천연가스 시장 메가트렌드의 파급효과 및 대응전략 연구 : 지역내 거래 활성화를 통한 LNG 교역조건 개선 방안 (2차년도)

www.keei.re.kr 15-26 KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

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참여연구진 연구책임자 : 연구위원이호무 연구참여자 : 부연구위원남수현 위촉연구원문동호 한동대학교교수조혜신

< 요약 > 1. 연구의필요성및목적 국제가스시장에근본적인변화를가져오고있는메가트렌드로는비전통가스주도의매장량증가, 국제 LNG 거래의다변화, 유라시아지역 PNG 교역증대움직임등을들수있다. 이러한경향은전세계 LNG의상당부분을구매하는동아시아수입국들에게유리한시장환경을조성하고있다. 최근몇년간우리나라를비롯한아시아 LNG 수입국들은 아시안프리미엄 이라고불리는, 다른지역보다높은가스가격을지불해야했다. 따라서이들은현재의호기를살려수요자입장에서불합리한 LNG 교역조건을바꾸려고노력하고있다. 유럽도 2000년대초반만해도유가에연동된장기계약위주로천연가스를수입했었다. 그러나현재는수입되는가스의가격이역내시장의천연가스수급에따라결정되고있으며여러경직적계약조건도많이완화되고있다. 유럽의사례는수요자에게유리한시장환경이국내 / 역내시장거래활성화라는수요자의내재적변화와결합했을때쉽게변하지않을것처럼보이던불리한교역조건을단시간내에바꿀수있는잠재력이있음을시현하였다. 본연구는이점에주목하여불합리한 LNG 계약에변화를주기위해서는수입국내부또는수입국간거래활성화가필요하다는관점에서유럽의경험이주는시사점을분석한다. 이를위하여동아시아 LNG 시장과과거유럽시장의공통점과차이점을바탕으로동아시아국가들이보완해야할부분과앞으로자체적개선노력및협력의방 요약 i

향을제시한다. 아울러거래활성화로교역조건을개선하는것과는 다른방향으로 LNG 계약변화를통하여거래활성화를촉진하는대 응방안도검토한다. 2. 연구내용및결과요약 유럽에서는 2000년대중반이전까지가격의유가연동, 목적지조항을통한재판매제약등경직적조건을포함한파이프라인가스 (PNG) 계약이일반적이었다. 그러나유럽시장은당시에도석유와천연가스사이의경쟁관계약화, 통합된단일시장을추구하는 EU 차원의노력, 영국의 NBP를필두로본격등장한가스거래허브등전통적 PNG 계약에서상정했던모습과는많이달라져있었다. 이러한시기에 2008년의세계금융위기와미국의비전통가스생산량급등은유럽의천연가스수요급락과잉여 LNG의유럽유입이라는공급과잉상태를초래하였다. 기존의시장변화로거래활성화조건이갖추어졌고일부지역에서는시장유동성이상당히발달된시점에서공급과잉과유가상승은기존유가연동 PNG 계약의경쟁력을급격히악화시켰다. 그리고그결과대규모손실을본 PNG 수입업체가대응에나서고 EU 차원에서도경직적계약조항마다법적대응에나서면서기존계약방식을고수하던수출국들도시장상황을반영하여계약조건변경에응할수밖에없게되었다. 현재유럽가스시장에서는비록유가연동에비하여가격변동성은높아졌으나가스간경쟁을통해형성되는허브거래가격이확립되어장기계약의가격지표로활용되기에충분한신뢰도를갖추었다. 기존 PNG 계약의가격결정공식에다양한방식으로주요가스거래 ii

허브가격이활용되고있으며신규 PNG 계약에도적용이이루어지고있다. 유럽의가스거래허브중가장먼저발달한 NBP에이어네덜란드의 TTF도국내생산가스의유통과지리적이점을발판삼아 NBP와경쟁가능한수준까지성장하였다. 거래활성화가더딘남유럽에서는이탈리아가국내허브를발전시키면서북서유럽과같이발달된거래시장을지향하고있으나스페인은이웃국가와의연계인프라부족과같은제약으로어려움을겪고있다. 동아시아가스수입국들은고유가시기원유와가스가격이함께상승하는것을경험하면서유가연동장기계약이가져오는아시안프리미엄의해소필요성을절감하였다. 그러나아직까지는역내가스시장의미발달로유가를대체할수있는신뢰성있는가격지표가존재하지않는다. 이러한상황을타개하기위하여동아시아수입국들은국내시장자유화를통한거래활성화와가스허브설립을위하여다양한노력을기울이고있다. 3. 정책적시사점 거래활성화가교역조건개선으로이어진과거유럽시장을현재및향후동아시아가스시장상황과비교해보면공통점과차이점이드러난다. 동아시아가스시장은가스시장메가트렌드의진전에따라과거유럽가스시장과같이공급이넘치는국면에접어들고있다. 그러나거래활성화를통한시장발달수준은과거유럽보다많이뒤져있으며천연가스공급원구성에서역내생산비중은적고경직적조건을지닌 LNG 장기계약의존도가높은데에다국가별시장의물리적, 정책적연계는사실상전무하다. 그러나거래활성화를통하여 요약 iii

가격지표를형성하고교역조건개선까지이끌어내는단계를밟을수있도록노력하는것은여전히중요하다. 과거유럽상황과의차이점은동아시아지역에서당장교역조건개선이어려운이유이자앞으로역내국가가함께협력해야할방향이다. 아울러거래활성화 유동성있는시장 교역조건개선 거래활성화 의선순환구조에서경직적계약조건완화를먼저추진하여역내거래활성화를이끌어내는방향으로의노력도앞으로계속할필요가있다. 우리나라는국내인프라가잘정비되어있음에도거래활성화에있어주변국가에비해진전이더디다. 유럽에서와같이시장거래가활성화되면서기존수입사의계약의가격경쟁력이급락하는상황이우려된다면향후기존도입계약이대거만료되는시기에맞춰국내제도를정비할필요가있다. 아울러가스시장에대한정책변화가중요한데시장개입최소화를기본원칙으로가격변동성확대및투기적거래등을시장발달의부차적현상으로인정할필요가있다. 교역조건개선을통한거래활성화촉진을위하여불합리한계약조항에공정거래법을적용하는방법도필요시강구할수있는데목적지조항이이에해당할수있을것으로보인다. 마지막으로동아시아시장특성상복수의거래허브가공존할수있을것으로보이는바, 인접국과의협력이중요한데허브발달가능성이높은것으로판단되는중국과의협력에특히관심을두는것이바람직하다. iv

ABSTRACT 1. Research Purpose This research is a second part of a three-year research project on the mega-trends of the global natural gas market. The first-year research specified increase in reserve of non-conventional natural gas, diversifying global gas trade and rise of pipeline natural gas (PNG) trade in Eurasia. Those mega-trends creates a favorable market environment for East Asian natural gas importing countries that collectively account for more than 2/3 of the world's liquefied natural gas (LNG) consumption. The East Asian importers, including Korea, had to pay much higher prices than North America or Europe so-called Asian Premium for their LNG. As a matter of course, they have been seeking to exploit the current market environment to make changes in their LNG contracts which they regard as having unreasonable terms. Just as East Asia, Western Europe used to import natural gas at oil-indexed prices until early 2000s, but the pricing mechanism of natural gas flowing into the region has since changed significantly to gas-on-gas competition. In addition, other rigid terms such as high take-or-pay (TOP) levels and destination clauses were either abolished or weakened. The European case exhibits the potential impact that combination of more active gas trade and favorable Abstract i

market conditions has on terms and conditions of international gas contracts. Taking note of that case, this research focuses on the possibility that invigorating gas trade in domestic or regional markets may result in more rational LNG contracts in a view of importing countries. To this end, natural gas markets and policies of East Asian countries are examined in comparison to the experience and current situation of Europe. This research, by doing so, emphasizes invigoration of gas trade in Korea and makes suggestions on ways to improve LNG environment and to cooperate with neighboring importers. It also looks to the other direction in which creating a well-functioning gas market by revising LNG contracts. 2. Summary The European gas market in early 2000s was already not what then prevalent traditional PNG contracts had assumed oil and gas were not competing for the same market any more, the groundwork for gas-on-gas competition was laid with gas trading hubs emerging and European Commission (EC)'s efforts to form an integrated internal gas market got more strengthened. Around 2008, the global financial crisis slashed gas demand in Europe and the shale gas boom in the United States make LNG producers divert their cargoes to Europe. Inevitably, they created swelling glut of cheap surplus gas and buyers, free to procure whatever gas they needed, turned their ii

backs to midstream utilities which held long-term PNG contracts with high, oil-indexed gas prices. The traditional big utilities could not meet their TOP requirements with their sales plunging and strongly asked the exporters for renegotiation of the PNG contracts. The exporters advocated long-term, oil-indexed contracts and they still do but they could not but reflect the changes in European gas markets at least implicitly into their contracts with EC staging a series of legal actions against them. Even though price volatility is assessed to be increased, gas prices of trading hubs such as NBP (National Balancing Point) and TTF (Title Transfer Facility), formed on a gas-on-gas competition basis, have developed sufficient reliability to be used as a price index of long-term contracts. NBP of the United Kingdom is the first gas trading hub in Europe and has led the Western European market since late 1990s, but TTF in the Netherlands took advantage of abundant domestic gas production and its geographical location at the center of the region and successfully caught up with NBP in certain aspects. Southern Europe lags behind Western Europe in gas trade activities, but the progress varies across countries. Italy is relatively well connected to adjacent countries and its domestic gas hub shows robust development, but Spain is still constrained by lack of physical interconnection with France. East Asian countries saw price of oil and gas soar simultaneously due to oil-indexation of LNG price and keenly realized that they Abstract iii

should take countermeasure against Asian Premium. However, they are yet to establish a mature gas market whose price could replace oil price in LNG contacts. Therefore, East Asian countries try to create a reliable price index by liberalization of their gas markets, which should vitalize gas trade and possibly have liquid gas trading hubs emerge. 3. Research Results and Policy Suggestions There clearly are similarities and differences between East Asia now and West Europe around 2008 where active gas trade finally led to improvement of gas trade conditions. Thanks to the global gas market mega-trends and other economic factors, LNG supply glut is expected in East Asia as Europe has experienced. However, East Asian gas market is still in its infancy and less diversified in terms of natural gas supply sources. Furthermore, there is neither pipeline interconnection among importing countries nor a strong policy coordination mechanism in the region. Those barriers not only explains why gas trade environment in East Asia is hard to improve but shows directions that the gas importing countries in the region should make individual and coordinated efforts in. At the same time, it is worth considering rationalizing contractual terms first and then leveraging it to invigorate gas trade. Korea has a well-developed nation-wide gas grid and enough production capacity in its LNG terminals, but its gas market is far iv

from liberalized and internal gas trade is still virtually prohibited. One of its concerns is that freeing up gas market players from their long-term contracts within the Korean market might cause tremendous financial losses to KOGAS, its monopolistic importer just as what happened to midstream utilities in Western Europe. Thus, Korea needs to revise its policies and change market environment in a gradual manner so that it may be ready for market liberalization well before expiry of some of its biggest LNG contracts. In particular, a turnaround in government policies toward deregulation is indispensible. The government should forgo market intervention, for example, in terms of setting the wholesale price to a minimum and accept price volatility as a part of mature market. Korea also has a legal option of applying Fair Trade Law to LNG contracts, particularly to destination clauses, but it should be considered as one of the last resorts. Lastly, since there may be multiple gas trading hubs in East Asia in the long run, Korea needs to maintain close cooperative relationships with other countries in the region. Abstract v

제목차례 제 1 장서론 1 제2장국제가스시장의메가트렌드 3 1. 국제시장메가트렌드의최근양상 3 가. 비전통가스주도의매장량증가 4 나. 국제 LNG 거래의다변화 19 다. 유라시아지역 PNG 교역변화 33 2. 국제 LNG 시장의동향및전망 38 가. LNG 거래량증가 39 나. 전통적거래방식과최근의변화 44 다. 전통적 LNG 계약특성별변화압력 50 제3장동아시아가스시장에서의메가트렌드 63 1. 우리나라 63 2. 일본 68 3. 중국 73 4. 동남아시아 78 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 81 1. 거래활성화배경및가스허브형성 83 가. 거래활성화이전시장환경 83 차례 i

나. EU 차원의정책 87 다. 주요가스허브의형성과정 91 2. 기존공급계약의변경과정 102 가. 시장가격과장기계약가격의이격확대 102 나. 계약조항별현안 108 3. 현재의가스시장상황 119 가. 가스허브가격의확대 119 나. 허브간경쟁 126 다. 남유럽지역 133 4. 시사점 139 제5장동아시아의거래활성화추진 143 1. 동아시아 LNG 시장의변화요인 143 가. 고유가로인한아시안프리미엄문제 143 나. 역내가격지표의필요성증대 146 2. 가스거래활성화를위한노력 149 가. 개요 149 나. 중국 152 다. 일본 155 라. 싱가포르 160 마. 우리나라 163 바. 역내협력 164 3. 유럽사례와의비교분석 166 가. 동아시아수입국향후전망과과거유럽의상황비교 166 나. 동아시아의거래활성화에의한교역조건개선전망 173 ii

제6장국내가스산업관련시사점 177 1. 국내거래활성화추진 178 가. 국내여건및추진방향 178 나. 가스시장에대한정책적관점변화 181 2. 법률적대응가능성 182 3. 역내거래활성화활용방안 185 제 7 장결론 189 용어집 193 참고문헌 195 차례 iii

표차례 < 표 2-1> 천연가스시장메가트렌드의직접동인과간접동인 4 < 표 2-2> 세계천연가스매장량 (2013년말 ) 12 < 표 2-3> 중국과미국의셰일가스개발환경비교 14 < 표 2-4> 2014~15년가동개시예정 FSRU 24 < 표 2-5> 추진중인주요 FLNG 프로젝트 26 < 표 2-6> 중국의천연가스수입파이프라인 35 < 표 4-1> 역내가스시장통합및가스공급안정성관련 EU 정책 91 < 표 4-2> 영국가스시장자유화진행과정 95 < 표 4-3> 유럽의천연가스장기계약가격조정및분쟁사례 108 < 표 4-4> 유럽가스허브평가표 131 < 표 4-5> 유럽가스허브내중개거래량 (2015년상반기 ) 132 < 표 5-1> 가스거래허브발달의요건 151 < 표 5-2> 동아시아 4개국의경쟁시장여건평가 (2013) 와최근변화 168 < 표 5-3> 거래활성화에의한교역조건개선여건 : 동아시아 174 < 표 6-1> 거래활성화에의한교역조건개선여건 : 중국 186 iv

그림차례 [ 그림 2-1] 1997년이후천연가스확인매장량추이 5 [ 그림 2-2] 2005년및 2014년기준미국 LNG 수출입전망비교 6 [ 그림 2-3] 미국내주요셰일자원지역위치 7 [ 그림 2-4] 미국주요셰일자원지역 (shale plays) 별가스생산량 8 [ 그림 2-5] 미국연방에너지규제위원회 (FERC) 승인 LNG 프로젝트 10 [ 그림 2-6] 미국 LNG 수출량장기전망 11 [ 그림 2-7] 세계셰일자원 ( 석유, 가스 ) 분포지도 12 [ 그림 2-8] 중국국가급비전통가스개발지역 15 [ 그림 2-9] 아르헨티나의주요셰일분지 16 [ 그림 2-10] 유럽내셰일지층분포지역 18 [ 그림 2-11] LNG 단기거래비중추이및단기전망 23 [ 그림 2-12] 가동중인 FSRU의지역별비중 24 [ 그림 2-13] 육상 LNG 액화플랜트및 FLNG 생산비비교 25 [ 그림 2-14] 파나마운하경유시 LNG 수송비용 28 [ 그림 2-15] LNG 수송선용선료및신규선박인도수 29 [ 그림 2-16] LNG 수송선장기수급전망 30 [ 그림 2-17] 중-러가스, 원유파이프라인계획 (2014년초 ) 32 [ 그림 2-18] 러시아-일본가스파이프라인의일본내예상노선 37 [ 그림 2-19] 세계 LNG 거래량, 재기화용량, 수출입국가수 (1990~2014) 40 [ 그림 2-20] 분기별신규 LNG 프로젝트액화용량 (2010~16) 41 [ 그림 2-21] 건설중인 LNG 프로젝트액화용량 41 차례 v

[ 그림 2-22] 비장기계약 LNG 거래량 (1995~2014) 43 [ 그림 2-23] LNG 공급사슬단계별투자액개요 45 [ 그림 2-24] Henry Hub 연동가격과유가연동가격비교 48 [ 그림 2-25] 아시아주요국및유럽의미국 LNG 계약량 48 [ 그림 2-26] 1980년대후반의 S-곡선 54 [ 그림 2-27] 2010년대의 S-곡선 55 [ 그림 2-28] JCC 가격과국제유가의비교 56 [ 그림 3-1] 우리나라장기천연가스수요전망 64 [ 그림 3-2] 우리나라연도별도입계약물량 (2015~30) 65 [ 그림 3-3] 우리나라 LNG 도입량중단기계약비중 66 [ 그림 3-4] 중부발전 2015년현물구매가격비교 68 [ 그림 3-5] 일본의 LNG 수입량 69 [ 그림 3-6] 일본의장기천연가스수요전망 70 [ 그림 3-7] 일본의연도별만료예정 LNG 계약량 (2014~30) 71 [ 그림 3-8] 중국의천연가스공급원 (2000~13) 74 [ 그림 3-9] 중국의장기천연가스수급전망 75 [ 그림 3-10] 중국 LNG 수요장기전망변화 77 [ 그림 3-11] 우리나라, 일본, 대만의 LNG 수입중동남아지역비중 78 [ 그림 3-12] 동남아지역 LNG 수요전망 (2015~30) 80 [ 그림 4-1] 국제가스거래흐름 (2014) 82 [ 그림 4-2] 영국과독일의가스도매가격 (1984~2013) 84 [ 그림 4-3] 유럽 OECD 국가의부문별에너지소비 85 [ 그림 4-4] 유럽 OECD 국가의발전용연료구성 (1971~2014) 86 [ 그림 4-5] 유럽내주요가스거래허브 92 [ 그림 4-6] 영국가스시장형성과정상의주요변화 96 vi

[ 그림 4-7] 미국의상위 25개가스거래지점 99 [ 그림 4-8] Henry Hub 배관접속구조 100 [ 그림 4-9] 2000년이후 EU 가스소비량 103 [ 그림 4-10] 유럽과미국의 LNG 수입량 (2000~14) 103 [ 그림 4-11] TTF 장외거래량 (2007~13) 105 [ 그림 4-12] 유럽유가연동가격과허브가격추이 (2006~11) 105 [ 그림 4-13] Gazprom 의중 동부유럽 8개국에대한경쟁저해행위 118 [ 그림 4-14] 유럽의가스가격형성방식변화 (2005~14년) 121 [ 그림 4-15] NBP와유럽의유가연동가스가격비교 123 [ 그림 4-16] 주요대표유종및주요가스허브의거래가격변동성 124 [ 그림 4-17] 유럽가스허브의가격변동성추이 125 [ 그림 4-18] 유럽가스허브별장외거래량 (2007~14) 127 [ 그림 4-19] NBP와 TTF의회전율 (2013~15) 128 [ 그림 4-20] 스페인-프랑스간연계배관 134 [ 그림 4-21] 이탈리아가스배관망 136 [ 그림 4-22] 이탈리아 PSV 허브의거래량변화 (2006~12) 137 [ 그림 4-23] 유럽의장기천연가스계약조건변경배경 140 [ 그림 5-1] 우리나라의 LNG 수입량, 수입금액및단가 (1988~2015년) 144 [ 그림 5-2] 주요가스소비지역별가격동향 (2010~15) 145 [ 그림 5-3] 주요소비지역별가스가격결정방식 146 [ 그림 5-4] IEA WEO 2013에서의국제가스가격수렴시나리오 149 [ 그림 5-5] 싱가포르 LNG 수요전망 162 [ 그림 5-6] 우리나라 LNG 수입가격과동북아지역현물가 (2014~) 167 [ 그림 5-7] 경쟁적가스도매시장형성단계 169 차례 vii

[ 그림 6-1] 거래활성화와교역조건개선의선순환구조 177 [ 그림 6-2] 국제유가수준대비동북아가스현물가격연중편차 179 [ 그림 6-3] 연도별우리나라 LNG 도입계약분 (2014~27) 180 viii

제 1 장서론 본연구는국제가스시장의메가트렌드에대한 3개년연구의 2년차과제이다. 1년차과제에서는메가트렌드가천연가스공급측면에미치는영향으로서공급자사이의경쟁확대가능성과이에대비한공급자들의전략을연구하였다 ( 김기중, 2014). 1년차과제의제목이시사하는바와같이국제가스시장의근본적변화를추동하고있는메가트렌드는대체적으로수요자에게유리한방향으로전개되고있다. 본연구는이점에주목하여수요자, 특히우리나라와같은아시아지역의 LNG 수입국이거래활성화를통하여메가트렌드로조성된시장환경을효과적으로활용, 구매자에게불리한 LNG 교역조건을개선할수있는방안을살펴본다. 널리알려진바와같이최근몇년간아시아 LNG 수입국들은 아시안프리미엄 이라고불리는, 다른소비시장에비하여크게높은가격으로가스를구입해야만했다. 따라서국제시장메가트렌드가가져온우호적인시장환경은이들에게호재임이분명하다. 그러나아시안프리미엄을초래한, 수요자입장에서불합리한 LNG 도입계약이존재하는한유가가언제든반등하면그에연동된 LNG 가격도급등할수있다는우려는해결되지않는다. 유럽도 2000년대초반만해도아시아와비슷하게유가에연동된장기계약위주로천연가스를수입했었다. 그러나현재는역내시장의천연가스수급에따라수입되는가스의가격이결정되고있으며여러경직적계약조건도많이완화되고있다. 유럽의사례는수요자에게유 제 1 장서론 1

리한시장환경이국내 / 역내시장거래활성화라는수요자의내재적변화와결합했을때쉽게변하지않을것처럼보이던불리한교역조건을단시간내에바꿀수있는잠재력이있음을시현하였다. 본연구는이점에주목하여불합리한 LNG 계약에변화를주기위해서는수입국내부또는수입국간거래활성화가필요하다는관점에서유럽의경험이주는시사점을분석한다. 우리나라를비롯한아시아 LNG 수입국의교역조건개선을위한노력이얼마나진척되었는지를정리한뒤동아시아 LNG 시장과과거유럽시장의공통점과차이점을바탕으로동아시아가보완해야할부분과앞으로자체개선및협력해야할방향을제시한다. 아울러 LNG 계약변화를통하여거래활성화를촉진하는방향으로도대응방안을검토한다. 이하 2장에서는선행연구이후의동향을중심으로전세계가스시장의메가트렌드를요약하고 3장에서는메가트렌드의영향을중심으로동아시아시장현황을분석한다. 4장에서는유럽의교역조건변화과정을조망하면서이를가능케했던조건과원동력을분석하고현재의동아시아지역과관련된현재상황을정리한다. 5장에서동아시아수입국이거래활성화에나선배경과현재의추진상황, 유럽사례의시사점을살펴보고뒤이어 6장에서는국내적시사점을도출하여마지막장의결론으로잇는다. 2

제 2 장국제가스시장의메가트렌드 1. 국제시장메가트렌드의최근양상 본연구의선행연구에서는 메가트렌드 라는용어가미국의미래학자인 John Naisbitt의 1984년도저서 Megatrends: Ten New Directions Transforming Our Lives에서유래하였다고밝히면서현대사회에서발생하고있는거대한조류 (trend) 를지칭한다고설명하였다 ( 김기중, 2014). Naisbitt는당시미국사회의 10가지큰흐름으로서정보화사회, 미국경제의세계화, 분권화, 네트워크사회로의이행등을거론하였으나 30여년이지난지금은메가트렌드라는용어가일종의보통명사화되어 Naisbitt이원래제시했던 10가지흐름을지칭한다고볼수는없다. 그보다는대세를이루는큰흐름으로서오랜기간에걸쳐영구적인변화를가져오며또다른큰흐름의추력 (driving force) 으로작용하는현상을가리킨다고이해하는것이타당하다고하겠다. 김기중 (2014) 의연구에서는천연가스시장의메가트렌드로서 1비전통가스채굴기술의획기적발전에의한천연가스의가채매장량 (recoverable reserves) 또는가채자원량 (technically recoverable resources) 의급속한증가, 2부유식 LNG(FLNG: floating LNG), 부유식저장 재기화설비 (FSRU: Floating Storage & Regasification Unit) 의이용확대에따른소규모 LNG 공급사슬의발달, 3조선기술의발전등에따른 LNG 운송비저감, 4기존의사업모형과는다른, 더욱유연한조건의천연가스거래확대, 5유럽-러시아의관계악화에의해초래된유라시아가스시장의지정학적변화등 5가지를제시하였다. 또한메 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 3

가트렌드에동력을제공하는동인을직접동인과간접동인으로구분 하여 < 표 2-1> 과같이제시하였다. < 표 2-1> 천연가스시장메가트렌드의직접동인과간접동인 직접동인 - 에너지수요의높은증가속도 - 석유및 LNG 가격의지속적상승 - 가스공급기술의획기적발전 - 가스이용기술의획기적발전 - 미국 캐나다의 LNG 수출정책 - 전통 비전통가스매장량의증가 - 북미셰일가스생산증가지속및전세계로의개발 생산확대 - 수송용석유대체에너지사용증가 간접동인 - 세계인구의증가, 도시화 - 신흥국들의높은경제성장 - 선진국들의경제성장둔화 - 세계의정치적상황 - 지구온난화에관한관심증가 - 원자력발전의안전성문제 - 신재생에너지개발의속도 - 환경보전정책의강화 출처 : 김기중 (2014) 선행연구이래국제가스시장에서메가트렌드의방향성자체에는큰변화가없었으며대체로이미제시되었던흐름이더욱구체적으로나타나는양상이관측되고있다. 최근국제가스시장에서일어나고있는현상및선행연구를보완하는시장동향들을상기메가트렌드의관점에서다음과같이정리해볼수있다. 가. 비전통가스주도의매장량증가 1) 미국 전세계천연가스매장량 1) 은 187.1tcm 로서 2014 년생산량을기준 1) 확인매장량으로서기존의경제및운영여건하에서지질학적그리고공학적인정보에따라상당한정도로확실하게알려져있는가스매장지역에서미래에회수할수있는가스의양으로정의. 4

으로 54.1년동안생산할수있는양에해당한다 (BP, 2015). 1997년에 126.8tcm이었던전세계천연가스매장량은 2014년까지 32.2% 가량증가하였는데이러한매장량의순증가는거대가스전인갈키니쉬가스전이발견된투르크메니스탄과러시아를제치고세계최대부존국지위를차지한이란에서주로이루어졌다. 비전통가스개발이가장활발한미국은 2006년부터 2014년까지확인매장량이 8.0tcm에서 12.1tcm으로증가하였으나상기 2개국과비교하여그폭은크지않아보인다. 그러나같은기간에미국의셰일가스생산량도크게증가했다는점을고려한다면순매장량증가분만으로는미국의비전통가스생산이세계가스시장에미친영향을과소평가하기쉽다. [ 그림 2-1] 1997 년이후천연가스확인매장량추이 (tcm) 40 35 30 25 20 15 10 5 0 (tcm) 200 150 100 50 0 전세계미국이란투르크메니스탄 출처 : BP(2015) 자료를재구성 1996 년이전은러시아등주요동구권국가의자료미비로제외 지하에묻혀있는매장량은생산으로이어지지않는한국제가스 시장에영향을줄수없다. 미국은같은 2006~2014 년동안 5.58tcm 의 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 5

천연가스를생산하여국제제재나내륙국의한계로인하여판로개척에어려움을겪은투르크메니스탄 (0.52tcm) 과이란 (1.33tcm) 을월등히앞섰다. 매장량증가와생산량을함께고려한다면위의두나라에못지않은신규매장량발견이이루어진셈이다. 미국은 2006년전세계생산량의 18.1% 를차지하였으나 2014년에는 21.4% 로단기간에크게늘어났다. 2005년의 EIA 전망에서미국은빠르면 2015년에 100bcm 이상, 2025년에 180bcm의가스를수입할것으로발표되었으나동기관의 2014년전망에서는역으로 2025년에 70bcm을수출할것으로관측되었다 ([ 그림 2-2] 참고 ). 2) 이러한미국의천연가스생산급증이미친막대한파급효과는이후본보고서에서다루어질세계천연가스시장의변화와밀접한관련이있다. [ 그림 2-2] 2005 년및 2014 년기준미국 LNG 수출입전망비교 출처 : Corbeau et al.(2014) 단위 : 십억 m3 2) 2015 년전망 (EIA, 2015) 에서는미국의 2025 년기준천연가스순수출량이 Reference Case 기준전년전망 (3.41 Quadrillion Btu) 대비약간증가한 3.5 Quadrillion Btu( 수출 5.2, 수입 1.7) 로제시되었음. 6

널리알려진바와같이수압파쇄 (hydraulic fracturing) 와수평굴착 (horizontal drilling) 의결합으로텍사스주 Barnett Shale에서부터생산기술에혁신이이루어지면서 2008년부터셰일가스붐이시작되었다. 그리고 2010년이후고유가국면에서타이트오일생산이탄력을받으면서수반가스 (associated gas) 의생산도크게늘었다. 2014년하반기의유가급락국면에서많은전문가들은미국의타이트오일생산이원가경쟁력을잃으면서수반가스 (associated gas) 의비중이높은미국의가스생산도적지않은영향을받을것으로전망하였다. 그러나가스위주인북동부 Utica 3), Marcellus 지역 ([ 그림 2-3] 참고 ) 에서생산량이증가하고타이트오일생산도저유가에예상보다높은내성을보 [ 그림 2-3] 미국내주요셰일자원지역위치 출처 : EIA 웹사이트 3) 최근미국에너지부는 Utica 의기술적가채매장량이기존알려진것보다훨씬많은 782tcf(22tcm) 에이른다고밝힘 (LNG Journal, 2015a). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 7

이면서 (IEEJ, 2015a) 낮은미국국내가스가격에도생산량감소가두드러지게나타나지않고있다 ([ 그림 2-4] 참고 ). 4) EIA의 2015년장기전망에서도 2040년미국의셰일가스생산량이 19.6tcf로서 2014년전망치 19.8tcf에비하여는미세하게줄었지만 2012년의생산량인 9.7tcf, 2013년의 11.3tcf보다는크게늘어날것이라는관점에는변함이없었다 (EIA, 2014, 2015). [ 그림 2-4] 미국주요셰일자원지역 (shale plays) 별가스생산량 출처 : Navigant Consulting(2015) 4) 타이트오일생산은 2015 년 7 월부터뚜렷이감소세로접어들었으며미국에너지부는 2016 년의원유생산량이 2015 년대비 60 만 b/d 까지줄어들수있다고전망함 (IEEJ, 2015a). 8

비전통가스생산의급격한증가에힘입어미국은단기간에 LNG 수입국에서수출국으로전환하는놀라운변화를이루어냈다. 2015년 8 월현재알래스카, 하와이를제외한미국본토에서제안된 LNG 프로젝트는 35개, 총생산용량은연간 3.8억톤이상에달한다 (IHS, 2015a). 현재전세계 LNG 수요를훨씬웃도는 35개프로젝트전체가실현되는것은불가능한상황에서국제 LNG 시장상황과 LNG 수출이미국내가스가격및경제전반에미치는영향을고려하여최대 1억톤정도가실제수출로이어질것으로보는견해가많다. [ 그림 2-6] 에서 EIA는장기적으로미국 LNG 수출량이연간 3.35tcf, LNG 기준 7,500 만톤에달할것으로보았다. 현재건설중인프로젝트는가장앞선 2016년초에상업적생산을시작할 Sabine Pass (Phase I) 을비롯, 총 5개프로젝트에생산규모가이미연간 6,200만톤에이르고있다. 5) [ 그림 2-5] 에서알수있듯동부대서양연안의 Cove Point 프로젝트를제외하고미국당국의승인을받은 LNG 수출프로젝트는모두멕시코만에면하고있다. 예정대로 2016년에파나마운하확장공사가완료되면이지역에서 LNG 최대수요처인동아시아에이르는항로는현재의아프리카또는남미로우회하는항로에비하여크게단축되어북미산 LNG의가격경쟁력개선에일조할것이다. 6) 뒤에자세히살펴보겠지만미국의 LNG 수출은기존과다른계약방식과미국의정치적안정성등으로인하여가스수입국중에서도아시아국가들의많 5) 2015 년 9 월초현재아직최종투자결정에는이르지못하였으나거의확정적인 Sabine Pass Phase III 의 900 만톤을포함하면총 7,100 만톤까지올라감. 6) 2015 년 7 월기준으로파나마운하경유시멕시코만 - 동북아수송비는 $1.6/MMBtu 로예상되어현재의최저비용항로인아프리카희망봉경유시의 $2.3/MMBtu 대비 1/3 가량저렴함 (Wood Mackenzie, 2015a). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 9

