미국산 lng 도입환경과 국내 가스시장 파급효과 분석 · 2020-03-07 ·...

KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

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도 현 재

미국산 LNG 도입환경과

국내 가스시장 파급효과 분석

기본연구 보고서

15-16

기본연구보고서 15-16

미국산 LNG 도입환경과 국내 가스시장

파급효과 분석

도현재

참여연구진

연구 책임자 : 선임연구위원 도현재

연구 참여자 : 부 연 구 위 원 유학식

부 연 구 위 원 이상림

고려대학교 식품자원경제학과 교수 박호정

LNG Tech Korea 조 현

요약 i

요 약

1. 연구의 필요성과 목적

2015년 말부터 개시될 미국의 LNG 수출은 국제 LNG 거래의 경직

성을 완화하고 계약조건의 변화를 가져오며, LNG 구매에서 과거와는

다른 형태의 리스크와 기회를 수반할 것으로 예상된다. 현물시장을 기

반으로 하는 유연한 거래조건을 가진 미국산 LNG의 국제 시장 유입

은 기존의 천연가스 거래방식과 상당한 차이를 보일 것으로 전망된다.

특히, 미국의 LNG 매매가격은 Henry Hub 현물가격에 연동하여, 단

기･현물 거래의 확대 및 LNG 거래의 유연성 제고 등 국제 LNG 수급

과 거래방식에 큰 변화가 일 것으로 예상된다.

이 같은 변화가 예상되지만 미국산 LNG 프로젝트의 구조나 거래관

행의 차이 및 영향에 대한 선행연구가 거의 전무하다. 이에 본 연구는

미국 LNG 도입과 관련한 프로젝트 특성과 제반 리스크를 분석하고,

미국산 LNG의 국제 시장 유입에 따른 거래구조 및 방식 변화를 통해

미국산 LNG 도입이 국내 가스시장에 가져올 영향을 살펴본다.

2. 주요 내용

미국의 천연가스 시장은 생산, 공급 및 가격 체계 등에 있어서 유럽

및 아시아 시장과는 다른 구조와 특성을 가지고 있다. 파이프라인이나

거래허브 등 가스 수송 및 거래의 기반설비가 잘 갖추어져 있고, 다양

한 생산자, 수송회사, 트레이더(trader) 및 지역 공급회사 등이 북미지

ii

역 가스 공급체계의 생태계를 구축하고 있는데, 이러한 미국 가스시장

고유의 특성이 반영되어 미국의 LNG 수출 프로젝트는 다른 지역의

LNG 프로젝트와는 다른 사업모델 형태를 띤다. 이러한 프로젝트 추

진의 구조적 차이와 미국 가스시장 고유의 특성으로 미국산 LNG의

도입은 이제까지와는 다른 거래환경 및 그에 따른 여러 리스크와 수

익 기회를 제공한다.

미국에서 채택되는 Merchant 모델과 Tolling 모델 프로젝트에서는

LNG 프로젝트 사업자(merchant) 또는 액화설비 이용자(toller)가 원료

가스를 확보하고 액화설비까지의 수송을 책임지는 등 액화설비 이용

에 따른 전 과정의 위험을 부담한다. 이는 액화설비가 상류 천연가스

자산의 현금화를 위한 프로젝트의 일환으로 운영되는 전통적인 Integrated

모델에서, LNG 구매자는 LNG 인수 이후 단계의 위험만을 부담하는

상황과 대조된다. 반면에 기존 LNG 공급자들이 요구하는 의무인수

(take-or-pay: TOP)조항이나 목적지제한(destination)조항 등과 같은 경

직적인 제약조건으로부터 상대적으로 자유롭다는 장점이 있다.

Tolling 모델이나 Merchant 모델 프로젝트에서는, 실제 액화서비스

이용 여부나 LNG 인수 여부와 관계없이 액화설비 이용료(용량예약요

금)를 지불한다는 조건하에서, LNG 구매자는 원료가스 가격이나 수

요의 변화 등 시장상황에 따라 LNG를 인수하지 않거나 액화서비스를

이용하지 않는 옵션의 협상이 가능해지며, 실제로 이러한 계약상의 유

연성이 일반적으로 목격된다. 이는 기존의 TOP 발생에 따른 비용이

액화설비 이용료 수준으로 낮아지는 효과를 가진다고 할 수 있다.

Tolling 모델에서 액화설비에 주입할 원료가스를 조달하고, 액화설

비까지 수송하는 전 과정의 책임을 액화서비스 이용자인 LNG 수입자

(또는 재판매자)가 담당한다. 이 과정에서 Toller는 다양한 리스크에

요약 iii

노출되는데 그중에서도 원료가스 조달, 수송서비스 확보, 액화설비의

이용과 관련한 리스크가 가장 핵심적이고 어려운 사안이라 할 수 있

다. 특히 액화설비 이용계약은 20년 이상의 장기간인데, 원료가스 조

달을 위한 가스매매계약은 관행상 보통 5년 이내로 체결되기 때문에

심각한 물량･가격 리스크에 노출된다. 미국의 Tolling 모델이 전통적

인 LNG 개발 모델과 다른 또 하나의 중요한 차이점은 계약한 공급물

량에 대한 보장이다. 액화설비가 어떤 이유에서든 가동이 중단되는 경

우 액화서비스 사업자는 수요자의 대체 카고 확보비용을 보상할 의무

를 부담하지 않으려 할 유인이 높기 때문에, Tolling 모델에서 수요자

는 과거보다 더 큰 공급물량 차질 리스크를 안게 된다는 점이다.

한편 Tolling 방식의 LNG 사업모델이 제공하는 주요 기회는 과거

수동적으로 LNG를 인수하여 소비하기만 하던 수입자의 역할이 LNG

를 재판매할 수 있는 트레이딩 영역으로 진출을 확대할 수 있는 기회

를 제공한다는 점이다. 이러한 특성은 향후 LNG 거래관행에 중요한

의미를 가진다. 특히, 목적지 제한이 없는 유연한 특성의 미국산 LNG

는 현물거래에 적합한 속성을 가지기 때문에 LNG의 재판매 및 차익

거래를 확대하고, 경직적인 LNG 계약조건을 완화하는 등 LNG 거래

관행 개선을 촉발하는 중요한 전기가 될 것으로 예상된다. 또한, 특정

계약이나 수요처에 묶이지 않은 LNG 물량이 증가하여, LNG 시장의

유동성이 높아지면서 현물가격의 안정화와 공급 안정성 증대에도 긍

정적인 영향을 미칠 것으로 기대된다.

미국산 LNG는 이러한 가스시장에 대한 영향 이외에, 액화비용 정

도 수준의 낮은 TOP 페널티만 지불하면 도입물량을 취소할 수 있다

는 점에서도 장점이 있다. 이러한 신축성(flexibility)의 가치를 가늠해

보는 시도로서 HH연동의 미국산 LNG 계약이 갖는 신축성 가치를 옵

iv

션 모형으로 평가하였다. 즉, HH 가격 수준에 따라 HH기준 계약이

원유가 등 다른 가격지표(index)에 연동하는 계약에 비해 경제적이지

않을 수 있으며, 이때 낮은 수준의 TOP 페널티가 갖는 미국산 LNG

프로젝트의 신축성은 다른 가격지표 기준의 계약으로 전환할 수 있는

옵션이 있는 것으로 해석할 수 있다.

이에 다른 지표의 계약으로 전환하는 두 가지 케이스, 즉 특정한 기

간에 국한된 단기적 계약 전환옵션과 전체계약 기간의 전환옵션으로

구분하여 실증분석을 하였으며, 단기적 계약 전환의 신축성 가치 분석

결과, HH연동 계약가격이 JKM 현물가격 기준으로 약 30% 이상이

되면, HH연동 계약에서 JKM 기준 계약으로 전환하는 것이 최적인

것으로 나타났다. 한편, 20년이나 30년 단위의 장기계약 자체를 해지

하고 원유가격 연동계약으로 전환하는 전체계약 전환옵션을 행사하고

자 한다면, 이를 위한 적절한 HH연동의 임계가격 수준은 단기적 계약

전환의 임계가격 수준보다 훨씬 높게 나오는데, 이는 계약전체 해지에

대한 비가역적인 요소의 기회비용이 반영되기 때문이다.

본 분석에서 나타난 바와 같이, 미국산 LNG의 신축성 가치는 LNG

도입을 포기할 수 있는 옵션에서 나오는 가치 및 원유가 등 기존 가격

지표에서 다원화하여 더 비용효과적인 LNG 조달 방안을 선택할 수

있는 가치로 요약될 수 있으며, 이러한 점은 가스 수요의 불확실성이

높은 국내 가스시장 상황에서 공급 안정성을 제고할 수 있는 기회를

제공한다. 즉, 유연한 특성의 미국산 LNG는 TOP 발생의 부담을 경감

시켜 수요 불확실성에 대비한 충분한 장기계약 물량의 확보를 가능하

게 하고, 이로 인해 주기적으로 발생할 수 있는 잉여 물량의 LNG 트

레이딩 역량을 키울 수 있는 기회를 제공하며, 나아가 아시아 지역 내

현물거래를 활성화하여 지역 현물시장 개설에도 긍정적으로 작용할

수 있다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Background and Research Objective

The export of the US LNG is expected to alleviate rigidity and

bring forth significant changes in contractual terms in LNG trade. As

such, the US LNG imports will entail new risks and opportunities

that are far different from the traditional ones. One crucial difference

is the practice of linking its export price to Henry Hub spot price

index, rather than the conventional practice of indexing it to crude

oil price. The influx of such US LNG volumes is expected to bring

substantial changes to international LNG market and trade patterns,

especially since it will facilitate spot and short-term transactions and

expand flexibilities in LNG trades.

While such changes are anticipated and several domestic players

are in fact planning to import LNG from the US, studies on the

characteristics and impacts of the US LNG projects are virtually

non-existent. In order to fill the gap, this study examines the

peculiarities and risks associated the US LNG projects, and analyzes

their influence to international LNG trade and domestic gas market.

2. Summary of Findings

The US natural gas market exhibits different structure and characteristics

ii

from that of Asia or Europe in terms of production, supply, price

formulation, and more. Gas transport and trade infrastructures such

as pipeline network and gas trade hubs and market centers are well

developed, and diverse players including producers, transport

companies, traders, and end-users such as power generation

companies and local gas distribution companies constitute the US gas

supply business system. These unique features of the US gas market

are reflected into the shaping of the US LNG export projects that are

different from the traditional LNG export project business models.

