라이나, 중부유럽및동유럽국가로수송하기위해제안된파이프라인프로젝트로서 Georgia- Ukraine-EU Gas Pipeline 이라고도함.

20 2005년에우크라이나에의해처음으로제안되었으며, 러시아의영향력에서벗어나동부및중부유럽국가의가스공급처를확보하는것을목적으로하고있음. 이프로젝트를주관하고있는 화이트스트림컨소시엄 은생산자나소비자또는정부의통제를받지않는독립적인조직이며, EU TEN-E (Trans-European Energy Networks) 프로그램의지원을받아예비타당성조사를실시하였고, 전략적투자자를모집중에있음. 참여업체그루지야, 우크라이나, EU( 현재전략적투자자모집중 ) 구간아제르바이잔 - 그루지야 - 루마니아, 우크라이나 ( 흑해경유 ) 길이 완공 총공사비 1,100 km ( 그루지야 - 루마니아구간 ), 620 km ( 그루지야 - 우크라이나구간 ) 1 단계 : 2015 년 미정 연간수송능력 80 억m3 ( 향후 320 억m3로확대예정 ) 가스공급원 아제르바이잔 자료 : http://www.gueu-whitestream.com < 표 2-7> 화이트스트림프로젝트개요 화이트스트림은단계적으로건설될예정이며최종적으로는 2개의노선으로구성되며, 루마니아및우크라이나의기존파이프라인에연결 - 그루지야 - 루마니아 노선 : 2개의흑해해저병행노선, 1,100km - 그루지야 - 우크라이나 노선 : 2개의흑해해저병행노선, 620km ( 향후크림반도에서흑해해저를통과하여루마니아에이르는 430km의파이프라인건설예정 ) 첫번째노선은 2015년완공예정이며수송능력은 80억m2 / 년이고, 나머지 3개노선이완공되면 320억m2 / 년에달하게됨.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 21 [ 그림 2-4] 화이트스트림가스파이프라인노선도 나. 러시아의가스파이프라인프로젝트 러시아는이러한유럽의파이프라인건설움직임에맞서기존파이프라인에추가하여노드스트림, 블루스트림 2, 사우스스트림등유럽소비자를대상으로하는신규파이프라인프로젝트및아시아 태평양지역의신규소비창출을위한사할린등극동지역파이프라인건설프로젝트를추진하고있음. 이중유럽지역의신규프로젝트는종전에가스분쟁의원인이되었던우크라이나를배제하고, 러시아산가스가경유국가를거치지않고발틱해, 흑해를가로질러중부및서부유럽의소비자에게직접운송되는것을골자로하고있음.

22 1) 노드스트림 (Nord Stream) 러시아의 Vyborg를출발하여발틱해의해저를통과, 독일서북단의 Greifswald( 그라이프스발트 ) 에직접도달하는가스파이프라인으로서러시아와독일의합작프로젝트이며, 운영권자는 2005년 11월설립된 Nord Stream AG 7) 임. 독일, 영국, 프랑스, 네덜란드, 덴마크를주요수요국으로하고있으며, 최종적으로 25년간매년 550억m3의가스를서유럽에공급하는것을목표로하고있는데이는현재러시아가유럽에공급하는가스의 1/3에해당하는막대한분량임. 참여업체 구간 길이 가즈프롬 (51%), BASF SE/Wintershall Holding AG(20%), E.ON Ruhrgas AG(20%), N.V.Nederlandse Gasunie(9%) 러시아 - 발틱해 - 독일 1,220 km ( 직경 1,153 mm ), 2 개노선 착공 1 단계 (2010 년 ), 2 단계 (2011 년 ) 완공 1 단계 (2011 년 ), 2 단계 (2012 년 ) 연간수송능력총 550 억m3 ( 노선당 275 억m3 ) 총공사비 가스공급원 74 억유로 < 표 2-8> 노드스트림프로젝트개요 유즈노 - 루스코예 (Yuzhno-Russkoye) 가스전, 야말반도, Ob-Taz 만, Shtokmanovskoye 가스전등 자료 : Nord Stream 홈페이지 (http://www.nord-stream.com/en) 핀란드, 스웨덴, 덴마크, 에스토니아는발틱해의자연환경에부정적인영향을미칠것이라는이유로반대하여왔으나, 2009년 11월스웨덴과핀란드가자국 EEZ( 배타적경제수역 ) 내의파이프라인건설을허가하는등 2010년착공이차질없이진행될것으로예상됨. 7) 설립당시명칭은 North European Gas Pipeline Company 이었으나, 2006년 10월 Nord Stream AG 로변경함.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 23 우크라이나, 폴란드도이사업에반대의견을표시하고있는데, 이는자국을경유하지않는파이프라인이건설되어동 서유럽간의가스공급경로가분리되면, 러시아가서유럽에부정적인영향을주지않고도동유럽에대한가스공급을차단할수있게되어이를전략적무기로사용할가능성을우려하고있기때문임. [ 그림 2-5] 노드스트림가스파이프라인노선도 2) 블루스트림 2(Blue Stream 2) 블루스트림2는이미완공되어가동중인블루스트림가스파이프라인의확장사업으로서, 중동및이스라엘등으로가스를운반하기위한것이고현재사업성검토가진행중임. 블루스트림가스파이프라인은러시아산가스를제3국을경유하지않고흑해를지나터키로운송하는파이프라인인데, 이전까지는터키까지가스를운송하기위해우크라이나, 몰도바, 루마니아, 불가리아를경유하는것이불가피하였음.