은관심을이끌어내면서전통적방식의 LNG 프로젝트에대한관심을 크게줄인바있다. [ 그림 2-5] 미국연방에너지규제위원회 (FERC) 승인 LNG 프로젝트 출처 : FERC (http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-approved.pdf) 1,9Corpus Christi( 수입, 수출별도승인 ), 5Sabine Pass (Phase I, II), 6 Cameron, 7Freeport, 8Cove Point, 10 Sabine Pass (Phase III) 2~4: 수입기지로서해상에위치하여교통부해양관리국 (MARAD) 과해안경비대 (USCG) 의승인을받았으나미착공상태 10

[ 그림 2-6] 미국 LNG 수출량장기전망 출처 : EIA 자료를바탕으로작성되어 Bloomberg(2015a) 게재 1tcf/ 년은 LNG 기준연간 2,200 만톤정도에해당 2) 기타부존국현재가장앞서개발되고있는미국의사례를집중적으로조명하였으나실제비전통가스자원은 [ 그림 2-7] 에서와같이북미이외의지역에도비교적고루분포되어있다. < 표 2-2> 는아 태지역의비전통가스매장량이북미지역을능가하며남미, 아프리카, 구소련 동유럽지역의매장량도북미지역에비견할만하다는사실을보여준다. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 11

[ 그림 2-7] 세계셰일자원 ( 석유, 가스 ) 분포지도 출처 : ARI(2013) ( 단위 :tcm) 지역 비전통가스총계전통가스치밀셰일가스가스 CBM 소계매장량확인매장량 동유럽 / 유라시아 143 11 15 20 46 189 73 중동 124 9 4-13 137 81 아 태 43 21 53 21 95 138 19 OECD 미주 46 11 48 7 65 111 13 아프리카 52 10 39 0 49 101 17 중남미 31 15 40-55 86 8 OECD 유럽 25 4 13 2 19 45 5 계 465 81 211 50 342 806 216 출처 : IEA(2014) < 표 2-2> 세계천연가스매장량 (2013 년말 ) 12

가 ) 중국 미국 EIA 발주로이루어진 2013년조사에따르면중국은셰일가스가채매장량에서미국의 1,161tcf에근소하게뒤진 1,115tcf로서세계 2 위의부존국가에해당한다 (ARI, 2013). 7) 중국은급증하는에너지소비를충족시키면서대기오염, 온실가스배출을줄이기위한국가적노력의일환으로풍부한국내셰일가스자원개발에적극적으로나서고있다. 중국은 2014년까지셰일가스개발에총 230억위안을투자하였으며정부의독려하에 CNPC 등주요국영기업들이주로외국기업들과합작하는방식으로개발에나서고있는경우가많다. 그러나중국정부가 12차 5개년계획에서제시한 2020년셰일가스생산목표 60~80bcm를 2015년 8월에 30bcm으로대폭조정한사례 ( 에너지경제연구원, 2014a) 에서알수있듯중국내셰일가스개발은여러가지난관에직면해있다. < 표 2-3> 에제시된바와같이중국셰일가스개발의주요장애요인은비용이많이드는지질구조, 기술및정보부족, 배관망등인프라부족, 물부족등을들수있다. 현재중국내셰일가스개발지역은근본적제약요건인물부족우려가적은서남부지역 ([ 그림 2-8] 참조 ) 에주로위치해있는데이지역은지질구조가복잡하고자원이깊은곳에묻혀있으며인구밀집지역에해당하여개발비용이상당히높은것으로알려져있다. 높은셰일가스개발비용은최근의유가급락과맞물려 Royal Dutch Shell, Anadarko, Hess 등외국기업들이중국에서철수하는주요요인이되고있으며 7) 매장량의산정방식과조사기관에따라매장량과순위는큰차이를보임. 일례로 ARI(2013) 와유사한시기에 EIA 에서자체적으로산정한미국의셰일가스가채매장량은 665tcf 로서아르헨티나 (802tcf), 알제리 (707tcf) 에뒤진세계 4 위였음 ( 신창훈, 2015). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 13

이는국외의자원개발기술을필요로하는중국내셰일자원개발속 도를크게줄일것이라는우려를낳고있다. < 표 2-3> 중국과미국의셰일가스개발환경비교 중국구분미국 세계 1 위, 36 조m3가채매장량세계 2 위, 24 조m3 `12 년 0.5 억m3, `15 년 65 억m3 사막및산악지대 ( 수송 / 개발비용高, 난이도高 ) 지하 2km~3.5km( 쓰촨분지기준 ) ( 채굴비용高 ) 건조지역으로매우열악 ( 용수조달곤란 ) 1,600 만달러 / 정 ( 경제성저하 ) 개발, 도입단계로수준높지않음 ( 연구개발, 기술도입비용추가 ) 전문인력 / 설비 / 가스관 / 가스탱크등미흡 ( 중국현지에맞는플랜트필요 ) m3당 0.4 위안보조금, 지방정부도추가지급, 대형업체와계약단계 출처 : 신창훈 (2015) 생산량분포지역분포깊이수자원환경평균개발비기술수준개발인프라정부지원 `11 년 2,400 억m3, `15 년 2,800 억m3 분지 ( 수송 / 개발비용低, 난이도低 ) 지하 0.8km~2.6km ( 채굴비용低 ) 셰일가스개발확대로부족문제증가 ( 용수조달용이, 지하수풍부 ) 470 만달러 / 정 ( 경제성확보 ) 이미상용화단계 ( 투자비회수단계 ) 전문인력및설비, 가스관네트워크발달 ( 이미인프라구축완료 ) 대형화학업체참여로자금 / 기슬 / 운용능력확보 14

[ 그림 2-8] 중국국가급비전통가스개발지역 출처 : 에너지경제연구원 (2015a) 나 ) 아르헨티나아르헨티나는셰일자원부존량에서세계최상위권에위치한다. 기술적가채매장량은셰일가스 802tcf로중국에이어세계 3위, 셰일오일약 270억배럴로세계 4위이다 (ARI, 2013). 아르헨티나의셰일가스가주로매장되어있는 Neuquén 분지 ([ 그림 2-9] 참고 ) 에는 Vaca Muerta 셰일지대와 Los Molles 셰일지대가위치해있는데전자의경우아르헨티나전체기술적가채매장량의약 38% 인 308tcf가있는것으로추정된다 ( 에너지경제연구원, 2014b). Vaca Muerta 셰일지대는미국을제외하고전세계에서가장큰셰일지대일것이라는기대속에많은관심을받고있다. 풍부한셰일자원매장량에도불구하고아르헨티나의불안한경제 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 15

상황은셰일가스개발에최대걸림돌로작용하고있다. 특히미국헤지펀드와의채무조정협상이결렬되면서 2014년 7월에아르헨티나가 13년만에두번째채무불이행사태를맞게된것은셰일자원개발에해외의자본과기술이필요한상황에서치명적이었다. 중국국영기업과셰일자원개발에관하여도협력하고있으나중국의기술수준이아직은미국과차이가큰상황이어서한계가있다. [ 그림 2-9] 아르헨티나의주요셰일분지 출처 : ARI(2013) 16

자원개발에불리한상황을극복하기위하여아르헨티나의회는석유 가스개발에대한계약조건을전국적으로표준화하는내용의탄화수소법개정안을 2014년 10월에통과시켜투자기업의불확실성을줄여주었다 ( 에너지경제연구원, 2014b). 이처럼투자환경이개선됨에따라 Shell이 2015년 Vaca Muerta 셰일가스개발에투자하기로결정하는등아르헨티나내셰일가스개발은조금씩성과를보이고있다 (Platts, 2015a). 풍부한부존량, 미국에비하여개발이조금어려운지질구조, 국내제도정비상황등개발에상대적으로긍정적인조건이갖추어진상황에서향후아르헨티나셰일가스생산증가는국가리스크의극복에달렸다고할수있다. 다 ) 유럽 유럽지역에도적지않은규모의셰일자원이부존되어있어 ([ 그림 2-10] 참고 ) 여러나라들이상업적개발을위하여노력을해왔다. 폴란드등을중심으로탐사와개발시도가있어왔으나현재까지의성과는크지않았고상업적생산가능성도여전히불투명하다. 러시아와의관계악화에따른역내가스생산증대의필요성과상대적으로밀도있는가스파이프라인의존재에도셰일자원의개발이지지부진한것은셰일자원개발의채산성부족, 수압파쇄의환경적영향에대한논란 8) 등이작용하기때문으로보인다. 특히셰일자원개발자체에대한갑론을박이이어지면서자원개발에대한체계적인정책적지원 8) 대표적인사례인프랑스는 2011 년에수압파쇄를금지하였으나이후이조치에대한재고가필요하다는의견이지속적으로제기되고있음. 영국의경우잉글랜드는규제정비등을통하여셰일자원개발을지원하고있는반면, 스코틀랜드와웨일스는셰일자원개발에모라토리엄을선언하였음. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 17

이어려운상황에서유가하락이겹쳐당분간은유럽에서의본격적인 셰일가스생산이난망하다고하겠다. [ 그림 2-10] 유럽내셰일지층분포지역 출처 : 永井一聡 (2015) 셰일자원개발에가장적극적이었지만성과를거두지못하고있는폴란드의사례는유럽셰일자원개발의현주소를잘드러내준다. 미국 EIA에의해추진된연구에서폴란드의기술적가채매장량은셰일가스 148tcf, 셰일오일 33억배럴로추산된바있다 (ARI, 2013). 폴란드정부는셰일자원개발에다른유럽국가에비하여적극적인자세를보이면서해외기업유치에적극적으로나섰다. 그러나탐사광구의매장량이기대에미치지못하거나지질구조가좋지못한것으로드러나면서진출했던해외기업들이잇따라철수하고있다. 2012년 ExxonMobil을시작으로 Eni, Total 등이 2014년까지폴란드에서의탐 18

사활동을중단했으며저유가의여파로 2015년에는철수가가속화되어 Chevron, ConocoPhilips 등다른석유메이저들도폴란드에서나오고있는실정이다. 자국셰일자원개발에해외기술과자금이필요한폴란드정부는셰일자원탐사 시추허가절차간소화와 2015년으로예정되었던셰일가스채굴세도입의 2020년이후연기등의조치를취했지만 ( 에너지경제연구원, 2014c) 현재의흐름을바꾸기에는역부족인것으로보인다. 나. 국제 LNG 거래의다변화지금까지의국제 LNG 거래는 LNG 판매자가아시아, 유럽등지의신용도높은전력, 가스회사를대규모장기계약을통해구매자로확보하고이를통하여자본을조달하는형태로유지되어왔다. 전통적 LNG 거래에서판매자는천연가스매장지를확보하고액화플랜트와함께매장지와플랜트사이의파이프라인까지건설하여가스생산에서 LNG 선적또는도착지운송까지책임지는것이일반적이었다. 또한구매자는계약조건에따라 LNG 운송부터인수기지건설또는계약, 안정적수요확보에이르기까지공급사슬하류부문을상당부분직접관장하는형태를취해왔다. 이처럼자본집약적투자가이루어지고공급사슬이판매자와구매자쌍방간거래로단순하게구성되는상황에서자연적으로전세계 LNG 거래는생산쪽에는대형 IOC (International Oil Companies) 또는 NOC(National Oil Companies) 들이, 구매쪽에는일본, 유럽의전력및가스회사, 우리나라, 중국, 대만의공기업또는국영기업이주류를이루는소수대규모참가자들만의시장이었다. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 19

그러나 LNG 산업이싹을틔운초창기부터존속해온, 장기계약을기반으로수직계열화된 LNG 공급사슬에도변화가일어나고있다. 변화의조짐이현저한쪽은구매자측으로서현재 LNG 주요수입시장중유럽에서는가스산업의수직통합적기업의분리 (unbundling) 및전력, 가스시장의자유화가이미완성단계에들어서있고일본은최근관련법령개정을통해시장자유화에있어실질적인진전을보이고있다. 유럽의경우수직통합적구조의해체로인해가스허브에서의거래가활성화되면서전통적 LNG 수입회사에대한최종수요자의의존도가크게낮아졌고그결과구매자가장기계약을체결하고물량부담을감수할유인이낮아졌다. 판매자측에서는신규프로젝트의경우과거와같이유가연동장기계약을통한안정적판로확보로투자재원을조달하는방식을여전히선호하고있으나구매자측의생각은확연히다르다. 목적지조항이없고재판매가자유로운미국 LNG 수출개시와함께장기계약이만료되는 LNG 프로젝트도늘어나고있다. 대표적인예로카타르의경우 2021년에일본도쿄전력과의 4백만톤 / 년, 추부전력과의 1백만톤 / 년, 2024년에우리나라가스공사와약 5백만톤 / 년의계약이종료되는데이들모두가연장될가능성은매우낮다. 이로인하여카타르가판매할수있는저비용의유연한물량이현재의 2천5백만톤 / 년에서 3 천 ~3천5백만톤 / 년수준으로높아질것이라는추정이제시되고있다 (Energy Intelligence, 2015a; LNG Journal 2015b). 뿐만아니라현재전세계적으로건설중인 1.4억톤 / 년의수출물량중 1/3은여전히미계약상태라는점 (Energy Intelligence, 2015b) 도고려하면시장에단기, 현물물량이많이풀린상황에서구매자들이장기계약에관심을 20

보이지않는것이당연하다고할수있다. 또한관련기술의개발로최소한도의 LNG 공급사슬구성에소요되는자본투입규모도줄어들게되면서규모의경제가지배하던 LNG 산업에도소규모개발, 소규모소비가가능해지게되었다. 이에더하여최근몇년동안 LNG 교역규모증가속도둔화로판매자들이계약규모가작거나신용등급이상대적으로낮은구매자에게도관심을보이고있으며 LNG 운송비도용선료및연료비하락으로상당히낮아진상황이다. 이러한요인들이맞물려 LNG 거래다변화경향이강화되고있으며 LNG 시장참여자의수와다양성증가는 LNG 시장의질적변화에촉매제로작용할수있다. 앞서국제가스시장의메가트렌드로거론된 5가지사항중유연한조건의천연가스거래확대, 소규모 LNG 공급사슬, LNG 운송비저감은이와같은국제 LNG 거래의다변화와직접적으로연관되어있다. 1) 유연한조건의거래확대미국 LNG 프로젝트는기존의일반적 LNG 계약과는다른형태의계약방식을제시함으로써구매자들의관심을끌었다. 현재건설중인대부분의미국 LNG 프로젝트는멕시코만일대에지어진기존의 LNG 수입용인수기지를수출용으로전환하는것이어서이미지역에존재하는방대한파이프라인네트워크에접속이이루어진상황이다. 뿐만아니라가스시장에서수출용가스를구입하여액화하는것이므로 NOC나석유메이저들과같이자신들이소유한가스자원의판매를목적으로가스전개발부터파이프라인과액화시설을일괄건설하던기존의 LNG 프로젝트와는판이한수익구조를추구할수있게되 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 21

었다. 즉, 수직통합된가치사슬에서라면구매자에게전가되었을투자 위험의상당부분이존재하지않는상황에서액화시설활용과원료 가스구매에따르는위험 9) 만을구매자가부담해도되는유리한상황 에놓인것이다. 그결과미국 LNG 구매계약에서는의무인수조항이사라지고구매 자는물량인수가불가능할때계약된액화용량점용료에해당하는 $3/MMBtu 안팎만을지불하면되는, 구매자에게매력적인조건이제 공되었다. 아울러액화설비운영에서수입이확보되고상류의가스전 을직접보유하지않기때문에다른곳에판매된자신의가스들이재 판매를통해서로경쟁하는상황을우려할필요도없으므로미국 LNG 계약에는목적지조항도존재하지않는다. 이처럼유연한계약 조건은미국 Henry Hub 가격연동이라는차별화된가격결정메커니 즘과결합하여 LNG 구매자들의흥미를유발하는데에부족함이없었 다. 그결과전력, 가스회사와포트폴리오구매자들, 특히아시아지역 구매자들은의무인수부담이적고 3 자판매가자유로운미국 LNG 계 약에적극적으로나섰다. [ 그림 2-11] 에서보듯이미국 LNG 도래이전에도단기및현물거 래증가경향은꾸준했었다. 이러한경향에는계약이만료되는 LNG 수출프로젝트가늘어나고 NOC 가주도하던 LNG 시장에서석유메 이저, 유틸리티회사, 종합상사등의비중이증가한것이요인으로작 용하였다. 유연한조건의거래확대는동아시아 LNG 시장에큰영향 을미치고있는바, 본장에서이후더자세히다루기로한다. 9) Sabine Pass 는시장에서가스를조달하는부분까지책임지는반면, Cameron, Freeport 는액화용량보유자가원료용가스도직접구매해야함. 따라서후자의경우파이프라인제약등으로원료용가스를액화설비에주입시키지못하는경우에발생하는위험은프로젝트운영자에게존재하지않음. 22

[ 그림 2-11] LNG 단기거래비중추이및단기전망 출처 : IHS(2014a) 2) 소규모 LNG 공급사슬확대최근새롭게 LNG 수입국이되었거나 LNG 수입을추진중인나라들은 FSRU를적극적으로활용하고있다. FSRU는북미지역에서 LNG 재기화설비건설허가의어려움을우회하기위해처음등장했다. 첫번째 FSRU는 2005년에멕시코만에설치되었으나최근에는남미, 중동, 아시아에서새롭게 LNG 수입국이되었거나 LNG 수입을추진중인나라들이 FSRU를적극적으로활용하는추세이다. [ 그림 2-12] 에서 FSRU의비중이높은남미에서는브라질과아르헨티나가적극적으로활용하고있으며유럽의리투아니아는대러시아가스의존도를줄여에너지안보를높이려는목적으로 FSRU를통한 LNG 수입을 2014년시작했다. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 23

[ 그림 2-12] 가동중인 FSRU 의지역별비중 출처 : IEA(2015a) < 표 2-4> 2014~15년가동개시예정 FSRU 수입국 FSRU 명칭 재기화용량 (bcm/ 년 ) Brazil Bahia LNG 5.2 Indonesia Lampung LNG 3.8 Lithuania Klaipeda LNG 3.0 Indonesia Arun LNG conversion 4.1 Jordan Aqaba LNG 4.8 Pakistan Mashal LNG 2.0 합계 22.9 출처 : IEA(2015a) FSRU 를활용하는국가들은대부분 LNG 수입량이적기때문에설 치기간이짧고, 초기투자비가저렴하다는 FSRU 의장점을활용하려 고한다. 2014 년기준으로 17 만m3내외의규모를가진 FSRU 의가격 24

은 2.7~2.8억달러정도, 기존 LNG 선박을 FSRU로개조하는비용은 8,500만 1억2,500만달러로추정된다 (Wood Mackenzie, 2014a). 그러나 FSRU에는가스품질관리, 설비확충제약, 수송선접안에관한공급자의엄격한요구등의한계도존재한다. FLNG는부유식액화천연가스생산설비로서단일선박내에천연가스개발 저장 하역설비를모두갖춤으로서천연가스생산과액화, 운송이모두가능하다는장점을지니고있다. 한척의선박에서모든 LNG 생산과정이이루어지므로전통적인육상플랜트에비하여액화용량은상당히적지만해저파이프라인건설이필요없고이동이가능하다는장점때문에경제성이낮은소규모심해가스전개발에있어서는환경적, 비용적측면에서유리하다 ([ 그림 2-13] 참고 ). [ 그림 2-13] 육상 LNG 액화플랜트및 FLNG 생산비비교 출처 : Wood Mackenzie(2014b) * 프로젝트개발자의비용추정치 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 25

현재전세계에서건설중인 17개 LNG 생산프로젝트가운데 4개가 FLNG 방식으로건설되고있다 (IEA, 2015a). 세계최초 FLNG 프로젝트인호주 Prelude FLNG의경우건설중인 FLNG 프로젝트중가장큰규모이며 10) Technip-삼성중공업컨소시엄이수주하여 2017년 9월에첫 LNG 카고를내보낼수있을것으로예상되고있다 (Energy Intelligence, 2015d). 현재호주, 동남아, 북미, 아프리카등지에서많게는 20여개이상의 FLNG 사업의생산설비건조가진행중이거나계획단계에있는것으로알려져있다. 그러나최근의유가하락으로 FLNG 사업추진의불확실성이크게높아져서 < 표 2-5> 의프로젝트중에도유보또는취소되는경우가다수생길것으로보인다. 국가 프로젝트명 소유 수주 규모가동시점 (MTPA) ( 예상 ) Prelude Shell, INPEX, 삼성중공업, CPC, KOGAS 테크닙 4.3 2017 Browse (Torosa) Woodside Petroleum 미정 3.6 2022 호주 Woodside Browse (Brecknock) Petroleum 미정 3.6 2024 Browse (Calliance) Woodside Petroleum 미정 3.6 2027 Scarborough FLNG Exxon Mobile 미정 6-7 2020-2021 대우조선해양, Kanowit FLNG Petronas 말련테크닙 1.2 2017 Rotan FLNG Petronas 삼성중공업, JGC 1.5 2019 인니 Abadi FLNG INPEX, Shell 미정 2.5 2020 미국 Lavaca Bay Excelerate 삼성중공업 Energy Black & Veatch 4.0 2020 모잠비크 모잠비크 FLNG Eni 미정 2.5 n.a. 적도기니 Ophir FLNG Ophir Energy 미정 2-2.5 n.a. 출처 : Wood Mackenzie(2014b) < 표 2-5> 추진중인주요 FLNG 프로젝트 10) 계획단계에있는호주의 Scarborough 프로젝트는액화용량면에서 Prelude 를능가할것으로보이나최근유가약세로인하여추진일정이불투명해졌음 (Energy Intelligence, 2015c). 26

3) LNG 운송비저감선행연구에서는 LNG 운송비저감요인으로서 Q-Flex, Q-Max와같은초대형 LNG 수송선건조를통한규모의경제실현과파나마운하확장에의한멕시코만 카리브해-동북아항로의거리단축을제시하였다. 선박기술측면에서는새로운추진방식인 SSGI(Slow-Speed Gas- Injection) 을적용한 174,000m 3 급 LNG 수송선의경우이전단계추진방식 11) 을채택한 155,000m 3 급에비하여하루 20톤, 구형스팀터빈방식선박에비해서는 60~75톤의연료절감이가능해졌다 (Wood Mackenzie, 2015a, 2015b). BOG(boil-off gas: 증발가스 ) 12) 수준도 SSGI 방식은 0.1% 로다른추진방식의 0.125% 에비하여 20% 개선되었다 (Wood Mackenzie, 2015a). 여기에파나마운하확장공사가 2016년상반기에완료되어기존에통과가불가능했던일반 LNG 수송선운항이가능해지면미국, 트리니다드토바고로부터아시아지역으로 ([ 그림 2-14] 참고 ), 그리고페루로부터대서양지역으로수출되는 LNG 수송료를크게낮춰줄것으로기대된다. 13) 11) TFDE(Tri-Fuel Diesel Electric), DFDE(Dual-Fuel Diesel Electric) 12) 초저온으로냉각된 LNG 는저장중에도지속적으로기화되면서양이줄어드는현상이발생함. 이는 LNG 수송, 저장에있어주요비용요인중하나임. 13) 수에즈운하확장공사도 2015 년 8 월에완공되어통행량이크게늘었으나국제 LNG 수송흐름에미치는영향은크지않을것으로분석되었음 (ICIS, 2015a). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 27

[ 그림 2-14] 파나마운하경유시 LNG 수송비용 출처 : Wood Mackenzie(2015a) 미국멕시코만출발기준. 현재항로는최저비용인희망봉경유항로. LNG 운송비감소라는측면에서볼때최근더욱두드러지는점은용선료 (charter rate) 의급격한하락과저유가가가져온연료비절감이다. [ 그림 2-15] 에있는단기용선료 (spot charter rate) 추이는국제 LNG 현물시장의상황과상당한동조성을보인다. 일본의 LNG 현물수요가급등하면서수송선용선료는 2012년동절기, 하절기피크에일일 15만달러수준까지치솟았다. 그러나동북아지역의 LNG 현물수요가급감한 2014년부터는용선료도함께떨어져 2015년 1분기에는 25,000달러수준까지하락하기도했다. 반면에 LNG 수송수요증가에대한기대감과단기적인용선료급등의영향으로 LNG 수송선 28

주문및신규건조는 17만m 3 이상의대형수송선위주로꾸준히이어져왔다. 그러나 16~17만m 3 급 LNG 수송선건조에 2.0~2.2억달러가소요되고이와함께운용비용까지포함하면장기용선료가 8만달러 / 일은되어야한다는점 (Gas Strategies, 2015a) 에서현재의매우낮은용선료수준은아시아지역의낮은수요증가율과함께 LNG 수송선시장이거의포화상태에도달했음을드러낸다. 따라서적어도단기적으로 LNG 수송선신규발주의향은크게줄어들것이다. [ 그림 2-15] LNG 수송선용선료및신규선박인도수 출처 : IHS(2015b) * 수송선수는 174,000m 3 기준 LNG 수송비용은선박기술의발달, 연료비하락과더불어 LNG 수송선에대한수급완화가복합적으로작용하여적어도중기적으로는안정세를유지할것으로보인다. [ 그림 2-16] 에서보듯당분간은수송수요에비하여 LNG 수송선이초과공급되는것으로나타나는데이는 LNG 시장의성장률둔화와함께수송거리도단축되고있기때문이다. 14) 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 29

물론호주, 중동보다더먼미국멕시코만에서의 LNG 수출이본격화되고유연한 LNG 물량이확대되면서수송선수요가늘어날수있을것이나중기적으로는고유가에수송선부족이겹친과거몇년간에비하여는수송비용이상당히낮은수준에서안정화될것으로기대된다. [ 그림 2-16] LNG 수송선장기수급전망 출처 : Wood Mackenzie(2015b) * 수송선수는 174,000m 3 기준 14) 유럽시장과동북아시장의현물가격차이가줄어들면서당분간은운항거리가긴유럽 LNG 재수출이거의사라질전망임. 반대로최대수요지인동북아지역과가까운호주의수출은증가하고있음. 30

석유에비하여천연가스, 특히 LNG의수송비용은상당히높다. 15) 고유가가계속되고있던 2013년 1월기준으로일본의에너지수입가격을비교한자료 (IEEJ, 2014) 에따르면원유가 $21.0/MMBtu ($108.9/bbl), LNG가 $17.0/MMBtu였다. 카타르에서일본으로수입된원유의기준수송비용은 $0.7/MMBtu($29.1/ 톤 ) 로수입가격의 4% 였지만카타르-동북아항로의 LNG 수송비용은 $2.3/MMBtu로수입가격의 14% 에달하였다. LNG 가격과함께수송비용도하락한이후에도상황은크게달라지지않아 2015년 6월말기준으로중동-한국 / 일본수송비는 $0.89/MMBtu로서동북아지역현물가격 16) $7.25/MMBtu의 12% 이상을차지하였다 (Platts, 2015b). 따라서낮은 LNG 수송비는 LNG의타연료대비가격경쟁력향상에기여하면서특히새로운 LNG 시장을개척하는데에긍정적인효과를줄것으로보인다. 15) 천연가스의부피당열량은원유의약 1000 분의 1 에불과하며액화가되더라도 1.7 분의 1 에지나지않음. 그에더하여 2012 년시점의표준적운송선건조비를비교해보면원유는 VLCC(Very Large Crude Carrier. 32 만 TOE) 의경우 9,300 만달러인것에반해 LNG 는 16 만m3 ( 약 9.3 만 TOE) 급으로 1 억 9,950 만달러로서열량당수송선건조비가원유의 7 배에달함 (IEEJ, 2014). 16) 2015 년 8 월인도분 JKM 기준. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 31

[ 그림 2-17] 중 - 러가스, 원유파이프라인계획 (2014 년초 ) 출처 : Henderson and Stern (2014) 32

다. 유라시아지역 PNG 교역변화 1) 중국 2014년 5월 20~21일에개최된중-러정상회담에서양국정상은파이프라인을통한러시아천연가스의중국공급에합의하였다. 중국 CNPC와러시아 Gazprom은 2004년이래시베리아천연가스공급에관한협상을지속해왔으나공급가격에관한견해차로인해 10년동안합의에이르지못한것으로알려져왔다. 그러나이른바동부노선 (Power of Siberia) 으로불리는연 38bcm 규모의동시베리아-중국동북지방간가스파이프라인건설이현실화되면서중-러에너지협력을넘어아시아가스시장전반에상당한파급력을가질것으로예상되었다. 4개월이지나지않은 9월초에있은동부노선기공식에는푸틴대통령이직접참석하여양국간에너지협력기조에더욱힘을실어주기도하였다. 뒤이어동년 11월, 푸틴대통령의중국방문에서는이른바서부노선 (Altai Route) 을통해연 30bcm의천연가스를공급하는기본협정이다시 Gazprom과 CNPC 사이에체결되었다. 러시아입장에서는아직까지생산이이루어지지않고있는 Chayanda, Kovikta의두가스매장지를개발해서지형, 기후모두열악한지역에 3,600km 이상의파이프라인 17) 을신규건설해야하는동부노선보다는이미유럽수출용으로개발이상당히이루어져있고국내노선길이도짧은서부노선 17) Chayanda 에서블라디보스톡까지이어지는 Power of Siberia 가스관의길이는 3,500km 임 ( 에너지경제연구원, 2015b). 이가운데중국인도지점인 Blagoveschensk 에서블라디보스톡까지에해당하는구간은 620km 이고중국과의계약물량을충족시키기위하여건설해야하는, Kovikta 와 Chayanda 를연결하는가스관의길이는 790km 로알려져있음 (Paik, 2015). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 33

이더선호된다는것은널리알려져있었다 ([ 그림 2-17] 참고 ). 반대로중국입장에서는자국내노선의길이가길고러시아가유럽과자신들사이에서수출량을조절할수있는서부시베리아지역에서천연가스를조달한다는점에서서부노선에대한흥미는상당히낮았다. 그러나같은해에동부노선과서부노선모두에서획기적인진전이이루어지면서유라시아지역의천연가스파이프라인거래에새로운전기가마련되었다. 이후이른바중-러밀월관계가진전되는지정학적전환국면에서두강대국사이의천연가스협력도더욱가속화되는모습을보이고있다. 일례로 2015년들어서는지난 5월 8일 18) 모스크바정상회담기간중서부노선을통한대중국가스공급기본조건협정이체결되어 30년간 30bcm을공급하는계약실행의기본조건을비롯하여건설일정, 가스품질등이합의되었다 (Platts, 2015c). 러시아는 2020년부터서부노선통한가스공급을개시하는방향으로 2015년내계약체결의향을비침으로써중국왕이외교부장이 3월기자회견에서연내에공급계약을체결할것이라고밝힌것 ( 에너지경제연구원, 2015c) 을뒷받침했다. 아울러러시아는이번합의가첫번째파이프라인건설에관한것이라는언급을통해파이프라인추가건설을통한공급확대가능성도내비쳤다 (Platts, 2015d). 그러나 2015년하반기에는중국의가스수요감소본격화, Gazprom이제시한건설비에대한중국측의이견 ( 에너지경제연구원, 2015d), 가격협상시예상한수준이하의저유가상황등으로양국간가스파이프라인협상에대한신중론이커지고있다. 18) 2 차세계대전전승 70 주년기념일로서서방주요국이대거불참한가운데러시아가개최한행사에서정상회담이열림. 34

중국은중앙아시아로부터오는천연가스파이프라인의확장에도관심을가지고있다. 2014년중국의천연가스수입량은 58.3bcm이었는데그가운데 31.3bcm이파이프라인을통한것이었다 (BP, 2015). 중국은서기동수 ( 西氣東輸 ) 파이프라인을통하여투르크메니스탄으로부터 25.5bcm, 우즈베키스탄과카자흐스탄에서도각각 2.4, 0.4bcm을수입하였다. 또한미얀마와연결된 12bcm/ 년용량의파이프라인을통해서도 3.0bcm을수입하였다. 중국은현재 30bcm/ 년의서기동수 III 파이프라인을건설중이며이르면 2015년, 늦어도 2017년에는완공하여중앙아시아로부터의수입을늘릴계획이다. 현재의서기동수확장계획은 IV에서 VI까지있는것으로알려져있는데 IV는국내가스, V는중앙아시아수입을위한것이며 CNPC는 2015년에 VI 파이프라인이러시아서부노선과연결될수있다고시사한바있다 (Paik, 2015). 계획된노선이모두완공되면중국은최대 185bcm의천연가스를파이프라인을통하여수입할수있게된다. 실제로중국이 185bcm의 PNG를수입하게된다면 2030년기준 471bcm의수요중국내생산 266bcm 으로충족되지않는양을상당부분을담당하게된다 (IEA, 2014). < 표 2-6> 중국의천연가스수입파이프라인 파이프라인 용량 (bcm/ 년 ) 현재상황 서기동수 II ( 중앙아시아 ) 30 사용중 서기동수 III ( 중앙아시아 ) 30 건설중 서기동수 V ( 중앙아시아 ) 25~30 또는 45 계획 서기동수 VI ( 러서부노선 ) 30 계획 러시아동부노선 38 러시아측건설중 미얀마 12 사용중 출처 : Paik(2015), IHS Energy(2015b) 의자료를바탕으로작성 서기동수 I, IV 는국내생산가스수송 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 35