And these differences in business models present various new risks

and opportunities to the customers of the US LNG.

Under the ‘Merchant model’ and the ‘Tolling model’, the merchant

who is the owner of the LNG project, and the toller who is the user

(importer) of the liquefaction facility, respectively, are responsible for

supplying feedgas to the LNG liquefaction plant. This contrast with

the traditional ‘Integrated model’ where the LNG importer bears the

risks at the stage only after the ownership of LNG is transferred,

that is, either at the loading port or unloading port. On the other

hand, the Merchant and Tolling models have advantages in that they

generally do not impose such rigid contractual terms as the

take-or-pay (TOP) and destination clauses.

Under the Tolling and Merchant models, profits of the LNG

project owners come mainly from the revenue from liquefaction

capacity reservation charges. LNG buyers are generally required to

Abstract iii

pay for the reservation charges regardless of whether the liquefaction

service is actually utilized or not. Hence, as long as the income

opportunities of liquefaction capacity charges are not jeopardized, the

project owners are not so concerned whether the reserved

liquefaction capacity is actually utilized. This means that under the

Tolling and Merchant models, the TOP penalties to LNG buyers are

effectively lowered to the level of liquefaction capacity charges.

In the Tolling model, tollers (LNG importers or buyers) bear all

risks from sourcing feedstock gas and transporting it to liquefaction

plant. In the process, importers are exposed to various unaccustomed

risks. Among them, securing feedgas and pipeline capacity present

key challenges. For example, the liquefaction tolling agreement

(LTA) needs to be signed typically for a period of 20 years or more,

while feedgas supply contract is signed for a duration of 5 years or

less. Such discrepancy in contract durations creates serious volume

and price risks to tollers. Another crucial difference is in the

guarantee of supply. With the Tolling model, the plant owner is

generally not required to source make-up cargoes for customer even

if the liquefaction plant goes offline for any reason. Hence the

Tolling model can carry higher supply risk in this sense.

On the other hand, the liquefaction project that adopts the Tolling

model can offer the customers a new opportunity in terms of LNG

trading that is not possible with the conventional model, as it does

not restrict resale of its LNG. This feature will have an important

iv

implication on the patterns and practice in LNG trade. As the US

LNG is more suitable for spot trading with less restrictions on the

disposal of the cargoes, its influx to the international LNG trade will

not only expand resales and arbitrage deals, but also put pressure on

the traditional LNG suppliers to improve rigid contractual terms and

conditions. Moreover, availability of substantial volumes with

uncommitted destination market can lead to higher liquidity in LNG

market, which in turn can contribute to spot price and supply

stability.

Perhaps one of the most notable merits with the US LNG is the

flexibility it offers. It is possible with the US project not to offtake

the cargoes as long as the customers reimburse the liquefaction costs.

This study has attempted to measure the value of this flexibility the

US LNG inherently possesses. If the Henry Hub (HH) spot price to

which the US LNG price is indexed rises above a certain level to an

extent that spot LNG cargoes are more attractive, the customers can

elect to forego the US LNG cargoes and instead secure replacement

cargoes in the spot market. Thus, the US LNG can be interpreted to

offer an American option of purchasing spot cargoes that can be

exercised at any given time before contract expiration if the HH

price rises too high.

Two cases for valuation were examined. The first case considers

the option of replacing HH-indexed LNG with spot cargoes for any

given period of time. We found that when the HH-indexed LNG

Abstract v

price rises above the Japan-Korea Marker (JKM) price by about 30

percent, it is optimal to switch to spot cargoes, based on recent JKM

price movement. The second case considers switching the entire

contract, whereas the first case considers switching for a single

period. In this case, the critical price level of HH at which the

switching becomes optimal is much higher than in the first case.

This is because the opportunity cost of irreversible nature of the

switching is reflected in assessing the option value.

As these results show, the flexibility value of the US LNG arises

from the option of electing not to offtake the cargoes and replace

them with other cargoes with which other price indices apply. This

type of flexibility may carry higher values to customers especially

with highly uncertain gas demands, as it allows the customers to

secure sufficient LNG volumes with less concerns on incurring TOP

penalties. The surplus LNG supply that may occasionally result can

be utilized to build experience and capacity as a trader, which would

not have been possible with the traditional LNG projects.

Furthermore, expanded opportunity for trading activities especially in

Asia can positively contribute towards the formation of liquid spot

market within the region.

차례 i

제목 차례

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

제2장 세계 LNG 시장 변화와 수급 전망 ···································· 5

1. LNG 시장의 성장과 교역 구조의 변화 ······································· 5

2. LNG 프로젝트 추진 전망 ··························································· 8

가. 북미 및 타 지역 LNG 프로젝트 추진 현황 및 여건 ··········· 8

나. FLNG 추진 현황과 최근 추세 ·············································· 20

다. 세계 LNG 중･단기 수급 밸런스 전망 ································· 24

제3장 미국산 LNG 도입환경의 분석 ········································· 29

1. 미국 천연가스 거래시장 개요 및 특성 ······································ 30

가. 미국 천연가스 거래 특성 ······················································· 30

나. 미국 천연가스 선물거래 시장 ··············································· 34

2. 미국 LNG 프로젝트 사업모델의 특성 ······································· 36

가. 미국 LNG 프로젝트 사업모델 ·············································· 37

나. Merchant 모델의 특징과 장단점 ··········································· 40

다. Tolling 모델의 특징과 장단점 ·············································· 45

3. 미국 LNG 프로젝트의 물량･가격 리스크 분석 ························ 48

가. 원료가스(feedgas) 조달 리스크 ············································· 48

나. 원료가스 가격 변동 및 비용 상승 리스크 ··························· 55

다. 건설 및 운영 리스크 ······························································ 57

ii

라. 수송 및 액화 서비스 이용 리스크 ········································ 59

마. 시장 참여자의 계약불이행 리스크 ········································ 61

제4장 미국 LNG 프로젝트의 국내 가스시장 영향 ···················· 63

1. 미국산 LNG 유입의 국제 가스시장 영향 ································· 64

가. LNG 공급력의 확대 ······························································· 65

나. 시장의 유동성 강화 ································································ 66

다. 도입가격 결정방식의 다양화 ················································· 67

라. 가격 재협상 및 적정 현물구매 전략 변화 ··························· 69

2. 미국산 LNG 도입의 국내 가스시장 영향: 신축성 가치 분석 ··· 70

가. 신축적 도입계약 조건의 가치와 분석 방법론 개요 ············ 70

나. 신축성 가치의 분석모형 ························································ 73

다. 신축성 가치의 실증분석 ························································ 82

라. 신축성 가치 분석 결과의 요약 ············································· 98

3. 현물가격 안정화의 발전용 가스수요 불확실성 대응 비용효과 ······ 99

가. 분석방법 ················································································ 100

나. 시나리오 ················································································ 102

다. 분석결과 ················································································ 106

제5장 종합 및 시사점 ······························································ 111

참고문헌 ·····················································································117

차례 iii

표 차례

미국 LNG 프로젝트의 FTA 비체결국가 수출 승인 현황 ···· 12

건설 중인 미국 LNG 수출 프로젝트 현황 ······················ 13

캐나다 서부의 주요 LNG 프로젝트 추진 현황 ··············· 17

건설 중인 FLNG 프로젝트 ················································ 22

제안된 주요 FLNG 프로젝트 ············································ 22

미국 내 상위 20개 트레이더 ············································· 33

LNG 프로젝트 사업모델 ···················································· 38

Merchant 모델과 Tolling 모델의 비교 ····························· 48

HH연동 계약의 신축성 가치 연산을 위한 두 모형 ········ 73

JKM 현물가격 단위근 검정 결과 ····································· 86

HH연동 계약가격 단위근 검정 결과 ································ 87

JKM 현물가격과 HH연동 계약가격의 파라미터 추정 결과 ··· 88

JKM $8 기준 시 신축성 가치 ··········································· 88

유가연동 기준 계약가격 단위근 검정 결과 ····················· 95

유가연동 및 HH연동 계약가격의 주요 파라미터 추정 결과 ··· 95

수급계획에서의 LNG 발전량 불확실성 요인 ················· 100

제7차 전력수급계획 주요 내용 및 전제 ························· 101

7차 신재생 발전량, 설비 비중 목표 ····························· 103

RSP 이행률 추이 ···························································· 104

LNG 연료가격 비교 ······················································· 105

시나리오 ··········································································· 106

S1 전원별 발전량 ··························································· 106

iv

S2 전원별 발전량 ··························································· 107

S2-S1 전원별 발전량 ······················································ 107

시나리오별 SMP 변화 ···················································· 110

차례 v

그림 차례

[그림 2-1] LNG 교역 추이(1990~2014) ·············································· 5

[그림 2-2] LNG 수출국별 비중(1990~2014) ······································· 6

[그림 2-3] 비장기계약 LNG 거래 비중 ··············································· 8

[그림 2-4] 북미 LNG 프로젝트 제안 현황(2015년 10월 기준) ······ 10

[그림 2-5] 국가별 신규 LNG 액화용량(2005~2020) ························ 24

[그림 2-6] LNG 수급 밸런스 전망(Wood Mackenzie) ···················· 25

[그림 2-7] 세계 LNG 수급 밸런스 전망 ··········································· 26

[그림 2-8] 일본의 LNG 수요와 장기계약 체결물량(2010~2020) ··· 27

[그림 3-1] 미국 내 파이프라인 분포와 Henry Hub ························· 31

[그림 3-2] 2013년 미국 내 가스 거래회사 유형별 비중 ················· 32

[그림 3-3] 월평균 Transco-Z6(NY) Forward Curve vs. HH 가격 ····· 35

[그림 3-4] LNG ‘프로젝트 회사’의 계약 구조 ································· 41

[그림 3-5] Tolling 모델 계약 구조 ···················································· 45