24-1999년설립된가즈프롬과이탈리아 ENI의합작기업인 Blue Stream Pipeline B.V. 에의해 2001년착공되어 2003년 2월부터가동을개시하였으나, 양국간의가격협상이타결되지않아공식준공식은 2005년 11월에열렸음. - 해저구간의소유와운영은 Blue Stream Pipeline B.V. 가맡고, 가즈프롬은러시아육상구간을소유 운영하고, 터키에너지회사인 BOTAŞ는터키육상구간을소유 운영하고있음. < 표 2-9> 블루스트림프로젝트개요 해상구간운영 Blue Stream Pipeline B.V. 육상구간운영 가즈프롬 ( 러시아육상구간 ), BOTAŞ( 터키육상구간 ) 구간 러시아 - 터키 Samsun( 해상구간 ) - 터키 Ankara( 육상구간 ) 길이 1,213km ( 러시아육상 : 373km, 해상 : 396km, 터키육상 : 444km ) 착공 2002년 완공 2005년 11월 ( 블루스트림 ), 미정 ( 블루스트림 2) 연간수송능력 160억m3 (2010년), * 기존 80억m3에서증설 총공사비 32억U$ 가스공급원 러시아 Izobilnoye 가스플랜트 자료 : 가즈프롬홈페이지 (http://www.gazprom.com) 3) 사우스스트림 (South Stream) 유럽의에너지공급안정성확보및러시아의가스공급경로다변화를위해추진중인프로젝트로서, 해상구간은러시아의 Beregovaya에서부터흑해를경유하여불가리아의 Varna까지총 900km이고불가리아측의육상구간은북쪽및남쪽두경로로분기됨. - 07년 6월 23일이탈리아의 ENI와러시아의가즈프롬이양해각서를체결함으로써시작되었고, 08년 1월 18일스위스에특수목적법인인 South Stream AG가설립되었으며동회사의지분은가즈프롬과 ENI가각각 50% 씩보유

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 25 - 불가리아 Varna에서남서부및북서부지선으로갈림. 북서부지선 : 러시아-불가리아-세르비아-슬로베니아-오스트리아-중부유럽 남서부지선 : 러시아-불가리아-그리스-이태리 남부및중부유럽국가들을통과하는파이프라인건설과관련하여 2008년 1~2월에불가리아 세르비아 헝가리가, 2008년 4월에그리스가, 2009년 11월슬로베니아가각각동의서에서명하였고, 오스트리아와는협상이진행중임. < 표 2-10> 사우스스트림프로젝트개요 참여업체 러시아가즈프롬, 이태리 ENI 구간 Beregovaya( 러시아 ) - 흑해해저 - Varna( 불가리아 ) 길이 900km 착공 2010년 완공 2015년 총공사비 200억달러 연간수송능력 30억m3 가스공급원 러시아 자료 : 사우스스트림홈페이지 (http://south-stream.info) 나부코및사우스스트림프로젝트의추진경과에서나타나는바와같이지금까지는러시아주도의가스파이프라인프로젝트가보다성공적으로진행되고있음. 이는많은국가의이해관계가얽힌유럽에비해러시아가단일협상주체로서가스의추가공급을약속하는등효과적으로대응할수있다는점에기인한것으로보임.

26 [ 그림 2-6] 블루스트림및사우스스트림파이프라인노선도 자료 : http://www.gazprom.com 4) 사할린-하바로프스크-블라디보스토크 (S-K-V) 파이프라인 Sakhalin - Khabarovsk - Vladivostok(S-K-V) 파이프라인프로젝트는사할린의가스를하바로프스크를거쳐블라디보스토크까지운반하는가스관건설사업으로동부가스프로그램 (Eastern Gas Program) 의일환임. - 2008년 7월가즈프롬이사회의승인을받아, 2008년 11월설계를완료하였고 2009년 7월말착공되었음. 또한 Rosneft의자회사인 Daltransgaz로부터 Sakhalin Komsomolsk Khabarovsk 노선의 1단계구간 (445km) 을매입하기로함. - 총연장은 1,830km로서하바로프스크-블라디보스토크구간은 2011년완공될예정이며, 사할린-콤소몰스크-하바로프스크구간의 1단계공사도함께진행될예정임. - 향후건설예정인 Yakutia Khabarovsk Vladivostok 파이프라인과하바로프스크에서연결될예정으로있음.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 27 시행자 구간 길이 착공 완공 총공사비 가즈프롬 ( 운영권자 : Gazprom Invest Vostok) 1 차 : 사할린 - 하바로프스크 - 블라디보스토크 2 차 : 야쿠치야 하바로프스크 블라디보스토크 1,830 km 2009 년 6 월 2011 년 3/4 분기 210 억 ~250 억달러 연간수송능력 80 억m3 ( 향후 300~365 억m3로확대 ) 가스공급원 < 표 2-11> S-K-V 파이프라인프로젝트개요 사할린 Ⅲ 가스전 자료 : 가즈프롬홈페이지 (http://www.gazprom.com) [ 그림 2-7] S K V 가스파이프라인노선도