2) 기타국가한편일본도러시아와의파이프라인연계방안을최근들어다시거론하기시작했다. 2015년 5월 21일도쿄에서열린 제3차일본 러시아포럼 에서사할린의천연가스를파이프라인을통해수입하는방안이논의된것으로알려졌다 ( 에너지경제연구원, 2015e). 이자리에서도쿄가스의 CEO는향후천연가스조달방안으로상기파이프라인도검토하고있다고밝혔다 (Energy Intelligence, 2015c). 이자리에서논의된바에따르면동파이프라인의총길이는 1,350km, 총사업비는최대 6천억엔이며연간 20bcm의천연가스를 [ 그림 2-18] 과같이도쿄인근의히타치시까지운송하는것으로되어있다. 사할린에서도쿄인근까지천연가스파이프라인을건설한다는구상은 1998년현재의 일본파이프라인 (JPDO) 이설립되기이전부터있어왔다. 가깝게는 2014년 5월에도일본의국회의원 33명이러 일정상회담에서이프로젝트를논의하도록요청한바있다. 그럼에도이프로젝트가실현되지못한것은러시아의대중국수출우선고려, 일본내파이프라인신규건설비용, 해저파이프라인의지진취약성, 러시아와서방의관계악화등다양한저해요인이복합적으로작용해왔기때문이다 (Wood Mackenzie, 2014c). 현재일본은저렴한천연가스확보및도입선다변화관점에서러시아와의파이프라인건설에진일보한자세를보이고있으나러시아 Gazprom은여러가지이유로인하여중국외에일본, 우리나라, 인도와의파이프라인연계는고려하지않고있다고 2015년 6월에밝혀 (Platts, 2015c) 당분간은큰진전을보기어려울전망이다. 36

[ 그림 2-18] 러시아 - 일본가스파이프라인의일본내예상노선 출처 : JPDO 웹사이트 대만은대만해협해저파이프라인을건설하여중국과연계하려는계획을구상하고있는것으로알려져있다. 이에관하여는대만정부가발주한연구가대만경제연구원 (TIER) 에의해이미진행된바있으며분석결과, 대륙과의연계가어느정도경제성도있는것으로나온것으로파악되었다. 19) 대만이대륙과의파이프라인연계에관심을갖는것은다른나라와마찬가지로공급선다변화와천연가스수입가격 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 37

하락을기대하기때문이다. 중국대륙, 특히 CNOOC도이프로젝트를비롯한대만과의가스부문협력에관심을보이고있다 ( 单联文, 2014). 이사업은양안간정치적협력에도적지않은시사점을가지지만저유가시기의프로젝트경제성변화, 중앙아시아또는러시아가스의중국대륙통과비용및파이프라인용량증대필요가능성등이제약조건으로작용할것으로예상된다. 2. 국제 LNG 시장의동향및전망 LNG 거래다변화와개발도상국의생활수준, 산업성장에따라 LNG 수요는그속도에변화는있겠으나성장세를이어갈것으로보인다. 또한앞절에서정리한국제가스시장의메가트렌드는북미, 유럽, 동북아의주요가스시장수급상황과맞물리면서국제 LNG 시장의양상, 특히 LNG 거래계약의양상을크게바꾸고있다. 2011년부터 2014년초까지국제 LNG 시장에서는 3대주요시장간의가격차가크게확대되었던점이가장주목받았다. 수요의대부분을차지하는아시아시장은고유가및후쿠시마사태로인한일본의수입급증으로미국의 4배, 유럽의 2배이상이나되는가격을지불해야하는상황을강요당했고이는주요수입국, 특히무역적자국으로전락한일본의강한불만을샀다. 당분간고유가가유지될것이라는전망은유가에연동되지않고가격경쟁력도충분해보였던미국 LNG 도입열풍을불러일으킨동시에여전히유가연동가격공식을고수하던다른지역프로젝트에대한관심을크게줄였다. 또한같은기간에유럽시장에서허브가격이유가연동가격을급속히대체하고구매 19) 저자가 2015 년 1 월 TIER 을직접방문하여인터뷰. 38

자에게불리하다고여겨졌던계약조항에대한분쟁및변경이빈발하면서아시아지역구매자들의전통적거래방식에대한인식이매우냉담해졌다. 2013~14년겨울의낮은아시아지역가스소비가 2014년중반이후현물가격약세를야기하고이어하반기의유가급락으로유가에연동된장기계약가격까지급속히떨어졌다. 그에더하여가장유망한시장으로기대받았던중국의 LNG 수요에대한비관론이확산되면서국제 LNG 시장의전망에대한신중론이세를얻고있다. 비록전세계수요가늘더라도과거와같은대량구매를뒷받침할수있는동북아핵심시장의성장세가둔화되면서캐나다서부, 동아프리카등차세대 LNG 프로젝트의최종투자결정 (FID: Final Investment Decision) 도계속미뤄지고있다. 게다가저유가가지속되어낮은가격수준이기대된다고해도아시아구매자들이강력한가격재협상 (price review) 조항없는유가연동 LNG 계약체결을꺼릴것이라는주장은향후 LNG 시장이 2013년이전과는사뭇달라질수있음을시사한다. 가. LNG 거래량증가후쿠시마사태의영향으로 2011년에사상최대치를기록한이래전세계 LNG 거래량은정체되어있다. 2014년전세계 LNG 거래량은 2.14억톤으로전년대비 430만톤증가하였으나 2011년과비교하면약 40만톤못미치는상황이다 (IGU, 2015a). 그러나전세계재기화용량은지속적으로늘어나고있고수입국수는더빠르게늘고있어앞서정리한소규모 LNG 공급사슬의비중확대경향을 [ 그림 2-19] 에서도확인할수있다. 이러한거래량정체는 2011년초카타르의메가트레 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 39

인들이완공된이후신규 LNG 프로젝트가동이거의없었고일본의 LNG 소비안정세와유럽의 LNG 수요감소가중국등의수요증가 를상쇄했기때문이다. [ 그림 2-19] 세계 LNG 거래량, 재기화용량, 수출입국가수 (1990~2014) 출처 : IGU(2015a) 그러나이러한거래량정체경향도 2015년부터다시완연한증가세로바뀔것으로보인다. 무엇보다도 [ 그림 2-20] 에서와같이호주, 미국등지에서다수의신규 LNG 프로젝트들이 2015년부터가동을시작했거나건설중이기때문이다. [ 그림 2-21] 는 2015년 7월현재전세계에서건설중인신규프로젝트의액화용량이 1.45억톤 / 년으로서 2014년거래량의 2/3에달함을보여준다. 20) 공급능력의급격한증가는확보된장기계약이나가격하락을통한수요증가를통해시장에흡수되면서거래량증가로이어질것이분명하다. 20) 2015 년 1~7 월사이에가동을시작한호주 QC LNG 1, 2 트레인제외. 40

[ 그림 2-20] 분기별신규 LNG 프로젝트액화용량 (2010~16) 출처 : Bloomberg(2014) [ 그림 2-21] 건설중인 LNG 프로젝트액화용량 출처 : IHS(2015c) 2015 년 7 월기준 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 41

석유에비하여비싼수송비용으로인해생산된지역에서소비되는비중은가스가석유에비하여상당히높다. 그러나중 장기적으로는먼거리를수송하는지역간 LNG 거래가늘어날것이다. IEA(2015a) 는 2014년부터 2020년까지지역간가스거래가 40% 이상증가하여 2020년에 780bcm을넘어서는데그증가분의 65% 를 LNG가차지할것으로보았다. IEA의 2014년 World Energy Outlook의기준시나리오 (New Policy Scenario) 하에서는지역간천연가스거래중 LNG의비중이 2012년 43% 에서 2035년 48% 로늘어날것으로예측하였다 (IEA, 2014). LNG의비중이늘어나는이유로는호주, 동아프리카등주요소비시장과상당히먼곳에서의가스생산이늘어나면서파이프라인건설의경제성이떨어지거나불가능한경우가많아지는것을들수있다. 지리적, 지정학적이유로파이프라인연결이어렵거나불가능한지역에서의수요도늘고있는데인도, 남미, 동남아등이대표적이다. 고정된경로에물리적으로얽매이지않아서 LNG는수급차질상황에대응하기용이하다는점때문에 LNG 수요가창출되는사례도있는데러시아와의외교갈등이지속되고있는유럽이대표적이다. 북서유럽에서는 LNG 인수기지가증설되고있고리투아니아는 2014년에소량이지만 LNG 수입을시작했다. LNG 거래량이전반적으로늘어나는중에도 [ 그림 2-22] 의단기또는현물물량의비중이늘어나는경향은지속될것으로보인다. 바로뒤에설명될전통적거래방식의변화를요구하는구매자들의요구외에도여러요인이함께작용하고있는데동아시아지역에서는특정가스전이아닌세계곳곳의가스자산에서물량을확보하여적절한 42

수요자를찾아판매하는포트폴리오사업자들의비중증가, 다수의신규프로젝트가동개시에따른공급량확대 21), 투자회수와장기계약이만료된 LNG 프로젝트증가, LNG 수송선증가에의한정기항로미취항수송선의확보용이성, 신용도가상대적으로낮은소규모수요처의증가등을들수있다. 22) 최대 LNG 시장인아시아지역에서단기계약, 현물판매물량의팽창은또다른유연한 LNG 물량인공급원인미국산 LNG 수출개시와맞물려후술하게될전통적거래방식변화를추동하는중요한원동력이되고있다. [ 그림 2-22] 비장기계약 LNG 거래량 (1995~2014) 출처 : IHS Energy(2015d) 21) 100% 장기계약이되지않았거나운영자가직접마케팅에나서는경우단기계약및현물판매가대부분임. 22) 반면에최근의단기및현물물량판매를증가시켰던우리나라와일본의일시적수요증가와이로인한유럽과아시아의가격차이가창출한스페인등유럽의재수출기회는 2015 년현재사라졌으며중 장기적으로재현될가능성도낮음. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 43

나. 전통적거래방식과최근의변화 1) 전통적거래방식의형성배경 LNG 거래량이정체되었던최근몇년동안국제 LNG 시장은질적변화의움직임을보였다. 특히단기계약과현물거래에의한물량이증가하고경직적조건이없는유연한물량이늘어나는한편으로공급과잉상황을맞게된공급자들이소규모수입시장도무시할수없게되면서시장의모습이장기계약위주로짜여있던익숙한구조에서멀어지고있다. 그결과신용도가높은대규모구매자에게유가에연동된가격으로목적지조항, 높은수준의의무인수물량 (TOP: Take-or-Pay) 등의조건을부과하며오랜기간안정적인수입을확보해온전통적인 LNG 공급자들은현상유지의필요성을주장하고있지만바뀌는시장환경에도대비해가고있다. 전통적 LNG 거래를장기계약이주도한데에는 LNG 프로젝트에대규모자본투자가필요하다는점이크게작용했다. PNG의경우생산된가스를국내곳곳의소비지로수송하는데에반드시파이프라인이필요하기때문에유럽, 구소련에서는정부나공기업에의해이미건설되었고이를연장하여수출도할수있었다. 그러나국내시장이발달되지않았거나국내소비지와파이프라인연결이어려운곳에건설되는 LNG 프로젝트는액화설비, 수송선단, 재기화설비라는일련의공급사슬구축에국내 PNG 공급대비많은비용이든다 ([ 그림 2-23] 참고 ). 따라서투자위험최소화를위하여신용도높은판매자와신용도높은구매자가장기간에걸쳐정해진물량을거래량이훨씬커서시장조작위험이낮은유가에연동된가격으로사고파는수직통합적공급사슬이 LNG 프로젝트추진을담보할수있었다. 44

[ 그림 2-23] LNG 공급사슬단계별투자액개요 출처 : IEEJ(2014) 양자간장기계약이자연스럽게주류를차지한 LNG 시장은거래가활발히일어날수있는토양을제공하지못하였다. 의무인수물량이정해진장기계약소화를위하여 LNG 구매자는국내판매량역시장기계약으로확보함으로써국내수요자의직수입기회를크게줄였다. 수송선과인수기지에필요한대규모투자는규모의경제를통하여진입장벽이될뿐만아니라장기간안정된가동률확보가불확실한단기계약이나현물구매를어렵게만드는요인이되었다. 판매자에게일방적으로유리해보이는전통적 LNG 거래관행에대하여구매자들은 2000년대이전까지는별다른이의없이수용하는자세를취해왔다고볼수있다. 그배경에는 LNG 구매자들이대부분공기업또는국영기업으로서국가전체천연가스수급을담당하거나특히일본의경우지역독점기업으로서 LNG 구매비용증가를하류의소비시장으로이전시킬수있었다는점을간과할수없다. 대신 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 45

이러한구매자들은 LNG 공급의안정성을크게중시했기때문에상류에적절한투자가일어나서신규공급에차질이생기지않도록하는데에더신경을쓰면서판매자들의이익을보장하기위한여러계약조항들에크게반대하지않았다. 또한 LNG 거래시장이활성화되지않은상황에서목적지조항이나의무인수조항이철폐되더라도그결과발생하는여분의 LNG를판매할곳이마땅치않고감량권행사를통해물량조절이제한적이나마가능했다는점도구매자들의태도에영향을준것으로보인다 (Gas Strategies, 2015b). 그러나전통적인 LNG 거래관행은 PNG와달리수송의유연성을지니는 LNG 본연의장점을살리지못한다는점에서부자연스러운것이었다고볼수있다. 다만주요 LNG 시장자체가내부적으로경직적구조를가진탓에정해진운송경로를이탈하여새로운시장을찾을기회가거의없어기존의관행이유지되어온것이다. 그러나 LNG 수입시장인유럽에서가스시장규제가완화됨에따라시장수급변화에따른가격차가발생하고미국에서도유사한사업기회가포착되면서새로운거래방식의조짐이 1990년대후반부터보이기시작하였다. 2) LNG 시장변화조짐과수입국의대응국제 LNG 시장거래변화의신호탄은트리니다드토바고의 Atlantic LNG가가동을시작한 1999년부터라고할수있다. BG 23) 와같은사업자들은미국과다른나라, 특히스페인사이의가스가격차에주목하여유럽의유가연동가격과미국의가스시장가격차이에서이윤창출을시도할수있다고보았다 (Corbeau et al., 2014). 그결과 Atlantic 23) 2015 년 Royal Dutch Shell 에인수됨. 46

LNG의첫번째트레인 (train) 만이전통적계약방식을따랐고나머지세트레인은톨링방식으로운영되어가스공급자가액화설비이용료 (tolling fee) 를내고 LNG를생산하면 FOB(Free on Board) 방식으로구매자가이를인수하여직접운송하게되었다. 그리고가스시장이자유화되어있는미국이 LNG 수출국으로바뀌면서미국국내시장가격에 LNG 원료가스를구입하는새로운비즈니스모델이등장하였다. 유가연동을근간으로한획일적인 LNG 계약형태가가져오는가격위험을분산하고고유가로인한 LNG 가격급등여파를줄이기위하여아시아구매자들은거래방식변화에적극적으로호응하였다. 무엇보다도미국산 LNG의유가연동과는다른가격책정방식이큰관심을끌었다. 최근의저유가국면에서는상황이많이달라졌으나유가 $100/bbl이유지되던수년전에는 [ 그림 2-24] 에서보듯동북아로판매되는 DES(Delivered Ex-Ship) 기준 Henry-Hub 연동 LNG 가격이 $10/MMBtu 안팎으로유가연동가격보다 40% 가까이저렴했다. 미국산 LNG를새로운기회로인식한아시아수입국들은다투어구입에뛰어들었고 [ 그림 2-25] 과같이상당한규모의 LNG 판매계약또는액화용량계약을맺었다. 그러나국내가스수요감소및저유가로인한가격경쟁력약화우려로동아시아수입국의유틸리티회사들은미국산 LNG의유연성을살려일부계약물량의재판매에나서고있으며 [ 그림 2-25] 에나타난바처럼소량이나마판매실적을올리기도하였다. 24) 저유가로매력이많이낮아졌지만미국 LNG 계약으로인한가격결정방식다변화는여전히아시아수입국들에게는유효한편익이다. 24) 가스공사도 Sabine Pass II 의도입계약량 350 만톤 / 년중 70 만톤 / 년을 Total 에재판매함. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 47

[ 그림 2-24] Henry Hub 연동가격과유가연동가격비교 유가 $100/bbl 기준유가연동 LNG 가격 HH $4/MMBtu 기준미국 LNG 가격유가 $60/bbl 기준유가연동 LNG 가격 출처 : IHS(2014b) 를바탕으로보완 [ 그림 2-25] 아시아주요국및유럽의미국 LNG 계약량 ( 백만톤 / 년 ) 25 20 15 21.2 14.2 10 5 0-5 7.3 5.0 1.6 0.0 한국 일본 인도 대만 중국 유럽 계약물량 재판매물량 순수입물량 출처 : IHS 자료로직접작성 2015 년 8 월기준, 계획중인 LNG 프로젝트포함. 48

아시아구매자들은기존과다른새로운거래방식제시에적극적인포트폴리오판매자들과의구매계약에도관심을보이고있다 (Energy Intelligence, 2015f) 25). 포트폴리오사업방식을통해 LNG 판매에나서고있는기업들은 BP, Shell, Chevron 등유수의석유메이저들과미츠이, 미츠비시등일본계종합상사, 그리고앞서언급된바와같이포트폴리오사업의발전을선도했다고일컬어지는 BG를비롯하여 Engie 26) 와같은유럽계유틸리티업체등이다양하게있으며 (Gas Strategies, 2015b) 최근에는상류기업인호주의 Woodside도포트폴리오형판매에관심을보이고있다. 이들은세계곳곳의 LNG 프로젝트에서물량을확보한뒤보유한 LNG 수송선단을활용하여자신들의포트폴리오를최적화하는방식으로 LNG를판매하게된다. 따라서이들은특정지역생산설비에서만출하가이루어지는전통적방식에비하여가격경쟁력확보에이점이있고불가항력 (force majeure) 위험이낮으며계약기간, 가격결정방식, 목적지조항등계약조건에서도유연한대처가가능하다는장점을갖게된다. 27) 포트폴리오판매자와 LNG 수입국의협력관계는일본을중심으로늘고있다. 대표적사례로 2015년 7월에일본의간사이전력은프랑스 Engie와상호 LNG 거래에관한합의에도달했다고발표했다 (ICIS, 2015b). 이에따르면간사이전력이 Engie의물량을구매하는일방적관계에서벗어나간사이전력이확보한미국 LNG 계약물량중연간 25) 2015 년하반기시장상황에대한아시아수입국대응에대해서는 IHS(2015e) 참고. 26) GDF Suez 가 2015 년사명을변경함. 27) 계약에묶이지않은 LNG 물량이늘어나서 LNG 의상품화 (commoditization) 가더욱진전된다면구매자들이자신들이필요한물량을직접시장에서쉽게구매할수있음을의미하므로보유한 LNG 자산을조합하여구매자들이원하는계약을제시하는데에서오는포트폴리오판매자들의경쟁우위는위협받게됨 (Gas Strategies, 2015c). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 49

40만톤을 Engie에판매하면서두회사가각자의포트폴리오를최적화하는데에서로도움을주게된다. 아울러간사이전력이 Engie에서구매하는물량도 40만톤정도로정하면서시장조건에따라구매량을변화시킬수있는유연성을부여받았다는점도주목할만한부분이다. 다. 전통적 LNG 계약특성별변화압력이하에서는전통적 LNG 거래에서구매자가특별히문제제기를하고있거나가스시장메가트렌드에의해변화가있을수있다고판단되는계약조건인유가연동가격, 목적지조항, 의무인수물량및거래의장기성 ( 長期性 ) 에대하여등장배경을정리한다. 그리고아시아지역에서이러한계약특성들에관하여어떠한변화또는변화조짐이관찰되고있는지살펴본다. 1) 유가연동 아시아지역 LNG 장기계약의대부분은기본적으로간단한 1 차식을 통하여 LNG 가격을국제유가에연동시키고있다. 즉, 와같은공식을통하여아시아지역가스수급이아닌국제유가가역내 LNG 가격을결정하도록되어있는것이다. 가격결정공식은계약체결시점의국제유가수준, LNG 수급상황등을반영하여결정되어왔다. 그러나가스시장과석유시장의상관관계가낮아지고가격공식의변화가판매자와구매자간협상을통해이루어짐으로써 50

시장상황반영에긴시간이걸린다는점은가격을통한시장수급조 절신호가이루어지지않는다는것을의미하기때문에 LNG 가격의 유가연동은특히근래들어상당히많은논란을불러일으켜왔다. 가 ) 유가연동가격의변화과정 천연가스가격을유가에연동한다는발상은 1960년대에네덜란드에서고안된것으로알려져있다. 거대가스전인 Groningen 가스전이발견된이후천연가스수출을검토하던네덜란드는가격결정방식으로 네트백 (netback) 가격원칙 을채택하였다. 이원칙은국경혹은해안인수지점에서천연가스를구입하는가스판매회사가생산자에게지불하는가격이해안인수지점혹은국경인수지점에서수송비용와저장비용그리고가스에대한세금을차감하여조정한상태에서타연료와경쟁할수있는천연가스의가치에근거하여결정되어야한다는취지이다 ( 도현재, 2008). 28) Groningen 가스전의생산단가가낮은수준이었기때문에네덜란드입장에서는단순히원가에기반한가격을설정하기보다는네트백가격원칙을통하여당시가스의경쟁연료였던석유제품보다조금낮은가격을제공함으로써가스연소기기에대한소비자의신규투자를보상하고가스로의연료전환을촉진시킴과동시에만족스러운수익을확보하는효과를거둘수있었다. 1970년대초일본이아시아지역에서최초로맺은 LNG 계약은알 28) 네트백가격은다음의요소를고려하여산출됨 : ( 네트백 ) = ( 환경기준으로준수하는데소요되는비용, 효율성의차이등을고려한가장값이저렴한대체연료 ( 석유제품등 ) 의세금포함구입가격 ) - ( 수입기지에서소비지점까지천연가스를수송하는데소요되는비용 ) - ( 소비자의계절혹은일간수요등락을조정하는데소요되는비용 ) - ( 천연가스와관련된조세 ) 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 51

래스카 Kenai 프로젝트와브루나이에서도입하는것이었는데열량기준으로는원유에비하여높은고정가격으로구매하였다. 그러나이들계약은 1973년오일쇼크이후유가연동가격으로바뀌었다 (Stern, 2012). 아시아지역의유가연동 LNG 가격의기틀을닦았다고평가되는것은인도네시아 Pertamina와일본의구매자들 29) 이 1973년말에맺은 LNG 계약이다. Arun, Bontang에서생산된 LNG 판매에대한이계약에서 LNG 가격은다음과같이산정되었다. 먼저 FOB 가격은기준가격을 $0.99/MMBtu로정하고기준가격의 90% 는원유가격, 10% 는연간 3% 의물가상승률 30) 에연동시켰다. 원유가격은 $6/bbl을기준으로하여일본으로의수송비를제외한 FOB 가격에반영한다음수송비를포함시켜아래와같은공식을도출하였다. 수송비 상기공식의유가연동계수에해당하는 0.99 0.9 6=0.1485는이후아시아 LNG 계약에서가장널리쓰이는유가연동기울기 (slope) 가되었다. 그리고실제비용에기반하여매년구매자, 판매자, 선주가합의하여결정하도록되어있는수송비부분도계약기간전반에걸쳐 $0.5~0.6/MMBtu 정도였는데이후의동남아수출-동북아수입 LNG 계약들도대체로이와비슷한수준을유지하였다 (Stern, 2012). 1980년대중반의저유가지속국면을지나면서 LNG 계약가격공 29) 추부전력, 간사이전력, 큐슈전력, 일본제철 (Nippon Steel), 오사카가스등 5 개사 30) 원래는미국의물가상승률 (inflation rate) 이었으나실제수치를쓰는대신 3% 에고정함. 52

식은이른바 S-곡선(S-Curve) 과일본원유수입평균가격 (JCC: Japan Custom Cleared Crude Oil Price) 31) 이도입됨에따라지금의일반적인형태와가깝게변화하게된다. 상기인도네시아-일본 LNG 계약부터기준유가는 OPEC이설정한공식정부판매가 (OGSP: Official Government Selling Price) 가사용되었다. 1985년국제유가는평균 $27.56/bbl로서실질가치로현재의 $60/bbl 수준이었는데당시사우디아라비아는이러한가격이장기적으로석유소비를줄일수있는높은수준이라고보았다. 그리하여동년하반기에사우디아라비아는 OGSP 대신시장의수급을따르는가격정책을채택하였고그결과 1986년의평균유가는 $14.43/bbl( 현재가치로 $30/bbl 정도 ) 까지폭락하였다 (Gas Strategies, 2015d). LNG 가격결정공식의유가도유효성을크게상실한 OGSP 대신시장가격을반영해야하였으나이경우 LNG 가격이지나치게낮아진다는판매자들의우려를해결할필요가있었다. 그결과원유시장가격을 JCC로대체하면서기존의일직선형태의가격공식에도변화를주게되었다. 우선가격공식에 적용가능범위 (applicable range) 라는개념을도입하여유가가이범위를벗어날경우구매자와판매자가가격공식을재협상하도록하였다. 그리고유가가일정수준이하로떨어지면가격공식의기울기를낮추어판매자를보호하기로하였고이에상응하여일정수준이상에서도완만한기울기로가격인상폭을줄이기로합의하였다. 이에따라 1980년대후반의전형적인가격공식형태는적용가능범위를지금으로보아서는상당히좁은 $11~29/bbl로정하고기울기가변하는지점 (kink) 을 $16/bbl, $24/bbl에두어다음과같 31) 통칭 "Japan Crude Cocktail". 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 53

은 S- 곡선의공식을도출했다 ([ 그림 2-26] 참고 ). 32) [ 그림 2-26] 1980 년대후반의 S- 곡선 출처 : Gas Strategies (2015d) 한편, 2000년대중반이후유가가상승국면에접어들자저유가로부터판매자를보호한다는 S-곡선도입의원래취지는퇴색되었고당연하게도판매자들은가격공식의재협상을주장하였다. 계약쌍방은재협상을거쳐 S-곡선의기울기가변하는지점을 [ 그림 2-27] 과같이대 32) 1986 년도쿄전력이아부다비의 ADGAS 와의협상에서최초제안. 54

폭높이거나판매자의강력한요구로 1980년대이전과같은직선형태의가격공식으로회귀하기도하였다. 일반적으로 S-곡선이꺾이는점은 $100/bbl 아래에설정되었기때문에최근몇년간의고유가국면에서 S-곡선은구매자를고유가로부터보호하는효과를거두기도하였다. 그러나일본보다후발주자인우리나라와대만은 2000년이후일부계약에한하여가격공식에 S-곡선을적용하였기때문에 (Stern, 2012) 일본에비하여고유가위험에더많이노출된것으로알려져있다. [ 그림 2-27] 2010 년대의 S- 곡선 출처 : Gas Strategies (2015d) LNG 가격공식에반영되는 JCC 가격은 3 개월전월평균가격또 는직전 3 개월평균등으로설정되어 JCC 와 LNG 가격사이에시차 를발생시키고있다. 그리고 JCC 가격자체도 [ 그림 2-28] 에서알수 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 55

있듯이국제유가의지표인 Brent 현물가에 6주정도뒤지는추세를보이기때문에국제유가변동이 LNG 가격에반영되는데에수개월이소요된다. 33) 우리나라의경우 2014년 3분기에본격화된유가하락국면이국내가스가격에반영되기시작한것은 2015년 1월이었다 ( 산업통상자원부, 2014a). 따라서유가가급격히변화하는상황에서는이러한시차가석유제품과가스의가격경쟁력에영향을주기도한다. [ 그림 2-28] JCC 가격과국제유가의비교 출처 : Platts, KESIS 자료를바탕으로직접작성 나 ) 유가연동이외의가격결정사례 LNG 가격의유가연동은여러비판에도불구하고아시아지역에서 확고히자리매김해왔다. 그러나고유가, 유연한조건의미국 LNG 33) 국제유가와 LNG 가격의시차가극단적으로벌어진사례는인도 Petronet 과카타르 RasGas 사이의장기계약으로가격을직전 12 개월동안의 JCC 에연동시키고가격의상 하한은이전 60 개월의 JCC 평균에서도출하는것으로알려져있음 (Energy Intelligence, 2015g). 최근유가하락과현물가격하향안정세로연간 750 만톤을고가에인수해야하는부담을안은 Petronet 은 RasGas 와물량조정을위한협상에들어간것으로보도됨 (ICIS, 2015c). 56

수출등과같은시장상황의변화로인하여구매자측에서유가연동이외의가격결정방식을요구하는목소리가점차높아졌다. 이러한움직임은 LNG 가격을유가연동일변도에서탈피시킴으로써원유가격과가스가격이함께움직이는경향을줄여위험분산에도효과적이다. 최근유가연동탈피경향이본격화되고있으나우리나라는가스수요의불확실성등으로인하여신규계약여력이대폭축소되어새로운가격결정방식의도입이쉽지않은상황이다. 반면에신규계약및만료된계약대체수요가발생하는일본과중국은실제로성과를보이고있다. IHS, Wood Mackenzie 등의데이터베이스에따르면 BP 와간사이전력은 2012년에 LNG 가격을 100% 미국 Henry Hub에연동시키는 15년기간, 연 50만톤규모의계약을체결하였으며, 도쿄전력도 BP와 Henry Hub에가격을연동시키는 17년, 연 150만톤계약을 2014년가을에맺었다. 중국의 CNOOC는유가연동과 Henry Hub 연동을배합한하이브리드가격결정방식의연간 500만톤규모의장기계약을 BG와맺었다. Wood Mackenzie의추정에따르면 Henry Hub에 35%, JCC에 65% 연동되는가격으로서각각의가격결정식은일반적인아시아지역의가격결정식 34) 과크게다르지않다. 2) 의무인수 의무인수 (TOP) 조항은 LNG 구매자가약정된물량을인수하는지 여부에관계없이약정물량에대한대가를지불할의무를부과하는 34) Henry Hub 연동은 Henry Hub 가격의 115% 에 $5.5/MMBtu 추가, JCC 연동은 JCC 가격의 14.5% 에절편 $1/MMBtu 의 S- 곡선형태임. 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 57

조항이다. 35) TOP 조항은많은 LNG 도입계약에존재하는데이는물량리스크를구매자에게넘김으로서 LNG 프로젝트에자금을제공한대주단의위험을크게줄이게된다. TOP가포함된계약은판매자가생산에서발생하는일체의위험을지는대신구매자는물량인수의무를지는형태로리스크를분담하는데에양자가합의하는것이므로그법적유효성은물론 ( 정준환, 2012), 그자체로는시장경쟁을크게저해하지않는것으로인식되고있다 ( 東条吉純, 2015). LNG 계약에서연간약정물량 (ACQ: Annual Contract Quantity) 전체에의무인수조항을적용하는경우는많지않다. TOP 물량이 ACQ 이하인경우구매자는감량권 (DQT: Downward Quantity Tolerance) 을통하여비용지불등제약없이구매자가인수를포기할수있다. 36) 감량권은보통은 10% 이내로정해지나 (Rogers and Stern, 2014) 협상에따라서는이를넘어서는물량을판매자와협의하여인수하지않거나다음기로넘기기도한다. 2015년 1~5월기간에중국은카타르로부터의수입이전년동기대비 53% 정도감소하였는데이는연간 DQT가이미초과되었음을시사한다 (Energy Intelligence, 2015h). 양자간장기계약에따라밀접한관계를맺는판매자와구매자사이에서감량권행사나더낮은수준의항차조절등에있어위와같은유연성이있어왔기때문에의무인수조항에대한구매자의우려내지는문제의식이지금까지는높지않았다. 아울러아시아의 LNG 수 35) 이와유사한형태의규정으로는제공 - 인수의무규정 (Take-if-Offered) 이있으나, 제공 - 인수의무규정은제공된물건이나서비스를무조건인수해야하는의무를부담하는데반해, TOP 에서는인수의무를면하는대신대금을지급해야한다는점에차이가있음 ( 정준환, 2012). 36) 감량권행사후인수하지않은물량을이후보충해야하는의무의유무및보충기간 (make good period) 등은계약에따라다름. 58