[그림 3-6] 거래물량 규모와 원료가스 판매자 수 ····························· 52

[그림 3-7] 기온변화에 따른 LNG 생산량의 변화 ···························· 54

[그림 4-1] 세계 LNG 수급 전망 및 신규 프로젝트 추진 여력 ······ 65

[그림 4-2] 미국산 LNG의 특성별･수출시장별 계약물량(2016~2025) ···· 67

[그림 4-3] 세계 지역별 천연가스 현물가격 추이(2009.2~2015.6) ···· 68

[그림 4-4] JKM 현물 가격 추이(2009.2.2~2015.8.12) ····················· 83

[그림 4-5] 브렌트 가격 추이(2009.2.2~2015.8.12) ··························· 83

[그림 4-6] HH 가격 추이(2009.2.2~2015.8.12) ································ 84

[그림 4-7] JKM 현물가격과 HH연동 계약가격(2009.2.2~2015.8.12) ··· 85

vi

[그림 4-8] JKM과 HH연동 계약가격의 기간별 증가율 ··················· 85

[그림 4-9] 의 민감도 분석(액화 및 수송비용 대비) ·················· 89

[그림 4-10] 신축성 가치의 민감도 분석(액화 및 수송비용 대비) ·· 90

[그림 4-11] 의 민감도 분석( 및 대비) ································ 91

[그림 4-12] 신축성 가치의 민감도 분석( 및 대비) ·················· 91

[그림 4-13] 의 민감도 분석( 및 대비) ······························ 93

[그림 4-14] 신축성 가치의 민감도 분석( 및 대비) ·················· 93

[그림 4-15] 신축성 가치의 추세(2009.2~2015.8 기간) ···················· 96

[그림 4-16] 와 에 대한 의 민감도 분석 ····························· 97

[그림 4-17] 와 에 대한 의 민감도 분석 ····························· 97

[그림 4-18] 시나리오 1 대비 LNG 증가량 ····································· 108

제1장 서 론 1

제1장 서 론

북미에서의 셰일가스 개발 붐은 세계 에너지시장의 판도를 뒤바꿔

놓고 있다. 2000년대 중･후반까지 미국은 자국 내 천연가스 생산량

감소와 캐나다로부터의 수입량 증대의 한계로 LNG 수입이 불가피하

게 급증할 것으로 예상되어1), 미국 동부 및 멕시코만 일대에 다수의

LNG 수입터미널을 건설하였고2), 미국 가스시장을 겨냥하여 여러

LNG 프로젝트들이 개발되었다. 그러나 셰일가스 개발로 미국 내 가

스 생산량이 급증하면서 미국은 이제 수입국이 아닌 LNG 수출국으로

급부상하며, 최근 20여 개의 LNG 수출프로젝트가 제안되고 현재 5개

수출터미널이 건설 중에 있다.3)

미국 천연가스시장은 세계 천연가스 소비의 22.7%를 차지4)할 정도

로 그 규모가 크고 현물 및 선물 거래기반이 잘 형성되어 있어, 유동

성과 거래의 유연성이 높다. 이 때문에 미국 시장에서는 석유메이저와

같은 대형 공급자를 포함하여 모든 시장참여자들이 자신의 거래나 의

사결정이 전체 시장가격에 거의 영향을 미치지 않는 가격수용자(price

taker)가 되며, 이는 곧 미국 가스시장의 참여자들은 현물시장에서 결

정된 가격조건에 원하는 수량만큼 공급하거나 구매할 수 있다는 점을

1) EIA(2007)는 당시 2005~2030년간 미국 가스 공급량 증가분의 95%가 LNG 수입으로 충당될 것으로 전망한 바 있다. 도현재･박지민(2007, p.39) 참조

2) 1970년대 말/1980년대 초에 가동을 시작한 4개 수입터미널(Cove Point, Elba Island, Everett, Lake Charles)과 2005년에 가동 시작한 1개 터미널(Gulf Gateway)을 포함하여 미국에는 총 13개 수입터미널이 존재함. FERC(2015c) 참조

3) FERC(2015a), FERC(2015b) 참조4) 2014년 기준. BP(2015, p.23) 참조

2

의미한다. 즉, LNG 공급자에게 미국 가스시장은 장기 수요처를 확보

하지 않더라도 항시 LNG 판매가 가능한 최후 지지시장(market of

last resort)으로서 최저 수익선의 기준이 되며, 지역 간 가격 격차를

활용하여 더 높은 수익을 거둘 수 있는 차익거래의 기반을 제공하였

고, 이 때문에 미국의 LNG 수입 확대 전망은 2000년대 중반 이후 공

급자와 수요자 양자 간 장기계약 위주의 LNG 교역에서 다자 간 시장

거래 및 단기･현물 거래의 확대라는 변화를 일으키는 데 큰 몫을 했

다.5)

한편 금융위기 이후 최근 수년간 미국 내 셰일가스 생산 증가로 미

국 LNG 수입량이 예상보다 크게 줄고, 유럽 가스시장도 경기 침체

및 금융위기로 인해 수입 수요가 크게 위축되어, 이들 시장을 겨냥한

LNG 물량이 상대적으로 가격이 높게 형성된 아시아 시장으로 목적지

를 변경(divert)하는 모습을 보여 왔다. 또한 중동, 남미, 동남아 지역

의 새로운 수요자들과 더불어 신규 공급자들도 계속 확대되면서6) 현

물 및 단기 거래의 비중이 급격히 늘어나고,7) 차익거래가 활발해지면

서 LNG 교역 양상의 변화가 가속화되고 있다.

여기에 2015년 말부터 개시될 미국의 LNG 수출은 LNG 거래의 경

직성을 더욱 완화하고 계약조건의 변화를 가져오며, LNG 구매에서

과거와는 다른 형태의 리스크와 기회를 수반할 것으로 예상된다. 대규

모 현물시장을 기반으로 하는 유연한 LNG 거래조건의 미국산 LNG

5) 즉, 수요처와의 장기 매매계약 체결이 선행된 이후에야 LNG 프로젝트에 대한 투자가 진행되던 관행에서 탈피하여, 미국과 유럽 등 현물시장 공급을 염두에 두거나 일부 수요만 확보된 상황에서 프로젝트 투자를 진행하는 사례가 나타나고, LNG 수송선 시장에서도 특정 프로젝트에 귀속되지 않은 수송선 발주가 확대되기 시작하였다.

6) LNG 수입국의 수는 2005년 15개국에서 2014년 29개국으로 급증하였고, 공급국도 13개국에서 2014년 19개국으로 확대되었다. IGU(2015, p.7)

7) 2014년 단기 및 현물거래 비중은 총 거래량의 27%를 차지하였다. IGU(2015, p.15)

제1장 서 론 3

의 국제 시장 유입은 기존의 천연가스 거래방식에서 상당한 차이를

보일 것으로 전망된다. 특히, 미국의 LNG 매매가격은 Henry Hub 현

물가격에 연동하며, 목적지제한(destination clause)이나 의무인수

(take-or-pay) 등 경직적인 조건이 없거나 그 페널티 수위가 낮아8), 단

기･현물 거래의 확대 및 LNG 거래의 유연성을 더욱 높일 것으로 전

망되는 등 국제 LNG 수급과 거래방식에 큰 영향을 미칠 것으로 예상

되고 있다.

우리나라도 한국가스공사, SK E&S, GS EPS 등 여러 사업자가 미

국산 LNG의 도입을 추진하고 있으며 다수의 사업자가 북미로부터의

LNG 도입을 구상하고 있다. 이 때문에 향후 우리나라의 가스시장은

미국의 가스 현물시장과의 연계성이 강화되고, 아시아 지역 내 LNG

거래 활성화를 통해 주변국 가스시장과의 연관성도 높아질 전망이다.

무엇보다도 미국산 LNG 도입의 계약가격이 관행상 미국 현물시장인

Henry Hub에 연동될 것이기 때문에 미국 가스시장 고유의 가격 및

시장 리스크에 국내 가스시장이 노출되고, 동시에 국제 LNG 시장의

역동적 변화에 따른 새로운 리스크와 기회를 맞을 전망이다.

하지만 전통적인 방식의 알래스카의 LNG 수출을 제외하고, 미국

본토의 LNG 수출 논의는 불과 수년 전에 시작된 사안이기 때문에,

이와 관련된 리스크와 기회요인에 대한 선행연구는 거의 전무한 상황

이다. 따라서 미국산 LNG 도입에 수반되는 거래관행과 계약조건에

따른 리스크 및 기회요인 등에 대한 검토가 필요하며, 특히 중동과 동

8) 계약형태에 따라 차이가 있지만, 일반적으로 미국산 LNG 매매계약(또는 액화설비 이용계약)에서 수요자가 계약물량을 인수하지 않는 경우, 확보한 원료가스(feedgas)는 재판매될 수 있기 때문에 가스물량과 관련된 좌초비용이 크지 않아, take-or-pay 발생 페널티는 액화설비용량 및 파이프라인 예약요금 등의 좌초비용을 보상하는 수준에서 결정된다. 미국산 LNG 도입계약의 조건과 리스크에 관해서는 제3장에서 자세히 논의한다.

4

남아 등 전통적인 LNG 공급자들로부터 공급되는 경직적인 LNG 도

입조건에 비해 확연히 다른 유연한 특성의 미국산 LNG의 시장 유입

이 국제 시장 및 국내 시장에 가져올 변화와 가격 및 수급에 대한 영

향의 분석이 필요하다.

이에 본 연구는 미국 LNG 도입과 관련한 프로젝트 특성과 제반 리

스크를 분석하고, 미국산 LNG의 국제 시장 유입에 따른 거래구조 및

방식 변화가 미국산 LNG 도입을 통해 국내 가스시장에 가져올 영향

을 살펴본다. 이를 위해 먼저 제2장에서는 최근 세계 LNG 수급의 추

이와 거래환경의 변화 추세 및 전망에 대해 살펴보고, 제3장에서는 미

국 가스시장의 특성 분석 및 미국산 LNG 도입에 수반되는 리스크를

살펴본다. 원료가스의 확보에서부터 수송파이프라인 용량 확보 및 설

비 이용 상의 절차, 각 사업단계에서의 거래상대방(counter-party) 리

스크 등 미국산 LNG 도입과 관련한 가격 및 물량 측면의 도입 환경

을 분석한다. 이어 제4장에서는 미국산 LNG의 유입이 국제 LNG 시

장의 거래환경과 수급, 그리고 국내 가스시장에 가져올 변화와 영향을

살펴본다. 아울러, 미국산 LNG 도입계약 조건이 가지는 상대적 신축

성(유연성)의 가치와 우리에게 미치는 수급 및 가격 측면의 의미를 정

량적으로 분석한다. 마지막으로 제5장에서는 시장 변화 전망과 미국

산 LNG의 특성을 종합하고, 우리나라 가스시장에 대한 의미와 시사

점을 살펴본다.