28 연해주 (Primorsky Krai) 에건설예정인 LNG 플랜트와석유화학단지에원료가스를공급할예정임. 또한블라디보스토크에서는해저배관을통해한국과일본에가스를공급할계획도있음. 연간수송능력은 1단계에 80억m3에서향후 300~365억m3로확대될것이며, 이중 80억m3는사할린으로부터공급받게됨. 당초에는사할린Ⅲ 프로젝트생산분과사할린Ⅱ 프로젝트추가생산분으로공급할계획이었으나, 사할린Ⅲ 프로젝트가지연됨에따라사할린Ⅰ 프로젝트가주공급원이될것임. 2012년블라디보스토크 APEC 정상회의이전에블라디보스토크와연해주지역의발전소에가스를공급하는것을목표로하여 2011년 3분기중배관건설을완료하고 2011년말부터가스공급예정. 노드스트림과사우스스트림프로젝트는러시아가경유국가를배제하고유럽에보다안정적으로가스를공급하여에너지수익을확보하려는것이목적인데비해, S-K-V는아시아-태평양이라는신규시장을창출하여가스수출을확대하고다변화하기위한것임. 동부가스프로그램 (Eastern Gas Program) 러시아의기존가스전과가스파이프라인이유럽및서시베리아에치중되어있으며, 가즈프롬의 4대가스전 8) 의생산량이점차감소할것으로예측됨에따라신규가스전개발의필요성이높아졌음. 또한 2008년이후세계경제위기를겪으면서유럽의에너지수요가급감하고, 유럽국가들의에너지원다변화노력및지구온난화로인한난방수요감소등으로인해러시아는신규수요처를발굴할필요성이높아짐. 8) 러시아 5대주요가스전중최근에개발된 Zapolyarnoye( 자폴리야르노예 ) 를제외한, Yamburgskoye ( 얌부르그스코예 ), Yamsoveyskoye( 얌소베이스코예 ), Urengoyskoye( 우렌고이스코예 ), Medvezhye( 메드베지예 ) 등 4개가스전.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 29 동부가스프로그램은동시베리아및극동지역의가스를생산, 운송, 공급하기위한정부주도의통합개발프로그램으로러시아산업에너지부에의해 2007년 9월승인되었으며, 주요목적은다음과같음. - 러시아동부지역 ( 동시베리아및극동지역 ) 의에너지자원개발 수출과이를통한러시아전체가스수급안정및동부지역경제활성화 - 동부지역경제성장기반구축 : 에너지채굴산업뿐만아니라에너지관련산업 ( 정유, 화학, 석유화학, 가스가공, 기계 설비 ) 육성및사회간접시설확충 극동과동시베리아지역의 4개가스생산센터인사할린, 야쿠츠크, 이르쿠츠크, 크라스노야르스크를중심으로가스를개발하여, 인근지역에공급하고, 또한극동지역으로의단일수출배관을건설하여중국과아 태지역에수출하는계획으로가즈프롬이시행자로선정되었음. 초기가스매장량 (Initial Gas Resource) 은약 67tcm( 육상 52.4tcm, 해상 14.9tcm) 이며, 주요내용은다음과같음. - 동시베리아및극동지역가스생산량 : 162bcm - 시추공수 : 1,294개 - 배관길이 : 약 9,000km ( 압력 7.4~9.8MPa) - Compressor Station : 30개 (2,071MWt) - 예상투자비 : 2.4조루블 (924억불), 가스전탐사 110억불, 생산및가공시설공사 500억불, 배관및저장시설건설 314억불 4개가스생산센터 - 생산센터는우선적으로주요가스전을개발한이후인근의소규모가스전을개발하여연계예정 - 가스가공품 화학품생산이중요하므로각센터인근에가스처리및가스화학공장건설예정 ( 한국은중요한미래시장 )

30 - 시베리아횡단철도및바이칼~아무르철도의용량이전부활용되지못하는상황이므로동생산품을철도로수송예정 1 사할린 (Kamchatka and Sakhalin) 센터 - 사할린 1, 2 프로젝트에서현재생산중이며, 사할린 3~9 프로젝트는개발예정 - 한국으로 PNG 주요공급원은사할린 3 프로젝트 2 야쿠츠크 (Yakutsk) 센터 - 차얀다가스전 ( 매장량 1.2tcm) 에기반 - 내수및중국 PNG 공급용 ( 향후사할린센터와야쿠츠크센터연결예정 ) - 현재소규모가스전에서인근지역으로소량의가스를공급중으로본격적인생산은 15년이후를목표로하고있음. 3 이르쿠츠크 (Irkutsk) 센터 - 코빅타가스전 ( 매장량 2tcm) 에기반 - 내수용으로활용, 현재이르쿠츠크지역에가스공급중 4 크라스노야르스크 (Krasnoyarsk) 센터 - 소빈스크, 토홈스크가스전등에기반 - 내수용으로활용하며, 2012년이후생산개시를목표로함. 구분 2006 2010 2030 생산계획 / 년 bcm( 백만톤 ) < 표 2-12> 동부가스프로그램가스생산, 수출및투자계획요약 8bcm (6 백만톤 ) 27bcm (21 백만톤 ) 121~133bcm (906~996 백만톤 ) 수출계획 2020년까지한국과중국에연간약 25~50bcm ( 약 19~38백만톤 ) 수출 78bcm 투자계획 2020년까지총 501억불 총 924억불