요가최근까지도증가일변도였기때문에구매자가의무인수조항의발동을염려하는경우는갑작스러운경기침체나날씨에의한수요부진등한시적인상황을제외하면많지않았다. 그러나최근 5년안팎의유럽대륙의천연가스공급계약변화과정에서보았듯현물거래위주의시장재편이나전력, 가스시장개혁과같은구조적인변화가아시아에서도일어나고있어의무인수조항을둘러싼판매자와구매자의대립이일시에격화될수있다. 3) 목적지조항 (Destination Clauses) 목적지조항은판매된 LNG를하역할항구또는지역을지정하는 LNG 계약상의조항이다. 보통은구매자가판매자의양해없이다른항구또는지역에서 LNG를인수또는하역하는것을금지하거나이를허용하는경우제3자에대한판매이익을생산자와구매자사이에나누는비율을정하는내용을포함한다. 37) 목적지조항은아시아지역 LNG 계약 (sales purchase agreement) 에서일반적인것으로서 AIPN(Association for International Petroleum Negotiators) 의표준 LNG 도입계약서에도포함되어있다 ( 정준환, 2012). 목적지조항이계약에포함되는이유는국제 LNG 거래가시작되던시기에인수설비가완전히갖추어진항구에서 LNG 하역을하도록제한함으로써 LNG 취급상의안전을확보하고고가의 LNG 선박을보호한다는취지에서였다. 덧붙여판매자가수입국항구에서인도하는 37) 실제에서는배분비율을계약서상에사전에정하거나제 3 자판매가발생한경우에협의하는두가지경우로나뉨. 아울러배분비율보다더합의에도달하기어려운부분은판매차익결정에필요한, 제 3 자판매에따른추가비용규모인것으로알려져있음 (Gas Strategies, 2015b). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 59

DES 형태의계약에서는판매자의 LNG 수송선단운영계획에차질을일으키지않도록정해진항로만을오가도록하는목적도있다. 그러나현재시점에서 LNG 판매자에있어목적지조항의가장큰존재이유는수출시장간재판매비용을크게높임으로써개별시장을분할하여가격차별화를실시, 최대한의초과이윤을확보할수있다는데에있다. 목적지조항은 LNG 판매자의수익극대화에있어가장중요한전략적수단이므로경직적조항이라고구매자들로부터지적받는여러요소들중에서도가장변경에소극적인것으로여겨지고있다. 대표적으로유럽과아시아의중간이라는입지를최대한활용하고있는카타르는미국산 LNG가제공하는목적지유연성이자신들에게압력으로작용하면서세계 LNG 시장의유동성을높이는것에우려를표명한바있다 (Energy Intelligence, 2014a). 이에반하여구매자들은최근들어목적지조항철폐에적극적으로나서고있다. 후술할유럽집행위원회 (EC: European Commission) 의여러행동들이대표적이며아시아시장에서는일본의움직임이두드러진다. 일례로 BP와일본간사이전력은 2015년 5월에향후 23년간매년최대 1,300만톤을거래하는계약을체결하였다. 이계약은비록양자합의하에라는단서가있으나간사이전력이구매한물량을제3 자에게판매하도록허용하거나대체구매자를찾도록 BP에요청할수있다는점이주목할만한부분이다 (Platts, 2015e). 4) 거래의장기성 거래의장기성은구매자에게는천연가스공급의안정성을담보해 주고판매자에게는대규모투자의회수에관하여불확실성을줄여준 60

다는측면에서양자모두에게합리적인선택이었다고할수있다. 특히 LNG 최대수입국인우리나라와일본은 LNG 공급차질시다른천연가스공급원이없고대체연료의확보도용이하지않은상황에서공급안정성이중시되어왔다. 장기계약의존도가높았던우리나라와일본은물리적인 LNG 공급부족을겪은적이없다는점에서 LNG 장기계약구조가공급안정성을보장해주었다는주장이옳다고볼수있다 (Corbeau et al., 2014). 그러나구매자들사이에서는장기계약의필요성에대한의구심이높아지고있다. 유럽에서는가스거래허브에서의물량확보가상시가능해지고아시아에서는유연성있는 LNG 물량이늘어나면서공급안정성을전적으로장기계약에의존하지않아도된다는시각이늘어나고있다. 아시아지역의단기적상황으로는장기계약을주도해온우리나라와일본이가스수요정체로인하여추가적인장기계약을부담스러워하고있으며중국또한 PNG 수입증가전망, 국내비전통가스생산증가가능성으로인하여단기계약을선호하게되었다. 그러나신규 LNG 프로젝트들에있어서는과거장기계약을필요로했던투자환경이크게달라진것이아니어서여전히전통적계약방식이있어야만프로젝트가시작될수있다고호소하고있다 (Energy Intelligence, 2014e, 2015i). 제 2 장국제가스시장의메가트렌드 61

제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 북미, 유럽과함께세계 3대가스소비시장인동아시아지역도국제시장의메가트렌드에맞추어변화하고있다. 메가트렌드에의하여 LNG 시장이구매자우위시장 (buyer's market) 으로변화해가는기회를살리기위하여동아시아지역의수입국은여러다양한시도를하고있다. 그러나 2015년에더욱현저해진구매자우위시장분위기가 2020 년대중반까지도이어질수있다는전망 (Energy Intelligence, 2015a) 의주요원인이동아시아지역의 LNG 수요감소라는점은역내가스시장의양상이단순하지않음을역설한다. 다른한편으로는 PNG 계약의진전과새로운수입국의등장등기존에관찰되지않았던새로운흐름이나타나고있기도하다. 이하에서는이러한변화의중심에있는동북아 3개국과동남아시아가스시장의메가트렌드관련동향을살펴본다. 1. 우리나라 우리나라천연가스업계는변화하는국제 LNG 시장상황에호응하여미국산 LNG 도입및상류자산투자, 계약경직성완화등의방면으로노력을계속하여왔다. 그러나 2014년을기점으로감소하기시작한국내천연가스수요가당분간은회복이쉽지않을전망이어서국제시장메가트렌드활용에가장큰제약요인으로작용하고있다. 우리나라의천연가스수요는장기적으로완만하게나마감소세를이어갈것으로예상되고있다. [ 그림 3-1] 은 2013년발표된 11차장기천연가스수급계획의수요전망과 2015년발표된 12차계획을비교한 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 63

것이다. 2013년위조부품사용으로원전수기가일시에정지되면서역대최대치를기록한우리나라의천연가스소비는가동중지되었던원전의재가동, 신규기저전원 ( 원자력, 석탄화력 ) 가동개시, 온화한날씨에의한냉난방수요감소, 산업활동침체및경쟁연료가격인하가복합적으로맞물리면서 2014, 15년에지속적으로감소하였다. 그결과 2013년전망에비하여 2015년실제수요는 6백만톤까지줄어들것으로보인다. 2020년수요는발전용수요가 11차계획대비증가하여 12차계획에서는다소늘어나는것으로전망하였으나장기적으로는최근의도시가스수요감소가반영되면서 11차계획보다 2027년기준 3백만톤가까이줄어드는것으로제시되었다. ( 백만톤 ) 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 [ 그림 3-1] 우리나라장기천연가스수요전망 2015 2020 2027 2029 12 차도시가스용 12 차발전용 11 차장기수급계획 출처 : 직접작성 우리나라의 LNG 도입계약은 15~20 년이상의장기계약위주로구 성되어있다. 우리나라기업들이가장최근에맺은장기계약은미국 64

LNG 구매계약으로서모두 20년간유지되어 2037~8년에만료될예정이다. 미국 LNG는고유가시대에상대적으로가격이낮고유가연동이아닌가격결정방식을제공한다는매력이있어우리나라도구매에적극적으로나섰다. [ 그림 3-2] 에정리된바와같이가스공사는 Sabine Pass Phase II에 350만톤 / 년규모의구매계약을맺었고 SK E&S는 Freeport LNG에 220만톤 / 년의액화용량계약을체결하였으며 GS EPS는일본의미츠이를통하여 60만톤 / 년을들여올예정이다. [ 그림 3-2] 우리나라연도별도입계약물량 (2015~30) 45 ( 백만톤 ) 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 미국 LNG 제외계약가스공사 SK E&S GS EPS 출처 : 직접작성 미국산 LNG 로대표되는비전통가스생산증가 38) 와함께우리나라 38) 호주동부지역의 Curtis 섬에위치한 3 개 LNG 프로젝트 (Queensland Curtis, Australia Pacific, Gladstone) 는석탄층메탄 (CBM) 을활용한다는점에서비전통가스기반프로젝트로분류되나미국 LNG 프로젝트와달리전통적인사업구조를가지고있음. 가스공사는 Gladstone LNG 지분의 15% 를보유하고있으며 2015~35 년기간에 350 만톤 / 년의도입계약을보유하고있음. 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 65

에영향을줄수있는국제시장메가트렌드로 LNG 거래다변화, 그중에서도단기및현물거래비중증가가있다. 우리나라의 LNG 도입량중 4년이하의단기계약이나현물의비중은최근몇년간 25% 안팎을유지해왔으며 ([ 그림 3-3] 참조 ) 현물만으로한정하는경우전체도입량의 10% 정도에해당한다. 그러나가스공사는 2014년봄부터수요감소로인해현물시장에서사실상철수한상태를유지해왔고향후수요전망도밝지않아서 LNG 시장유동성확대의혜택을누리지못하고있다. 앞으로가동될가스발전설비중에는가스공사에공급신청을하지않고직수입에나설설비들이유리한시장환경을활용할수있을것이나전력시장에서가스발전의입지가좁아지고있다는점에유념할필요가있다. [ 그림 3-3] 우리나라 LNG 도입량중단기계약비중 출처 : Gas Strategies(2015e) 66

한편, 뒤에언급될일본의사례만큼활발하지는않으나우리나라도 LNG 공동구매에나서고있다. 가스공사는일본추부전력과함께 Eni 로부터 LNG를구매하는 3자계약을맺었는데최초의아시아국가간 LNG 공동구매이면서물랑배분도두구매자사이에서자유롭게결정하도록되어있는등선구적사례로알려져있다 ( 에너지경제연구원, 2013). 또한 2014년 9월에는가스공사가도쿄가스와 LNG 조달분야의협력을강화하기위한양해각서를체결하기도하였다. 그러나 LNG 공동구매는가격, 물량, 열량등품질, 계약기간, 인도조건등세부적인계약조건이공동구매자, 판매자간에합의되기어렵다는한계가존재한다. 가스공사-추부전력간공동구매도 2013년부터 5년간총 170만톤을구매하는소규모계약이어서쉽게가능했다는시각도있다. 그러나도입규모가적은자가소비용직수입사업자들에게는공동구매를고려해야할필요성이높아진다. 실제로중부발전이 2015년에포스코 (2월), SK E&S(4월 ) 와 LNG 현물을공동구매한사례는주목할만하다. 중부발전은 2월에는나이지리아에서약 3만톤, 4월에는약 4 만톤의 LNG를구입했으며 [ 그림 3-4] 에서볼수있듯구매시점의시황에힘입어상대적으로낮은가격의 LNG를확보함으로써전력도매가격하락상황에서도적정수익을확보한것으로알려져있다 ( 한전경제경영연구원, 2015a). 또한국내발전회사중에는 FSRU를활용한직수입을검토한경우도있는것으로알려져있으나아직까지구체적으로실행된바는없다. 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 67

[ 그림 3-4] 중부발전 2015 년현물구매가격비교 출처 : 한전경제경영연구원 (2015a) 2. 일본 일본의천연가스수요는 2011년후쿠시마사태이후모든원자력발전소가가동을중단하면서급등하였다. [ 그림 3-5] 와같이후쿠시마사태의영향이완전히반영된 2012년의일본 LNG 수입량은후쿠시마사태이전인 2010년에비하여 1,700만톤가까이증가하였다. 미국의셰일가스생산증가로 LNG 공급능력에여유가있었음에도갑작스러운큰폭의수요증가는고유가상황과맞물리면서국제 LNG 현물가격을일거에높였고일본이 LNG 수입에지출한금액도크게늘었다. 2010년까지만해도무역흑자국이었던일본은 2011년이후대폭의무역적자를기록하기시작, 2014년에는그규모가 12.8조엔에이르렀는데 (Bloomberg, 2015b) 크게늘어난화석연료, 특히 LNG 수입비용이주요원인으로지목되었다. 그러나유가가하락하고그에따라 LNG 도입가격도하향세를기록하면서 2015년 1~5월기준무역적자는 1.66조엔으로 2014년동기대비 5.13조엔이나줄어들어 (IEEJ, 2015b) 에너지수입비용절감의필요성을간접적으로보여주었다. 68

[ 그림 3-5] 일본의 LNG 수입량 ( 백만톤 ) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 기타 호주 카타르 말레이시아 출처 : IHS 자료를바탕으로직접작성 일본의 LNG 수요에대한정부와외부의시각은서로다르다. 2015 년 9월의 LNG 생산자-소비자회의에서일본경제산업성장관은일본의 LNG 수입량이 2030년에 6천2백만톤으로떨어질것이라고발표하였다 (ICIS, 2015d). 반면에 Wood Mackenzie(2014d) 는 [ 그림 3-6] 과같이일본 LNG 소비의 2/3 정도를차지하는발전용수요는정체를보이는반면에도시가스용수요는석유대체, 신규가스인프라건설등에힘입어증가하면서전체적으로는 2013~30년기간에연평균 0.8% 정도성장할것으로보았다. 일본의천연가스수요불확실성은장기전망보다도가동중단된원자력발전소의운전재개불확실성에말미암은단기전망에서더욱두드러진다. 2015년 8월에큐슈전력의센다이원전 1호기가재가동되면서 2012년 5월홋카이도전력의토마리원전 3호기가동중지이후 3년 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 69

이상지속된원전공백상태는해소되었지만후속재가동조치는여전히유동적인상황이다. 특히 2015년 4월의간사이전력타카하마원전 3, 4호기재가동금지가처분결정 ( 에너지경제연구원, 2015f) 등진행중인소송과원전재가동에여전히부정적인여론은일본의일시적인 LNG 수입증가가언제까지지속될것인지예측하기어럽게하면서국제 LNG 시장의최대단기불확실성으로인식되고있다. [ 그림 3-6] 일본의장기천연가스수요전망 (bcm/yr) 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 발전용 非발전용 출처 : Wood Mackenzie(2014d) 를바탕으로직접작성 이와같은 LNG 수입비용급등에의한대폭의무역적자경험과원전재가동일정의불확실성은일본으로하여금최근의국제시장메가트렌드활용에가장적극적으로나서게하고있다. 특히향후 LNG 계약에있어구매자중심의시장형성과 LNG 계약및거래방식의다양화경향을십분활용하여일본은과거에비하여상당히유연하고구매자에게유리한조건들을요구하면서자체적으로협상력강화에 70

박차를가할것이확실시된다. [ 그림 3-7] 에서알수있듯이일본의현재 LNG 도입계약은 2021~25년기간에상당량이만료된다. 이시기는일본의전력및가스시장자유화시기와겹치므로일본에너지기업들은새로운시장상황에적응하기위하여이때에만료되는계약을갱신하거나대체하는계약을체결할때에기존의유가연동장기계약에서탈피하려는움직임을지금보다더욱뚜렷하게보일것으로예상된다. [ 그림 3-7] 일본의연도별만료예정 LNG 계약량 (2014~30) 출처 : Corbeau et al.(2014) 2장에서정리한바와같이전통적거래방식과다른 LNG 계약을체결하려는노력에는일본계기업들이앞장서고있다. 도쿄전력과추부전력이 2015년봄에공동출자회사인 JERA를설립하여연료조달부터발전소운영까지단계적으로통합하기로한것은가장대표적인사례로여겨진다 ( 에너지경제연구원, 2015g). 무엇보다도 LNG 구매량이도합 4천만톤에달하는두회사가 LNG 구매창구를 JERA로단일화하게되면가스공사를능가하는세계최대의 LNG 구매자로등극하 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 71

면서국제 LNG 시장에영향을줄것으로예상되고있다 (ICIS, 2015e; Platts, 2015f). JERA 외의일본국내유틸리티업체간협력움직임은주로전력 가스시장자유화를앞두고이에대비하는것이주목적이나 LNG 구매와관련된협력가능성도있는것으로보인다. 일본전력 가스회사의해외협력도더욱활발해지고있다. 전통적으로 LNG 조달과수급조절측면에서협력관계를가져온동북아지역가스기업과는 LNG 구매에있어유대관계를강화하고있다. 추부전력은 2013년, 도쿄가스는 2014년에가스공사와협정을맺어 LNG 공동구매의가능성을높인바있다. 최근에는도쿄가스가대만 CPC와가스구매를포함한여러방면에서협력을강화한다는골자의양해각서를체결하였다 (ICIS, 2015f). 뿐만아니라국제 LNG 시장의포트폴리오업체들과의제휴에관하여는 2장에서언급된간사이전력과 BP, 간사이전력과 Engie 간의새로운형태의계약및협력관계가시장에서주목을받았다. 간사이전력은유연한도입계약확대를통하여장기도입계약의비중을 70% 수준으로유지하려는의향을밝히기도하였다 (Platts, 2015g). [ 그림 3-5] 에나타난전통적 LNG 도입선외에미국이 2016년부터일본의새로운 LNG 공급원으로등장하게된다. 현재까지일본의유틸리티업체와종합상사는 1,690만톤의미국 LNG 구매계약을맺은것으로파악되고있다. 이가운데우리나라를포함한다른나라로재판매되는물량도있으나상당부분은일본으로수입되면서일본전체 LNG 수요의 20% 이상까지도미국산 LNG가차지할수있을것으로보인다 (Wood Mackenzie, 2014d). 또한 2015년부터가동이시작되는호주의신규프로젝트에도일본의유틸리티기업들이지분참여를통 72

해가스를확보하고있다. 유연한계약조건을제공하는미국 LNG나호주등지의신규프로젝트에서지분참여로확보한가스 (equity gas) 들은비교적자유롭게재판매가가능하므로일본 LNG 수급의유연성을더욱높일것이다. 오사카가스의예를들면 2015년기준 7백만톤수준의 LNG 계약규모를 2019년에는 1,130만톤까지놀리면서트레이딩가능물량을 2020년 5백만톤까지높일계획인데 ( 에너지경제연구원, 2015h) 이가운데미국 Freeport의 220만톤, 호주 Gorgon의 20만톤은목적지제한이걸려있지않은물량이다. 39) 다만일본의국내시장자유화등일련의흐름에따라불가피한측면도있지만종합상사가아닌유틸리티업체들이당분간과잉공급이예상되는국제 LNG 시장에서전통적업역이아닌가스거래에나서게되면서적지않은손실을보게될가능성도배제할수없다. 3. 중국 중국의천연가스소비는다른화석연료에비하여더욱높은증가세를보여왔다. 이는전력소비증가에따른발전용수요의증가, 악화되는대기오염을저감하려는정부의노력, 생활수준향상에따른도시가스수요증대등이복합적으로작용한결과이다. 2005년까지는국내생산만으로천연가스수요에대응할수있었으나현재는전통, 비전통가스의국내생산증진과더불어 PNG와 LNG 수입확대를통하여늘어나는수요를충족시키고있다. 2013년중국에공급된가스의양은 160bcm 이상이며이가운데 70% 가국내생산분이다 ([ 그림 39) Freeport 는액화용량만을임대하여직접구매한가스로 LNG 를생산하는것이고 Gorgon 은지분참여로확보한물량이기때문에성격은서로다름. 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 73

3-8] 참조 ). 천연가스수요증가에안정적으로대응하기위하여가스공급인프라에대한투자도적극적으로이루어지고있다. 중국은 2014년기준총연장 69,000km, 연간용량 300bcm인국내배관망을 2020년까지각각 15만km, 480bcm으로확충하고피크수요대응용저장설비용량도 62bcm( 지하저장시설 44bcm, LNG 저장탱크 18bcm) 까지늘릴계획이다 (Energy Intelligence, 2015j). [ 그림 3-8] 중국의천연가스공급원 (2000~13) (bcm) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 100% 96% 92% 88% 84% 80% 76% 72% 68% 64% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Domestic production LNG imports Pipeline imports % Domestic (right) 출처 : IHS(2015f) 중국의가스수요성장세가앞으로도지속될것이라는데에는이견이거의없다. 정부관계자들도가스소비량이순조롭게늘어날것이라는낙관적인전망을발표하고있다 (ICIS, 2015g). 그러나작년이후중국에서발표된자국의천연가스수요전망은하향조정되는경향을보이고있다 (Platts, 2015h). 2014년 4월중국국가발전및개혁위원회 (NDRC: National Development and Reform Commission) 는 2020년천연가스수요를 400~420bcm으로예상하였으나동년 11월에는중국정부의 2020년수요예측치가 360bcm으로줄었다. 2015년 1월에 74

CNPC가발표한예측치는 310~360bcm으로더욱하락하였다. IEA가 2015년에 6월에제시한 2020년수요전망치는 314bcm으로서 CNPC 가전망한범위의하한에해당하나동기관이 2012년에제시한낙관적수요전망과크게다르지않다 (IEA, 2012a). [ 그림 3-9] 의전망에따르면중국의 2035년가스수요는천연가스생산이활발하게이루어지는경우 600bcm 수준에근접하지만비전통가스생산이저조한경우에는수요가 500bcm에도크게못미치며천연가스수입규모는최고 143bcm까지늘어날수있다. [ 그림 3-9] 중국의장기천연가스수급전망 출처 : IEA(2012a) 천연가스수요전망의하향조정은천연가스소비장려방향으로진행되고있는정부정책에도불구하고최근수요증가세가약화되고있는점이영향을미친것으로보인다. 중국의천연가스수요증가는 2008~13년기간에연평균 10~20% 를유지하였으나 2014년에는 9.8%, 2015년상반기에는 1.4% 까지하락하였다 ( 한전경제경영연구원, 2015b). 가장큰원인으로는중국경제의성장세가크게둔화되고있다는점 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 75

을들수있으며중국정부가천연가스가격을 2014년하반기이후의유가하락수준보다적은폭으로낮추면서천연가스가가격경쟁력을상실했다는점도무시할수없다. 40) 또한수력발전량증가도일시적이나마천연가스수요감소에기여하였다. 가스수요의정체는급성장하던중국 LNG 수요에충격을주었다. 중국은 2006년처음으로 LNG를도입하여단기간에세계 3위의 LNG 수입국으로성장하였다. IHS 자료에따르면중국의 2007년 LNG 수입량은 320만톤이었고 2014년에는 2006년의 6배이상인 1,990만톤이었다. 그러나예상과달리 2014년에는 LNG 수입량증가세가크게꺾였다. 2009년부터 2013년까지는 LNG 수입량이전년대비 2백만톤이상증가해왔으나 2014년수입량은 2013년의 1,860만톤보다 130만톤늘어나는데에그쳤다. LNG 수요증가세가갑작스럽게약해지면서 LNG 수입계약을보유한국영에너지기업들은의무인수물량처리에어려움을겪고있다. Sinopec은자신들이 25% 의지분참여를한호주 Asia Pacific LNG (APLNG) 와맺은연간 760만톤의장기 LNG 도입계약중최대 4백만톤을다른구매자에게넘기려고하는것으로알려져있다 (Platts, 2015i). 41) 또한가장높은가격을지불하고있는카타르물량에대해서는 2015년상반기에도입예정물량의 60% 미만만을수입하였는데 (Energy Intelligence, 2015g) 카타르와상호협의가없다면하반기에남은물량을처리하기극히어려울것으로보인다. 최근의이러한공급 40) 중국정부의천연가스가격정책변화에관해서는 5 장의해당내용참고. 41) LNG 인수기지건설지연을빌미로 Sinopec 이계약재협상을통해인수물량을줄이려고한다는보도에 APLNG 측이사실과다르다는입장을표명하기에이르렀다 (Energy Intelligence, 2015h) 76

과잉상황이일시적이라고하더라도단기간에이를해소하기는어려울것으로보이기때문에중국 LNG 수요전망을한층더어둡게하는데에일조하고있는것은분명하다. 일례로 Wood Mackenzie(2015c) 는 2015년상반기의중국의 LNG 수요장기전망에서 2020년예상수요를 [ 그림 3-10] 과같이전년하반기대비 1천만톤이상낮춘바있다. 또한 Bloomberg(2015c) 에따르면 2015년의중국 LNG 도입계약량에서 7백만톤의잉여가발생할것으로보이며 2016년 1분기중에도 1~3백만톤의 LNG가소화되지않을가능성이있다. [ 그림 3-10] 중국 LNG 수요장기전망변화 출처 : Wood Mackenzie (2015c) 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 77

4. 동남아시아 동남아시아지역은아시아-태평양지역에서최초로 LNG 생산이시작된곳으로서오랫동안동북아지역 LNG 수요의상당량을충족시켜왔다. 1980년대우리나라, 일본, 대만의 LNG 수입은 90% 를동남아시아의 LNG 수출국인인도네시아, 말레이시아, 브루나이, 3개국에의존하였다. 이들 3개국은동북아지역에가장근접한 LNG 생산지역으로서여전히주요한공급원의역할을맡고있으나 2000년대들어 LNG 수입을시작한중국을제외한, 상기 3개수입국에서동남아지역 LNG 가차지하는비중은 [ 그림 3-11] 에서보듯이최근 30% 수준까지하락하였다. [ 그림 3-11] 우리나라, 일본, 대만의 LNG 수입중동남아지역비중 출처 : IHS (2015h) 78

세계최대 LNG 소비지역인동북아지역에서동남아 LNG의비중이줄어든배경에는 1990년대이후호주, 중동등다른지역에서의 LNG 생산이증가하면서동북아수입국의수입선이다변화된점이있다. 그러나상대적으로낮은수송비용과장기간축적된안정적거래경험에도동남아지역 LNG 계약물량의절대치가줄어들고있는데에는보다근본적인이유가있다. 무엇보다도장기간생산에따라매장량자체가줄어들어장기계약이어렵다는점, 그리고국내가스수요증가로해외수출여력이크게감소했다는점을들수있다. 2014 년 10월에인도네시아 Arun LNG Plant가우리나라로보낸카고를마지막으로 36년간의상업생산을중단하고 LNG 인수기지로전환된사례는동남아지역의생산감소, 소비증가를단적으로보여준다 (Gas Strategies, 2015f). 비전통가스자원의발견에의한매장량증가가이루어지지않고있는상황에서동남아시아지역에서의메가트렌드는수요측면에서나타나고있다. 발전용연료로자국산천연가스를많이소비해온태국은 2011년 Map Ta Phut LNG 인수기지가운영을개시하면서동남아최초의 LNG 수입국이되었고이후수입량이늘어나고있다. 필리핀, 베트남은국내천연가스수요충족을위해 LNG 수입을추진하고있으며말레이시아의 Petronas는해외상류자산매입및 LNG 프로젝트참여로사업방향을확대하고있다. 이처럼동남아시아의천연가스수요증가대응이다각도로이루어지면서국제 LNG 거래다변화에서동남아지역의비중이날로부각되고있다. [ 그림 3-12] 는국내거래를포함한동남아지역국가의 LNG 수요가향후 15년동안 6배까지늘어날것으로전망하고있다. 제 3 장동아시아가스시장에서의메가트렌드 79

[ 그림 3-12] 동남아지역 LNG 수요전망 (2015~30) 출처 : Wood Mackenzie (2015d) 이와같은 LNG 수요증가의배경에는 FSRU를활용한수입터미널비용감소가있다. 개별수요가크지않은섬들이많은인도네시아, 천연가스수요불확실성과낮은국가신용등급으로대규모인수기지건설이어려운필리핀등은기존의사업방식에서는간과되었을수요가새로운기술을통하여발굴될수있음을잘나타내고있다. 또한말레이시아의 Petronas는 FLNG를활용하여소규모가스전의개발에도적극적으로나서고있다. 80

제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 유럽 42) 의가스시장은역내 ( 또는국내 ) 거래활성화가구매자입장에서교역조건개선으로이어질수있음을보여주고있다. 유럽은북미, 아시아와함께 3대가스시장을구성하고있으나자급자족적시장에서가스수출지역으로바뀌고있는북미지역과달리많은양의가스를수입하고있다는점 ([ 그림 4-1] 참고 ) 에서아시아와유사성을지니고있다. 덧붙여주요교역상대가러시아의 Gazprom, 알제리의 Sonatrach, 노르웨이의 Statoil 등 NOC들이고이들중비유럽권수출국들은교역조건변경에강경하게저항했다는점에서도아시아에시사점을줄수있을것으로보인다. 반면에유럽은거래활성화이전부터파이프라인위주의시장이고 EU라는단일한정치적주체를이루고있었다는점에서 LNG 위주이며, 역내국가간국제조약이나협약조차존재하지않는아시아지역과는분명한차이가있다. 본장에서는유럽에서가스거래활성화가이루어진배경과양상, 그리고다른요건들과결합하여가스도입조건개선으로이어진과정을살펴본다. 아울러현재의교역조건개선노력과진행상황, 아시아에주는시사점을정리한다. 42) 본연구에서유럽은현 EU 및기타서유럽국가를지칭하는것으로발트 3 국을제외한구소련국가들을제외함. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 81

출처 : BP(2015) [ 그림 4-1] 국제가스거래흐름 (2014) 82

1. 거래활성화배경및가스허브형성 가. 거래활성화이전시장환경유럽대륙에서가스거래가본격적으로활성화되면서허브가격의영향력이커지기시작한 2000년대중반이전에는상당한양의천연가스가오래전에체결된장기계약에따라석유제품및기타여러지표에연동된가격으로판매되었다. 이시기유럽의전형적인천연가스장기계약가격은 60~65% 를경질유 (light fuel) 에, 나머지를산업및에너지부문에서의경쟁력 ( 대부분연료용석유대비경쟁력 ) 을반영한여러지표에연동시켰다. 2007년조사에따르면노르웨이, 네덜란드, 러시아에서 EU 국가로수출되는천연가스의가격공식에서연료용석유제품이차지하는비중은 87~92% 에달했으며알제리는유사한가격수준을유지하면서대부분을원유가격에연동시켰다 ( 박진호, 2014). 유가연동가격공식에있어서는통상 3~4개월이내의원유가격을활용하는현재아시아지역의 LNG 가격보다긴기간에걸친과거석유제품가격평균을활용하였다. 예를들어 2015년 3분기의가스가격은 2014년 3, 4분기또는 2014년 3분기부터 2015년 1분기까지의석유제품평균가격에연동되는방식이다. 또한일반적으로 3년마다가격을재협상함으로써국제에너지시장이나수입국시장의변화를일부라도반영할수있도록하였다. 이후살펴보겠지만유럽대륙에서가스거래가활성화되기이전에영국에서는이미가스허브로서 NBP(National Balancing Point) 가 1996년에설립되었다. 수직통합된독점적시장구조를자유화하고제3 자접속 (TPA: Third Party Access) 이실질적으로추진되면서영국가 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 83

스시장에서는시장수급에의해도매가격이결정되기시작하였다. 그러나영국시장의변화가기존장기계약에묶여있던유럽대륙으로전파되지는못하고있었으며오히려대륙과연결되는해저배관 (IUK: Interconnector) 이 1998년가동되면서유럽의유가연동가격이 NBP 가격에영향을미치는상황이었다. [ 그림 4-2] 에서 2000년대중반까지독일국경인도가격과석유제품가격을대리하는원유가격이강한상관성을보인다는점과 NBP 가격이독일가격과큰차이를보이지않는다는점을알수있다. [ 그림 4-2] 영국과독일의가스도매가격 (1984~2013) 출처 : Stern and Rogers(2014) UK Industrial Interruptible 은 NBP 개설이전영국내독점공급자가제공하는최저가격을대리 84

현재의아시아에서와같이가스거래활성화이전의유럽에서도가스가격의유가연동에대하여회의적인시각이다분했다. 유가연동이처음으로도입되었던 1960년대에는석유제품또는원유를사용하던수요를천연가스로이동시켜야하는상황, 즉천연가스와석유의경쟁관계가명확했지만 2000년대들어서는두에너지원의경쟁관계가대폭약화되었기때문에유가연동가격제는그수명을다했다는것이었다. 유럽내 OECD 국가의부문별에너지소비변화를나타내는 [ 그림 4-3] 은 1973년부터 40년동안원유및석유제품의비중이수송부문을제외한전부문에서줄어드는반면, 천연가스소비는크게늘었음을보여준다. 일례로 2013년의산업부문에너지소비에서원유와 [ 그림 4-3] 유럽 OECD 국가의부문별에너지소비 출처 : IEA(2015b) 부문의 기타 (Other) 는상업, 공공, 농림수산업, 불특정을포함. 에너지원의 기타 는각종신재생에너지및열병합발전에서생산된열등을포함. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 85

석유제품의비중은합쳐서 9.8% 까지하락하였고천연가스는 31.5% 를차지하였다. 발전부문에서도 1980년대중반부터 1990년대중반까지의기간에는발전용연료로서천연가스와석유제품의비중이비슷했지만이후후자의비중이크게줄어들었다 ([ 그림 4-4] 참고 ). 2013년에발전부문에서소비된천연가스는 5,442만TOE에이르렀으나석유제품은 681만TOE로서천연가스의 1/8에불과하였다. [ 그림 4-4] 유럽 OECD 국가의발전용연료구성 (1971~2014) 출처 : IEA(2015b) 가스허브가개설되기시작하고거래가활성화되기이전에는유럽대륙에서도유가연동장기계약이대세를이루고있었으나원유및석유제품의수요처와천연가스의수요처가확연히달라지면서가스가격의유가연동이근거를잃었다는점은지금의아시아가스시장 86