제2장 세계 LNG 시장 변화와 수급 전망 5

제2장 세계 LNG 시장 변화와 수급 전망

1. LNG 시장의 성장과 교역 구조의 변화

세계 LNG 공급량은 지난 2011년 정점을 찍은 후 잠시 감소하였지만,

2014년에 241백만 톤을 기록하며 2011년 수준을 회복하였다.9) 지난

20여 년 동안 세계 LNG 시장은 거래량과 시장 참여자 수, 거래 형태

등 모든 측면에서 높은 성장과 큰 변화를 보여 왔다. [그림 2-1]에서

보듯이, LNG 시장규모는 1990년대 초반 이후 약 4~5배로 확대되었

으며, LNG 수출국과 수입국의 수도 급격히 늘어나는 추세이다.

[그림 2-1] LNG 교역 추이(1990~2014)

자료: IGU(2015, p.7)

9) IGU(2015, p.7). 한편 GIIGNL(2015)는 2014년 LNG 공급량을 239.2백만 톤으로 집계하는 등 집계기관마다 약간의 차이를 보인다. 이하 LNG 수급 실적의 논의에서는 수치의 일관성을 위해 IGU(2015)를 기준으로 제시한다.

6

2014년 말 기준 LNG 수출국은 19개국으로 2005년 13개국에서 6개

국이 새로이 수출국 대열에 합류하였다.10) [그림 2-2]는 1990년 이후

LNG 수출국과 각국의 비중 변화를 보여주는데, 1990년에 비해 수출

국 수가 크게 늘어, 카타르와 호주를 제외하고는 모두 수출 비중이 줄

어든 것을 볼 수 있다. 2006년 이후 최대 LNG 수출국으로 자리매김

한 카타르는 2014년에 76.8백만 톤(MT)을 공급하였으며, 말레이시아

(25.1 MT), 호주(23.3 MT), 나이지리아(19.4 MT), 인도네시아(16

MT)가 포함된 상위 5개국이 세계 총 공급량의 3분의 2를 차지한다.

[그림 2-2] LNG 수출국별 비중(1990~2014)

자료: IGU(2015, p.9)

10) IGU(2015, pp.9-10)


LNG 수입국의 수는 2005년 15개국에서 2014년에는 29개국으로 더

욱 빠르게 증가하고 있다.11) LNG 소비는 주로 아시아 지역을 중심으

로 이루어져 왔는데, 최근 중동과 남미 지역에서 새로운 LNG 수요자

들이 대거 등장하면서 지역별로 차츰 다변화되는 추세에 있다. 지역

시장별 2014년 수입 비중을 보면12), 아시아 지역이 180 MT으로 약

75%를 차지하고, 유럽 13.7%(33 MT), 남미 6.3%(15.2 MT), 북미

3.5%(8.4 MT), 중동 1.8%(4.3 MT)의 비중을 차지하였다. 일본(88.9

MT), 한국(38 MT), 중국(20 MT) 동아시아 3개국이 전체 LNG 수입

의 약 60%를 차지하고 있으며, 인도(14.6 MT), 대만(13.6 MT)까지

포함하여 LNG 수입의 상위 5개국이 모두 아시아 국가이며, 이들은

세계 총 수입량의 73%를 차지한다.

수출국과 수입국 수의 증가 및 다변화로 LNG 교역구조에도 변화가

진행되고 있다. 1990년대 초반 아･태지역 내 LNG 공급국과 소비국

간의 교역이 70% 이상을 차지하던 상황에서, 카타르 등 중동 지역의

공급국이 등장하면서 중동․아･태지역 간 교역 비중이 증가하고, 아시

아와 유럽의 가스가격 격차로 대서양․아･태지역 간 교역 비중도 증

가하는 등 교역구조가 다변화되고 있다.

무엇보다도 거래 형태에서도 큰 변화가 나타나고 있다. 장기계약 위

주의 LNG 교역에서 중･단기계약 및 현물거래 등 비장기(non

long-term)계약 거래가 차지하는 비중도 꾸준히 늘어나고 있다. 2013

년 총 LNG 교역량의 33%에 해당하는 77.3백만 톤이 비장기계약을

통해 거래되었다. 특히, 2년 이내의 현물 및 단기거래의 비중은 2000년

11) 2015년에는 요르단, 이집트, 파키스탄, 폴란드 4개국이 LNG 수입을 시작하여 LNG 수입국 수는 33개국이 될 전망이다. IGU(2015, pp.10-11)

12) IGU(2015, p.11)

8

이전에는 5%에도 미치지 못했지만, 이후 급격히 늘어나 2014년에는

전체의 27%인 64.7백만 톤을 기록하여, LNG 거래 관행에 큰 변화가

지속되고 있음을 알 수 있다.13)

[그림 2-3] 비장기계약 LNG 거래 비중

자료: IGU(2015, p.15)

2. LNG 프로젝트 추진 전망

가. 북미 및 타 지역 LNG 프로젝트 추진 현황 및 여건

2015년 6월 기준 운영 중인 세계 LNG 액화설비의 총 용량은 298.5

백만 톤/년(MTPA)에 달하며, 미국과 호주에서 건설 중인 LNG 액화

설비 용량이 약 145 MTPA이다.14) 이외에도 미국, 캐나다, 호주, 동아

프리카 등지에서 다수의 LNG 프로젝트가 구상되고 있는데, FEED 등

13) IGU(2015, p.17). 한편 GIIGNL(2015, p.5)은 현물 및 4년 이내의 단기 계약을 통한 거래물량은 전체의 29%인 69.6백만 톤으로 집계하였다.

14) 이대연･정귀희(2015, pp.5-6). 한편 Wood Mackenzie(2015a)는 미국과 호주에서 2020년까지 건설될 액화용량을 약 130 MTPA로 집계하여 다소 차이를 보인다.


기본설계 단계에 있는 프로젝트의 총 액화용량은 257 MTPA에 달한

다.15) 이들은 현재 낮은 유가 상황에서는 대체로 수익성을 확보하기

어렵지만, 시장상황이 호전되면 추진될 가능성이 있는 프로젝트들로

평가된다.16)

1) 미국 LNG 프로젝트

셰일가스 생산 확대로 지난 2011년 이후 4년 동안 미국 천연가스

매장량은 약 34%, 생산량은 68% 증가했으며17), 이 과정에서 미국의

천연가스 가격은 유럽의 1/3, 아시아의 1/4 수준으로 큰 격차를 보여

미국 천연가스의 국외 수출을 추진하게 된 상업적 근거가 되었다.

앞서 제1장에서 언급하였듯이 셰일가스가 본격적으로 개발되기 전

인 2003~2006년을 전후해 미국에 LNG 수입이 대량으로 필요할 것이

라는 전제하에 건설되었던 수입터미널의 수익성이 약화되면서 사업자

들은 새로운 활로를 찾을 필요가 있었다. 셰일가스 개발로 풍부해진

15) 이대연･정귀희(2015, p.6). 이 가운데 미국의 프로젝트가 128 MTPA에 달하는데, 이들 LNG 프로젝트의 수출 허용 여부는 자국 내 경제적 영향 및 정치적 명분과 지정학적인 이슈에 따라 좌우될 수 있지만, 미국 에너지시장 특성 중 하나가 정부가 통제할 수 있는 범위에 한계가 있고 시장에 맡기는 경우가 많기 때문에 미국의 LNG 수출 물량의 실현범위는 궁극적으로는 미국산 LNG의 시장 경쟁력에 달려 있다고 할 수 있다. 2004년 50여 개의 LNG 수입터미널 설비를 연방에너지규제위원회(FERC)에서 승인했지만, 실제 건설된 것은 5개의 터미널(Freeport, Sabine Pass, Golden Pass, Cameron, Pascagoula)에 국한되었던 사실과 최근의 저유가 상황에 따른 미국산 LNG의 가격 경쟁력 약화를 고려하면 LNG 수출 승인 규모와 실제 프로젝트의 성공적 실현 간에는 큰 괴리가 있을 것으로 평가된다.

16) 일례로, 설계단계에 있는 미국 LNG 프로젝트들은 유가연동 가격공식(0.14x유가+0.8) 하에서 생산비용 IRR 12%, 액화비용 IRR 15%를 적용할 때, 유가가 배럴당 50달러 이하에서는 대부분의 프로젝트가 경제성을 잃으며, 70달러 이상일 때 경제성을 확보하게 된다. 이대연･정귀희(2015, p.7)

17) 매장량은 2011년 131,616 bcf에서 20014년 199,684 bcf로 확대되었고, 생산량은 7,994 bcf에서 13,447 bcf로 증가하였다. EIA(2015, p.39)

10

자국 내 천연가스를 수출하기 위해 수입터미널을 액화기지로 전환한

후 액화기지 용량을 장기 임대하거나, 또는 직접 원료가스를 조달하여

LNG를 제조･수출하는 방식의 프로젝트가 다수 제안되고, 지금도 개

발되고 있다. 2015년 11월 현재 알래스카를 제외한 미국 본토에서 제

안된 LNG 프로젝트는 34개에 달한다.18)

[그림 2-4] 북미 LNG 프로젝트 제안 현황(2015년 10월 기준)

자료: FERC(2015b)

미국은 천연가스법(Natural Gas Act) 제3항에 의해, 천연가스를 수

18) IHS Energy(2015b)


출하기 위해서는 연방에너지규제위원회(FERC)의 설비 건설 허가 및

에너지부(DOE) 화석에너지국(Office of Fossil Energy)의 수출 승인이

필요하다. 수출 승인은 해당 수출 건이 공익에 부합하는지 여부를 검

토하게 되는데 미국과 수출대상국 간 자유무역협정(FTA)이 체결되어

있는 경우 해당 수출 건은 공익에 부합하는 것으로 간주하며, FTA가

체결되지 않은 국가에 대한 수출은 해당 건에 대한 여론, 이의 제기,

개입 의사의 수렴을 목적으로 연방관보(Federal Register)에 관련 정보

를 고시한 후, 공익에 위배된다고 판단할 근거가 없을 시 수출을 승인

하게 되어 있다.19)

미국과 FTA가 체결되어 있지 않은 국가들이 세계 LNG 소비에서

차지하는 비중은 2014년 기준 79%에 달한다. 따라서 대다수의 LNG

프로젝트에서 FTA 비체결국가에 대한 수출 승인이 사업추진에 필수

적인 요건이 된다. 2015년 10월 기준 FTA 비체결국가에 수출이 가능

하도록 DOE로부터 승인받은 LNG 프로젝트는 9개로, 총 용량은 15.7

Bcf/d(약 115 MTPA)이다( 참조).20)

이 가운데 현재 텍사스, 루이지애나, 메릴랜드 주에서 5개의 LNG

액화기지가 건설 중에 있으며, 향후 3~4년 내에 모두 가동 시작할 전

망이다. 건설 중인 프로젝트는 Sabine Pass, Freeport, Cove Point,

Corpus Christi, Cameron 프로젝트이며, 건설 중인 설비의 총 용량은

약 61~62 MTPA에 달한다( 참조).