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 31 다. 가스파이프라인사업추진관련시사점 유럽의에너지안보에있어주된이슈는가스공급원의확보와통과위험의제거이며, EU와러시아가공동으로추구하는에너지정책은통과국을우회하여해상루트대안을개발하는데기초하고있음. 러시아는세계최대의천연가스매장량을보유하고있고구소련시대에건설된독점파이프라인을통해가스를경제적으로공급할수있는강점을지니고있어, 세계제1의천연가스수출국으로서의지위를유지하고있음. 그러나러시아경제에서매우중요한역할을담당하는러시아의가스산업은최근안팎의도전에직면하고있음. - 밖으로는유럽이대러시아에너지의존도를낮추기위해신규가스파이프라인건설을추진하고있고, - 안으로는기존대형가스전이점차고갈됨에따라이를대체할신규가스전의개발이필요한실정임. 유럽이러시아와우크라이나위주의가스수입선을다변화하기위하여중앙아시아산가스를직접도입하기위한파이프라인건설을추진하자, 러시아는우크라이나를경유하지않고중부및서부유럽에직접도달하는파이프라인을건설함과동시에, 아시아 태평양지역의신규수출시장을겨냥한파이프라인건설을추진함으로써대응하고있음. - 이러한경쟁에서현재까지러시아가우위를점하고있는것으로보이는데, 이는러시아가풍부한매장량을활용하여수요국에자국산가스의추가공급을약속할수있는데다국가간이해관계가복잡한유럽에비해단일국으로서효과적인의사결정을내릴수있었기때문임. 가스파이프라인건설추진을위해서는가스공급원확보를위한신규가스전의개발이병행되어야하나, 다음과같은문제점이있음. - 유럽과러시아가각기계획중인신규파이프라인, 특히일부중복되는구간의파이프라인의경우과연충분한가스공급원을확보할수있는가

32 에대해서는회의적인시각이많으며, 이에따라현재추진중인다수의가스파이프라인프로젝트중실제로완공될가능성이높은것은일부에불과함. - 러시아역시기존의초대형가스전이고갈되고있는상황에서신규가스전의개발이시급하나막대한소요자금의조달이가장큰문제점임. 러시아는 2008년상반기까지국제유가가고공행진을지속할때에는가즈프롬을통한가스전단독개발을추진하였으나, 세계경제위기이후자금조달이어려워지자서방메이저의참여를허용하는것으로입장을바꾸기도하였음. 러시아가추진중인가스파이프라인중에서우리나라와가장관련이있는것은극동지방의 S-K-V 파이프라인임. - 이는파이프라인자체의건설만이아니라, 극동지역의가스전을포함한정부주도의통합개발프로그램인동부가스프로그램의일부라는점에서더욱중요성이크며, - 극동지방의파이프라인은향후북한을경유하는육상구간이나동해를관통하는해상구간을통해우리나라로연결될수있는가능성이있음. 우리나라가원유 가스등의수요를거의수입에의존하고있고, 수입대상국도중동에편중되어있는현실에서러시아극동지방의에너지원개발은우리의에너지수입처를분산하고안정적에너지원을확보할수있는좋은기회가될수있음. - 한국가스공사는 2008년 9월러시아와양해각서를체결하여 2015년부터연간최대 750만톤의천연가스를도입할계획이며, - 또한 S-K-V 파이프라인건설에우리기업의참여가능성이있는것으로알려지고있음. 우리나라기업이러시아의가스프로젝트에참여하는문제는정치적 전략적인관점에서접근할때보다효과적인성과를얻을수있을것임.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 33 - 러시아의가스수출을독점하고있는가즈프롬은고유가시기에해외기업의참여를차단하는등프로젝트의경제성보다는정치적판단을앞세운의사결정을하였으나, 2008년경제위기이후해외기업에보다우호적인태도를보이고있음. 우리나라는중국 일본 미국등강대국사이에서틈새시장으로서의장점을가지고있음. - 우리나라는미국 일본과비교할때러시아와대륙으로연결되어있어이론적으로북한을경유하여육상가스파이프라인의건설이가능한지정학적인장점이있으며, - 중국과비교해도가스배관시설및관련인프라를보유하고있어향후시장확대가능성이큼. - 또한우리기업들이해상플랜트및액화천연가스시설과관련하여세계적으로많은경험과높은수준의기술을보유하고있어고부가가치에너지산업육성을희망하는러시아의좋은협력상대가될수있음. 따라서우리나라가러시아가스개발프로젝트에효과적으로참여하기위해서는상호호혜적인협력상대방이될수있음을러시아에정치적으로인식시키는동시에, 정부관련부처및관련기관의지원하에가스개발 자금조달 기술협력등이결합된형태로양국간의전략적관계를수립하는것이필요함. 3. 러시아가스산업전망 2009 년 11 월러시아정부가승인한 러시아에너지전략 2030( 이하 ES 2030) 중가스부분의주요내용을정리한것임.