과유사하다. 반면에이후정리된바와같이가스허브들이개설되기시작했거나일부는이미성숙기에접어들기시작했다는점, 단일한경제체제로서 EU 차원에서가스거래활성화를위한정책이강력하게추진되었다는점등은확연히다르다고하겠다. 나. EU 차원의정책 EU의기원이 1951년유럽석탄철강공동체 (ECSC: European Coal and Steel Community) 조약, 1957년유럽원자력공동체 (Euratom) 조약에까지거슬러올라가는데에서도알수있듯이유럽은 1993년 EU 출범이전에도역내단일시장구축을위하여많은노력을기울였고에너지부문은중요한역할을수행해왔다. 그리고 EU 출범이후 EU 전체를포괄적인에너지정책이마련되지못하고있던상황에서도가스부문은전력과함께경쟁적역내시장구축이라는틀안에서일정수준의성과를보여왔다. 43) 대표적인것이 1991년의가스통과지침 (Gas Transit Directive) 으로서 EU 회원국의천연가스통과에관한절차위주로구성되어있었다. 44) 이후 1998년 1차가스지침 (Gas Directive) 부터 EU 역내에서가스시장의통합과경쟁을촉진하는실질적정책조치들이취하여지기시작했다. 43) 2009 년리스본조약의발효로 EU 기능조약 (Treaty on the Functioning of the European Union) 을개정하면서동조약 194 조에 EU 에너지정책의목표를제시함. 그에따르면 EU 에너지정책목표는역내시장의구축 운영과환경보호의필요성등에대한고려하에 1 에너지시장기능관리, 2EU 역내의에너지공급안정성확보, 3 에너지효율개선 에너지절약 재생에너지개발활성화, 4 에너지네트워크상호연계강화등으로제시됨 ( 에너지경제연구원, 2015i). 44) 가스관에대한제 3 자접속에회원국들이동의하지않아실질적인내용들이포함되지는못하였음. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 87

1차가스지침은유럽의에너지시장전반에걸쳐통일성을확보해야할필요성이커짐에따라이를실현하기위한정책방향을제시하였다. EU 역내가스시장의물리적연계강화와품질, 인프라이용규정등에서의호환성강화가목표임을밝히면서 1차가스지침은대량수요자들을위한점진적시장개방, 협상을통한제3자접속 (negotiated TPA) 허용등을주요골자로포함시켰다. 2003년에공포된 2차가스지침은 1991년의가스통과지침과이와병행하여존재하던 1차가스지침을대체하면서더욱심화된전면적시장개방을추구하였다. 수직통합된가스판매와인프라의분리 (unbundling), 제3자접속의강화와이를감독하는규제당국의독립성에초점을둔이지침은모든가스수송네트워크에규제를통한제3 자접속 (regulated TPA) 를의무화하여통과개념을없애고가스의국가간이동여부와관계없이모든가스흐름을투명하고비차별적인방식으로취급하도록규정하였다 ( 이성규외 2인, 2014). 또한판매와인프라의분리차원에서는법적, 조직적, 회계적분리의요건과적용대상을명시하면서가스소매시장의자유화시한도산업용은 2004년, 가정용은 2007년 7월로정하였다. 이러한노력에도시장자유화의성과가충분하지못하다고판단한유럽집행위원회 (EC) 는 2009년 7월에 3차가스지침과규정 715 (Regulation 715) 로이루어진 3차가스부문에너지패키지 (Third Energy Package for Gas) 를채택하여 2차가스지침과관련규정을대체하였다. 3차패키지에서는역내단일가스시장구축을위하여제3자접속과시장규제기관의독립성을더욱강화하는것을목표로하였다. 제 3자접속의확실한보장을위한수직통합분리에있어서는소유권분 88

리 (ownership unbundling) 를통하여판매경쟁에서완전히분리된수송시스템운영자 (TSO: Transmission System Operator) 를두는것을기본안으로두었다. 그러나회원국들이자국실정에맞게독립시스템운영자 (ISO: Independent System Operator) 45) 또는독립수송운영자 (ITO: Independent Transmission Operator) 46) 모델을채택할수있는여지를주기도하였다. EU는 3차에너지패키지의이행을담보하기위한방안도함께강구하였다. 우선구체적인이행로드맵으로서가스목표모델 (GTM: Gas Target Model) 을 2012년채택하여 EU 단일가스시장의발전이시기별로어떻게진행되어야하는지를제시하였다. GTM은서로연결된여러도매시장들이역내에존재한다는가정하에이러한시장들이규모, 공급선다양성, 시장집중도차원에서만족해야할요건들을밝히고있다. 47) 그리고이행지원체계로서에너지규제기관협력청 (ACER: Agency for Cooperation of Energy Regulators), 유럽가스수송망운영사협회 (ENTSOG: European Network of TSOs for Gas) 가설립되어 3 차패키지의국가별제도화에있어통일성을높이고가스시장통합에핵심적역할을하는배관망규정 (network codes) 의제정을조율하도록하였다. 45) 경쟁시장에서활동하는기업의배관인프라에대한자산소유는인정하되해당자산을독립적시스템운영자에게임대하여운영을맡김으로써소유와운영을분리하는기능분리형태. 46) 경쟁시장에서활동하는기업의배관인프라에대한자산소유와운영까지인정하되운영의공정성을감독하는별도의기관을두고모니터링하는기능분리형태. 법적분리는이루어지지않으나최소한회계분리는이루어지는것을전제로함. 47) 인입 - 인출지역 (entry-exit zone) 의연간가스수요 20bcm 이상, 최소 3 군데공급선을통한가스공급, Herfindahl-Hirschman 지수 2000 이하로시장집중도유지등 ( 박진호, 2014). 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 89

< 표 4-1> 에정리된바와같이 EU는역내단일가스시장조성을위하여 20년이상일관되게노력해왔고후술할전통적유가연동장기계약에대한 EU의대응에서도이러한기조가분명히드러난다는점은단일시장조성이라는목표가없는우리나라를비롯한다른나라의법률적용과차별화되는부분이다. EU가가스시장구조에관하여들여온노력의요체는수직통합된판매와인프라를분리하여시장자유화를실현하고공통의시장규칙을회원국들이따르게함으로써상이한규제장벽이신규진입을막아시장효율성을저해하는일이없도록하는것이다. 이를위하여 EU에서는여러단계의지침과패키지를거치면서자유화된통합시장을달성하기위하여점차강화된요건이제시되어온것이다. 2014년까지 3차패키지에서제시한목표를달성한다는당초의계획은일부지연이되고있지만 48) EU의이러한정책적노력은역내가스거래활성화의제도적기반을마련하고시장형성을지원함으로써시장환경변화가가스거래조건개선으로이어지는기폭제가되었다. 48) ACER 과 ENTSOG 간협의가교착되면서 ( 이성규외 2 인, 2014) 배관망규정의구성요소중밸런싱과용량할당메커니즘부분은 2015 년중법제화되었으나요금체계 (tariff), 상호운용성 (interoperability and data exchange) 부분은 2016 년이후법제화될예정임 (Platts, 2015j). 90

연도 주요정책 1991 가스통과지침 (Gas Transit Directive) 1998 제1차가스지침 (Gas Directive): 가스시장상호연결성및호환성을목표로배관, 저장등에있어제3자접속허용등규정 2003 2004 제 2 차가스지침 : 판매와인프라의분리, 가스배관망에대한제 3 자접속의무화 천연가스공급안정성확보조치에관한지침 (Directive concerning Measures to Safeguard Security of Natural Gas Supply) 2005 가스규정 1775(Gas Regulation 1775) 2009 < 표 4-1> 역내가스시장통합및가스공급안정성관련 EU 정책 제 3 차가스부문에너지패키지 (Third Energy Package for Gas): 제 3 차가스지침과가스규정 715 로구성되어제 3 자접속과시장규제기관의독립성을더욱강화 2010 가스공급안정성규정 (Security of Gas Supply Regulation) 2011 에너지시장통합과투명성규정 (REMIT: Regulation on Energy Market Integrity and Transparency) 2012 가스목표모델 (Gas Target Model): EU 역내가스시장에관한개념적모델 ( 인입-인출지역으로규정되고상호연결된다수의도매시장 ) 제시 출처 : 이성규외 2 인 (2014) 의내용을보완 다. 주요가스허브의형성과정영국의 NBP가 1996년에설립된이래유럽대륙에서는벨기에의 Zeebrugge 허브가 2000년, EuroHub와 NWE-Hubco가 2002년에설립되었지만그리성공적이지못했다. 가장큰원인은유럽대륙가스허브들이가스거래를촉진하기보다오히려억제하려는기존가스사업자들의의도에기원하였기때문이었다 (Stern and Rogers, 2014). 유럽대륙에현재와같은성격의가스거래허브가등장하기시작한것은 2003년의네덜란드 TTF(Title Transfer Facility) 설립부터라고볼수있다. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 91

[ 그림 4-5] 유럽내주요가스거래허브 출처 : Stern(2013) [ 그림 4-5] 에제시된유럽내가스거래허브들 49) 은가스판매계약이실제로거래되는곳들이다. 그러나이들의거래규모와발전수준에는상당한차이가있다. Heather(2012) 는일정수준의성숙도를달성하여가스포트폴리오의재무적위험관리를할수있는곳을 거래허브 (trading hub) 라고명명하고영국 NBP와네덜란드 TTF를여기에분류하였다. 또한아직성숙하지않았지만가상거래지점에기반하여가스시장밸런싱등가격지표형성가능성을보이는허브들은 이행허브 (transition hub), 가스거래가일어나는물리적지점으로서대량의가스수송목적이강한허브들은 운송허브 (transit hub) 로구분하였다. 49) 프랑스의 PEGs 는 PEG Sud 와 PEG Nord 로나뉘어져있으나같은가격지역 (price area) 이라는점에서하나로표시. 92

이행허브에는독일의 GPL(Gaspool), NCG(NetConnect Germany), 이탈리아의 PSV(Punto di Scambio Virtuale), 프랑스의 PEGs(Points d'echange de Gaz) 가운송허브에는벨기에의 ZEE (Zeebrugge Hub) 50), 오스트리아의 CEGH(Central European Gas Hub) 51) 가해당된다. 유럽내여러가스허브들가운데거래허브에해당하는 NBP와 TTF는중요도에있어다른허브들을아직까지압도하고있다. 이하에서는이들의형성및발전과정을요약하고미국의대표적인가스거래허브인 Henry Hub와의차이점을살펴본다. 1) 영국 : NBP 현재유럽허브중가장성숙한허브로평가받고있는영국의 National Balancing Point(NBP) 는 1996년영국전국수송망 (National Transmission System) 의밸런싱 (balancing) 을위한가상의장소 (a virtual point or location) 로시작되었다. NBP의개설은영국가스시장자유화를위한체제개편과정가운데자연스럽게발생한결과물이라는점에서가스허브를추진중인다른나라들에시사점을주었다. 1980년까지영국가스시장은국영기업인 British Gas Corporation (BGC) 가영국에서생산된가스의사실상독점수요자이자가스도매시장의합법적독점공급자로존재하면서수송, 저장, 분배, 공급부문이수직으로통합되어있었다. 하지만 1970년대후반과 1980년대초반부터영국의대처정부가국영기업의재정적어려움을타개하고국유화된여러경제부문의경쟁력을높이기위하여국영기업의민영화 50) IUK 의유럽대륙연결지점 51) 많은러시아가스공급계약에서가스인수지점으로지정된 Baumgarten 등오스트리아내 6 개거래가능지점으로구성 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 93

정책을수행하면서영국가스시장자유화도함께추진되었다. < 표 4-2> 는 1980년대초부터 1995년까지의영국가스시장관련법 제도및정책변화의세부내용을담고있다. 영국정부는먼저 1982년 Oil & Gas Enterprise Act로비록현실적으로는가능하진않았지만, 상류부문의제3자접속을가능하게하였다. 이후 1986년 Gas Act를통해 BGC의민영화가진행되고, 중류부문에도제3자접속을통한경쟁이도입되었으며 Office of Gas Supply(OFGAS) 라는최초의감독규제기관이발족하였다. 영국정부는가스시장의수직통합분리를위해지속적인법률정비와제도개선을수행하였고, 결국 1994년 BG의설비사업이분리되기에이른다. 그리고 1995년영국가스시장의실질적인자유화의밑바탕이되었다고평가받는 Gas Act가새로제정된다. 이법을바탕으로 1996년영국내가스수송과저장을통제하는 Network Code가발효되었고, 일간수급균형체계 (daily balancing regime) 유지를위해배관이용자인화주 (shipper) 가매매를고지하고거래할수있는가상의거래지점인 NBP가만들어진것이다. 가스시장형성에기여한일련의제도변화시점과주요골자는 [ 그림 4-6] 에요약되어있다. 94

< 표 4-2> 영국가스시장자유화진행과정 연도관련법, 제도주요내용시장영향 1982 Oil & Gas Enterprise Act 1986 Gas Act 1988 1991 ~ 1993 Monopolies and Mergers Commission (MMC) Office of Fair Trading (OFT) BG review BGC 가생산자의가스를거부할수있는권리폐지 BGC 를 British Gas plc(bg plc) 로전환 연간 25,000therms 이상소비하는수요자시장개방 Office of Gas Supply (OFGAS) 설립 BG plc가시장으로신규유입되는가스의 90% 를넘지않도록계약산업용, 상업용수요자에대한요금공개 1990 년실행된 BG 의사업부문분리가시장경쟁측면에서불충분함을지적 BG의시장점유율을낮추도록권고경쟁자에게기존계약된가스양도 (release) 시장개방기준을 2,500 therms로하향조정 1993 MMC 3 개의자회사로법인분리권고 1995 Gas Act 파이프라인운영사업자, 도매사업자, 소매사업자를규정하는새로운허가제도구축 영국전국수송망을운영하는 Network Code 시행 출처 : Heather(2010), IEA(2012a) 를참고하여저자가정리 상류부문의제 3 자접속허용 BGC 민영화 BGC 독점공급권상실및중류부문제 3 자접속허용 비차별접근감독규제기관설립 가격차별금지 Transco 설립 (1994): BG 설비사업기능분리 1996 년부터효력발생, 전국배관망의 TPA 허용 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 95

[ 그림 4-6] 영국가스시장형성과정상의주요변화 출처 : IEA(2012a) 일부수정 Heather(2010) 는위에서살펴본영국의제도변화가시장구조를개편하면서무엇보다도시장참여자를증가시켰기때문에영국가스시장이경쟁시장으로바뀔수있었다고분석한다. 1991년 OFT 감사로 BG가경쟁자에게가스를양도하게되면서 AGAS, United Gas와같은독립적공급자 (independent supplier) 를비롯해 Quadrant, Alliance, Kinetica와같은석유 / 가스생산기업의마케팅계열사가시장에참여하게되었다. 또한 1989년전력사업의민영화가추진 52) 됨과동시에가스가발전용연료로허용되면서발전사가가스시장의새로운수요자로등장했다. 이렇게시장의전통적인참여자인공급자와수요자가증가한것과더불어, 1995년 Gas Act는영국가스시장의온전한자유화가곧도래할것이라는기대감을형성하며은행권 (merchant banks), 지역전기회사 (regional electricity companies), 무역회사 (trading houses) 52) Electricity Act 통과 96

와같은새로운형태의참여자를시장으로끌어들였다. 53) 다시말해서, 지속적인영국정부의시장자유화를위한노력으로인해다양한형태의참여자들이가스시장으로유입되었고, 이를통해거래량이증가하게된것으로분석할수있다. 이러한참여자와거래량의증가로영국국내가스배관망의안정적운영에대한필요성이제기되자이를충족시키기위해 NBP가개설된것으로해석할수있을것이다. 1996년이후에도영국정부는거래의투명성과효율성증진및시장의전면자유화를위해지속적인개혁을단행하였고, 이는 NBP의투명한운영을가능케해참여자들의 NBP에대한신뢰감을높여주었다. 덕분에시스템의안정적유지를위한거래지점으로시작된 NBP 는유럽의대표거래허브로진화하게되었다고판단된다. 2) 유럽대륙 : TTF Title Transfer Facility(TTF) 는 2002년 11월네덜란드의배관망운영자인 Gasunie에의해네덜란드가스수송망을기반으로하는가상거래지점으로개설되었다. TTF 역시거래자유화과정에서거래의장이필요해짐에따라자연스럽게개설되었지만, 형성과정에있어서는 NBP에비하여정부의정책적의지가더강하게개입되었다고할수있다. 네덜란드정부는자국내생산가스와서유럽의중심에위치한입지조건을살려네덜란드를유럽의 가스교차로 (Gas Roundabout) 로만들겠다는목표를가지고 TTF 육성에나섰다. 53) Heather(2010) 는이시기에참여한 Enron 이시장조성 (market-making) 과가격공시 (price disclosure) 등미국의발달한거래수단을시장에소개함으로시장의투명성과안정성을높여영국가스거래시장의기반을확립하는데에일조한것으로평가함. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 97

네덜란드정부는 TTF의효율성을증진시킬수있는정책들을취했는데그가운데 2가지에주목할필요가있다. 첫번째로고열량과저열량으로구분되어있는두종류의가스모두를자유롭게거래할수있게하는제도 (socialised quality conversion) 를 2009년도입함으로써사실상단일가스품질체계를갖추었다. 또한새로운시장기반실시간밸런싱시스템을 2011년도입하여모든시장참가자들에게지속적으로시장정보를제공, 특히가스화주들이시장포지션을계속파악할수있게해주었다 (Gas Strategies, 2014a). 이를통해단순히물리적수요와공급만을목적으로하는거래뿐만아니라위험분산을목적으로가스를거래하려는참여자가시장에진입하기시작하였다. 이는실시간수급균형체계로인해모든참여자에게투명한시장정보가공개됨에따라더많은금융기관의참여로이어졌다. 또한 2011년네덜란드의가스생산자인 GasTerra는기존유가연동의장기계약거래방식을탈피해 TTF 가격을기준가격으로하는새로운거래방식을취하기로결정하며 TTF를본격적으로지원하기시작했다. 이와함께 2012년부터시작한네덜란드와인접국사이의시장연계 (coupling) 는 TTF가유럽의대표허브로성장하는데큰발판역할을하였다고평가된다. TTF의성장에대하여는이후더자세히다루기로한다. 3) 미국가스허브와의비교 운송허브를제외하면 NBP 와 TTF 를포함하는유럽가스허브는 특정인도지점이설정되어있지않은가상허브 (virtual hub) 이다. 54) 54) 벨기에 Zeebrugge 의경우영국과의인터커넥터연결에의한물리적허브 98

유럽은배관망이네트워크형상으로복잡하게이루어져있어가스를인입하고인출하는지점을묶어서지정하는데에어려움이있다. 따라서 NBP와 TTF의형성과정에서보았듯이하나의가스허브에의해결정되는지역적시장전체를생산또는수입된가스의인도지점으로보게되고이시장내에서는해당가스허브의가격이적용된다. 반면에미국은연방정부가규제하는주간 ( 州間, interstate) 배관망의경우가스가인입되고인출되는지점이명확히구분이되는직선형태의배관으로주로구성되어있어서유럽과같이특정지역전체를동일한가스인도지점으로보고같은가격을적용하는것이부자연스럽다. 가스가정해진경로로흐르기때문에수송거리에비례하여가스가격을책정하는것이가능하므로미국의가스거래허브는 [ 그림 4-7] 에서와같이물리적가스거래지점에서형성되었다. [ 그림 4-7] 미국의상위 25개가스거래지점 출처 : American Petroleum Institute 웹사이트 Platts Gas Daily 의거래량기준 (physical hub) 이자사실상 NBP 의위성시장 (satellite market) 으로기능하였으나인근의가상허브들에거래량등에서추월당하면서 2012 년 10 월 1 일부로물리적허브기능에더하여가상허브모델도도입함 (ICIS, 2012). 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 99

100개이상존재하는미국내가스거래지점가운데가장영향력있다고널리알려진곳은 Henry Hub이다. Henry Hub는 Chevron의자회사인 Sabine Pipe Line이루이지애나주에서운영하는 Henry 가스처리플랜트에위치해있으며 9개주간 (interstate) 파이프라인과 4개주내 (intrastate) 파이프라인이연계되는물리적가스허브이다 ([ 그림 4-8] 참고 ). 다른허브들에비하여이른 1988년에운영을시작한 Henry Hub에서형성되는가격은미국국내가스도매가격의지표가되고있을뿐아니라 55) 2016년부터본격화될해외수출 LNG 가격의지표로도폭넓게활용된다. [ 그림 4-8] Henry Hub 배관접속구조 출처 : EIA(2003) 55) Henry Hub 현물및선물가격정보는 EIA 웹사이트를통해서확인가능함. 100

Henry Hub가북미지역의대표적인가스허브가될수있었던이유로는선점자효과 (first-mover advantage) 와지역적특성을들수있다 (IEEJ, 2014). Henry Hub가운영을시작한 1988년에는미국가스시장이자유화되는중간단계에있었기에천연가스거래에서허브가갖는중요성이충분히인식되지못한상황이었다. 이러한시기에유동성높은허브로일찌감치자리매김함으로써 Henry Hub는이후급증한가스거래수요를조기에흡수할수있었다. 그리고이러한 Henry Hub의우위는뉴욕상품거래소 (NYMEX) 에서 1990년천연가스선물거래가시작되었을때 Henry Hub가인도지점 (delivery point) 으로정해지면서더욱확고해졌다. Henry Hub 주변에거대한가스시장이있었다는점은초기유동성확보에도적지않은도움을주었다. Henry Hub가위치한루이지애나주, 그에인접한텍사스주를포함하는멕시코만연안지역은셰일가스개발이전에도대규모가스생산및소비지였으며셰일가스붐이최초로시작되면서그위상이더욱높아졌다. 56) 아울러가스시장의발달은사통팔달의파이프라인네트워크를갖추게하여 Henry Hub에서수요지역및저장설비로의접근성도높았다. 최근에 Henry Hub 주변지역의실물거래량과거래건수가줄어드는반면, 동북부지역의셰일가스생산이급격히늘어나면서가스허브로서의유동성에의문이제기되고있기도하다. 실제로 [ 그림 4-7] 의주요거래지점중동북부의 Columbian Appalachia, 캐나다의 AECO 등은실물거래량에서오랫동안 Henry Hub를능가해왔다. 그럼에도 Henry Hub가대표적거래허브로서의지위를유지하고있는것은실 56) 2015 년현재 shale gas play 별생산량측면에서는동북부의 Marcellus 와 Utica 가멕시코만지역의생산지들을능가하고있는상황임. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 101

물거래량이허브의성공을전적으로결정하지는않는다는점을시사한다. 또한멕시코만연안지역에가스를사용하는산업시설이늘어나고 LNG 수출프로젝트들이본격적으로가동되면서파이프라인용량까지확충된다면대표적인가격결정허브로서 Henry Hub의지위가크게위협받는일은없을것으로보인다 (Gas Strategies, 2015g). 2. 기존공급계약의변경과정 가. 시장가격과장기계약가격의이격확대 2008년은유럽가스시장의가격형성방식과가스도입계약방식이현재와같은방향으로이행해옴에있어중대한의미를지니는해이다. 2008년에촉발된국제금융위기는이후유로권일부국가의경제위기로이어지면서유럽지역의경제활동을위축시켰다. 이는유럽의가스수요가감소세로돌아서는 1차적요인을제공하였다. 이에더하여신재생에너지보급이꾸준히확대되면서전력수요정체에더하여발전용천연가스수요가직접적인타격을입었다. 그결과유럽의가스소비량은 [ 그림 4-9] 에서알수있듯이 2008년이후내림세가지속되고있다. 특히 2014년의 EU 전체가스소비량은 386.9bcm으로 1996년이래최저수준을기록하였다. 또한 2008년부터본격화된미국의셰일가스생산은미국의천연가스수입감소와직결되었으며특히 LNG 수요를크게줄이게되었다. 공교롭게도이시기에미국시장으로의수출을염두에두었던카타르, 나이지리아등지의 LNG 프로젝트가신규가동되면서대서양지역 LNG 시장은공급과잉상태에들어갔다. 판매처를찾지못한 LNG는 102

[ 그림 4-9] 2000 년이후 EU 가스소비량 (bcm/ 년 ) 600 500 400 300 200 100 0 1,800 1,500 1,200 900 600 300 0 출처 : BP(2015) 자료로직접작성 EU OECD [ 그림 4-10] 유럽과미국의 LNG 수입량 (2000~14) 출처 : IHS 자료로직접작성 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 103

가스거래가자유화되어물량처분이가능한유럽으로몰려들었다. [ 그림 4-10] 는 2008년을기점으로미국의수입량이줄어들면서유럽의 LNG 수입량이동시기메가트레인가동이시작된카타르수출물량을중심으로늘어나는상황을뚜렷이보여준다. 현재까지도판로확보가용이한유럽시장은판매되지못한 LNG 카고의마지막판로 (last resort) 역할을하고있다. 2000년대후반들어 NBP가성숙기에접어들고대륙의신생허브, 그가운데에서도 TTF의거래량이영국, 벨기에를통해수입된 LNG 물량등으로인하여 [ 그림 4-11] 과같이증가하면서허브에서의거래에대한시장참여자들의신뢰는더욱높아졌다. 이러한상황에서유럽의가스수요하락과 NBP 가격에연동되어영국으로흘러드는저렴한 LNG 유입이가스허브에서의낮은거래가격을유지시키면서시장환경은기존유가연동장기계약을보유한기업들에커다란압박을가했다. [ 그림 4-12] 은 2008년금융위기이후유가급락에따라유가연동가스가격이하락함에도가스허브가격이더낮은수준에머물고있는상황을보여준다. 비록 2007년상반기에도허브거래가격이유가연동가격의절반수준에머물렀던적이있었지만가스허브에서의거래량증가와네덜란드등정부차원의가스허브활성화노력이결합되어달라진환경에유럽의천연가스수입사들은오랫동안익숙해져있던유가연동가격의변화필요성을심각하게고려하게된다. 그리고 2009년하반기부터국제유가가회복세를보이기시작하여 2010년부터는 $100/bbl대에안착하자유럽가스시장의수급상황과무관하게유가연동가격이다시오르기시작하였다. 2011~13년기간동안유럽의가스허브가격은유가연동계약가격보다 25~ 35% 낮은수준에머물렀다 (Rogers and Stern, 2014). 104

[ 그림 4-11] TTF 장외거래량 (2007~13) 출처 : Petrovich(2014) DA OTC: Day-Ahead 장외거래, MA OTC: Month-Ahead 장외거래 [ 그림 4-12] 유럽유가연동가격과허브가격추이 (2006~11) 출처 : Platts(2011) 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 105

가스허브에서결정되는가격과유가연동장기계약가격의이격확대는가스부문에큰혼란을가져왔다. 가스허브에서가스를조달할수있는발전소는높은유가연동가격에묶여있는발전소에비하여훨씬낮은비용으로전력을생산할수있었던반면에후자는경쟁적전력시장에서발전기가동기회가줄어들면서의무인수물량소화에도어려움을겪는상황에내몰렸다. 발전부문외의최종소비자들에게도같은현상이나타나면서소비자들의가스허브가격에의한공급요구에직면한유가연동장기계약보유중류 (mid-stream) 사업자들은커다란경영상의어려움에처하게되었다. 기존천연가스수입회사들가운데에서도 E.ON, Eni, GdF Suez와같은기업들은시장점유율확보를위하여높은유가연동가격으로수입한가스를낮은시장가격으로판매하면서손실이크게불어났다. 57) 그리고유가연동물량을팔면팔수록손해를보는상황에서의무인수물량만큼을인수하지못하는계약이발생하게되었다. 시장이격변하는상황에서서유럽의가스생산자인네덜란드의 GasTerra나노르웨이의 Statoil은가스허브가격중심으로재편되는유럽가스시장의흐름을그들의장기공급계약가격에공개적으로반영하였다. 2013년에 GasTerra가자국내에판매한가스는모두허브연동가격이었고수출되는가스에도허브가격적용을확대하고있으며 Statoil은유럽으로수출하는가스의거의절반이가스간경쟁기준으로가격이책정된다고밝힌바있다 (Franza, 2014). 계약조건이시장상황변화를따르지못하는사례는유럽시장의가장큰공급자인 Gazprom이보유한계약에서가장많이발생하였고 57) E.On 의경우 2011 년가스거래부문에서발생한 10 억유로에달하는손실이장기계약에서기인한것으로밝힌바있음 (Stern and Rogers, 2014). 106

의무인수물량완화또는가격인하에관한요구도 Gazprom에집중되었다. 그러나 Gazprom과 Sonatrach 등비유럽계 NOC들은 2008년이후상당기간동안유럽의가스가격이다시유가연동장기계약가격에수렴할것이라는입장을견지하며유가연동의필요성을강조하였다 (Platts, 2011; Komlev, 2013). 이들의주장은유럽의가스가격하락이일시적인경기침체에의한것이며가스허브가충분한유동성을갖추지못하여시장조작에취약한상태가지속될것이므로가격지표로서의신뢰성을확보하지못할것이라는시각에기반한것이었다 (Stern, 2012). 유럽가스시장에서유가연동가격과허브가격이무시할수없는차이를보이며공존하는상황은가스가격결정방식과기타계약조건들에관하여역외수출업체와역내수입업체간에무수한갈등을유발하였다. 그에따라 < 표 4-3> 에서보듯가격재협상이순탄하게마무리된경우도있었지만그렇지못하여중재절차에들어가는등분쟁이본격화한경우도많이발생하였다. 이후에살펴보겠지만결과적으로 Gazprom이가격이아닌물량을지키기로방향을돌리면서기존의유가연동장기계약도여러방식으로가스허브가격을반영하게되었다. 그러나 2015년 5월 PGNiG가 Gazprom과분쟁절차에돌입한것처럼 3년주기의가격재협상이다시돌아오면서분쟁이다시시작되는경우도나타나고있다. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 107

연도 주요사건 2009 Statoil, 대부분의계약에서 3 년동안 25% 의현물가격연동허용 2010 2011 < 표 4-3> 유럽의천연가스장기계약가격조정및분쟁사례 Gazprom, 기존계약의가격재협상조항 (price review mechanism) 을활용하여 E.On, Eni, GDF Suez 에 3 년동안의가격할인을소급적용 PGNiG, Gazprom 과의계약을중재에회부할뜻이있음을천명 Statoil, Centrica( 영국 ) 와 100% 현물가격에연동된 10 년계약에합의 2012 2013 2014 RWE Transgas( 체코 ), Gazprom 과의분쟁에서의무인수물량축소, 향후공급에대한가격할인및가격변동사항의기지불대금에대한소급적용등유리한판결획득 PGNiG, Gazprom 과독일국경인도가격과같은가격설정, 일부물량의현물가격연동으로 15% 가격인하효과실현 E.On, GDF Suez, 기인도물량에대한 7~10% 가격할인소급적용, 현물가격비중증가불허로 Gazprom 과의분쟁타결 Statoil, E.On 및 RWE 와새로운계약가격합의 Statoil, Wintershall( 독일 ) 와 100% 현물가격에연동된새로운 10 년계약에합의 Gazprom, Eni 와가격및물량재협상 Eni, 1997 년이래유가연동가격을적용해온것에대하여 100 억유로의보상을요구하며 Statoil 을중재재판소에회부 중재재판소, Gazprom 에 2010 년이후의시장조건을반영하기위하여 RWE 에대한판매가격을조정하도록결정 Eni, Statoil, 가격에합의 Gazprom, Eni, 2014 년부터모든장기계약물량을 PSV( 이탈리아허브 ) 에연동하기로합의 2015 PGNiG, Gazprom 과가스가격에대한합의에실패함에따라중재절차개시 출처 : 박진호 (2014) 의내용을보완 나. 계약조항별현안유럽의유가연동장기계약은매 3년마다가격재협상 (price review) 을하도록규정된경우가많다. 가격재협상의대상과협상방식등은개별계약별로차이가있어일반화하기어렵다. 그러나유럽대륙의 108

가스거래허브가충분한유동성을갖추지못하고유가도안정화되어있던 2000년대중반까지는가격재협상에서수입국의경제상황이나경쟁연료의가격등을반영하여중재등의외부절차에의존하는일이거의없이가격과기타거래조건에관한협상이마무리되는것이일반적이었다. 그러나시장규제당국입장에서는유가에연동되면서공급대상시장의환경을반영하지못하는가격이강제되고경직적조항을통해자유로운거래를제약하는전통적계약방식에문제가있다고보았고 2000년대들어시장경쟁을제약하는가스거래계약조항들에대하여본격적으로조사에나섰다. EC가 EU의경쟁법을통해기존계약들을점검에나설수있었던배경에는역내전력및가스시장통합및자유화가진전되면서앞서살펴본것과같은시장환경의변화가일어났고특히, 유가를대체할수있는역내가스가격지표가형성되었다는점도있다. 지금까지도 EC 차원에서가스공급계약의경쟁법저촉여부에대한조사와법적조치들이취하여지고있는상황을고려하여이하에서는경직적장기계약조항들에대한 EU측의시각을법적측면에서정리한다. 1) EU 경쟁법의관련조항 EU 경쟁법의기본규정은 EU기능조약 (TFEU: Treaty on the Functioning of the European Union) 101조및 102조에나타나있다. TFEU 제101 조제1항에서는회원국간거래에영향을미칠수있고, 그행위의목적또는효과가공동시장내에서의경쟁을방해, 제한, 또는왜곡하는, 사업자간합의 (agreements), 사업자단체의결정 (decisions), 동조적행위 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 109