19) 도현재(2012, p.27) 및 미 에너지부 웹사이트(http://energy.gov/fe/services/natural- gas-regulation, 최종접속일 2015.10.17) 참조

20) Sabine Pass LNG T1-4와 T5-6를 별개 프로젝트로 산정하였다. IHS Energy(2015b)

12

프로젝트 물량(Bcf/d) FTA 비체결국가 수출승인 시기

위치

Sabine Pass LNG T1-4 2.2 2011년 5월 루이지애나

Freeport LNGT1-2 1.4 2013년 5월

텍사스T3 1.4 2013년 11월

Lake Charles LNG 2.0 2013년 8월 루이지애나

Cove Point LNG 1.0 2013년 9월 메릴랜드

Cameron LNG 1.7 2014년 2월 루이지애나

Jordan Cove LNG 1.2 2014년 3월 오리건

Oregon LNG 1.3 2014년 8월 오리건

Corpus Christi T1-3 2.1 2015년 5월 텍사스

Sabine Pass LNG T5-6 1.4 2015년 6월 루이지애나

미국 LNG 프로젝트의 FTA 비체결국가 수출 승인 현황

자료: IHS Energy(2015b)

Sabine Pass 프로젝트는 Cheniere Energy가 운영사로서 미국 LNG

수출프로젝트 중 가장 앞선 프로젝트이다. 총 액화용량 16 MTPA의

트레인 1~4기 건설과 FTA 비체결국 수출에 대해 각각 2012년 4월과

8월에 FERC와 DOE로부터 승인받았으며, 트레인 1~2기는 2015년 말

부터, 3~4기는 2016~2017년에 가동을 개시할 전망이다. Sabine Pass

의 트레인 5~6기의 추가 건설도 추진하고 있는데, 트레인 5기도 현재

건설 중에 있으며, 2018년에 가동 개시될 전망이다.21) 트레인 1~4기

의 물량은 BG, Gas Natural Fenosa, Gail(India), Total, Centrica를 비

롯하여 한국가스공사와도 20년 장기 매매계약을 체결하여 대부분의

물량이 소진되었으며, 트레인 5기 물량에 대해서도 Total과 Centrica

21) IHS Energy(2015a)


와 장기 매매계약이 체결되어 있다.22)

프로젝트명 운영사액화용량(MTPA) 가동개시

정부 승인

비-FTA FERC

Sabine Pass (Train 1-5) Cheniere 21.5

2015년 말 (1-2기)

승인2012. 8

승인2012. 4

Cameron LNG (Train 1-3) Sempra Energy 12 2019

승인2014. 9

승인2014. 6

Freeport (Train 1-3) Freeport LNG 13.2 2018

승인 2014. 11

승인2014. 7

Cove Point Dominion 5 2017 승인2015. 5승인

2014. 9Corpus Christi

(Train 1-2) Cheniere 9 2018승인

2015. 5승인

2014. 12

계 약 61~62 MTPA

건설 중인 미국 LNG 수출 프로젝트 현황

자료: IHS Energy(2015a), Cheniere Energy(2015, p.37), 각 운영사 홈페이지

Corpus Christi LNG 프로젝트도 Cheniere Energy가 추진하는 프로

젝트로 총 3기의 트레인 건설이 계획되어 있다. 이 가운데 총 8.4

MTPA의 20년 장기 매매계약이 체결되어 현재 건설 중에 있는 트레

인 1~2기는 2018년에 가동이 개시될 것으로 보이며, 트레인 3기는 추

가 구매자 확보 이후 최종투자결정(FID)이 내려질 전망이다.23)

Cheniere Energy가 추진하고 있는 Sabine Pass(트레인 1~6기) 프로

젝트와 Corpus Christi(트레인 1~3기)가 완공되면, 전체 9개 트레인의

총 액화용량 40.5 MTPA를 갖출 것으로 전망된다.24)

22) Cheniere Energy(2015, p.29)23) Cheniere Energy(2015, pp.32-33)24) Cheniere Energy(2015, p.15). 한편 Cheniere Energy는 자사의 LNG 수출물량을 2025

년경 59.5 MTPA로 확충할 계획을 밝힌 바 있다. 박진희(2015, p.25)

14

Freeport LNG는 총 13 MTPA(1.8 Bcfd) 물량의 FTA 비체결국에

대한 수출을 승인받았으며, 2018년 가동 개시를 목표로 하고 있다. 텍

사스 주 Freeport 인근의 Quintana 섬에 건설된 기존 LNG 수입터미

널에 액화터미널을 갖추어 수출 설비를 겸비하는 프로젝트로서, BP,

Osaka Gas 등과 액화설비 이용계약이 체결되어 있으며, 우리나라의

SK E&S도 이 프로젝트에 2.2 MTPA의 용량에 대한 이용계약을 확보

하고 있다.25)

Cove Point 프로젝트는 Dominion Resources가 메릴랜드에 위치한

기존 수입터미널을 활용하여 액화설비를 갖추는 프로젝트인데, Sumitomo,

Gail(India)와 4.6 MTPA의 이용계약이 체결되어 있으며 2017년에 완

공될 예정이다.26)

Cameron LNG도 루이지애나 Hackberry 지역의 기존 수입터미널을

이용하여 액화수출설비를 갖추는 프로젝트로 Sempra Energy가 운영

사이다. Mitsui, Mitsubishi, GDF Suez와 총 액화용량 12 MTPA의 이

용계약이 체결되어 있으며 2019년 가동 개시를 목표로 추진되고 있

다.27)

2) 캐나다 LNG 프로젝트

캐나다는 자국에서 생산되는 천연가스를 과거 파이프라인을 통해

대부분 미국으로 수출하였지만, 미국의 셰일가스 개발로 수입량이 급

25) Freeport LNG 홈페이지, http://www.freeportlng.com/Liquefaction_Project.asp(최종접속일, 2015.10.2)

26) 박진희(2015, p.26)27) Cameron LNG 홈페이지, http://cameronlng.com/liquefaction-project.html(최종접속

일, 2015.10.2)


감하자 아시아 시장에 대한 LNG 수출로 새로운 판로를 적극 모색하

고 있다. 현재 캐나다 서부의 LNG 개발 프로젝트 21개, 동부 4개 등

총 액화용량이 290 MTPA에 가까운 LNG 프로젝트들이 제안되어 있

으나28), 아직 건설되고 있는 프로젝트는 없는 상황이다. 2015년 5월

현재, 12개의 LNG 프로젝트가 캐나다 국가에너지위원회(National

Energy Board)로부터 수출 승인을 받았으며, 총 물량은 연간 185.5

bcm에 달하며, 15개의 프로젝트가 승인 검토 중에 있다.29)

캐나다 동부 Nova Scotia에 위치한 Goldboro LNG 등 4개 프로젝

트를 제외하고, 제안된 모든 프로젝트가 British Columbia(BC)주에 위

치하며, 현재까지 승인된 10개의 캐나다 프로젝트도 모두 BC주에 위

치한다.30) 이들은 BC주 내에서도 특히 Kitimat 지역과 철도･항만 등

기반시설이 잘 갖추어진 Prince Rupert 지역에 집중되어 있다.31) 이들

캐나다 서부의 LNG 프로젝트들은 미국 멕시코만에 비해 주요 소비시

장인 동아시아까지 수송거리가 짧아 수송비 측면에서는 유리하다. 일

례로 캐나다 서부 Prince Rupert 지역에 계획되는 Pacific Northwest

LNG에서 우리나라까지의 해상수송 거리는 약 8,000~8,500㎞로 편도

9~10일이 소요되어 왕복항해 기준 해상수송비 단가는 $0.73~0.76/mcf

로 나타나는 반면, 미국 멕시코만의 Sabine Pass LNG로부터 우리나

라까지 약 18,200~18,800㎞의 해상수송에 편도 21~22일이 소요되며

28) 이대연･정귀희(2015, p.10)29) IEA(2015, p.115)30) 위에서 언급된 12개 프로젝트에는 LNG 플랜트의 원료가스를 캐나다에서 조달하는

계획을 담고있는 미국 서부의 Jordan Cove와 Oregon LNG가 포함되어 있어 수출 승인을 받은 캐나다의 LNG 프로젝트 수는 10개이다. IEA(2015, p.115)

31) Kitimat 지역에서는 Kitimat LNG, Douglas Channel LNG, LNG Canada의 개발이 추진되고 있으며, Prince Rupert 지역 및 인접한 Grassy Point 지역에서는 Pacific Northwest와 Prince Rupert LNG, Aurora LNG 프로젝트 등이 추진되고 있다. Moore et. al.(2014, pp.65-68).

16

해상수송비는 $1.90~1.95/mcf로 약 $1.20/mcf의 수송비가 절감될 수

있는 것으로 시산된다.32)

그러나 원료가스를 공급하는 주요 가스전은 BC주 북동부와 앨버타

주 경계에 위치해 있어 가스전에서 액화기지까지 운송하는 파이프라

인 건설이 중요한 관건인데, 물리적으로 험난한 로키산맥을 관통해야

하고 부근에 거주하는 원주민 그룹들과의 협력 및 다양한 환경 이슈도

해결해야 하는 어려운 상황에 놓여 있다. 최근 중단기적으로 LNG의

과잉공급이 예상되고, 게다가 저유가 상황에 맞닥뜨리게 되어 캐나다

LNG 프로젝트들은 당분간 경제성 확보가 어려울 것으로 예상되고 있다.