34 가. 가스산업발전전략의목표와과제 1) 전략목표 안정적, 지속적, 경제적으로효율적인국내외가스수요충족 통합가스공급시스템 (UGSS) 발전및 UGSS의러시아동부지역으로의확대, 이를기반으로한지역통합 자유로운가스시장구축, 시장자유화에따른경제적성과증진을위한가스산업구조의개선 정부에너지정책의추진단계별 GDP 및수출에서차지하는에너지부문의비중에상응하는통합재정수입의안정적확보 2) 전략목표달성을위해해결하여야할기본과제 Nadim-Pur-Taz 지역내기존가스전 (Medvezhye, Urengoy, Yamburg) 에서의가스생산량감소를자연 기후적 지질학적조건이보다열악한신규가스전개발로보충하고, 국내시장에대한공급보장과수출노선다각화를위한가스수송인프라구축 러시아내주요가스생산지역과대륙붕내의에너지자원기지를광범위하게확보하기위한지질탐사활동의증진, 지역적으로중요한의미를갖는가스전개발촉진 가스파이프라인수송능력이감소되기전에가스수송시스템의설비 파이프라인의개보수, 지역내간선가스파이프라인과배송인프라건설 LNG 생산및수출증대 고가의탄화수소자원정제제품생산과수반가스의합리적사용을위해가스정제및가스화학산업발전 가스시장분권화, 경쟁적환경조성, 비차별적인프라접근등을위한법규제정

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 35 가격체계개선을통한에너지안보증진 - 가스생산시설건설및수송인프라확충에대한대규모투자로가스생산량이증대되는상황에서국내가스가격은국제가격수준으로상승하게될것임. - 국내가스시장이시장원리에의해서작동하게되면, 현재대체가능연료 ( 가스, 석탄, 중유 ) 간상대가격왜곡문제가해결되고, 에너지소비구조에서가스의비중이감소하는대신에석탄과비연료자원의비중이늘어나는방향으로에너지믹스가개선될것임. - 또한에너지믹스가자원의지질학적매장량구조와비슷하게변화될것이며, 궁극적으로국가에너지안보의증진에기여하게됨. 나. 가스생산 가스생산은서시베리아를비롯한전통적인가스생산지역뿐만아니라러시아유럽지역내북부지역 ( 북극해대륙붕포함 ), 야말반도, 동시베리아지역과극동지역등지의신규석유 가스매장지역과카스피해연안지역에서이루어질것임. 향후러시아의중요한가스생산지역은야말-네네츠자치구가될것이며, 2010년까지가스생산량감소분은주로 Nadim-Pur-Taz 지역내신규가스전과현재개발준비가완료된가스전등의개발을통해서보충될것임. 이과정에서최종개발단계에있는가스전에서의생산량증대를위해가스회수율을높일수있는신기술도입과대규모추가적인자금이필요 2010년까지예상가스생산량은야말반도, 쉬토크만가스전을비롯한북극해대륙붕, Ob만 Taz만수역, 동시베리아 극동지역등지의가스전개발로확보될것임. - 야말반도에서는총 26개가스전이발견되었으며, 총탐사매장량은 10.4tcm임. 야말반도내가스전 ( 보바넨코프스크, 하라사베이스크등 ) 개발

36 에는향후 25년간총 1,660억~1,980억달러가필요하며, 가스생산은 ES-2030 제1단계완료시점에개시될것이고, 2030년까지생산량은 185~ 220bcm에이를것임. - 서시베리아지역에서개발되는가스층은습식가스와콘덴사이트를포함하고있으며, 습식가스생산및수송을위한가스정제산업도크게발전할것임. - 동시베리아지역과극동지역내가스생산은이르쿠츠크주의코빅타가스전, 사하 ( 야쿠티야 ) 공화국의차얀다석유 가스전, 크라스노야르스크지방의석유 가스전, 사할린주와서캄차카대륙붕의석유 가스전을기반으로이루어질것임. 위에서열거된지역들에는다음과같은대규모가스생산센터가조성될예정 - 사할린가스생산센터 : 사할린지역대륙붕가스전 ( 사할린 1~2 프로젝트 ) 을기반으로하며, 향후 사할린 3-6 프로젝트추진을통해지속적으로확대 - 야쿠티야가스생산센터 : 차얀다가스전을기반으로하며, 향후스레드네보투오빈스크, 타아스-유랴흐스크, 베르흐네촌스크등인접가스전들도개발될전망 - 이르쿠츠크가스생산센터 : 코빅타가스전을기반으로하며, 향후유즈노 -코빅타개발지역과이르쿠츠크주북부지역내가스전들도개발될전망 - 크라스노야르스크가스생산센터 : 소빈스코-파이긴스크가스전과유루브첸노-토홈스크가스전을기반으로하며, 향후오모린스크, 쿠윰빈스크, 아갈레에프스크등의가스전들도개발될전망 2030년까지의지역별가스생산전망치는다음과같음. - 러시아유럽지역 : 티만-페초라석유 가스매장지역과대륙붕 ( 주로쉬토크만가스전 ) 내석유 가스전개발로가스생산량이 131~137bcm에이