(concerted practices) 를금지하고있는데이것은우리나라공정거래법제19조에의한부당한공동행위의금지에상응하는카르텔규제의근거이다. 여기에서언급된합의에는수평적, 수직적합의가모두포함되므로역외가스생산자와 EU 역내유틸리티업체가맺은계약에담긴제한적조건도제재대상에해당한다. 수직적합의에대한위법성심사는수직적제한가이드라인에근거하여시행된다. 근본적으로 EU 경쟁법과경쟁당국이수직적합의, 특히목적지조항과같이시장의분할을목적으로하는수직적합의에대해엄격한입장을취해온배경은 EU 경쟁법의고유한목적과관련하여이해될필요가있다. 그기원에서부터 EU의경쟁법은유럽의통합촉진을위한수단이었다고할수있다. 즉경쟁법의집행을통해서회원국간국경을실질적으로제거하여상품이자유롭게이동하도록함으로써역내시장의통합이라는목적을달성하고자한것인데, 특히상품의회원국간가격차이를줄이거나제거하기위하여상표내 (intra-brand) 경쟁과병행수입을촉진하고자하였다. 물론최근에는역내시장의통합이라는 EU의목적이어느정도달성됨에따라 EU 경쟁법의목적에도우선순위의변화가감지되고있으며, 수직적합의에대한경쟁당국의태도도크게달라지고있다 ( 조혜신, 2012). 수직적합의가동조제3항에해당된다고판단되면제1항의금지는적용되지않는다. TFEU 제101조제3항에서는동조제1항의합의, 결정, 동조적행위가 1상품의생산이나유통을향상시키거나또는기술이나경제적진보를촉진하는데기여하면서, 2소비자들에게그결과적이익의정당한몫이돌아가도록하고, 3관련사업자들에게이러한목적의달성에필수불가결한제한만을부과하는것으로, 4관련상품의상당한부분에서경쟁을제거할가능성이없는경우에는적용되지 110

않는다고규정하고있다. 그러나문제가되는천연가스도입계약들은계약당사자인 EU 유틸리티업체의시장점유율이대체로높고, 특히목적지제한조항은경쟁제한요소가다분하므로상기 4가지요건에해당되지않는경성 (hardcore) 카르텔 58) 로서판단되고있다. 한편, 동법 102조에는공동체시장에서시장지배적지위에있는사업자들의지위남용행위금지가규정되어있다. 동조항은 1부당한불공정가격또는거래조건의부과, 2생산, 판로, 기술개발제한으로소비자이익저해, 3동등한거래에거래상대에따라상이한조건을적용하여특정일방에경쟁상불이익강요, 4계약과관련없는부가적의무를거래상대방이수락하는조건으로계약을체결하는등의여러행위유형을열거하고있다. 102조는의무인수조건이나유가연동가격등을수입하는쪽에강요한다는관점에서 EU에수출하는역외기업들에적용되는것이일반적이다. 이처럼 EU 법 제도에서볼때위법성이적지않음에도 EC의경쟁법적용이실제로법원의최종결정에이른경우는거의없다. 이는조사및제재대상이사실상가스수출국의정부를대리하는 NOC (National Oil Company) 들이라는점에서에너지공급안보와의연계, 수출국과의외교적관계등을고려하지않을수없기때문이다. 따라서 EU는경쟁법위반조사와병행하여수출국정부와교섭을진행함으로써수출국 NOC가문제가되는계약조항을현존하는또는장래 58) 일반적으로경성카르텔혹은경성공동행위는경쟁사업자간에가격제한, 산출량제한, 시장분할, 입찰담합등과같은합의로서그성격상경쟁제한적효과를발생시키는것이명백한카르텔혹은공동행위를말함. 각국의경쟁법에서는경성공동행위는그행위자체가직접적으로경쟁을제한하여가격상승및산출량감소를초래하기때문에구체적인시장상황에대한분석이없이도위법성을인정할수있는것으로보고있음 ( 권오승, 2014). 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 111

에맺게될천연가스공급계약에서파기 삭제하기로하면조사를종료하는것이일반적이었다. 따라서천연가스해외수입계약에최종적으로경쟁법위반결정이내려지는경우는없었다. 반면에 EU 기업간의경쟁제한적계약에대해서는최종결정까지진행시켰는데목적지제한조항에관한 GDF와 ENEL, GDF와 Eni 사이의계약에대해서는문제가시정된이후에도법적절차를진행시켜해당조항들이파기된지 1년뒤에최종적으로위반결정이내려진바있다 (EC, 2004). 2) 목적지조항목적지조항은대표적인경쟁제한적조항으로서지금도중 동부유럽시장에가스를공급하는계약들에대하여법적인절차가진행되고있다. EU에서는 2001년에서 2003년사이에 EU 사업자들간의수송계약상지역판매제한에대한경쟁당국의조사및분석이활발하게이루어진바있다. 먼저 2001년에 EU경쟁위원회는역외가스생산자와역내가스수입자사이의가스공급계약에포함된지역판매제한에대한일련의조사를개시하였는데목적지조항은나이지리아 NLNG, 노르웨이 Statoil과 Norsk Hydro, 러시아 Gazprom, 알제리 Sonatrach, 프랑스 GDF 등다수의가스공급자들과관련되어있었다. 이중하나의예로서, 러시아가스사업자인 Gazprom과이탈리아사업자인 Eni/SNAM, ENEL, Edison 사이에체결된장기공급계약과관련된사안을살펴본다 (EC, 2003, 2005a, 2005b). 계약조항에는가스를공급받는이탈리아회사가다른나라에재판매하는것을금지하는내용을포함시킴으로써가스공급자가대체적에너지원의상황등구매자가속한각회원국의가스시장환경을활용하여가격차별화를 112

가능하게하였다. 동시에 Gazprom도이탈리아의다른사업자에게판매하지못하도록하는내용이계약에포함되어있기도하였다. EC는이러한제한을수직적합의또는수직적카르텔로파악하면서목적지조항을경성카르텔로판정하고역내에너지시장의형성을저해한다는견해를냈다. 하지만 EU는법집행을통한제재보다는관련사업자들과의협상을통하여이사안을처리하였다. 먼저 EU경쟁위원회 (Competition Commission) 는비EU 사업자들을포함한당사자들에게목적지조항이구 EU 경쟁법제81조 ( 현 TFEU 제101조 ) 에반함을분명히한후, Gazprom, 그리고 Gazprom과유사한공급계약을체결한이탈리아의 Eni/SNAM, 오스트리아의 OMV, 독일의 E.ON/Ruhrgas과화해 (settlement) 에도달하였다. 이중 Eni와 OMV는 EU에서의가스대가스의경쟁을촉진하기위한여러가지친경쟁적조치를취하기로확약하였는데, 여기에는이탈리아에공급되는러시아산가스의상당량을 EU의다른지역에판매한다는내용이포함되어있다. 또한 Gazprom 역시 Eni의경쟁자에게가스를판매하거나심지어이탈리아의가스시장에직접진입하는것이가능해졌다. 그리고향후새로운목적지조항혹은간접적으로목적지조항과동일한목적을달성하기위한계약메커니즘, 이를테면구매자가기존의공급지역이외에서가스를재판매할경우공급자와이윤을공유하기로하는 이윤분배메커니즘 (profit splitting mechanism) 도도입하지않기로하였다. 이러한확약은 PNG뿐아니라 LNG에도적용되는것이다. 이러한 EU경쟁위원회의조치는 EU 가스시장에서공급자의수가더이상줄어들지않도록해야한다는정책적고려에기인한측면이 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 113

있다. 예컨대, 위상황에서 SNAM이 Gazprom으로부터구매한가스를다른지역에재판매할수있게된다면, SNAM 자신이그다른지역에서또하나의공급자가될수있는것이다. 이처럼 EU경쟁위원회는가스시장의경쟁구조를염두에두고가스공급계약의목적지조항을문제삼은것이었음을이해할수있다. 3) 계약의장기성유럽의전통적인천연가스수입계약이 20년이넘는계약기간동안지속된다는점은해당기간동안경쟁사업자를배제하는봉쇄효과로인하여문제시된다. 기본적으로시장참여자들에게는거래상대방선택의자유와거래기간을포함하는거래내용결정의자유가있으며, 배타적거래관계를통한안정적거래처확보로거래관계에대한상대방의투자를유도하는등배타적거래에는효율적인측면이적지않다. 특히천연가스거래에있어서는대규모의자본투자가불가피하므로장기간의구매와인수물량의보증과같은배타적거래의필요성이어느정도인정될수있다. 그러나시장지배적사업자가배타적거래를맺으면부작용이발생하는데이는시장지배적사업자가배타적거래를요구하면거래상대방에게는다른선택의여지가없는경우가일반적이어서더욱그러하다. 거래상대방이배타적거래관계를수락하게되면시장지배적사업자의실제적 / 잠재적경쟁자는시장에서자연스럽게배제되고시장지배적사업자의지위는더욱공고해진다. 기본적으로가스시장에대한 EU의시각은천연가스시장이공급자의집중, 장기계약, 하류시장의유동성부족등으로부터비롯되는구 114

조적경직성을그본질적특징으로하며이때문에가격형성의투명성이더욱중요하다는것이다 (EU, 2009). 59) 이러한이해를바탕으로공급계약의장기성에서파생되는봉쇄효과여부에대한검토가활발하게이루어지고있는하류시장과는달리, 상류시장에해당하는 LNG 수입계약에대해서는계약기간그자체로인한문제가제기되고있지는않는것으로파악된다. 60) 다만소수의기존사업자에게집중된상류부문의장기거래계약이하류의시장집중도에미치는영향, 특히역내가스거래에서의경쟁활성화저해가능성이중요한과제가되고있다는인식을보이면서상류부문의거래가하류시장에미치는영향에주의를기울일필요가있다고주장하고있다 (EC, 2007). 61) 4) 의무인수조항계약의장기성이계약기간으로상대방을계약에고착시킨다면의무인수조항은물량으로상대방을고착시키면서경쟁을저해하는봉쇄효과를야기할수있다. 그러나계약기간의장기성과마찬가지로의무인수조항자체로는 EU 경쟁법상문제가되는일은없다. 상기 2007년에너지부문조사 (EC, 2007) 에서는기존에너지사업자로부터동조항이구입, 저장포트폴리오의유연성을확보하기위하여필요한조항이라는의견을받은바있다. 실제로도에너지사업자가맺은 59) Para. 37. 60) EU 경쟁당국은앞서소개한 2001~3 년사이의목적지조항에관한조사 분석과함께봉쇄효과가있는장기공급계약도검토함. 61) 하류부문에서제기된장기공급계약문제의예로서벨기에가스공급자인 Distrigas 가체결한장기공급계약에대해 EU 경쟁위원회는향후가스재판매업자와의계약기간은 2 년을넘지않도록하고산업체나발전사업자와같은대규모가스구매자와의새로운계약은최장 5 년을넘지않도록한다는내용의시정방안 (commitment) 을제시함. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 115

TOP 조항은일간또는월간단위에서엄격한거래의무를부과하고있지않고유연한형태로연간계약물량대비 80~110% 의거래의무를지우는것에불과하다. 그러나신규진입자에있어서는이러한유연성때문에기존진입자가부족또는잉여물량을시장에서구할필요없이계약내부적으로해결이가능해서역내도매시장의발달에지장을초래하고결과적으로신규진입을막는장벽이된다는비판도있다. 의무인수조항자체는계약당사자간에수요변동위험을분담하는합리적기능을가지고있으나목적지조항등재판매제한조항이결합되면반경쟁적성격을띠게되는경우가있다. 또, 최근몇년간 $100/bbl 수준의고유가가지속되면서천연가스공급계약상의석유제품연동가격과도맞물려의무인수조항이공급자에게부당한초과이윤을가져다주고역내에너지사업자인수요자에게는높은구입비용을강요한다는견해가퍼지고있다. 시장상황의변화를반영하여 2012년 10월에 EU 내에있는빈중재재판소에서는최초로 TOP 조항의유효성을부정하는판결이내려지기도했다. 해당분쟁은 RWE Transgas와러시아 Gazprom 사이의천연가스거래계약에관한것이었는데 RWE Transgas가계약물량의 90% 로상대적으로높게설정된편이었던의무인수물량을줄일수있다고결정하였다 (Platts, 2012a). 한편알제리의 Sonatrach은자신들의가스를수입하는 Eni 등이탈리아의 3개회사의의무인수를 2013 년 5월부터 18개월동안면제해주었으며이후이조치를연장한것으로알려져있다. 62) Eni는 2015년 3월에동년 10월까지물량과가격에대한재협상을할것이라고밝히면서인수물량은원래계약된 20bcm/ 62) 알제리의국내가스수요증가로 Sonatrach 의수출능력이줄어든것도이러한합의의주요원인으로알려짐. 116

년의절반수준이될것이라고언급한바있다 (Energy Intelligence, 2015k). EU경쟁위원회의입장은가스시장의특수성으로인해의무인수조항으로인한봉쇄효과입증에한계가있어유보적인상태를유지하면서당사자간협상이나중재를통한자율적해소를기대하는것으로이해할수도있다. 만약그렇다면향후시장여건의변화에따라서목적지조항에서처럼 EU 차원에서법적조치에나설여지가있다고도볼수있다. 5) 유가연동가격앞서살펴본바와같이 2009년부터유가연동도입가격과 NBP 등가스허브에서거래되는가격이크게차이가나면서유럽수입사들이큰손실을보거나의무인수물량을못채우는상황이발생하기시작했다. 천연가스를수출하는회사가의무인수조항을지렛대로허브가격보다훨씬높은장기천연가스공급계약가격을강요하는양상이전개되자 EC에서도이를문제시하기시작하였다. 판매자가시장가격에비하여지나치게높은이윤을취하고수요자가합리적으로부담가능한위험이시장상황의변화로인해크게바뀌는상황하에서는계약법의일반적법리나 EU 경쟁법의관점어느쪽에서보아도기존천연가스수입계약의가격결정방식을시정할여지가있다고볼수있다. 이러한배경에서 EU 경쟁당국은 2012년 9월 Gazprom에대한조사에착수, Gazprom이중부및동부유럽가스시장을 분할 (partition) 하기위해행해진일련의행위들에대한경쟁위원회의의견서 (statement of objection) 를 Gazprom에전달하였다 (EC, 2014a). 63) 이에따르면 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 117

Gazprom은수출금지, 구매가스사용지역제한등목적지조항에해당하는조건들을계약에포함시키고이렇게분할된시장에자사의생산비용이나시장의기준가격 (benchmark prices) 에비해서상당히높은가격을부과하였으며가스파이프라인에대한수입국의투자나 Gazprom의통제강화를조건으로가스를공급하였다. 64) 경쟁위원회의판단은목적지조항과유가연동가격체계가결합하면서역내시장에서형성되는가격을무시한독점적가격차별화가가능해졌다는것인데실제로불가리아, 에스토니아, 라트비아, 리투아니아, 폴란드등 5개국의가스가격은다른 EU 회원국에비해무려 40% 가높았다. [ 그림 4-13] Gazprom 의중 동부유럽 8 개국에대한경쟁저해행위 출처 : EC(2014b) 63) Gazprom 과의동의의결을위한시정방안을마련하기위하여 2014 년초까지협의를시도하였으나시정방안도출에실패하여 2015 년봄에법적절차에돌입함 (Platts, 2015k). 64) 의견서에의하면 Gazprom 에의해가스시장의경쟁이저해받은회원국은불가리아, 에스토니아, 라트비아, 리투아니아, 폴란드, 체코, 헝가리, 슬로바키아등 8 개국이며이가운데앞의 5 개국에서는부당하게높은가스가격이책정되었다고판단함. 118

TFEU 제102조에의하여부당한가격설정유형의하나로되어있는초과가격설정은실제경제적가치와비교하여합리적인이유없이지나치게높은가격을설정하는행위를시장지배적위치의남용으로본다. 초과가격인지여부는대상이되는상품이나용역을공급하는비용과의괴리정도와다른경쟁적대체지표가격및이익률과비교하여판단하는것으로서그위법성은병행수입저해, 경쟁자배제외에해당초과가격설정에의한구매자의착취에서찾게된다. EU에서는천연가스가격을원유혹은다른상품에연동시키는것자체를위법하다고보지않으며가스가격이국가별로다르다는점도회원국마다시장환경과경쟁조건이다르므로그것만으로는문제를제기하지않는다. 그러나 Gazprom이계약에도입한석유제품가격연동의가격산식은자사의비용이나다른시장에서의가격에비추어전반적으로자신들에게유리한것으로보인다고 EU경쟁위원회는판단하였다. 결국 EU가이러한판단을내림에있어비교대상이되는가스가격이존재했다는것이중요한근거로활용될수있었고목적지제한조항이다른경직적조항과결합하여실제경쟁제한효과를유발하는사례로보았다는점에주목할필요가있겠다. 3. 현재의가스시장상황 가. 가스허브가격의확대 1) 유가연동가격에서허브가격으로의이행 2008년이전에 10년후유럽에서가스의 50% 이상이가스거래허브에서결정되는현물가격을기반으로거래될것이라고예상했던사 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 119

람은거의없었다 (Corbeau et al., 2014). 그러나지금까지살펴본시장환경의변화와 EU 차원의정책적뒷받침에힘입어유럽의가스거래허브는급성장했으며가스허브가격의영향력은이미유가연동가격을크게압도하고있다. IGU(2015b) 에따르면유럽전체 65) 가스의 61% 인 292bcm이가스허브가격에연계되어 2005년의 14% 에서괄목할만한성장을이루어냈다. 특히허브가격으로거래된 292bcm 중 201bcm은주로허브가격에부정적이었던역외수출국으로부터수입된 PNG라는데에주목할필요가있다. 66) 반면에 2014년가스수요중유가연동가격이적용된것은 153bcm으로전체의 32% 였다. 이는 2005년의 78% 에서크게낮아진것으로 117bcm이 PNG, 28bcm 은 LNG여서유가연동방식으로판매된유럽내생산가스는거의사라진셈이다. [ 그림 4-14] 은지난 10년간유럽가스시장에서의가격결정방식이유가연동에서허브가격으로급격히이동한궤적을보여준다. 65) 터키포함. 66) 76bcm 은주로영국, 네덜란드에서생산된역내생산분, 16bcm 은 LNG 수입분. 120

[ 그림 4-14] 유럽의가스가격형성방식변화 (2005~14 년 ) 출처 : IGU(2015b) OPE: Oil Price Escalation, GOG: Gas-on-Gas Competition, BIM: Bilateral Monopoly, NET: Netback from Final Product RCS: Regulation: Cost of Services, RSP: Regulation: Social and Political RBC: Regulation: Below Cost, NP: No Price, NK: Not Known Gazprom, Sonatrach 등은여전히유가연동방식의이점을설파하고있다. 그러나이면에서는이들도 2012년이후에는사실상유럽허브가격에가스를수출하고있다는것이일반적인인식이다. 67) Gazprom 은 2010년 E.On에대한공급계약의가격결정방식에 15% 의현물가 67) 2014 년독일의전체가스수입량 339 만 TJ 중러시아의비중은 41.9% 로서네덜란드와노르웨이의 40.7% 를능가함 (IEA, 2015c). 따라서네덜란드, 노르웨이가독일수출계약에전면적으로가스허브가격을적용하였다하더라도러시아계약이유가연동또는유가연동가격의 15% 할인으로유지되었다면 BAFA 가격의 NBP 수렴현상은나타나기어려웠을것임. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 121

격요소를포함시키면서처음으로허브가격을수출계약에도입하였다 (Franza, 2015). 현재러시아천연가스장기계약의실제가격은허브가격을수출가격에직접연동시키거나, 공식계약가격과허브가격차의대부분을돌려주거나, 공식계약가격에상당한폭의할인율을적용하는방식으로결정되는것으로시장에서는이해하고있다 (Rogers, 2015). 가격결정방식에변화가생기면서장기공급계약가격이허브가격에수렴하는현상은더욱뚜렷해졌다. [ 그림 4-15] 은독일평균국경인도가격인 BAFA 68) 가격이 2009년중반이후 2008년이전의유가연동가격공식에서벗어나 NBP와비슷한추이를보이고있음을보여준다. 2012년부터는 BAFA 가격이일부에서러시아가스가격의추정치로제시한기존유가연동가격의 15% 인하수준 (Stern and Rogers, 2014) 보다 NBP에더욱가까운모습을보임으로써유럽가스가격과유가의동조성이낮아졌음을단적으로말해준다. 또한시장상황에의한일시적현상이나유럽의가스수입국은고유가시기동안석유제품연동가격에비하여크게낮은가격으로천연가스를수입하는혜택을보기도하였다. 68) Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle( 연방경제및수출관리청 ) 122

[ 그림 4-15] NBP 와유럽의유가연동가스가격비교 출처 : Stern and Rogers(2014) 한편, 우리의주목을끌수있는사례로서 LNG 공급계약에있어서도유가연동을주장하는공급자의의지에도불구하고가격인하가이루어진바있다. 프랑스전력회사인 EdF의이탈리아자회사인 Edison은우리나라에도 LNG를공급하고있는카타르 RasGas와 2034 년에종료되는 25년장기계약을맺고매년 6.4bcm을유가연동가격에공급받고있었다. 그러나 2011년 Gazprom을상대로대금할인을 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 123

이끌어낸 Edison은 2012년 9월에 RasGas와의중재절차에서도승리하여해당계약에서 2010~2012년공급분에대하여 4.5억유로를할인받을수있었다 (Reuters, 2012). 이후 2013~15년기간의공급가격은양자간합의를통해결정되었다. 그러나비록카타르가영국에는 NBP 가격기준으로 LNG를판매하고있으나여전히유가연동장기계약을강력히옹호하고있으며 LNG 공급계약의재협상이 PNG 공급계약에서보다드물다는점에서 Edison의성공이다른 LNG 계약으로일반화될것으로보기에는무리가있다 (Franza, 2014). [ 그림 4-16] 주요대표유종및주요가스허브의거래가격변동성 출처 : Alterman(2012) 2) 가스가격의변동성강화가스가격의유가연동을옹호하는측에서는국제유가가실질가격변동을가장잘나타내는지표로서이에연동된가스가격의실질가치를잘나타내는디플레이터역할을한다는점도부각시켰다 (Komlev, 124

2013). 이러한주장은대표적원자재가격지표이자국제금융시장의일익을맡고있는국제원유시장의위상과신뢰성을강조하는것으로일견타당해보인다. 특히, 가격변동성 69) 측면에서볼때국제원유시장의거래액, 참가자수등시장의규모는국제가스시장에비해크므로특정지역을대표하는거래시장인가스허브의가격이국제유가에비해가격변동성이높을것이라는점은쉽게유추할수있다. [ 그림 4-17] 의비교결과를보면같은나라의대표유종과대표적가스허브가격을대조해볼때가스의가격변동성이원유보다더큰것을알수있다. [ 그림 4-17] 유럽가스허브의가격변동성추이 출처 : Petrovich(2014) 가격변동성의척도로서일간가격의전일가격대비변화에서산출한연간평균절대편차 (mean absolute deviation) 사용 69) 기본적으로가격변동성 (price volatility) 은시장내가격편차의정도와연계되어있는데, 가격편차는가격비탄력성에의해결정됨. 시장가격이탄력적이어서수급상황변화에신속하게반응하면가격편차는줄어들고가격변동성이낮아짐 (Petrovich, 2014). 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 125

그러나거래규모의성장과함께역내수급완화에따라대부분의허브에서가격변동성이낮아진유럽사례에서보듯이충분한물량이확보되고저장시설, 배관망연계등수급유연성수단이확충되면가격변동성은낮아지게된다. 또한가격변동성확대가가스소비시장의수급환경반영이라는가스허브가격의근본적인장점을상쇄시켜현재의흐름을뒤집기에는역부족이라고볼수있다. 나. 허브간경쟁 1) TTF의성장 1996년에개설된 NBP는선점자효과, 유리한정책환경등에힘입어유럽가스거래의중심지역할을해왔다. NBP는 2000년대들어개설되기시작한유럽대륙가스허브들의모델이되었으며현존하는대륙허브들이개설되어있던 2007년에도장내, 장외를모두포함한유럽내가스거래의 90% 를점유했다 (Gas Strategies, 2014a). 그러나최근들어유럽대륙의가스허브, 특히네덜란드 TTF의약진이두드러진다. 장내 (exchange) 거래만을살펴본다면 NBP의거래량이여전히 TTF 보다몇배이상많다. 2014년 9월의거래실적을보면 NBP의전체장내거래량은 652TWh로서 TTF의 205TWh를크게앞섰다 (Platts, 2014). 여전히많은가스계약들이 NBP를가격지표로삼고있고많은금융기관들이 NBP를위험회피 (risk-hedging) 에활용하고있으며실물거래에관여하지않는투기적거래자들은장내상품거래를선호하고있다는점이장내거래에서 NBP의우위를뒷받침하고있다. 그러나 NBP와 TTF의장내거래격차는빠르게줄어들어왔으며 70) 126

가스허브성숙도의대표적지표인회전율 (churn rate) 과장외 (overthe-counter) 거래량에서는 TTF가이미 NBP를능가하였다. TTF의 2014년장외거래량은 1.118tcm으로 1.011tcm의 NBP를앞지르면서실물거래에서의강점을보여주었다. 거래량을소비량으로나눈회전율 (net churn rate) 에서도 TTF는 [ 그림 4-19] 에서보듯 2013년중에 NBP를추월하였으며 2014년에는 35를기록하여 NBP의 24보다우위에섰다 (Energy Intelligence, 2015). 71)72) [ 그림 4-18] 유럽가스허브별장외거래량 (2007~14) 출처 : Petrovich(2015) 70) 2015 년 2 월에는 NBP 장내거래량의 60% 에이르기도함. 71) 즉, 여기에서의회전율은허브에서거래된천연가스양을허브의배후지역에서소비된양으로나눈것으로서 2014 년 TTF 거래량은네덜란드전체소비량의 35 배, NBP 거래량은영국전체소비량의 24 배였음의미함. 네덜란드의가스소비량이영국보다적기때문에 TTF 의회전율이높게나타나는경향이있음. 72) 허브에서거래되는천연가스양을허브에실제유입된천연가스양으로나눈회전율 (gross churn rate) 에서도 TTF 는 2014 년에 10 을넘음. 상품시장에서이회전율이 10 을넘으면성숙단계의시장으로인식됨 (Platts, 2014). 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 127

[ 그림 4-19] NBP 와 TTF 의회전율 (2013~15) 출처 : Platts(2015h) 이러한 TTF의급성장은네덜란드자체가스수요만으로는불가능했을것이다. TTF는유럽대륙에서 1년이상선물계약을거래할수있는사실상유일한허브로서인근의큰시장인독일과프랑스의가스거래수요를끌어들이고있다. 이처럼유럽대륙을대표하는허브로자리매김하면서시장에대한신뢰도가높아져왔고그결과 2020 년부터유럽에공급예정인 Shah Deniz 2 가스계약은 TTF를가격지표로삼게되었다. TTF는유동성이시장신뢰를낳고그시장신뢰를바탕으로다시유동성이증가하는선순환구조를이미다진것으로보인다. 2) TTF 와 NBP 의비교 먼저 TTF 가가지는경쟁우위를꼽자면유럽대륙에위치해있다는 가장기본적인사실을들수있다. 비록영국의가스배관망도벨기에 128

와 IUK, 네덜란드와 BBL 파이프라인으로연계되어있지만육상으로인접한독일, 벨기에를사이에두고프랑스등과연결되어있는네덜란드와는비교가되지않는다. 대륙가스배관망의일부분인 TTF와어느정도분리된 NBP의차이는배후시장의규모에차이를두게되는것이다. TTF의초기성장의밑바탕에는네덜란드에서생산된가스가있었다. 네덜란드의 GasTerra는 2006년부터 TTF를유럽대륙에서가장중요한가스허브로성장시킨다는목표를달성하기위하여자체생산가스를 TTF 중심으로공급하면서 TTF의거래량을유지하는데에큰역할을하였다 (Stern, 2012). 가스생산이크게줄어들면서영국이 2005년부터순수입국으로전환된반면, 네덜란드는여전히순수출국으로서가스생산감소세도영국에비하여완만하기때문에 TTF의성장을물리적으로뒷받침할여력이있다고할수있다. 73) 영국의특수한상황도 TTF의성장에도움을주었다. TTF는다른유럽대륙국가와마찬가지로 EUR/MWh를사용하지만유로권에서벗어나있는영국의 NBP는열량당단가를 pence/therm으로거래하기때문에단위변환의번거로움을발생시킨다. 더욱심각한것은유럽대륙기업이 NBP에서거래를할때에유로화와파운드화사이의환율리스크에도신경을써야한다는점이다. 그럼에도 NBP의위상이급격히쇠퇴할것이라고보는시각은거의찾아볼수없다. 여전히많은가스시장계약이 NBP에연계되어있고 73) 영국의가스생산량은 2004 년 96.4bcm 에서 2014 년 36.6bcm 으로줄어든데에비하여네덜란드는같은기간 68.5bcm 에서 55.8bcm 으로줄었음 (BP, 2015). 네덜란드의 2014 년가스생산량은전년도 68.7bcm 에서 18.7% 급감하였는데이는 Groningen 가스전에서의생산활동에의한지진유발우려로생산량이제한되었기때문임. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 129

NBP 거래에익숙한시장참여자들이전세계에분포되어있다. 국제금융시장에서활동하는투기적거래자들에게앞서언급된환리스크는일상적인것으로서 TTF를 NBP에비하여선호해야할이유가되기에는부족한면이있다. 그리고국제금융중심지로서런던의위상이여전히확고하다는점도 NBP의경쟁력에기여하고있다. 현재로서는 NBP와 TTF가당분간공존하며유럽가스거래에서중심적역할을할것으로보인다. 비록수요가감소세이지만유럽가스시장이이들의거래량을유지시키기에충분하고두허브가각각의강점과특성을지니고있어보완적성격도일부있기때문이다. 3) 여타가스허브의움직임다른유럽가스허브들도체질개선과유동성향상에적극적으로노력하고있어서앞으로 NBP, TTF의뒤를이어제3의중심적허브가나타날지주목되고있다. 실제로표준화된계약의유무, 비 ( 非 ) 실물거래자의접근가능성등제도적측면을척도로삼는 EFET(European Federation of Energy Traders) 의평가에따르면 (< 표 4-4> 참고 ) 2014 년과 2015년사이에독일의두가스허브인 NCG와 Gaspool의성적이크게향상되었다 (EFET, 2014, 2015). 130

가스허브또는시장 2015 년점수 2014 년점수 영국 NBP 20.0 20.0 네덜란드 TTF 19.5 19.0 독일 NCG 19.0 15.5 독일 Gaspool 19.0 16.0 벨기에 Zeebrugge 18.0 18.0 벨기에 ZTP 17.5 16.0 프랑스 PEGs 16.5 16.0 이태리 PSV 15.0 10.5 오스트리아 VTP 14.0 14.0 덴마크 GTF 11.5 9.0 체코 8.5 8.0 슬로바키아 (Eustream) 7.0 3.5 이베리아지역 AOC 및 Mibgas 7 / 0 7.0 / 2.0 출처 : EFET (2015) 20 점만점 < 표 4-4> 유럽가스허브평가표 헝가리 HVP 6.5 5.0 그리스 6.0 5.0 폴란드 5.5 4.5 터키 5.0 5.5 루마니아 1.5 2.5 불가리아 1.0 1.5 그러나 < 표 4-5> 에서알수있듯이 TTF가유럽대륙거래량의 2/3 이상을차지하고있고대륙에서 TTF 다음으로큰규모인 NCG의거래량도 TTF의 10% 남짓한수준이어서아직까지는격차가큰편이다. 이처럼낮은유동성은선물계약등실질적허브로서기능하는데에필수적인옵션을거래참가자들에게제공하지못하도록하기때문에 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 131

앞서언급된 TTF의선순환구조를재연하기위해서는시장의신뢰를얻기위한최소한의유동성 (critical mass) 을확보하기위한방안마련이필수적이다. 그리고이를위하여는가스시장규제완화가첫걸음이라는데에는이견이없다. 그러나좋은평가를받은독일허브들도세부규정에있어서는배관용량에대한입찰이연 1회 (3월말) 에만이루어지고일간예약 (within-day booking) 이불가능한점등선두주자들에비하여유연성이부족한점이실제시장참여자들로부터지적되고있다 (Platts, 2015l). < 표 4-5> 유럽가스허브내중개거래량 (2015년상반기 ) 가스허브또는가스시장 거래량 (bcm) 전년동기대비증감 (%) 영국 NBP 511.9-10.5 네덜란드 TTF 660.7 21.1 독일 NCG 76.8-5.1 독일 GasPool 40.8-10.9 프랑스 PEGs 20.9 34.0 오스트리아 VTP 13.7-18.6 이태리 PSV 32.4 28.6 벨기에 Zeebrugge 43.6 7.3 기타 17.1-13.6 유럽대륙 906.1 14.6 출처 : Platts (2015h) 132