캐나다의 주요 LNG 프로젝트 4개를 살펴보면, Kitimat LNG는 당

초 2009년 개발에 착수하여 2014년에 LNG를 수출할 계획이었으나,

환경문제, 판로개척 및 원주민그룹과의 갈등으로 수년간 표류해 왔으

며, Chevron과 함께 이 프로젝트 개발의 공동 파트너였던 Apache는

Woodside Petroleum에게 보유 지분(50%)을 매각하였다. Kitimat 항구

근처의 Bish Cove에 2단계에 거쳐 총 10 MTPA의 LNG 수출기지를

건설할 예정이다.33)

LNG Canada 프로젝트는 메이저회사인 Shell이 주도하고, 우리나라

의 KOGAS, PetroChina 등 동아시아의 최종소비자들이 개발 파트너

로 참여하여 실현 가능성이 높게 평가되던 사업이었으나, 총 24

MTPA의 액화설비 투자에 약 $230억 ~ 360억에 소요될 것으로 예상

되어 현재의 침체된 시황에서 추진이 지연되고 있는 상황이다.34)

32) 선박크기 173,000 cm, 하루 용선료 $75,000, 항해속도 19.5노트, Panama Canal 통행료 회당 $380,480 등의 전제하에 IHS Energy(2015)의 Shipping Calculator를 활용하여 산정하였다. Panama Canal 통행료 기준은 IHS Energy(2015c, p.11) 참조

33) CAPP(2015, p.37)34) CAPP(2015, p.38)


프로젝트 지분구성수출용량(MTPA) 수출 승인

환경평가 현황연방 주

Kitimat LNG

Chevron Canada(50%), Woodside Petroleum(50%) 10 승인 통과 통과

LNG Canada

Shell(50%), CNPC(20%), KOGAS(15%), Mitsubishi(15%) 24 승인

주평가로 대체

통과

Pacific Northwest

LNG

Petronas(62%), JAPEX(15%), Sinopec(15%), Indian Oil(10%),

Petroleum Brunei(3%)18 승인 심사 중 통과

Douglas Channel

LNG

Exmar, Altagas, Idemitsu, EDF Trading

최대1 Bcf/d

재신청 (2015. 6)

면제 (소량) 면제

캐나다 서부의 주요 LNG 프로젝트 추진 현황

자료: IHS Energy(2015e), IEA(2015)

Pacific Northwest LNG는 말레이시아 국영석유회사인 Petronas가

JAPEX, Sinopec, Indian Oil, Petroleum Brunei 등 아시아 기업들과

함께 Prince Rupert의 Lelu 섬에 액화기지를 건설하는 프로젝트이다.

트레인 2기로 12 MTPA의 액화용량을 갖추고, 추가로 트레인 1기를

건설하여 18 MTPA로 확장하려는 계획을 가지고 있는데, 이 프로젝

트는 생태계 파괴를 우려하는 지역 원주민그룹 및 환경단체들로부터

의 반대에 직면해 있는 상태이다. 2015년 6월 개발사 측은 두 가지 조

건이 충족되면 개발에 착수하겠다는 조건부 최종투자결정(conditional

FID)을 발표하였는데, 그중 하나인 BC주 정부와의 프로젝트 개발합의

서(Project Development Agreement)에 대한 비준은 통과되었으나, 다른

조건인 연방정부로부터의 환경평가 통과는 평가가 진행 중에 있다.35)

Douglas Channel LNG 프로젝트의 개발은 1단계에서 0.7 MTPA의

LNG를 EXMAR의 FLNG(Floating LNG) Barge를 활용하는 계획인

35) CAPP(2015, p.35)

18

데, 소량이어서 환경영향평가가 면제되었고, 2단계에서는 1.1 MTPA

를 생산할 계획이다. 2015년 이내 FID를 내리고, 2018년 이내 생산을

추진하는 계획을 가지고 있으며, 궁극적으로는 10 MTPA로 확장을

검토 중이다.36)

3) 호주 LNG 프로젝트

호주는 풍부한 가스 자원과 주요 소비시장인 아시아 국가들과의 지

리적 접근성에 기반하여 LNG 수출프로젝트를 적극 추진하여 왔다.

현재 Northwest Shelf, Darwin, Pluto, QCLNG의 4개 LNG 프로젝트

가 가동 중에 있으며, 총 액화용량은 28.6 MTPA에 달하여, 카타르의

77 MTPA, 인도네시아 28.6 MTPA에 이어 세계 3대 LNG 공급국의

위치에 있다. 현재 총 액화용량 57.6 MTPA에 달하는 6개의 LNG 프

로젝트가 건설되고 있는데, 이 가운데 Australia Pacific LNG(APLNG),

Gladstone LNG(GLNG), Gorgon LNG 등 3개 프로젝트는 2015년 내

에 가동될 전망이며, Ichthys, Prelude FLNG, Wheatston LNG 등 3개

프로젝트는 2016~2018년에 가동을 개시할 것으로 보여 호주가 2020

년경에는 세계 최대 LNG 수출국으로 부상할 전망이다.37)

또한 Browse FLNG, Fisherman’s Landing 등 설계단계에 있는 프

로젝트도 27 MTPA에 달한다.38) 그러나 호주의 LNG 프로젝트 개발

은 숙련된 인력 부족, 높은 임금과 부대비용, 2009~2013년의 호주 화

폐가치 상승, 강화된 법규에 따른 광범위한 환경 규제, 토지소유권 및

사용권 분쟁, 외곽지역 개발 등의 제약요인으로 투자비용 급증에 직면

36) CAPP(2015, p.37)37) IEA(2015, p.112 & p.117), IGU(2015, p.20)38) 이대연･정귀희(2015, p.8)


하고 있으며, 최근의 저유가 상황이 프로젝트 경제성을 더욱 악화시켜

일부 개발계획이 연기되거나 취소될 것으로 예상되고 있다.39)

4) 그 외 지역의 LNG 프로젝트

이 밖에 러시아와 동남아 등지에서 신규 LNG 플랜트들이 건설되고

있다. 러시아는 유가 하락과 서방의 경제 제재로 인한 자본조달의 어

려움, 아시아 LNG 수요 침체 등으로 프로젝트 개발에 어려움을 겪고

있다. 러시아의 LNG 프로젝트 개발 계획 중 Novatek이 추진하고 있

는 Yamal LNG가 2020년까지 개발될 가능성이 높은 유일한 프로젝트

로, 총 액화용량은 22.4 MTPA에 달하며 2017~2018년에 3기의 트레

인이 가동에 들어갈 것으로 전망된다.40)

한편 동남아지역의 인도네시아와 말레이시아에서도 여러 LNG 플랜

트가 건설되고 있다. 말레이시아는 PFLNG 1과 PFLNG 2 프로젝트에서

각각 1.2 MTPA와 1.5 MTPA의 부유식 액화설비(FLNG)를 2016년과

2018년 가동을 목표로 개발되고 있다.41) 인도네시아에서는 Donggi

Senoro LNG, Sengkang 프로젝트가 2015년 내 가동을 목표로 건설되

고 있다. Sengkang은 총 트레인 4기를 건설할 계획이며, 한 트레인의

액화용량 규모는 0.5 MTPA로 최근 액화트레인 설비의 소규모 모듈

화 추세를 보여준다.42)

39) 이러한 개발비용 상승에 따른 경제성 부족으로 Woodside Energy는 추진하던 Browse LNG 프로젝트 개발을 2013년에 잠정 중단하였고, 이후 개발규모 축소 및 부유식 LNG(FLNG)로 개발방식을 변경하여 추진하고 있다. 그러나 2015년 중반을 목표로 한 FID 시점이 2016년으로 연기되었고, 추진중단 가능성도 제기되고 있다. IEA(2015, p.117), 이대연･정귀희(2015, p.8)

40) IEA(2015, p.118)41) IHS Energy(2015a)42) IHS Energy(2015a)

20

동아프리카의 모잠비크와 탄자니아도 풍부한 가스 매장량의 발견으

로 대규모 LNG 프로젝트들이 개발되고 있다. 그러나 정치적 상황과

법･제도 및 기반설비 부족 등으로 개발사업자들이 추진에 어려움을

겪고 있다.43) 모잠비크에는 Anadarko와 Eni가 각각 해상광구 Area 1

과 Area 4 가스전을 기반으로 2개의 LNG 프로젝트를 추진하고 있었

으며, 최근 모잠비크 정부의 권고로 양사는 최근 두 광구를 통합하여

LNG 프로젝트를 개발하는 데 합의하였다.44) 당초 2018~2020년에 가

동 개시가 가능할 것으로 전망되었으나, 저유가 상황의 지속과 LNG

시장의 공급 과잉으로 2020년대 중반까지 지연될 것이란 견해가 지배

적이다.45) 탄지니아에서는 Statoil과 BG가 가스전 및 LNG 프로젝트

개발을 공동으로 추진하고 있지만, 선거에서의 표심을 얻기 위해 정치

권에서 LNG 개발에 까다로운 조건을 내걸겠다고 공약하는 등 정치적

불안정성과 개발 관련 법･제도 미비가 걸림돌로 작용하고 있어, 개발

의 지연이 불가피한 상황이다.46)

나. FLNG 추진 현황과 최근 추세

최근 LNG 프로젝트의 투자비 절감 방안으로 부유식(floating)

LNG, 즉 FLNG(또는 LNG-FPSO)의 개발이 활발히 진행되고 있다.

이는 선박이나 바지(barge)에 액화설비를 탑재하여 생산된 가스를 액

화하고 저장한 후 LNG 수송선에 선적하여 수출하는 사업방식이다.

FLNG는 육상 액화설비와 비교하여 건설기간이 짧고, 해상 가스전에

43) 이대연･정귀희(2015, pp.11-12),44) 세계 에너지시장 인사이트(2015.6.12)45) 이대연･정귀희(2015, p.11), 세계 에너지시장 인사이트(2015.9.18)46) 세계 에너지시장 인사이트(2015.9.25)


서 육상으로 가스를 이송하는 파이프라인 건설이 필요치 않아 투자비

용이 절감된다. 이동이 가능하여 소규모 가스전에 활용할 수 있고 다

수의 가스전 개발에 순차적으로 투입될 수 있는 장점을 가지며, 또한

환경문제 또는 정치적으로 민감한 지역에서도 사업의 추진이 가능해

진다.47) 반면 FLNG는 아직 검증되지 않은 기술이라는 점에서 기술적

위험 및 이에 따른 보험료 부담 등의 비용 상승 가능성이 지적되기도

한다. FLNG가 상업적으로 확대될 수 있는 기술로 정착하기 위해서는

기존 액화기술을 선박이라는 제한된 공간에 적용하는 FLNG 액화공

정의 신뢰도와 안정성을 확보해야 하고, 안정적인 액화 및 선적 프로

세스를 고려한 적정 저장탱크의 설계 및 운영 기술이 필요하다. 또한

액상가스 등 다양한 형태의 부산물을 처리할 수 있는 저장 공간을 마

련하고, 안전사고 발생 시 긴급 대처의 어려움을 해소하는 등의 기술

적 대책도 강구되어야 한다.48)

2015년 9월 현재 가동 중인 FLNG가 없으며, 호주 Prelude FLNG,

말레이시아 Petronas FLNG 1(PFLNG 1)과 FLNG 2(PFLNG 2), 콜롬

비아 Carribean FLNG 등 4개의 FLNG 프로젝트가 건설 중에 있다.49)