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 37 를것으로전망 (2005년에 46bcm) - 서시베리아지역 : 야말반도와오브만과타즈만수역개발로가스생산량이 608~637bcm으로전망되며, 이를통해기존가스전 (Urengoy, Medvezhye, Vingapurov, Yamburg) 에서의가스생산감소량을보충 - 동시베리아 / 극동지역 : 가스생산량은 132~152bcm까지증가할전망 < 표 2-13> 2030 년까지의단계별가스생산전망 2005 년 ( 실적치 ) 2008 년 ( 실적치 ) 제 1 단계 (~2015 년 ) 제 2 단계 (~2022 년 ) ( 단위 : bcm) 제 3 단계 (~2030 년 ) 가스생산량합계 641 664 685~745 803~837 885~940 튜멘주 585 600 580~592 584~586 608~637 나딤-푸르-타즈 582 592 531~559 462~468 317~323 오비-타즈 0 0 0~7 20~21 67~68 볼샤야헤타분지 3 8 9~10 24~25 30~32 야말 0 0 12~44 72~76 185~220 톰스크주 3 4 6~7 5~6 4~5 러시아유럽지역 46 46 54~91 116~119 131~137 카스피해연안 0 0 8~20 20~22 21~22 쉬토크만가스전 0 0 0~23 50~51 69~71 동시베리아지역 4 4 9~13 26~55 45~65 극동지역 3 9 34~40 65~67 85~87 사할린지역 2 7 31~36 36~37 50~51 < 표 2-14> 2030 년까지의가스산업투자전망 제 1 단계 ( ~2015 년 ) 제 2 단계 ( ~2022 년 ) ( 단위 : 십억 US$, 2007 년가격기준 ) 제 3 단계 ( ~2030 년 ) 2009~2030 년누적치 투자합계 150~155 131~136 284~299 565~590 생산 45~46 43~45 98~103 186~194 수송 73~75 63~65 141~149 277~289 지하가스저장, 가공, 기타 32~34 25~26 45~47 103~107

38 다. 가스수송 통합가스공급시스템 (UGSS) 에모든소유형태 ( 지분참여포함 ) 의새로운수송시설을연결시키는방식으로 UGSS를지속적으로발전시키며, 경제적타당성을기반으로러시아동부지역으로확장시켜나갈것임. - 간선파이프라인의총연장은새로운수출용파이프라인을포함하여제2 단계말까지 20,000~22,000km, 제3단계말까지 30,000~35,000km로증설될것임. - 또한기존간선파이프라인의개 보수및현대화공사가제2단계말까지 20,000km, 그리고제3단계말까지 40,000km에대해서각각완료될것임. 새로운수출노선으로는 Nord Stream 프로젝트추진이주도적인역할을할것이며, 이파이프라인을통해러시아가스가제3국을통과하지않고유럽시장에직접공급될것임. - 남유럽가스수송망과연결되는 South Stream 가스파이프라인도가스수출에커다란역할을할것임. - 쉬토크만가스전의가스를러시아북서지역에공급하기위해무르만스크주북부지역에서부터볼호프 (Volkhov) 지역내 UGSS까지연결하는파이프라인공사도예정되어있음. - 2010년이후중요한프로젝트중에하나는야말반도가스를 Ukhta 가압펌프장까지그리고이어서 Torzok 시까지수송하기위한총연장 2,400 km의가스수송시스템건설프로젝트임. 동시베리아 극동지역의 UGSS 건설계획하에서한국과중국을비롯한아 태지역국가들에가스를공급하기위한가스파이프라인건설공사가단계적으로추진될것이며, 경제성을갖는경우에동시베리아 극동지역 UGSS는러시아전체 UGSS와연결될수있을것임.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 39 라. 가스교역 파이프라인을통한가스수송이외에일차적으로러시아의해외시장수출잠재력제고를위해 LNG 생산 수송프로젝트들이적극적으로추진될것임. - 잘발달된가스관인프라와 LNG 공급을결합시키면, 가스수출효율성이제고되어수출시장다변화가촉진될것이며, 결과적으로미국과아 태지역국가들을포함한신규시장진출이가능해질것임. 인접지역인중앙아시아지역국가들로부터의가스수입도안정적으로증대되고있으며, 이들지역으로부터의수입량은국제가스시장상황과러시아연료에너지수급상황에따라변화될것임. 주로장기공급계약에의해서이루어지고있는가스수출은러시아동부지역국가 ( 중국, 일본, 한국 ) 로의수출량을증대시켜가면서유럽시장으로의필수공급량을유지시키는형태로이루어질것임. 한편, 러시아가스생산기업들은해외가스전 ( 알제리, 이란, 중앙아시아국가등 ) 의개발과신규가스파이프라인 ( 특히남아시아지역 ) 건설사업에적극적으로참여할것이며, 이들국가들과전략적으로협력해나갈것임. 마. 국내가스시장의발전 러시아국내가스시장의발전은모든가스생산기업들에게동등한조건제공을기반으로이루어질것임. - 가스생산 판매는가스수송부문에대한정부의규제하에서시장원리에기초하여이루어질것임. - 이과정에서시장주체들의가스수송시스템에대한동등한접근이보장될것이며, 가스수송요금도동일하게적용될것임.