다. 남유럽지역 EU 차원에서단일가스시장형성을위한노력이지속되고있으나스페인, 이탈리아등남유럽에서의가스시장발달과타국가와의통합수준은영국, 네덜란드를중심으로하는북서유럽의가스거래시장과큰차이를보이고있다. 이는상대적으로고립성이높은지리적특성과함께천연가스조달환경및가스인프라의차이에서기인하는것으로이해되고있다. 그러나남유럽의대표적인가스시장인스페인과이탈리아사이에서도가스시장발달과통합수준에서차이가점차커지고있다. 1) 스페인스페인의경우 LNG 수입비중이높고재수출이용이하다는점이프랑스, 더나아가북서유럽시장과의연계에장애요인으로작용하고있다. [ 그림 4-20] 와같이현재스페인과프랑스사이에는피레네산맥서부에두곳의연계배관이있다. 2015년말까지연간 7.1bcm으로용량이확대될예정인이배관은스페인에서프랑스로흐르는물량이거의없어전체이용률역시상당히낮은것으로알려져있다. 이는아시아 LNG 현물가격이유럽시장가격을크게웃돌면서스페인에서수요부진으로발생한잉여가스가피레네산맥북쪽으로흘러드는대신아시아로재수출되었기때문이다. 이는파이프라인을통해수입된가스가판로를잃으면서가스거래를크게촉진시킨북서유럽의상황이스페인에서는나타나기어려웠다는것을의미한다. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 133

[ 그림 4-20] 스페인 - 프랑스간연계배관 출처 : Platts(2015m) 몇년간의저조한연계배관이용실적은아시아- 유럽현물가차이가상당히축소된최근에있어서도이베리아반도를다른유럽시장과물리적으로통합시키는데에장애요인으로작용하고있다. 기존연계배관의반대편인피레네산맥동부에서프랑스남부지역 (Midi) 과스페인카탈로니아지역을연결하는 Midi-Catalonia 배관 (interconnector) 은연 8bcm 용량으로계획되어, 실현될경우스페인-프랑스연계배관용량을현재의 2배이상으로높인다. 또한스페인내에서경제활동이활발한편인카탈로니아지역을유럽가스시장에연결시키면서스페인에실질적으로작동하는가스허브를탄생시키는데에필수적인역할을할것으로기대되고있다. 그러나당초 2015년운영개시를목표 134

로 2007년부터추진된 Midi-Catalonia 연계프로젝트는기존피레네서부배관의저조한이용률을목격한민간의회의적인시각과저조한참여로 2010년에중지된바있다. 비록프랑스, 스페인, 포르투갈정부가유럽의가스공급안정성제고등을위하여 2015년 6월에추진의지가있음을다시확인하였으나실현가능성에있어서는시장의신뢰를얻지못하고있는것으로보인다 (Platts, 2015m). 스페인의천연가스인프라는 2008년금융위기이전에건설되었기때문에이후경기침체로인하여대규모로유휴설비가발생된상황이다. 잉여설비활용을위해서는스페인으로수입된가스가프랑스및서유럽시장으로유입되어야하는데이미서유럽에기존파이프라인외에 LNG 터미널도신규건설또는확장되고있어가스공급위기상황에서도스페인에서가스를들여올이유가줄어들고있다. 74) 반대로파이프라인을통하여프랑스에서가스가남아도는스페인으로가스가대규모로유입될가능성도높지않아연계배관확충은당분간쉽지않을것으로보인다. 따라서이베리아반도에서유럽다른지역과같은수준의가스허브가출현하는것역시당분간어려울것이다. 2) 이탈리아 이탈리아는 2014 년에 56.8bcm 의천연가스를소비하여 EU 내에서 는독일, 영국에이어세번째로가스를많이소비한나라이다 (BP, 74) 스페인으로부터의가스공급은프랑스국내가스인프라사정에의해서도제약을받을가능성이높음. 프랑스북부와남부는배관망연계가부족하여상대적으로가스가풍부한북부지역허브 (PEG Nord) 가격이남부지역허브 (TRS/PEG Sud) 에비해높은수준을유지하고있는실정임. 따라서스페인가스의북상을위해서는프랑스국내의병목이해소되어야하나이를위해서는막대한재원이필요할것으로예상됨. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 135

2015). 같은남유럽으로분류되는스페인에비하여 LNG 인수기지의활용은낮으나 [ 그림 4-21] 에제시된바와같이유럽과의파이프라인연계가더잘되어있는편이다. PNG도북쪽으로는오스트리아를통하여러시아로부터, 남쪽으로는지중해해저배관을통하여북아프리카로부터가스를수입하고있다. [ 그림 4-21] 이탈리아가스배관망 출처 : Heather(2012) 136

EU의정책에따라이탈리아도 2000년대초반가스시장자유화에나서서국영기업인 Eni에서배관망, 가스저장시설등의운영을분리하였다. 그리고그과정에서가스거래허브인 PSV가설립되었다. 2003 년에설립된 PSV는가상거래시장으로서가스물량과용량이양자간의장외계약을통하여거래된다 (Honoré, 2013). 앞서언급된독일, 프랑스등의가스허브와마찬가지로 NBP, TTF 수준의성숙도에는이르지못하였으나거래량이꾸준히증가해오고있고 ([ 그림 4-22] 참고 ) 현물시장은북서유럽의발달된시장과잘연계되어있으며가스거래에서가격지표로서의역할도어느정도이루어지고있다. [ 그림 4-22] 이탈리아 PSV 허브의거래량변화 (2006~12) 출처 : Honoré(2013) 이러한점은가스거래활성화차원에서스페인과는차별화된위치 를이탈리아에부여한다. PSV 의유동성증대와더불어북서유럽에서 일어난것과유사한상황이이탈리아에서도일어나고있는데, 대표적 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 137

인것이전력 가스회사인 Edison의가스계약재협상사례이다. Edison은카타르 RasGas, 이탈리아 Eni, 알제리 Sonatrach, 러시아 Gazprom 등 4개사로부터장기계약을통하여총 14bcm/ 년이상의천연가스를공급받고있다. Edison은이들장기계약에 3년마다가격재협상을할수있는권리를포함시켰으며그에따라 2010~12년기간의가격재협상에서 Gazprom과는합의, 나머지 3개사와는중재를통하여가격인하에성공하였다 (Argus Media, 2013). 75) 이어진 2013~15 년기간의가스공급가격과관련하여 Sonatrach, RasGas와는합의를통하여가격인하와함께물량유연성확보에도성공하였고 Gazprom, Eni와는중재절차를거쳤다. Edison이이처럼계약조건개선을통하여연간수조원의가스구입비용을절감할수있었던것은가격재협상권리를확보한상황에서이탈리아가스허브인 PSV에서형성된거래가격이천연가스공급사들이신뢰할수있는가스가격지표로인정받을수있었기때문이다. 가스배관망에대한 TPA도활성화되면서 PSV에서의거래량이늘어난것이 PSV에서형성되는가스가격의신뢰성을높여주었고북서유럽에서와마찬가지로이탈리아에서도신재생에너지에의한발전량이증가하면서발전용천연가스수요가줄어든상황이 PSV에서의거래가격에유효하게반영되었다. 그결과유가연동장기계약가격과 PSV 허브가격의격차는 Edison이성공적인가격재협상을이끌어낸핵심적인이유가될수있었다. 75) RasGas 와의중재사례에관하여는본보고서 p.121 참고. 138

4. 시사점 유럽의천연가스수입업체들이기존장기계약의재협상또는중재를통하여교역조건개선을달성한과정에는여러요인들이복합적으로작용했다. 오랫동안유지되어온유가연동장기계약체제에안주하던수입업체들을직접행동에나서도록내몬것은무엇보다도시장환경의급변이었다. 2008년금융위기이후부터감소하기시작한유럽가스수요와미국의셰일가스붐으로목표시장을잃은 LNG의유입은유럽시장에공급과잉상태를초래했다. 그러나장기계약가격을결정하는국제유가는이러한유럽가스시장의상황과다르게움직였다. 2008년금융위기이후유가가급락하면서유럽가스시장과같은방향으로움직였지만유가연동공식이최소반년전의석유제품가격을반영하는관계로가스가격에는느리게반영되었다. 허브가격이유가연동가격보다더빠르게하락하고곧이어유가가반등하여 $100/bbl 선에안착하면서유가연동장기계약가격은유럽시장에서경쟁력을잃었다. 시장환경이불리해졌다고하여도가스허브를중심으로한거래활성화가이루어지지않고과거와같은수직계열화된산업구조가지속되었다면시장환경변화가기존의유가연동계약에준충격은크게줄어들었을것이다. 그러나판매와인프라가분리되면서기존공급자와의장기계약에서풀려난하류부문수요자들은더저렴한가스를시장에서손쉽게구매할수있는입장이되었고이를통해시장의유동성과신뢰성이높아지는선순환구조가작동하였다. 효율적으로작동하는가스시장은잉여 LNG를유럽시장으로끌어들임과동시에기존유가연동장기계약으로가격경쟁력을상실한 PNG를시장밖 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 139

으로내몰았다. 더불어가스시장에서형성되는가격이시장의수급상황을효과적으로반영함에따라유가를대체할수있는가격지표로서의자격을충분히갖추게되었다. 결국거래활성화가기존가스수입계약보유업체를의무인수물량을채우지못하거나허브가격에따라원가이하로판매해야하는진퇴양난의처지로몰아넣었고이들은실제수요지역의가격을적용하는가격결정공식적용을비롯한계약조건수정에전면적으로나서게되었다. [ 그림 4-23] 는이러한일련의상황을도식화한것이다. [ 그림 4-23] 유럽의장기천연가스계약조건변경배경 유럽수요감소 미국생산증가 시장기능활성화정책 고유가 잉여물량발생 가스거래허브등장 유가연동 PNG 가격급등 허브거래량 출처 : 직접작성 PNG 판매 계약조건변경요구 교역조건개선의원동력이된유럽내가스거래활성화는개별국가차원, 그리고더욱중요하게는 EU 차원에서장기간꾸준히이루어진정책적노력이있었기에가능했다. 수직계열화된독점적기업의분리와인프라에대한 TPA와같은조치들은거래활성화를통해가스거래허브의질적, 양적성장을이끄는원동력이되었다. 또한역내단일시장형성이라는 EU의본질적목표는정부차원에서기존장기 140

계약의경직적조항들이이에부합하지않는경우적극적인행동에나서지않을수없게하였다. 마지막으로동일한원칙과정책이적용되는단일한소비시장을구성하여일종의수요독점상태를이룸으로써가스수출기업과의협상에서유리한고지에설수있었던것도계약조건변경에기여한것으로보인다. 넓게는거래활성화, 좁게는가스거래허브의건실한성장에기여하는다른요인으로가스시장간의연계, 다양한공급원, 선도적국가의존재등을들수있다. 지리적으로떨어진가스시장들을이어주는인프라는가스수송비용을포함한거래비용전반을줄임으로써차익거래기회를제공한다. 다양한가스공급원은시장에서거래되는가스의다양성을높임으로써동일한거래조건의물량만존재하는시장에비하여거래성립가능성을크게높인다. 이러한면에서가스공급원의다양성은가스허브성장에중요한장점을제공하는데유럽내가스생산국인영국과네덜란드의가스허브가가장발달했다는점은이러한측면에서의미가있다. 가스시장간연계와공급원의다양성이취약하여거래활성화가부진한대표적인사례로는스페인을들수있다. 스페인의 PNG 수입은사실상알제리에전적으로의존하고있고경직적인 LNG 계약의비중이높으며북서유럽과의배관연계가약해허브가격의영향이전달되지않고있다. 반면에시장발달이늦은같은남유럽에서도이탈리아의경우는주변국과의파이프라인연계를바탕으로국내허브인 PSV를발달시키고있으며 PSV 연동계약까지등장하고있다. 마지막으로영국이 NBP를개설하고운영하면서유럽대륙의가스허브설립에선례가되었다는점은선도적국가의존재가역내거래활성화를촉진할수있음을시사한다. 제 4 장유럽의거래활성화와교역조건개선 141

제 5 장동아시아의거래활성화추진 동아시아지역의주요가스소비국들은기존 LNG 계약관행의개편과동아시아역내시장의변화를최근들어더욱강조하고있다. 그와함께내부적으로는국내가스시장의자유화또는개혁을추진하면서가스허브개설을위한노력에나서고있기도하다. 본장에서는동아시아 LNG 시장의변화가요구되는배경을정리하고국가별가스거래활성화노력을알아본다. 그리고지금의동아시아지역시장상황과거래활성화노력을고려할때앞서조사한유럽의교역조건개선경험이동아시아지역에도적용가능한지검토한다. 1. 동아시아 LNG 시장의변화요인 가. 고유가로인한아시안프리미엄문제앞서 2장의전통적거래방식에대한변화압력을다룬부분에서언급한바와같이구매자들이유가연동가격에대하여심각하게문제를제기하지않은이유가운데공급안정성이중시되고 LNG 구매자의시장독점이유지되는상황에서 LNG 구입비용을하류로전가할수있었다는점이가장중요하다. 그리고 2000년대중반까지 20년가까이지속된저유가로인하여이에연동된 LNG 가격역시그리높지않았기때문에가격결정방식에문제를제기하는것은오히려수출국쪽인경우가많았다. 그러나 $100/bbl 이상의국제유가가 2008년상반기그리고 2011년부터수년간지속되면서상황이달라졌다. 게 제 5 장동아시아의거래활성화추진 143

다가 2011년후쿠시마사태로인하여일본의 LNG 수요가폭등함에따라유가에직접연동되지않는현물가격마저크게뛰었다. 시장수급상황마저경직되면서 [ 그림 5-1] 에서알수있듯이우리나라의 2014년 LNG 수입단가는 2004년에비하여 3배가까이높아졌다. 높은가스구입비용은에너지집약적산업의비중이높은동아시아 LNG 수입국들의국가경제에악영향을미쳤는데, 특히 LNG 수입량이크게늘어난일본이직격탄을맞았다 ([ 그림 3-5] 참고 ). [ 그림 5-1] 우리나라의 LNG 수입량, 수입금액및단가 (1988~2015 년 ) 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014p 2015p 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 출처 : KESIS 자료로직접작성 수입량 ( 천 ton) 수입액 ( 백만 USD) 단가 (USD/ 톤 ) 그러나다른주요가스소비지역인북미와유럽은아시아에비하여훨씬낮은가격으로가스를쓰고있었다. [ 그림 5-2] 를보면 2011 년하반기부터 2014년상반기기간동안북미지역을대표하는 Henry Hub 가격은 $5/MMBtu 미만, 유럽지역을대표하는 NBP 가격은 $10/MMBtu 내외를유지하였다. 그러나일본수입원유가격의직접적영향을받는우리나라의 LNG 수입비용은같은기간동안 $15/MMBtu 이상이었다. 이러한가격차이는생산지로부터의거리나수송수단의 144

차이에서오는수송비용의차이 76) 를훨씬넘어서는것으로서동아시 아지역의 LNG 수입국들은지역간가스가격불균형이인내할수 있는수준을넘어서는것으로보았다. ($/MMBtu) 25 [ 그림 5-2] 주요가스소비지역별가격동향 (2010~15) 20 15 10 5 0 10-01 10-04 10-07 10-10 11-01 11-04 11-07 11-10 12-01 12-04 12-07 12-10 13-01 13-04 13-07 13-10 14-01 14-04 14-07 14-10 15-01 15-04 15-07 유가 ( 일본기준 ) 한국수입가 유럽 (NBP) 미국 (Henry Hub) 출처 : IHS 자료로직접작성 2015년들어서는저유가와동아시아지역가스수요감소로 LNG 가격이계약물량과현물모두 $10/MMBtu를크게밑돌면서아시안프리미엄문제는일견완화된것처럼보인다. 그러나유가가다시반등하기시작하면 LNG 가격또한다시반등할것이므로동아시아의 LNG 수입국들은아시안프리미엄해소문제에계속관심을두고있다. 거기에현물시장에서도현물가격하락이후전략적으로동아시 76) 단적인예로 Platts 제공정보에의하면 2014 년 6 월기준중동 - 한국 / 일본항로의 LNG 수송비용은 MMBtu 당 $1.5~1.6 수준으로중동 - 북서유럽항로의 $1.7~1.8 보다오히려더낮았음. 제 5 장동아시아의거래활성화추진 145

아지역의가격을높게유지하려는수출국의시도가있었기때문에 77) 수입국의아시안프리미엄에대한경계는타당하다고하겠다. 나. 역내가격지표의필요성증대 [ 그림 5-3] 에제시된바와같이주요가스소비시장중북미, 유럽은가스가격결정방식이이미가스시장내경쟁 (gas-on-gas competition) 으로자리잡았으나아시아지역은유효한경쟁이발생하는가스시장이존재하지않아여전히국제유가가천연가스가격지표역할을하고있다. 동아시아 LNG 수입국들은아시안프리미엄의해소를위한궁극적해법이북미, 유럽과같이역내시장활성화를통한신뢰 [ 그림 5-3] 주요소비지역별가스가격결정방식 출처 : 박진호 (2014) 77) 2014 년하반기부터동북아지역현물가격이하향세를보임에따라카타르는동북아지역의현물가격을유지하기위하여잉여물량을판매가가더낮은유럽으로판매하는전략적행동을보였음. 146

가능한가격지표확보에있다는데에공감하는것으로보인다. 일단시장가격이형성되면천연가스수입가격의지표로서국제유가를대체하도록수출국에요구할수있는타당성이확보된다. 게다가역내시장상황에관한유효한신호체계가확보되므로가격과수급상황의괴리라는유가연동가격의고질적문제를우려할필요도사라진다. 그럼에도여전히동아시아지역의대표적가격지표등장이요원해보이는것은그것의기반이되는역내가스거래시장의조성과활성화가여의치않기때문이다. 현재의경직적인 LNG 장기계약들도거래활성화장애물가운데하나인데목적지조항, 의무인수물량등이역내시장발달을저해하는대표적인조항들로꼽히고있다. 이러한문제들은국내가스시장구조개편부터 LNG 수출국과의외교관계까지고려되어야하는복잡한문제이므로단기간에해결될성질의것은아니다. 현재동아시아지역가스시장상황을나타내는가격지표로는 Platts의 JKM(Japan-Korea Marker), ICIS Heren의 EAX(East Asian Front-month Index), Energy Intelligence의 Northeast Asia Spot LNG, Argus의 ANEA(Argus Northeast Asia) 등시장정보서비스업체들이제공하는것들이활용되고있다. 이러한지표들은아시아지역현물거래가증가하기시작한 2009년부터발표되기시작하였으며이후참고자료로서의활용도가높아지고있다. 특히 JKM의경우에는일본의추부전력이 2012년초 BP와맺은 16년연간 50만톤계약가격에 5~10%(Platts, 2012b), 2014년 11월에발표한 GDF Suez와의 20 카고단기계약의가격에 10%(Energy Intelligence, 2014b) 를연계시킨바있다. 정보서비스업체들이제공하는가격지표들의활용도가높아지 제 5 장동아시아의거래활성화추진 147

고있는데에는대체판매시장과의수송비차이정도를가감하던아시아지역 LNG 현물가격에대하여, 2011년후쿠시마사태를기점으로장기계약가격수준, 판매자들의가격차별화시도등다른요인들의영향이커진이유도있는것으로보인다 (Rogers and Stern, 2014). 그러나민간업체들이발표하는가격지표들이대규모 LNG 거래의가격으로서일상적으로활용되는것은무리라고보는것이타당하다. 가장큰한계는가격지표들이비교적소수의 LNG 거래참여자들을접촉하여얻은정보를바탕으로산정된다는점이다. 제3자에원칙적으로공개되지않는가격정보이기때문에검증이쉽지않고정보제공자의선의에의존할수밖에없는것이다. 또다른문제점은전체소비량의일부에불과한현물시장전체를조사하여지표를산정하는것도아니므로대표성문제와신뢰성문제가같이발생한다는점이다. 2013년상반기기준으로가격정보를확인할수있었던현물거래물량 78) 은 4.8bcm이었는데 2013년전체로아시아지역현물수입량은 40bcm이었다 (Rogers and Stern, 2014). 조사범위가제한된상황에서는정보의교차검증이쉽지않다는점을악용하여조사대상자가전략적으로실제와다른정보를제공하여지표를조작하려는행위에대하여취약할수도있다. 따라서현재활용되는가격지표들을 LNG 현물구매이외의거래로확대하는데에는무리가있다. 78) IHS 의 Waterborne LNG 와 ICIS Heren 의정보 148

2. 가스거래활성화를위한노력 가. 개요현재의국제가스시장상황과달리전세계주요가스시장의가격이액화, 수송비용등을제외한원가측면에서비슷한수준으로수렴한다면이는국제가스시장의통합 연계가고도화되어아시안프리미엄이해소되었음을의미하는것이다. IEA는이러한상황을 2013년 World Energy Outlook(IEA, 2013b) 에서상정한바있다. Gas Price Convergence Case 로이름붙여진시나리오는기준시나리오 (New Policies Scenario) 보다지역간가스가격차이가더욱줄어든상황으로, [ 그림 5-4] 에서알수있듯일본과미국사이의가스가격차이가기준시나리오의 $8/MMbtu 수준에서 $5.5/MMBtu 정도로줄어든다. 이는미국 LNG가일본으로수출되는데에소요되는액화, 수송, 재기화비용의총합과거의같은수준으로서사실상아시안프리미엄이 [ 그림 5-4] IEA WEO 2013 에서의국제가스가격수렴시나리오 출처 : IEA(2013b) 제 5 장동아시아의거래활성화추진 149

사라진것이다. 이러한상황이실현되기위해서 IEA는다음의 4가지주요조건을제시하고있다. 북미, 특히미국의 LNG 대량수출 허브가격에기반한신규계약 ( 아시아 ) 또는허브가격적용확대 ( 유럽 ) 아시아가스시장에서의규제환경변화가속 액화및수송비용저감이가운데첫번째, 네번째조건은앞서 2장에서다루어진바와같이이미메가트렌드로서진행이되고있다. 따라서남은두조건의실현을위한아시아국가의노력의결과가전세계가스가격수렴의열쇠를쥐고있다고하겠다. 아시아의주요 LNG 수입국들은이러한상황을인식하여국내가스산업구조또는시장규칙을변경하는정책을채택하는한편으로 LNG 거래에활용될수있는가격지표를산출할수있는가스거래허브구축에도큰관심을보여왔다. IEA(2013a) 는가스거래허브가발달하기위해서는경쟁을촉진하는시장환경이조성되어야한다고밝힌바있다 (< 표 5-1> 참고 ). 결국세계가스가격수렴을위한조건중아시아에주어진두가지숙제는불가분의관계인것이다. IEA는구체적인요건으로도매시장내경쟁환경구축을위하여는가스시장에대한정부의직접적인개입및영향축소, 설비와판매부문의분리, 도매가격규제완화를제시하였다. 이상의요건들이충족되면충분한배관및공급에필요한설비용량확보, 공급인프라에대한비차별적인접근보장, 금융권을포함하는시장참여자확대를통하여시장참여자들이시장의기능에대하여신 150

뢰를구축할수있게된다. 국내또는역내거래활성화는가스거래허브의발달과불가분의관계인만큼상기요건들과관련하여아시아주요국의가스시장이이를어느정도충족시키고있는지, 또는정책당국이어떠한노력을기울이고있는지확인하는것이역내가스거래활성화의미래를전망하는데에중요하다. < 표 5-1> 가스거래허브발달의요건 제도적요건 구조적요건 요건 출처 : IEA(2013a) 가스시장에대한정부의직접적개입축소 설비와판매부문의분리 도매가격규제완화 충분한배관용량및비차별적접근 시장참여자수확대 금융기관의참여 세부사항 직접적인정책결정및시장개입에서탈피 독립적인반독점규제기관 (anti-trust agency) 을통해시장을감시하는역할수행 판매부문의경쟁가능성을고려해수직통합된공급시스템을설비부문과판매부문으로각각분리 ( 분리방식은상황에맞게 ) 설비이용을희망하는모든시장참여자에게비차별적인가격제공 기존의통합된규제가격을수송가격과상품, 서비스, 이익마진을포함한도매가격으로분리 가스구매자들은공급자를자유롭게선택하여, 가능한한최저가격에서필요로하는가스를조달 배관망에대한자유로운접근보장으로독자적인방식으로운영되는고립된부분 (island) 출현방지 독립적인계통운영자 (TSO) 및공통의규정 (network codes 에기반한투명하고공정한투자제도전제 적절한설비공동이용규정을제정해시장진입장벽을낮추어시장진입활성화 시장상황에맞는적절한수의참여자를확보하기위한시장구조확립필요 가스거래에수반되는위험의처리, 거래에서발생되는수입의최적화등에필수적 금융기관이석유시장에서와같이장기포지션을취하여장기적가격신호를내는것이중요 제 5 장동아시아의거래활성화추진 151

이하에서는 IEA(2013a) 에서거론된동아시아 4 개국의가스거래활 성화관련최근동향을가스산업구조의변화와거래시장개설움직 임을중심으로조사하였다. 나. 중국 1) 국내시장변화중국국내가스가격은정부의통제하에 LPG, 연료유 (fuel oil) 등석유제품가격에연동되어왔다. 중국정부는 2000년대중반까지의구매자시장에서상당히유리한조건으로계약한 LNG의저렴한가격과국내생산천연가스를기반으로국내가스가격을낮은수준에서유지할수있었다. 79) 그러나국내가스가격을웃도는가격의중앙아시아 PNG와 LNG가수입되고, 지나치게낮은국내가스가격이국내가스개발활동을저해하는등시장에왜곡을초래함을인식한중국정부는가스가격체계개혁을정책과제로인식해왔다. 그리하여 2013년 7월부터일종의과도기적조치로서기존에공급되던가스는계속하여낮은가격을적용하고신규공급분에대하여는신규도입가스의가격에기반하여높은가격을책정하는 2단계가격시스템을도입하였다. 그리고두가격의격차를점차줄인끝에 2015 년 4월 1일부로기존공급분과신규공급분의시티게이트가스가격은단일가격으로통합되었고이와함께대규모수요자가공급자와 79) 중국의 LNG 수입이호주 Northwest Shelf 도입분뿐이었던 2006~2008 년기간의중국 LNG 수입가격은 $3.20/MMBtu 를상회한적이거의없음. 현재도이러한가격상한이유지되고있는것으로보이며이에대하여 Northwest Shelf 운영사인 Woodside 는중국이인도네시아 Tangguh 계약가격을인상해준사례를거론하며최근에도불만을내비친바있음 (Energy Intelligence, 2015m). 152

가스가격을직접협상할수있도록허용하였다 (Wood Mackenzie, 2015e). 그러나가격통합으로인한신규공급분의가격인하폭이최근의유가인하수준에비해작아서천연가스의경쟁연료대비가격경쟁력이회복되지않은것으로평가되었으며, 이는 2015년중국 LNG 수요정체의주요요인으로작용하고있다. 중국정부는천연가스도매가격의인하를위하여 CNPC 등관련기업과추가로협상을진행하고있는것으로보도된바있다 ( 에너지경제연구원, 2015j). 가스거래활성화의기본여건인가스공급시설에대한제3자접속허용에관하여도여전히과제가많은것으로알려져있다. 생산용량기준 LNG 인수기지의 68% 이상을보유한 CNOOC와국내파이프라인의 90% 를통제하는 PetroChina 등거대국영기업들은여전히 TPA 에소극적인모습을보이고있다 (Energy Intelligence, 2015n). 80) 중국정부가아직 TPA를의무화하지않았기때문에이들은자사의설비를이용하여공급을받던기존고객에게영향을미치지않는경우에만 TPA를허용하고있다. 그결과 LNG 수입을독자적으로추진한소규모기업들이배관을임차하지못하여비싼수송비를감내하며탱크로리로운송하거나, LNG 인수기지사용이불가능해져중국으로항해중이던 LNG 수송선이다른곳으로돌려지는일도발생하였다 (ICIS, 2015h). 81) 원활하지않은 TPA에대한자구책으로 LNG를수입하려는중국기업들은 LNG 인수기지를독자적으로건설하고있기도하다 80) LNG 직수입을이미하였거나검토중인회사들가운데에는설비를보유한거대국영기업들이고의로재고를높게유지하여저장시설임대를회피하거나파이프라인임차를거절당한경우탱크로리임대비용마저높게책정하고있다는의혹을제기하는곳도있음. 81) LNG 인수기지임차실패와함께신용장 (letter of credit) 발행에도문제가있었던것으로보임. 제 5 장동아시아의거래활성화추진 153

(ICIS, 2015i). 이처럼가스인프라를소수거대기업이독점하고있는시장구조가높은수송비용을유지할수있게함으로써천연가스소비증진을막고있다는의견이꾸준히있어왔다. 이를타개하기위한방안으로중국정부는현재의경직된인프라이용상황을타개하기위하여이르면 2015년말까지 CNPC, CNOOC, Sinopec 등 3개국영기업이보유한파이프라인, LNG 인수기지, 저장시설등의인프라를분리하여독립적인회사를설립하는방안을검토중인것으로알려졌다 (Energy Intelligence, 2015j; Platts, 2015n). 이조치가실현될경우새로운설비보유회사는현재중국국내배관망의 90% 를소유하고있는상기 3개사에비하여낮은요금으로 TPA를제공할수있을것으로보인다. 82) 이조치는중국정부의가스시장개혁의지에대한시금석으로평가할수있으며지속적으로추진되고있는배관망및저장시설확충과맞물리면중국국내시장의효율성제고에중대한진전이될것이다. 2) 가스거래허브추진가스거래허브로서자국의잠재력과아시아 LNG 지표가격의필요성을인식해온중국은상하이지역에가스거래허브를개설하려는움직임을지난수년동안보여왔다. 최근의가장주목할만한움직임은상하이석유천연가스거래소 (SHPGX: Shanghai Petroleum and Natural Gas Exchange) 에서의 LNG 및 PNG 시범거래이다. 2015년 7 월초에출범한 SHPGX에서는동월말까지 8천톤의 LNG 거래가이 82) 파이프라인수송비는중국시티게이트가스가격의 25% 를차지하고있는데 CNPC 는 12% 의내부수익률 (IRR) 을상정하여수송비를책정함. 중국정부는새로운설비회사의내부수익률을 8% 수준으로계획하고있음. 154

루어졌으며 SHPGX 측에서는거래량이 2015년하반기에 5~6 bcm, 2016년에는 10bcm 이상에이를것이라는낙관적인전망을제시한바있다 (ICIS, 2015j). SHPGX는영국의 NBP와유사한형태의가스허브가되는것을목표로삼고있는데, 아직은가상허브로운영될수있는수준의인프라는갖추어져있지않은것으로보인다. 또한중국정부가여전히가스가격에대한통제를시행하고있다는점은 SHPGX가진정한가스허브로자리매김하는데에가장큰걸림돌로계속작용할전망이다. 그러나자국내생산, PNG, LNG 모두가거래될수있다는장점을살린다면장기적으로는동아시아지역의선도적인가스거래소로발돋움할가능성이높아보인다. 이미중국북부지역을인도지점으로하는 PNG 거래와남부의닝보지역 LNG 인수기지의물량거래건이 SHPGX에올라와있다 (ICIS, 2015j). 또한중국정부가국영기업들을앞세워 SHPGX에서의거래물량을인위적으로늘리면서앞으로중국의가스수급계약에 SHPGX의활용에대한조건을계속포함시키는등의노력을할것으로예상된다. 무엇보다도앞서살펴본바와같이비록통제하에있으나중국정부가가스가격자유화를추진하면서배관망을포함한가스인프라에대한 TPA를보장한다면 SHPGX는급성장할가능성이있다. 다. 일본 1) 시장개혁일본에서는 1995년이래수차례의가스사업법개정을통하여소매시장의부분적자유화와배관에대한중립성강화로대표되는가스 제 5 장동아시아의거래활성화추진 155