또한 제안된 프로젝트로는 캐나다 Douglas Channel, 모잠비크 Coral

FLNG, 적도기니 Fortuna FLNG, 호주 Browse FLNG, 인도네시아

Abadi FLNG 등 9개가 있으며, 현재 건설 중인 Prelude FLNG와

PFLNG 등이 성공적으로 가동을 하게 되면 2018년부터 새로운 프로

47) 서정규(2015.11.20, p.8)48) 서정규(2015.11.20, p.12)49) Carribean LNG는 바지선 형태로 0.5 MTPA의 소형이며 2015년에 가동을 개시할

것으로 보인다. Prelude FLNG는 길이 488m, 폭 74m, 높이 110m로 액화용량 3.6 MTPA인 초대형 FLNG이며, 이 프로젝트의 성공 여부가 FLNG의 상업적 확대의 잣대가 될 것으로 보인다. EMA(2015, p.110), 도현재(2015, p.30)

22

젝트가 등장할 가능성이 존재한다.50)

프로젝트명 국가 운영사 액화용량(MTPA) 가동 시점

Prelude FLNG 호주 Shell 3.6 2017

Caribbean LNG 콜롬비아 Exmar 0.5 2015

PFLNG1 말레이시아 Petronas 1.2 2016

PFLNG2 말레이시아 Petronas 1.5 2018

건설 중인 FLNG 프로젝트

자료: LNG Business Review(2015c)

프로젝트명 국가 운영사액화용량 (MTPA) 가동 시점

Progress FLNG 나이지리아 NNPC JVC 1.5 2016+

Bonaparte FLNG 호주 GDF Suez 2.4 2019

Browse FLNG 호주 Woodside Petroleum 12.0 2017+

Scarborough FLNG 서호주 JVC(BHP Billiton, ExxonMobil) 6.0 2020

Douglas Channel FLNG 캐나다 Exmar 0.7 2019

Woodfibre LNG 캐나다 Woodfibre LNG 2.1 2019

Main Pass Energy Hub 미국 Freeport McMoran /United LNG 24.0 2017+

제안된 주요 FLNG 프로젝트

자료: LNG Business Review(2015c), IHS Energy(2015e)

그러나 LNG 시장의 공급과잉과 저유가 상황으로 FLNG 시장도 영

향을 받게 되어, 경제성 확보를 위한 비용절감 방법의 모색이 더욱 중

요하게 되었다. FLNG 프로젝트는 심해 가스를 육지에서 멀리 떨어진

50) 서정규(2015.11.20, p.8)


원양에서 부유식 설비에 의해 액화하여 LNG를 공급하는 기술적인 어

려움 외에도 막대한 초기 설비투자비와, 운영 중 원해로의 자재, 인력

및 부식 등의 공급을 위한 유지 관리비가 상당히 소요된다. 이 때문에

수압파쇄기술 발달에 의해 셰일가스 생산비 절감 및 대량 생산이 가

능해지고, 세계 경기 침체에 따른 수요 둔화로 가스가격이 2014년 초

대비 절반 이하로 떨어지며 국제 유가마저 급락하는 상황에서 FLNG

프로젝트의 경제성 확보가 어려워져 새로운 방식을 모색하게 되었다.

그 결과 최근에는 연안에 FLNG를 설치하는 중소형 NS(Near-Shore)

FLNG 방식이 대안으로 추진되고 있다.

NS FLNG는 FLNG 중에서 항만 내 안벽에 접안하여 운영하거나

수심 20m 이내의 천해에서 제티(jetty)에 계류하여 운영되는 방식을

지칭하며, 파이프라인을 통해 원료가스를 육상으로 공급받기 때문에

선체 요동에 따른 공정상 장애, 안전 문제의 발생 가능성이 크게 감소

하며, 정박설비, 가스처리 설비, 발전설비나 선실 등이 필요하지 않거

나 축소가 가능하여 투자비용이 경감되고 건조기간이 단축되는 장점

이 있다. 또한, 육상 액화설비 건설에 비해 환경심사가 수월하여 인허

가 획득이 용이하다는 장점이 있다. NS FLNG는 캐나다 Douglas

Channel이나 Woodfiber LNG와 같이 대체로 0.5~1.5 MTPA 급의 중

소형으로 개발되며, 대체로 바지선 형태로 디자인이 유사하고 단순하

여 프로젝트의 예측성과 수익성에서 대형 FLNG보다 유리하여 더 각

광을 받고 있다.51)

다. 세계 LNG 중･단기 수급 밸런스 전망

51) 일간조선해양(2015.3.10)

24

앞 소절에서 살펴보았듯이, 향후 5년 동안 미국, 호주를 중심으로

다수의 LNG 프로젝트들이 개발되고 있다.52) [그림 2-5]는 과거 미국

의 LNG 수입 확대가 전망됨에 따라 카타르 등 다수의 LNG 프로젝

트가 2009~2010년 가동을 개시하면서 LNG 공급이 크게 확대된 이

후, 미국과 호주를 중심으로 건설되는 액화프로젝트들이 향후 2~3년

동안 가동을 개시함에 따라 2015~2018년 LNG 공급이 또 다시 급격

히 확대되는 제2의 물결(second wave)이 다가올 것임을 보여준다.53)

[그림 2-5] 국가별 신규 LNG 액화용량(2005~2020)

자료: IEA(2015, p.112)

한편, 세계 LNG 수요는 아시아의 LNG 수요 증가세 둔화와 경기

침체로 인한 유럽의 가스수요 위축 등으로 정체되어 있으며, 이를 고

려하면 2020년 초반까지 잉여물량이 발생할 것이란 견해가 지배적이

52) Wood Mackenzie(2015a)는 2015년에서 2020년까지 미국과 호주에서 각각 13기의 신규 액화트레인이 가동에 들어가 약 130 MTPA의 액화용량이 추가될 것으로 전망한다.

53) 2015년 6월 현재 건설 중인 LNG 프로젝트는 17개이며, 미국과 호주가 전체 건설 중인 액화용량의 약 80%를 차지한다. IEA(2015, pp.111-112)


다.54) IEA는 2014~2020년 기간 동안 LNG 수요는 45% 증가하고, 이

증가분의 90%는 중국을 포함한 비OECD 아시아 국가와 유럽에서 발

생할 것으로 전망하며, 특히 2016~2017년 동안 미국, 호주, 동남아 등

의 신규 LNG 유입으로 초과공급 상황이 될 것으로 예상한다.55)

Wood Mackenzie(2015a)는 미국의 신규 LNG 프로젝트 가동 시점

의 불확실성은 있지만, 현재 건설 중인 액화용량을 감안하면 2020년

세계 LNG 공급여력은 약 367 MTPA, 건설 가능성이 높은 프로젝트

까지 합하면 377 MTPA에 달하는 반면, LNG 수요는 약 367 MTPA

로 전망하여 2020년경에야 LNG 수급에 균형이 맞춰질 것으로 예상

한다.

[그림 2-6] LNG 수급 밸런스 전망(Wood Mackenzie)

자료: Wood Mackenzie(2015a)

Citi Research(2015)도 이와 유사한 전망을 내놓고 있는데, 2015~2021

년까지 LNG 수요는 Wood Mackenzie보다 약간 높게 전망하고 있지

54) Citi(2015, p.7), 서정규(2015.2.6, p.14), Sudhakar(2015)55) IEA(2015, pp.108-109)

26

만, 2021년까지 건설 중인 LNG 프로젝트의 공급력이 수요를 충분히

충족시킬 것으로 평가한다.

[그림 2-7] 세계 LNG 수급 밸런스 전망

자료: Citi Research(2015, p.8)

전통적인 주요 LNG 소비처인 한국, 일본 등 동아시아 국가들의 수

요가 정체되는 상황에서, 필요한 LNG 물량은 이미 장기 매매계약을

통해 대부분 안정적으로 확보해 놓은 상황이라, 카타르 등 기존 LNG

프로젝트 및 미국 등의 신규 프로젝트의 미계약 물량은 LNG 공급에

충분한 잉여물량을 제공하여 2020년 이전까지 구매자시장(buyer’s

market)이 지속되고 현물거래에도 여유가 있을 것으로 평가된다. 특히

일본의 경우 2014년에 약 30%의 LNG 공급량을 단기 및 현물거래를

통해 조달하는 등 후쿠시마 원전사고 이후 증가한 가스발전 수요 때

문에 단기･현물 거래의 비중이 높았지만, 미국과 호주의 신규 프로젝

트를 통해 향후 LNG 수요의 대부분을 장기계약을 통해 확보해 놓았


기 때문에, 특히 2018년 이후부터는 현물시장에서의 LNG 조달 가능

성은 높지 않으며, 가동 중단된 원전의 전반적인 재가동 시기가 좀 더

앞당겨지는 경우 2020년에는 일본 LNG 수급은 상당한 과잉공급 상

황을 맞게 된다.56)

[그림 2-8] 일본의 LNG 수요와 장기계약 체결물량(2010~2020)

자료: IEA(2015, p.110)

캐나다와 동아프리카 등에서 제안된 여러 대형 LNG 프로젝트들은

당초 2015~2016년에 최종 투자결정을 거쳐 건설이 진행될 예정이었

으나, 낮은 석유･가스 가격으로 지연되어 있다. IEA(2015)는 러시아,

캐나다, 동아프리카에서 추진되던 LNG 프로젝트들이 2020년 이전에

완공되지는 않을 것이며, 따라서 2019~2020년경에는 과잉공급 상황이

어느 정도 해소될 것으로 전망한다. 한편, 현재 설계단계에 있거나 추

진 가능성이 높은 프로젝트들이 저유가와 공급과잉으로 투자결정이

연기되는 상태가 지속되면 2020년 이후 수급이 빠듯한 상황을 맞을

56) IEA(2015, p.110)

28

수 있다는 우려도 지적된다.57) 현재의 시장 상황이 신규 LNG 프로젝

트에 대한 투자를 과도하게 위축하여 결과적으로 2020년 이후의

LNG 시장 상황이 또다시 반전될 가능성도 제기되고 있는 것이다.