40 2011년이후에는가스시장에대한규제를축소하는한편, 가스생산 수송부문에서의투자회수가가능할정도의시장가격형성, 가스소비특성, 수요와공급, 그리고가스산업발전에필요한투자규모등을고려하여단계적으로시장원리에입각한가스가격형성을추진 - 도시및농촌지역에대한가스공급도지속적으로추진 - 소비지역에인접한지하가스저장시설을확대하고, 저장시설용량은일별 계절별가스소비변동폭에맞도록정해질것임. - 또한자동차용가스연료사용확대와더불어이와관련된시장도성장할것으로예상 이와같은국내시장에서의가스가격인상압력에대해경제에미치는부담을완화시키기위해정부는비가격정책수단 ( 조세, 신용, 재정등 ) 을사용하여가스부문의투자활동을지원할것이며, 주민들을위해가스가격상한제를도입할것임. 탄화수소국제가격폭락과국제금융위기상황에서정부는가스산업발전을위한투자에대해정부보증을제공하고, 채무재조정, 과세최적화등의방법으로가스기업들을지원해나갈것임. 바. 단계별추진내역 2030 년까지의국가에너지정책수행기본단계별가스산업의전략적발전 지표는다음과같음.

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 41 지표 < 표 2-15> 2030 년까지가스산업의전략적발전지표 단계별 2008 년 ( 실적치 ) 제 1 단계 (~2015 년 ) 제 2 단계 (~2022 년 ) 제 3 단계 (~2030 년 ) < 가스생산 > 신규매장지비중 (%) 2 13~14 21~23 38~39 야말반도 - 6 9 23~24 동시베리아 극동지역 2 7~8 12~14 15 독립계가스생산자 / 수직통합석유기업비중 (%) 17 20 25-26 27 < 가스수송 > 간선파이프라인총연장증가율 (2005년대비, %) 3 8~10 13~15 20~23 UGSS 총연장중개 보수된가스관비중 (%) 4 10~11 12~13 25~26 < 가스수출 > 총수출중아 태지역비중 (%) - 11~12 16~17 19~20 총수출중 LNG 비중 (%) - 4~5 10~11 14~15 1) 1 단계 (2009 년 ~2015 년 ) 튜멘주나딤-푸르-타즈지역내기존가스전과신규가스전개발을기반으로국내수요량과수출량을충족시킬것이고, 그와더불어야말반도, 동시베리아지역, 극동지역, 북극해대륙붕내신규가스전개발과가스생산을활발히전개해나갈것임. 다음과같은중요하고시급한국가적 국제적수송인프라건설사업이완료될것이고, 이에따라야말반도내대규모가스매장지역개발을위한수송인프라가구축되고, 대유럽지역가스수출과정에서인접국통과위험이감소될것이며, 중앙아시아가스의러시아가스수송시스템을통한대유럽공급량이증대될수있게될것임. - Nord Stream 가스파이프라인 - 튜멘주북부지역-토르조크 가스파이프라인 파이프라인확충과더불어가스지하저장시스템도발전될것이며, 이를통해주요가스소비지역들을위한가스비축이가능해져수요피크시공급위험을최소화시킬수있게될것임.

42 사할린지역내 LNG 생산플랜트를기반으로러시아 LNG가아 태지역국가들로수출되기시작할것임. 탄화수소연료복합가공및고부가가치상품생산을위해서시베리아지역과동시베리아지역에새로운가스정제 화학단지들이조성되기시작할것임. 국내가스시장에서는기업의국내용가스공급과수출용가스공급에대한동일한수익보장을원칙으로하는자유화조치가적극적으로추진될것이며, 또한모든시장참여자의가스수송인프라에대한투명하고공평한접근에기반을둔천연가스거래소가발전될것임. 2) 2단계 (2016년~2022년) 경제위기이후성장단계에서의가스에대한경제적수요를완전히충족시킬것이며, 가스생산및수출의지역구도가근본적으로변화될것임. - 새로운가스생산지역 ( 야말반도, 북극해대륙붕, 동시베리아지역과극동지역 ) 에서국가전체가스생산량의 1/3 이상이확보될것임. - 또한동부지역 ( 아 태지역 ) 으로의가스수출과새로운 LNG 생산 수출터미널건설로러시아가스수출노선및품목다변화라는전략적과제가해결될것임. 쉬토크만가스전, 오브만 타즈만수역의가스전에서생산이개시될것이고, 동시베리아지역과야쿠츠크가스생산센터의개발이시작될것이며, 러시아동부지역가스수송시스템건설사업도본격적인단계로진입할것임. 자국가스수송인프라를중심으로해외가스생산지역 ( 중앙아시아국가, 이란 ) 과연결하는노력을전개할것이며, 유럽과아시아간가스수출및통과수송을위한유라시아통합가스수송시스템구축노력도전개할것임. 3) 3 단계 (2023 년 ~2030 년 ) 새로운에너지기술등장에따른세계경제여건변화, 고효율산업구조,