시장변화가단계적으로이루어져왔다. 소매부문판매자유화는 1995년도개정에서는연간가스사용량 200만m3이상인수요자대상으로실시되어 1999년 100만m3이상, 2004년 50만m3이상, 2007년 30 만m3이상으로확대되어왔다. 제3자접속의폭을확대하는배관부문중립성강화는 1995년대형가스회사 3곳 ( 도쿄가스, 오사카가스, 도호가스 ) 에자율적으로탁송 83) 취급요령을마련하게하는데에서시작하여 1999년에는사이부가스를포함한대형가스회사 4곳에탁송공급약관작성및신고 공표가의무화되고 2003년도에는탁송공급약관이대형회사 4곳에서모든일반가스사업자및가스배관사업자에게의무화되었다. 2013년초부터본격화된전력시장개혁논의에발맞추어동년하반기부터는가스시장개혁도추진되기시작하였다. 가스시장개혁은소매시장경쟁범위확대, 천연가스공급인프라에대한접근성향상등에초점을두고진행되었다. 그결과국회 ( 참의원 ) 에서 2015년 6월 17일에가스소매시장규제를 2017년까지완전히철폐하고도쿄가스, 오사카가스, 도호가스등 3대가스회사가소유하고있는가스배관망을 2022년까지분리하도록하는법안을통과시켰다. 이를통해전력및가스시장신규진입이한층용이해질것으로보이나다른한편으로는기존의소규모도시가스업계의합병도촉진될전망이다 (Platts, 2015o). 일본의가스시장규제철폐는같은날개정된전기사업법으로전체틀이확정된전력시장자유화와궤를같이하면서시차를두고진행될것으로보인다. 전력소매시장은가스시장보다 1년앞선 2016년에자유화될예정이며가스시장의배관망분리에해당하는송 83) 배관을소유하지않은자가가스사업자의배관을이용하여가스를공급하는사업을 탁송공급 으로정의함. 156

배전부문과발전부문의분리는법개정으로 2020년 4월실시가확정되었다. 일본이 2011년동일본대지진이후진행하고있는가스및전력시장자유화는 EU의선례에서보듯국내에너지시장의효율성개선에일정한효과를가져올것으로기대된다. 그러나가스부문에있어이러한시장자유화가일본국내가스거래활성화를통한시장형성, 나아가일본내가격지표형성에까지다다를지에대해서는여전히의문이존재한다. 가장큰이유는일본의전국배관망미비를들수있다 (Platts, 2015p). 우리나라와달리지역독점적형태로발전한일본가스시장은주요소비지역간가스배관망연계가여전히부족한상황이어서지역간가스이동을위해 LNG 수송선이동원되어야하는상황이다. 이는상당한거래비용을추가함으로써자유로운가스의흐름이라는시장조성의기본환경에제약으로작용하게된다. 다만, 그자체로상당한수요를갖는, 도쿄를중심으로한간토 ( 關東 ) 지역에서가스거래시장유지에필요한 30bcm의규모 (Gas Strategies, 2014b) 확보가가능하므로이지역에서지역독점적시장구조완화로사업자간거래가활발해진다면전국적시장이아니더라도신뢰성있는가격지표가형성될가능성이있다. 단계적인소매자유화범위의확대를중심으로자유화정책이추진되어왔지만이와같은시도들이국내허브형성을목적으로행하여지고있는것은아니다. 다만가스시장에서의경쟁촉진이전력시장과함께이루어지면서전력회사가가스시장에, 반대로가스회사가전력시장에진출하여국내거래를활성화시킬가능성은높다. 대표적인사례로 2015년 7월에만도쿄가스와도호쿠전력, 추부전력과 INPEX가 제 5 장동아시아의거래활성화추진 157

협력의향을밝힌바있다. 도쿄가스는동북지역의도호쿠전력과손을잡고수도권북부지역에서대규모소비자들에전력을판매하기위한합작업체를설립하였고추부전력과 INPEX도전력공급을위한합작사업운영을고려해보기로하였다 (Platts, 2015q). 2) 선물시장개설후쿠시마사태이후원전을대체하기위하여발전용 LNG 수요가연간 20bcm 정도급등하면서무역수지에적지않은악영향을미치자일본정부는아시안프리미엄문제의해결에적극적인움직임을보이기시작했다. 대표적인노력으로 LNG 선물시장을개설하여여기에서형성되는가격을바탕으로 LNG 거래가이루어지게함으로써아시안프리미엄을완화하고자시도하였다. 이에더하여선물가격이있다면유가에연동되지않는 LNG 거래에있어서위험을헤지할수있다는선물시장의원래기능도고려되었다. 일본정부는 2014년 4월부터 LNG 현물가격에기반한가격지표를발표하기시작하였다. 현물가격은유가연동가격보다는시장의수급상황을잘반영하나구매자와판매자쌍방간의협상에의하여결정되므로앞서살펴본역내가격지표들과마찬가지로일본정부발표가격역시일본내전력회사, 가스회사, 기타소수의 LNG 수입사에일종의설문조사를통하여가격정보를입수하게된다. 발표되는가격은 DES 기준으로수집된가격정보중 FOB, CIF(Cost, Insurance and Freight) 84) 계약가격을 DES로변환하는과정을거친다. 한편, 모 84) LNG 가일단선적되면구매자가 LNG 의소유권을가짐. 지불은소유권이이전되는시점에이루어지지만판매자는운송에대한책임을지며구매자를대신하여화물에대한보험에도가입함. DES 계약에서는 LNG 의소유권과위험에대 158

든현물가격이일본정부의가격지표에포함되는것은아니어서 Henry Hub나 JKM 등다른지표와연동된경우는제외하고, 활용가능한정보가지나치게적어대표성이없다고판단되면가격지표는발표하지않는다. 이어동년 9월에는경제산업성에서 LNG 장외거래시장 (JOE: Japan Over-the-counter Exchange) 을개설하였다. 도쿄상품거래소 (TOCOM) 와 Ginga Energy Japan의합작으로개설된 JOE는 LNG 선물시장의전단계에해당한다. 그러나경제산업성의적극적후원에도개설후 10여개월이지난 2015년 7월에서야처음으로차액만을지불하는선도거래 (non-deliverable forward) 가 9월인도분에대하여최소거래단위인열량기준 25만MMBtu 규모로단한건성사되었다 (Platts, 2015r). JOE가어느정도로활성화될것인지에대하여아직예단하기에는이르지만적어도일본의전력, 가스시장자유화의효과가본격적으로나타날때까지는유동성이미미한수준에머무를것으로보인다. 사실일본정부가 JOE의설립을추진할때부터많은전문가들은그것의성공에대하여상당히회의적인의견을표명하였다. 선물계약은현물시장의기초자산에서파생되는것이므로현물시장의유동성이부족하다면신뢰성있는가격지표가확보될수없다. 일본이수입하는 LNG 현물이평균매월 10여카고 (cargo) 85) 안팎이고이가운데에는정부가발표하는현물가격지표에서제외되는거래가있게마련이어서소수의거래만으로현물시장을대표하게된다는한계가존재한다. 게다가거래건수가부족하면지표가발표될수없는데실제로 2015 한책임이하역항의인도지점을기준으로판매자에게서구매자에게이전된다는점에서차이가있음. 85) LNG 수송선 1 척에해당하는물량으로관례적으로 135,000 m3 ( 약 6 만톤 ). 제 5 장동아시아의거래활성화추진 159

년 5월에이러한일이일어나기도하였다 (Energy Intelligence, 2015o). 아울러업체들이제공하는가격정보에의존하므로검증이어렵다는점은같은방식을사용하는 JKM 등기존가격지표와같은문제점을지닌다. 거기에 LNG 가격하락을명확히선호하는일본정부가주도한다는점에서판매자들이일본정부가공정한시장의관리자의역할을충실히수행할지경계하는시선까지보냄에따라 (Energy Intelligence, 2014b) JOE의향후전망은불확실하다. 라. 싱가포르 1) 시장자유화싱가포르는에너지시장자유화수준이상당히높은국가로서가스부문도예외가아니며아시아원유거래허브로서의위상도탄탄하다. 이는많은 LNG 거래관련기업들이동아시아지역영업을담당하는사무실을싱가포르에개설하였다는사실에서도알수있다. 시장경쟁활성화에우호적인싱가포르의환경은 IEA(2013a) 가싱가포르를아시아가스거래허브의유력한후보지로평가하는데에중요하게작용하였다. 싱가포르의전력, 가스산업은 1965년이래정부의일부분인 PUB (Public Utilities Board) 의관할하에있었으나 1995년에에너지시장자유화를촉진시키기위하여 PUB가관할하던사업을 3개발전회사, 송전회사 (Power Grid), 배전회사 (SP Services), 가스회사 (PowerGas) 로분할하고 Power Grid, SP Services, PowerGas 등의지주회사인 Singapore Power를설립하였다 (IEEJ, 2014). 이어 2001년에는가스법 (Gas Act) 을제정하여수송과판매활동의분리를명시하였다. 이에 160

따라 2002년에 PowerGas에서가스수입 제조부문과소매부문이각각 Gas Supply와 City Gas의별도회사로분리되고 PowerGas는수송사업자가되었다. 2008년 9월의가스법개정을통해 PowerGas는유일의가스수송사업자로서싱가포르의가스배관망전체를소유 운영하기시작했다. 이러한가스산업전반에대한규제는독립규제기관인 EMA(Energy Market Authority) 가맡고있으며 EMA의규제대상에는아시아최초로공개접속 (open access) 를허용한 LNG 터미널등싱가포르내다른가스인프라도포함된다. 이처럼싱가포르에서는유럽과유사한형태의시장자유화가실시되었지만시장수급에따른도매가격결정단계에는이르지못하고있다. 비록정부는천연가스도매계약에대한규제를철폐하였으나싱가포르천연가스수요의상당부분을담당하는말레이시아, 인도네시아산 PNG는여전히유가연동장기계약을통하여들여오고있어도매가격이유가의영향권에서완전히벗어나지못하고있다 (IEA, 2013a). 아울러소매가격에대한정부규제가존속하고있다는점에도유의할필요가있다. 싱가포르는늘어나는국내천연가스수요충족, 도입선다변화, 아시아가스허브로서의자리매김등을염두에두고 LNG 수입을늘려왔다. 2014년싱가포르가소비한 9백만톤이상의가스가운데 LNG는 2백만톤에도미치지못했지만 LNG 수요가 [ 그림 5-5] 와같이 2020년에는 4백만톤, 2025년에는 1천만톤에이를수있다는예측도있다 (Wood Mackenzie, 2015d, 2015f). 꾸준히증가할 LNG 수입물량의처리와가스거래에필요한저장시설확보를위하여인수기지운영사인 Singapore LNG는 3단계터미널공사를진행하고있다. 2017년운 제 5 장동아시아의거래활성화추진 161

영개시를목표로하고있는 3 단계공사를마치면싱가포르의 LNG 재기화용량은연간 1,100 만톤, 저장용량은 82.4 만 kl 가될것이다 (IHS, 2015g). [ 그림 5-5] 싱가포르 LNG 수요전망 출처 : Wood Mackenzie(2015e) 2) 가격지표발표싱가포르는 LNG 인수기지건설과같은물리적인프라확충과함께자국을명실상부한가스트레이딩허브로자리매김하기위하여자신들의가격지표를확립하려노력하고있다. SGX LNG Index Group (SLInG) 은싱가포르기준 LNG 현물의 FOB 가격을나타내는지표로 162

서 2015년 6월현재 13개사가참여한가운데시범운영되고있으며향후참여업체를 10곳더추가하여 23곳까지늘릴계획이다 (ICIS, 2015k). 그러나 SLInG의성공가능성에대해서는신중한견해가대부분인데그이유는일본사례에서제시된것과크게다르지않다. 무엇보다도 23개사가참가한다고하여도여전히적은숫자여서 SLInG의가격이동아시아지역을대표한다고보기에는무리가있다는점이다. 게다가아시아전체현물거래량도여전히많지않은상황에서싱가포르자체적으로가격지표의대표성을담보할수있는수준의거래량을일으키기쉽지않은데 2015년상반기와같이지역전체적으로현물거래가크게침체되는상황에서는이문제가더욱두드러질것이다. 마지막으로싱가포르가추진하는가격지표역시현재의가격지표들이나일본의그것처럼실제거래가아닌참여사들의미래가격예측에기반한것이어서이들의전략적행동에취약할수있다는, 기존가격지표들이가진문제점을극복하지못했다는점도간과할수없다 (ICIS, 2015k; Energy Intelligence, 2015o). 마. 우리나라우리나라도동아시아의다른수입국과마찬가지로국내 LNG 허브개설의지를여러차례밝힌바있다 ( 산업통상자원부, 2014b). 우리나라는각각세계 1~3위 LNG 수입국인동북아 3개국의가운데에위치해있고전국배관망과저장시설등인프라도잘갖추어져있는등 LNG 허브가활성화될수있는조건을일부갖추고있다. 반면에시장구조측면에서는해결되어야할과제가여전히존재한 제 5 장동아시아의거래활성화추진 163

다. 국내거래활성화없이가스시장이형성되고신뢰할수있는가격지표가등장하는것이불가능한바, 일본, 중국등이추진하고있는거래활성화를위한정책적조치가우리나라에서도필요하다. 그러나천연가스의수급안정성을위하여가스공사가 LNG 도입과도매시장에서독점적지위를유지해온현재의산업구조는구매자에유리한방향으로조성되는국제가스시장의메가트렌드를활용하기에지나치게경직적이라는점은주지의사실이다. 정부는 1990년대부터현재의산업구조에변화를주기위한시도를해왔고그결과자가소비용직수입문호확대, 가스공사보유설비에대한제3자접근보장등시장자유화를위한조치가이루어졌다. 그러나근본적으로는가스공사의장기계약물량이국내가스수요의상당부분을충족하고있어서, 거래활성화와시장자유화가가스공사고객들의물량이탈에따른대규모의무인수물량미달상황을발생시킬개연성이있다. 더구나발전용천연가스수요감소전망, 저가의단기및현물물량존재등국내외시장환경이유럽의거래활성화를이끈상황과흡사하다는점은물량이탈가능성을더욱높인다. 이로인하여급격한국내가스산업구조변동가능성에대비하면서거래활성화를추진해야한다는점은상당히어려운정책적과제임에분명하다. 바. 역내협력 LNG 교역조건개선을위한동아시아지역의협력포럼은일본의주도로 2012년부터시작된 LNG 생산자-소비자회의 (LNG Producer- Consumer Conference) 가대표적이다. 2012년당시일본은고유가와 164

후쿠시마사태이후급증한 LNG 수입으로인하여다른어느아시아지역 LNG 수입국보다도아시안프리미엄해소에절박했기때문에세계최대 LNG 수입국이라는위치를활용하여생산자와소비자가함께참여하는자리를마련하였다. 이회의는점차규모가커져 2015년 9 월에도쿄에서개최된회의에는우리나라를비롯, 여러 LNG 시장참여국과관련국제기구에서 1천명이상이참석하였다. 중국은 2013년에 CNPC 주도로 아시아 LNG 시장포럼 (Asia LNG Market Forum) 을출범시켰다. 아시아지역 5개주요 LNG 수입국의 LNG 수입업체, 연구기관, 관련협회등이참석하는민간차원의협력체인이포럼은 2014년 아시아가스시장포럼 (Asia Gas Market Forum) 으로이름을바꾸고 PNG까지논의의폭을넓혔다. 아직은참여기관의수가적고뚜렷한성과가도출되지않고있으나 CNPC, CNOOC, Sinopec 등주요중국기업들이참여하고있어향후성장가능성이있는것으로보인다. 우리나라는최근중국, 일본과정부차원에서 LNG 계약조건개선을위한 3자양해각서체결을추진중인것으로알려져있다. 같은맥락에서우리정부는계약조건중에서도특히목적지조항등자유로운가스거래를저해하는요소의완화또는삭제를우선목표로두고있으며역내거래활성화를위한노력도강조해왔다. 그결과 2015년 11월에서울에서개최된한 일 중정상회담에서는판매자에유리한 LNG 계약관행개선을위해함께노력하고 LNG 수급위기시공동대응한다는데에합의가이루어지기도하였다. 한 중 일 3국의노력에도동아시아지역의국제협력은실질적행동으로이어지기까지상당한기간이소요될것이라는점에서여전히태 제 5 장동아시아의거래활성화추진 165

동기에있다고볼수있다. 국가별로정책환경이상이하고가스거래를위한물리적, 제도적인프라가부족한상황에서현재의국제협력은시장에관한의견교환과공통관심사에대한견해의표명정도가한계인것으로보인다. 거기에중국과일본의소원한외교관계위에동북아가스시장의주도권을잡으려는경쟁까지더하여각자의포럼을꾸리고있는점에도유의할필요가있다. 3. 유럽사례와의비교분석 가. 동아시아수입국향후전망과과거유럽의상황비교 3장에서살펴본, 동아시아가스시장에서관측되는국제가스시장메가트렌드의파급효과와본장에서정리한동아시아수입국의가스거래활성화관련노력은유럽대륙에서거래활성화가본격적으로전개되기직전의상황과몇가지공통점을보인다. 반면에현재로서는동아시아지역에서변화의조짐이없는뚜렷한차이점도존재한다. 1) 시장수급상황 2014년파푸아뉴기니의 LNG 수출개시를시발점으로 2015년부터호주, 2016년부터미국의신규 LNG 수출프로젝트가가동을시작하면서국제 LNG 시장이 2020년전후까지는공급과잉상태에놓일것이라는관측이 2014년하반기부터늘어나기시작했다 (Citi Research, 2015; Fattouh et al., 2015; ICIS, 2015l). 그리고 2015년들어국제 LNG 시장의수급조절역할을할것으로예상되었던중국의천연가스수요증가가주춤거리면서공급과잉상황이더욱확실시되고그 166

정도도더욱심화될것이라는전망이우세해졌다. 전통적인장기계약이지배적인 LNG 시장에서공급과잉이예상된다는것은거래관련제약조건이완화된물량이크게늘어난다는것으로단기, 현물거래가능성이커지고있음을의미한다. 시장에많이풀린단기, 현물물량이소비자의관심을끌기위해서는매력적인가격을제시해야한다. 2015년의저유가상황은유가연동계약가격을 2014년초부터하락하기시작한현물가격과비슷한수준까지하락시켰다 ([ 그림 5-6] 참고 ). 그러나중기적혹은장기적으로는유가가반등함에도동아시아 LNG 시장의공급과잉상태로인하여현물가격안정세가계속되는상황이발생할수있다. 이경우싱가포르와일본은국내가스거래기반이갖추어진상태에서유럽이경험했던것과같은호기를맞이할수있을것이다. [ 그림 5-6] 우리나라 LNG 수입가격과동북아지역현물가 (2014~) 출처 : IHS 자료로직접작성 제 5 장동아시아의거래활성화추진 167

2) 국내 / 역내거래시장의발달수준앞서살펴본바와같이 IEA(2013a) 의경쟁시장조성여건평가에서싱가포르에상대적으로뒤처지는것으로나타났던동북아 3개국에서는국내가스거래활성화를위한정책적조치가이루어지고있다. 특히일본에서가스시장개혁일정이확정되고중국도시장자유화의움직임을보이는등 < 표 5-2> 와같이긍정적인변화가관측되고있다. 비록현재로서는 2008년유럽대륙수준의제도적여건이갖추어진국가는싱가포르가유일하나, 일본도소매시장자유화와판매-배관망분리를통해 2022년부터는수요자들이자유롭게유리한조건의가스를구매할수있게된다. 따라서앞서진단한것과같이국제시장메가트렌드에의한공급과잉상태가지속된다면이들두나라는국제가스시장의메가트렌드가가져다주는이점을효과적으로활용할수있을것이다. < 표 5-2> 동아시아 4개국의경쟁시장여건평가 (2013) 와최근변화 항목 한국 중국 일본 싱가포르 정부의직접적인개입및영향축소 - - +/- - + + 수송과판매의분리 - - +/- - + + 시장에의한도매가격결정 - +/- + + 충분한공급설비용량과비차별적접근허용 - + - + - + + 시장참여자의확대 - +/- + + +/- 금융제도연계 - - +/- + 출처 : IEA(2013a) 및직접작성 +: 현재경쟁시장조성에기여, -: 현재경쟁시장조성에기여하지않음, +/-: 현재볼확실, - + 또는 - +/-: IEA(2013a) 이후변화관측 168

[ 그림 5-7] 경쟁적가스도매시장형성단계 출처 : IEA(2013a) 그러나장기계약에도적용할수있는가격지표의등장은동아시아와유럽사이에서가장큰차이이다. 효율적거래시장발달단계를보여주는 [ 그림 5-7] 의관점에서본다면중기적으로동아시아수입국들은 규제완화 / 발전중 단계는대체로달성할것으로생각된다. 그러나시장의현재수급과미래의전망까지포함하는, 신뢰할수있는가격신호를발신하는최종단계에이르기위해서는일정수준이상의시장규모, 투기적 (speculative) 시장참여자의활발한활동, 정부개입의원칙적배제등만만치않은과제들이기다리고있다. 2008년의유럽에는이미성숙단계에접어든 NBP, 네덜란드정부의지원과국내생산가스의유통을통해급속히발전한 TTF가존재하였다. 동아시아국가들이당시의유럽과같이효율적으로작동하는국내시장을조성하지못한다면현재개별적으로추진중인국내가스허브에서국제거래에활용가능한가격지표를기대하기는어려울것이다. 제 5 장동아시아의거래활성화추진 169

3) 가스공급원의특성 2010년기준으로유럽은노르웨이를포함한역내에서 300bcm을생산하였고러시아, 알제리등으로부터파이프라인을통해 180bcm, 카타르등으로부터 LNG로 87bcm을수입하였다 (IEA, 2012b). 반면에 2014년의동북아 4개국 86) 은역내생산이 134bcm이었고 LNG 수입이 219bcm, 파이프라인을통한수입이 28bcm이었다 (IEA, 2015c). 사실상유일한천연가스생산국인중국이비전통가스중심으로생산확대를이룰가능성이있지만 2장에서보았듯불확실성이크고자국내수요증가를따라잡을가능성은크지않다. 유럽, 특히영국과네덜란드에서국내생산가스가허브발달에기여했던점을고려할때역내천연가스생산이부족하다는점은동아시아지역을아우르는시장형성에장애요인으로작용할가능성이다분하다. 동북아지역수요의 60% 정도를충족시키는 LNG 수입이유럽의과거 PNG 수입에비하여조건변경이어렵고경직적조건들을다수포함하는계약에기반하고있다는점도간과할수없다. 유럽에서는 PNG 공급계약에 3년주기로가격을포함한계약조건전반에대하여협상을할수있는조항이있었기때문에, 변화된시장환경을반영하는데에합의하거나중재절차를통해계약변경을이끌어내기가상대적으로쉬웠다. 이탈리아 Edison과카타르 RasGas 사이의 LNG 계약도 3년주기재협상규정이중재절차를시작하는데에활용되었다. 그러나대부분의아시아지역 LNG 계약은 4~5년주기로재협상이이루어지도록규정되어있고일부가격재협상조항이없는계약도있다 (Corbeau et al., 2014). 또한실질적인재협상도유럽의 PNG 계약 86) 한국, 중국, 일본, 대만. 170

에비하여는드물게일어난다 (Franza, 2014). LNG의유연성도아시아수입국에불리하게작용할수있다. 유럽의장기계약은공급자와수요자를고정된파이프라인으로연계하므로자산특유성 (asset specificity) 87) 을양측거래당사자들에게발생시킨다. 그러나러시아, 노르웨이등은판로가유럽으로한정되어있었던반면유럽의수입국들은 LNG와국내생산물량등의공급대안을가지고있었기때문에협상에서유리한위치를점할수있었다. 반대로 LNG는 PNG와달리필요하다면수송로를자유롭게변경할수있으므로공급자가자산특유성문제에있어 PNG 공급자에비하여덜취약하다. 이러한 LNG 거래자체및현행계약의특성은본연구에서검토하고있는 거래활성화 교역조건개선 의역방향인 교역조건개선 거래활성화 의변화가일어나기어렵게하는가장큰원인이다. 다만중 장기적으로는기존계약의만료및유연성있는새로운계약의체결을통해이러한문제가점진적으로해결될수있다. 한편, 가스거래활성화를촉진시키는공급원의다양성측면에서는중국의상황을따로고려할필요가있다. 앞서의동북아지역천연가스생산및수입자료에서중국은 2014년역내생산분가운데 130bcm과파이프라인수입전체를차지하였다. 뿐만아니라국내비전통가스생산과서기동수프로젝트지속추진및러시아와의파이프라인연계를통하여역내생산증가와파이프라인수입증가도모두중국에서일어나게된다. 거기에 LNG 도입계약까지고려한다면중 87) 보유하고있는자산을특정한거래에만주로활용하고다른거래에는활용이어렵거나불가능하여거래비용이매우높아지는상황. 자산특유성이있는거래에서는거래상대방의기회주의적행동에취약해짐. 제 5 장동아시아의거래활성화추진 171

장기적으로중국의가스공급원구성은어느정도다양성을확보할 것이다. 4) 역내인프라여건역내인프라여건은동아시아와유럽이가장큰차이를보이는부분이다. 무엇보다도국가간에물리적인배관연계가전혀이루어지지않았으며추진계획조차구체적으로논의되지않고있다는점은동아시아, 좁게는동북아역내시장조성에커다란걸림돌이다. 단적인예로한국, 일본, 대만은대륙과연결하는파이프라인이없어 PNG 수입을통한공급원다양성확보가불가능하다. 한-중, 한-일의수입국간해저배관건설도제안된바있으나 88) 수출국-수입국간연결이아닌경우낮은이용률로투자회수에문제가생길수있다. 배관연계없이 LNG 수송선으로이루어진네트워크도생각해볼수있으나저장및수송중 BOG 발생, LNG 수송선수배, 액화및재기화비용등기본적인거래비용이높다. 게다가수송선별로달라지는거래물량과열량등품질사항으로인하여거래표준화에서도난관에봉착하게된다. 따라서국내시장에국한되는거래허브가아닌역내허브가등장하기위해서는거래기회제약요소가없는파이프라인연계가필수적이다. 제도적인프라는동아시아지역에있어더욱어려운부분이다. EU 와같은단일한정치체제구성은논외로하더라도역내협력부분에서본것처럼일본과중국의주도권경쟁이엄존하고국가별가스시장의특성도크게다른것이동아시아의현실이다. 그러나최소한 88) 서정규 (2012) 에서한 중해저배관건설의타당성을검토. 172

LNG 수입국으로서불합리한계약조건에대한공동대응에있어서는협력의여지가있어보인다. 아시안프리미엄의재발은동아시아 LNG 수입국모두가경계하는바이고이문제의경감을위해서는협력이필수적이라는데에인식을같이하고있다. 만약공급안정성우선등으로인해수입국간협력이원활하지않다면홀로강경한입장을취하는수입국과의거래를수출국이쉽게단념할수있다. 이를테면반기를든수입국을수출국이응징하는 죄수의딜레마 (prisoner's dilemma) 상황이쉽게발생하는것이다. 추가로역내거래활성화를위한공동의거래표준제정등도수입국모두에게편익을줄수있는협력의제가될수있을것으로판단된다. 나. 동아시아의거래활성화에의한교역조건개선전망북서유럽에서천연가스교역조건의개선여건이갖추어진시기인 2008~11년기간의상황과향후동아시아지역의전망을비교한결과가 < 표 5-3> 에정리되어있다. 이에따르면내외시장여건은거래활성화가교역조건개선으로이어지는과정에당분간은우호적일것으로예상된다. 거래활성화와직접적으로관련된가스시장발달수준에있어서는각국이현재와같은방향으로정책을추진하면장기적으로는적어도개별국가수준에서국내시장자유화의결실을볼수있을것으로기대된다. 그러나가격지표가형성될만큼고도화된시장으로발달되는데에는유럽의사례를볼때장기간의노력이요구될뿐만아니라갖추어져야할시장환경들도있어 2020년이후로도상당한시간이소요될것으로보인다. 제 5 장동아시아의거래활성화추진 173

< 표 5-3> 거래활성화에의한교역조건개선여건 : 동아시아 시장수급상황시장발달수준가스공급원특성인프라여건 항목 공급과잉여부 낮은현물가격 국내시장자유화 가격지표의등장 북서유럽 (2008~2011) 대비동아시아 (2015~2020+) 여건 역내생산등공급원의다양성 O/X 경직적 LNG 계약비중 물리적인프라 ( 배관연계 ) 제도적인프라 ( 역내협력 ) O O X X 출처 : 직접작성 O: 비슷한수준도달가능성높음, : 비슷한수준도달이유동적, X: 비슷한수준도달가능성낮음, O/X: 국가별차이 가스공급원의특성과인프라여건측면에서는동아시아지역의태생적한계가존재한다. 공급원의다양성확보는중국을제외한동아시아의모든주요수입국이국내부존자원의절대적부족과배관망연계부재로인한 PNG 이용불가능이라는한계를지니고있다. 러시아또는중국과나머지동북아국가와의배관연계를통한 PNG 공급또는상호가스거래는지속적으로제안되어왔지만아직계획단계에서의논의도공식적으로일어나지않고있다. 역내협력기반역시정부간협의체등역내협력기반의미비, 중국과일본의경쟁적구도등으로인하여전반적인협력이어렵다. 그러나북서유럽에비하여불합리한조건을다수내포한 LNG 계약의개선에대하여는협력의소지가충분하며, 수입국공동대응등을통하여경직적조건이붙은신규계약거부등을통해점진적으로거래활성화에도움이되는방향 174

으로상황을바꾸어나아갈수있을것이다. 2008년에이미 NBP라는확립된가격지표를갖추고있던북서유럽과 2020년이후로도가격지표형성이불투명한동아시아사이에는커다란간극이존재한다. 유럽은판매자도신뢰할수있는가격지표를앞세워자신들과파이프라인으로묶여있는판매자를압박할수있었다. 반면에판로개척이유연한 LNG 판매자를상대해야하는동아시아가내생적가격지표를가지고있지않다면유가연동을고수하는판매자를설복시키기매우어려울것이다. 그럼에도거래활성화가교역조건개선으로이어지게된다는점은분명하다. 2008~11년의북서유럽상황과비교하였을때배관망연계와역내가격지표확립까지는시간이걸리겠지만시장자유화는아시아지역에서 2020년을지나면현실화될수있다. 이러한상황에서유연한조건의저렴한천연가스가흘러들어온다면국가별또는국내지역별시장에서거래가크게활성화되면서시장의성숙을촉진시킬것이다. 즉, 2008~11년의북서유럽이아닌, 1990년대후반의영국또는 2000년대초반의북서유럽지역이거쳤던단계에서 거래활성화 가격지표형성 교역조건개선 의과정을밟아나아가는것이다. 현재동아시아와과거유럽의차이는당장의교역조건개선을어렵게하는부분이자앞으로동아시아역내협력의방향이라고할수있다. 시장발달수준, 가스공급원특성, 인프라여건등은장기간에걸쳐변화해가는반면, 구매자에유리한시장수급상황은국제가스시장의메가트렌드에의하여뒷받침되고있음에도그보다훨씬짧은시간내에바뀔가능성이높다. 따라서여러선결요건이필요한, 거래활성화에서교역조건개선으로이어지는과정을추진함과동시에당면과제인교역 제 5 장동아시아의거래활성화추진 175

조건개선을먼저이루고이를지렛대로역내거래활성화를촉진시키는방향도함께고려될필요가있다. 89) 앞서검토한바와같이상대적으로어려움이많으나 LNG 계약에서도재협상을통하여경직적조항의완화또는삭제, 유가연동이외의가격결정방식도입등을효과적으로요구할수있는방안을수입국이함께논의하고정보를공유하는것이바람직하다. 또한목적지조항과같은경우는유럽에서와마찬가지로우리나라, 중국, 대만의공정경쟁관련법률에저촉될가능성이있는것으로지적되는점에도유의할필요가있다 (Gas Strategies, 2015b). 90) 89) IEA(2013a) 에서는이를 닭이먼저냐, 달걀이먼저냐 (chicken and egg) 의문제라고설명함. 즉, 아시아지역에서거래시장이발달하면유연성있는 LNG 물량의판로확보가용이하므로쉽게흡수됨. 그러나반대로이러한거래시장이발달하려면장기계약에묶이지않은유연성있는 LNG 물량이필요함. 90) 우리나라의공정거래법적용가능성에대하여는본보고서 6 장을참고. 176

제 6 장국내가스산업관련시사점 국내가스산업은수직통합적구조가여전히유지되고있어가스산업참여자사이의거래가크게제약되어있다. 앞서논의된바와같이거래활성화를가로막는장애물이제거되어야, 이를뒷받침할수있는정책, 금융부문의시스템이갖추어지면서유동성있는시장이형성된다. 유동성있는시장은에너지자원배분의효율성개선, 공급안정성제고와같은근본적편익을가져옴과동시에가격지표와상시구매가능한상품을제공함으로써교역조건개선의디딤돌로작용한다. 가격변동성증가와같은단점도있을수있으나유동성있는시장이우리나라가스산업의지향점이라는점에는변함이없다. [ 그림 6-1] 은거래활성화, 유동성있는시장, 교역조건개선의선순환구조를표현하고있는데양되먹임 (positive feedback) 구조의특성상교역조건개선에서거래활성화로이어지는접근도가능함을보여준다. [ 그림 6-1] 거래활성화와교역조건개선의선순환구조 거래활성화 유동성있는시장 효율적자원배분 공급안정성향상 교역조건개선 가격변동성증대 제 6 장국내가스산업관련시사점 177