57) Bloomberg Business(2015.2.5), Chevron(2015.10.27)

제3장 미국산 LNG 도입환경의 분석 29

제3장 미국산 LNG 도입환경의 분석

미국의 천연가스 시장은 생산, 공급 및 가격 체계 등에 있어서 유

럽 및 아시아와는 다른 구조와 특성을 가지고 있다. 파이프라인 등 가

스 수송 및 거래의 기반설비가 잘 갖추어져 있고, 다양한 생산자, 수

송회사, 트레이더(trader) 및 지역 공급회사 등이 북미지역 가스 공급

체계의 생태계를 구축하고 있는데, 이러한 미국 가스시장 고유의 특성

이 반영되어 미국 LNG 수출 프로젝트는 다른 지역의 수출 프로젝트

와는 다른 형태를 띠며 추진되고 있다. 중동이나 동남아 등 기존의 전

통적인 LNG 프로젝트는 보유한 상류 가스자산을 현금화하기 위한 일

관체제(integrated)형 액화수출 프로젝트라면, 미국의 LNG 수출프로젝

트는 미국 내 낮은 가격의 풍부한 가스를 아시아, 유럽 등 높은 가격

이 형성되는 소비처로 수출할 수 있는 액화설비를 갖춤으로써 지역

가스시장간 가격 격차에서 얻을 수 있는 지대(rent) 또는 액화설비 이

용료 수익을 추구하며, 대체로 상류 가스자산을 직접 보유하고 있는지

여부와는 큰 관련 없이 추진된다.

이러한 프로젝트 추진의 구조적 차이와 미국 가스시장 고유의 특성

으로 미국산 LNG의 시장 유입은 이제까지와는 다른 거래 환경과 함

께 그에 따른 여러 리스크 및 수익 기회를 수반한다. 이에 본 장에서

는 미국의 가스시장과 거래 및 LNG 프로젝트의 특성을 살펴보고, 원

료가스 조달에서 파이프라인 확보 및 액화설비 이용까지 미국산 LNG

도입과 관련된 다양한 리스크 등 도입환경을 분석한다.

30

1. 미국 천연가스 거래시장 개요 및 특성

가. 미국 천연가스 거래 특성

북미 지역에서 천연가스가 물리적으로 거래되는 거래허브(physical

gas hub)는 100여 곳이 훨씬 넘으며58), 그 중 가장 대표적인 루이지애

나의 Henry Hub(HH) 이외에도 천연가스 스왑 거래를 하는 곳은 약

40여 곳에 이른다.59) 천연가스의 거래계약은 미래 선물(futures), 교환

(swap) 및 옵션(option) 등으로 구분되고, 주로 미국 뉴욕상업거래소

(NYMEX), Intercontinental Exchange(ICE) 및 장외거래(over-the-

counter: OTC) 등으로 구분된다.

Henry Hub는 16개의 주간(州間) 및 주내(州內) 파이프라인이 교차하는 지점으로 미국 중서부, 북동부, 남동부, 걸프해안 지역의 가스가

거래되는 미국 최대의 가스 파이프라인 허브인데60), 현물 및 선물의

인도지점(delivery point)으로 활용되기 때문에 HH 가격은 NYMEX의

현물 및 선물 가격뿐만 아니라 수많은 마케터들의 현물거래 기준이

되고 있다.61) 한편 2013년 이전까지는 HH에서 거래되는 가스들이 미

국 내 허브 중에서 가장 많은 점유율을 가졌으나, 미 북동부의

Pennsylvania 주에 걸쳐 분포한 Marcellus 분지에서 생산되는 셰일가

스의 증산과 더불어 2013년 이후부터는 Dominian South Hub가 미국

내에서 가장 활발한 천연가스 거래를 보이고 있다.62)

58) ICE(2015)59) Carr(2015)60) 물리적으로는 ChevronTexaco사의 100% 소유인 자회사 Sabine Pipe Line사가 소유･

운영하고 있으며, 루이지애나주 Erath 근교의 Henry Gas Processing Plant에 위치하고 있다. 도현재･박지민(2007, pp.48-49)

61) 2014년 기준 미국 천연가스 거래량의 약 40%가 HH 가격을 기준으로 거래되었다. ICE(2014)


[그림 3-1] 미국 내 파이프라인 분포와 Henry Hub

자료: EIA(2009)

미국에서 이루어지고 있는 천연가스 거래의 약 40% 정도는 대규모

도매사업자나 전문 트레이더들에 의해 수행되고 있다([그림 3-2] 참

조).63) 미국 내의 천연가스 거래는 복잡하고 다양할 뿐 아니라 거래단

위가 크기 때문에 안정적 거래를 위해 트레이더를 활용하는 경우가

많다. 보통 이들이 부과하는 금액은 거래 단위당 1~4 Cents/MMBtu이

다. 가스 구입지점과 소비지점까지의 파이프라인 수송용량에 여유가

있는 파이프라인을 찾거나 자사가 보유한 가스수송 파이프라인 용량

을 이용해서 수송하는 등의 부가서비스도 제공하기 때문에 소량의 가

스를 거래하는 경우는 통상 대형 트레이더를 활용하는 것이 경제적일

수 있다. 은 2013년 미국 내 가스거래량 기준 상위 20개 트

62) Disavino and Krishnam(2014.9.25)63) Cornerstone Research(2014)

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레이더들을 보여주고 있는데, 이들은 전체 트레이더들의 거래물량 중

약 44%를 차지한다.

[그림 3-2] 2013년 미국 내 가스 거래회사 유형별 비중

자료: Cornerstone Research(2014, p.6)

미국의 천연가스 거래 특성 중 하나는 파이프라인이 거미줄처럼 잘

발달되어 있어 일반적으로 기존 파이프라인을 통해 가스를 수송하게

되는데, 다수의 이용자가 동일한 파이프라인을 함께 이용하기 때문에

파이프라인회사에서 요구하는 가스규격(gas specification)을 충족해야

한다. 가스 트레이더나 최종소비자는 파이프라인회사에 사전 수송계

약 요율(열량 기준)과 수송에 요구되는 압력으로 가압하는 압축기의

연료가스를 사전 약정한 비율대로 지불하고 약정된 계약물량만큼 가

스를 허브에서 인수하거나, LNG 프로젝트 사업자의 경우에는 액화기

지로 수송한다. 생산된 천연가스나 셰일가스 모두 안전, 환경, 품질,

그리고 요구되는 가스규격에 맞추기 위해 필요한 전처리 과정을 거쳐


야 한다. 이 과정에서 황화수소(H2S), 이산화탄소(CO2)및 질소(N2)를

제거하여 수송 시 요구되는 기본품질을 맞추고, 통상적으로 펜탄 이상

(C5+)의 무거운 탄화수소(즉, 탄소 체인 5개 이상)와 물을 제거하고 가

치가 높은 천연가스액(NGL)64)을 추출한 후 파이프라인에 주입한다.

회사명 총 구매량 총 판매량 순이익 총 거래량

BP.Energy Company 3,672 4,101 -429 7,772Shell Energy North America (US) LP 2,165 2,510 -345 4,675

ConocoPhillips Company 2,033 2,453 -420 4,486 Macquarie Energy LLC 1,961 2,037 -76 3,997

EDF Trading North America LLC 1,821 1,822 0 3,643 Chevron USA Inc. 1,479 1,674 -195 3,153

Tenaska Marketing Ventures 1,564 1,476 88 3,039 AGL Resources Inc. 1,541 1,299 242 2,841

BG Energy Merchants Canada Limited 1,152 1,270 -118 2,422 J.P Morgan Ventures Energy Corp. 1,216 1,002 214 2,219

Total Gas & Power North America Inc. 835 937 -102 1,772 CenterPoint Energy Resources Corp. 977 660 318 1,637

Natural Gas Exchange Inc. 807 807 0 1,613 Enterprise Products Partners LP 857 692 165 1,548 Anadarko Petroleum Corporation 226 1,225 -998 1,451

Occidental Energy Marketing Inc. 639 744 -106 1,383 Chesapeake Energy Corporation 93 1,289 -1,197 1,382

Twin Eagle Resource Management LLC 664 651 13 1,314 Iberdrola Energy Services LLC 623 665 -42 1,288

Pacific Summit Energy LLC 578 648 -70 1,226 거래량 상위 20개사 24,902 27,960 -3,058 52,862

이외 회사 합계 35,184 32,572 2,611 67,756 총 합계 60,086 60,533 -447 120,618

미국 내 상위 20개 트레이더

자료: Cornerstone Research(2014, p.8)

64) 에탄, LPG 성분 및 천연가스로부터 분리한 콘덴세이트 성분까지를 포함해서 총칭한다.

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나. 미국 천연가스 선물거래 시장

미국의 천연가스는 보통 천연가스 파이프라인의 인수･인도 지점이

나 서로 다른 복수의 수송파이프라인의 교차점이 되는 거래허브에서,

당일(일간), 익일, 또는 미래의 특정시기에 인도기간을 정하여 거래가

이루어진다. 가장 많은 실물(physical)가스 판매가 이루어지는 유동성

이 큰 시장은 익일 시장인데, 보통 “Spot”이나 “Cash” 시장으로 불리

기도 한다. 이 시장에 참여할 경우 오늘 시장에서 가스거래를 하면 실

물가스는 그 다음날 유통된다.

또한, 매달 마지막 5 영업일65) 동안 가스구매자들은 다음 달 필요한

가스를 날짜별로 사전 구매를 통해 기본 필요물량(base load)을 확정

지을 수 있는데, 대체로 구매자(최종소비자)들은 이러한 익월(prompt

month) 시장에서는 예상되는 일간 수요의 최소물량, 즉 base load 가

스만을 사전 구매하여 다음 달 발생할지 모르는 일간시장의 가격 급

등 및 여러 불확실성에 효과적으로 대비하면서 추가로 필요한 물량은

그 다음 달에 가서 익일 시장에서의 구매 또는 지하저장시설을 통하

여 확보하게 된다.66)

천연가스 선물시장67) 참여자들은 가스 생산자에서 최종소비자에 이

르기까지 다양하다. 한 달 또는 그 이상 긴 미래의 기간 동안 각 허브

에서 가스를 거래하는 시장을 “forwards”나 “futures” 시장이라고 부

르는데, 북미 천연가스시장에서 “futures”라고 하면 일반적으로

CME/NYMEX의 Henry Hub(HH) 선물계약을 말하며, “forwards”는

65) 보통 “Bidweek”라고 불린다.66) Nasta(2014.12.8)67) 천연가스 선물은 미래 일정 시점에서의 천연가스 가격을 거래 대상으로 미리 사거나

파는 계약을 말한다.


HH을 제외한 다른 가격형성 지점에서의 선물거래를 뜻한다.68) HH으

로 대표되는 미국 가스가격은 사실 지역별 수요격차 및 파이프라인

등 기반시설 �

미국산 lng 도입환경과 국내 가스시장 파급효과 분석 · 2020-03-07 ·...

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