제 2 장러시아천연가스도입관련배경및여건분석 43 비탄화수소자원의사용확대등의결과로발생하는국내외가스수요변화상황에서도가스산업은지속적으로발전할것임. - 러시아가스산업은에너지원으로서의가스사용영역의확대뿐만아니라고부가가치화학제품생산이라는방향으로발전하게될것임. - 또한첨단기술을요구하는가스화학제품과가스기반합성액체연료를생산하는분야도폭넓게발전할것임. 국내적으로는지방에대한가스화사업이완료될것이고, 동부지역내가스수송시스템구축사업이지속적으로추진될것이며, 또한경제성이확보될경우동부지역가스수송시스템과국가단일가스수송시스템과의연결도가능할것임. - 국내총가스생산량의 1/4 이상을독립계가스생산기업들이담당하게될것이고, 가즈프롬 의생산비중은제3단계에가즈프롬의매장지개발정도에상응하여감소할것임. - 북극해동부지역의가스전에대한개발도착수될것임. - 가스하이드레이트의생산및산업적활용을위한기술적기반이조성될것임. - 러시아가스파이프라인인프라는유럽과아시아간에너지교역의가교역할을담당하게될것이며, 또한러시아는이러한상황에서핵심적인가스수송센터가될것임.

44 제 3 장국경간파이프라인의개요및운영구조 제 1 절국경간파이프라인의개요 1. 국경간파이프라인의정의와속성 1) 제3국을경유하는통과수송관 (Transit Pipelines) 은석유나가스등의상품을운송하기위해다른 주권 ( 主權 ) 국가 의영토를경유하는석유나가스파이프라인을말함. 따라서통과수송관이건설되려면파이프라인소유자 / 운영자와주권단위의해당정부간의협정이필요함. - 통과수송관협정에는각각서로다른 주권 단위의세당사자 ( 생산국, 소비국, 제3자, 즉파이프라인이그영토를경유하는통과국 ) 가존재하며, 많은경우하나이상의통과국이존재할수있음. - 이협정에서는수송관의운영과관련된 통과조건 (transit terms) 을결정하며, 수송관통과를허용하는대가로통과국정부에지불하는대금이핵심내용이됨. - 일반적으로이대금들에는통과료가포함되며, 통과국이수송관으로부터물량을확보할수있는조건을제시할수도있음. 이와같은정부간의협정은 조약 으로간주되어국제법에의해구속력을가지게되나, 그법의해석이나시행과관련하여많은논란과불확실성이존재함. - 통과국정부의영토밖에위치한일반기업과의협정, 즉상업적협정은분쟁발생시에제3 자가중재자로기능할수있는중재항목을포함할가능성이높음 2). 1) Stevens, Paul, Transit Troubles: Pipelines as a Source of Conflict, Chatman House, 2009

제 3 장국경간파이프라인의개요및운영구조 45 - 그러나협정이행을강제할명확한메커니즘이없기때문에, 협정당사자의일방적인행동에대해제재하기가어려움. 파이프라인사업에는서로이해관계가상이한당사자들이관련되기때문에이익의배분과관련하여분쟁이발생할소지가많음. 또한수송관은일단건설되면일종의독점적성격을갖게된다는점에서갈등을유발하거나잠재적인갈등으로귀결됨. 결론적으로, 국경간파이프라인사업은불안정성을통제하거나제어할수있는명확한메커니즘이없기때문에본질적으로불안정함. 2. 국경간파이프라인의역할 국경간석유와가스거래는지난 50년사이에급격히증가해왔음. - 송유관을통한석유거래규모파악은불가능함. 이는석유는대부분유조선으로수송되고, 그이외기차와트럭으로도수송되며, 수송방식별물량에대한정확한자료수집이어려움이있기때문임. - 반면천연가스는파이프라인과 LNG 등두가지방식으로만수송되므로자료수집이보다용이함. 천연가스국제교역량은 2000년 526bcm에서 2008년에 814bcm으로연평균 5.6% 씩증가하여왔음. - 국제교역량이생산량보다더높은증가세를보임에따라, 총생산량대비교역량의비율은 2000년 21.8% 에서 2008년에는 26.5% 로증가하였음. - 수송방식별교역량추이를보면, LNG 방식이파이프라인방식에비해약간더빠른증가세를보여왔음. 2) 수송관협정은생산국정부와국제석유회사간의상류부문협정과매우유사하며, 분쟁발생시국제상사중재원 (International Chamber of Commerce for arbitration) 과같은기구에중재를의뢰함.

46 < 표 3-1> 세계천연가스생산량및국제교역량추이 ( 단위 : 십억m3 ) 연도 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 연평균구분증가율생산량 2,412 2,477 2,519 2,615 2,694 2,778 2,876 2,945 3,066 3.0% 파이프라인 389 411 431 455 502 533 537 550 587 5.3% 교 LNG 137 143 150 169 178 189 211 226 227 6.5% 역 ( 소계 ) 526 554 581 624 680 721 748 776 814 5.6% 량비율 21.8% 22.4% 23.1% 23.8% 25.2% 26.0% 26.0% 26.3% 26.5% 4.7%p 자료 : BP, BP Statistical Review of World Energy, 각호 [ 그림 3-1] 세계천연가스생산량및국제교역량추이 가스프로젝트사업의경우다음과같은장애물이존재함. - 국내소비용가스자원의개발지연 1970년대개발도상국들에서가스자원을발견하였으나 1980년대까지국내소비용으로개발하기에충분한인프라가 ( 자본을포함하여 ) 구비되지않았음. 가스전개발은경제적으로매력적인프로젝트임에도불구하고외국회사들이개발도상국들의가스전개발을돕기를꺼려하였음.