제18-15호 2018. 4. 23 - keei · ‒국영전력기업 pt pln은 ‘전력공급사업계획(power...

현안분석

인도네시아, LNG 공급역량 변화와 요인

제 18-15호2018. 4. 23

주요단신• 중국, 남부지역 항구에 대한 석탄수입 제한 조치 확대

• 일본 정부, 해외 인프라 사업 수주 확대를 위한 방향 제시

• Novatek, 북극 LNG 2 기본설계 작업을 위한 NovaEngineering JV 설립

• 트럼프 대통령, 에탄올 의무혼합비율 15%로 확대 시사

• 국제 유가, 시리아 공습 영향으로 배럴당 80달러로 상승 가능성 제기

• 뉴질랜드, 해상 석유･가스전에 대한 탐사 불허 계획 발표

제18-15호2018.4.23

현안분석

p.3 인도네시아, LNG 공급역량 변화와 요인

주요단신

중국 p.27 • 중국, 남부지역 항구에 대한 석탄수입 제한 조치 확대

• 중국, ’18년에 6~8기의 원전 건설 프로젝트 승인 예정

• 중국 NDRC, 긴급 예비용 석탄화력 관리 관련 지침 발표

일본 p.31 • 일본 정부, 해외 인프라 사업 수주 확대를 위한 방향 제시

• 일본-호주 간 수소 공급체인 구축 실증사업 개시

• 일본 경제산업성, 전력 탁송요금 부과 대상 확대 방안 제시

러시아 중앙아시아

p.35 • Novatek, 북극 LNG 2 기본설계 작업을 위한 NovaEngineering JV 설립

• 우크라이나, Gazprom이 발표한 ‘우크라이나를 통과하는 가스 수송량 축소’에 대한

반대 입장 표명

미주 p.38 • 트럼프 대통령, 에탄올 의무혼합비율 15%로 확대 시사

• 트럼프 행정부, 대기오염물질 배출허용 기준 완화를 위한 대통령 메모 발표

• 미 ‘Cove Point’ LNG 터미널, 상업가동 후 처음으로 LNG 카고 선적

중동 아프리카

p.41 • 국제 유가, 시리아 공습 영향으로 배럴당 80달러로 상승 가능성 제기

• 카타르, 외국인투자 규제 완화로 외자 유입 확대 기대

아시아 호주

p.44 • 뉴질랜드, 해상 석유･가스전에 대한 탐사 불허 계획 발표

국제 에너지 가격 및 세계 원유 수급 지표

• 국제 원유 가격 추이

구 분2018년

4/13 4/16 4/17 4/18 4/19

Brent

($/bbl)72.58 71.42 71.58 73.48 73.78

WTI

($/bbl)67.39 66.22 66.52 68.47 68.29

Dubai

($/bbl)69.04 68.18 68.23 68.81 70.75

주 : Brent, WTI 선물(1개월) 가격 기준, Dubai 현물 가격 기준

자료 : KESIS

• 천연가스, 석탄, 우라늄 가격 추이

구 분2018년

4/13 4/16 4/17 4/18 4/19

천연가스

($/MMBtu)2.74 2.75 2.74 2.74 2.66

석탄

($/000Metric ton)83.30 83.85 81.70 82.65 83.60

우라늄

($/lb)20.65 20.50 20.50 20.25 20.50

주 : 선물(1개월) 가격 기준

1) 가 스 : Henry Hub Natural Gas Futures 기준

2) 석 탄 : Coal (API2) CIF ARA (ARGUS-McCloskey) Futures 기준

3) 우라늄 : UxC Uranium U3O8 Futures 기준

자료 : NYMEX

• 세계 원유 수급 현황(백만b/d)

구 분

2017년 2018년 증 감

12월 1월 2월 전월대비 전년동기대비

세계 석유수요 98.9 98.4 99.2 0.8 1.8

OECD 48.0 46.8 47.5 0.7 0.4

비OECD 50.9 51.7 51.7 0.0 1.4

세계 석유공급 98.4 98.6 98.9 0.3 1.5

OPEC 38.7 38.7 38.2 -0.5 -0.7

비OPEC 59.7 59.9 60.6 0.7 2.0

세계 재고증감 -0.5 0.2 -0.3 -0.5 -

주 : ‘세계 재고증감’은 ‘세계 석유공급 – 세계 석유수요’로 계산한 값이며, 반올림 오차로 인해 합계가 일치하지 않을 수 있음.

자료 : Energy Intelligence, Oil Market Intelligence 2018년 3월호, p.2

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 3

인도네시아, LNG 공급역량 변화와 요인

해외정보분석실 양의석 선임연구위원([email protected]), 신보람([email protected])

김아름 전문연구원([email protected]), 지역협력연구실 김비아 전문연구원([email protected])

▶ 인도네시아는 동남아 최대 천연가스 생산국이자 LNG 수출국으로, 1970년대 Bontang LNG 및 Arun LNG

플랜트 가동을 시작하면서 주요 LNG 공급국으로 자리하여 왔으며, 2017년 기준 LNG 설비용량은 2,650만

톤, 공급량은 19.0백만 톤 수준에 달함.

▶ 하지만, 최근 인도네시아 내 천연가스전 자원고갈이 심화되고, 2014년 이후의 낮은 국제유가로 인한 LNG

가격하락의 영향으로 가스전 신규투자가 부족해지면서 인도네시아의 천연가스 생산･공급 역량이 위축되고 있음.

▶ 또한, 지난 10년간 내수용 천연가스 소비 비중이 지속적으로 증가함(2004년 30%, 2016년 58%)에 따라

인도네시아의 LNG 수출역량이 축소되고 있으며, 에너지･광물자원부는 ‘중기계획(RPJMN) 2015~2019’에

근거하여 생산된 천연가스의 국내시장 공급 비중을 2019년 64%로 확대할 것이라고 발표한 바 있음.

▶ 2018년 3월 현재까지 인도네시아는 자국산 LNG를 통해 국내 LNG 수요를 충당하고 있으나, 국내 천연가스

수요가 지속적으로 증가하고 있고, 현재 추진 중인 LNG 프로젝트 규모가 크기 않아 국내 천연가스(PNG 및

LNG) 공급부족 상황은 중장기적으로 더욱 심화될 것으로 전망되고 있음.

▶ 향후 인도네시아의 수출역량은 더욱 위축되어 2021년 이후에는 천연가스 순수입국으로 전환될 전망이며,

이는 인도네시아의 세계 LNG 공급국가 역할 축소로 귀결될 것으로 분석됨.

1. 개요

¡ 인도네시아는 동남아 지역의 최대 천연가스 생산국이자 LNG 수출국으로, 아시아 국가들에 천연가스(PNG, LNG)를 공급하여왔으나, 자국의 천연가스 수요 확대

및 생산 정체로 천연가스의 대외 수출역량이 위축되고 있음.

‒ 인도네시아의 천연가스 생산은 2000~2010년에 연평균 약 2.4%의 증가세를 보이며

2010년에는 2.8Tcf1)규모로 최고치를 기록하였으나, 2011~2013년 기간 중에는

연평균 4.4% 감소를 시현하였음.2)

‒ 2016년 생산량은 6.7Bcf/d로 전년보다 7.4% 감소하였고, 천연가스 생산규모는

세계 생산량의 2% 내외를 차지하는 것으로 분석됨(BP).3)

¡ 인도네시아의 천연가스 생산･공급 역량 위축은 천연가스전 자원고갈이 주요

원인인 것으로 설명되며,4) 한편, 2014년 이후의 낮은 국제유가로 인한 LNG 가격

하락의 영향으로 가스전 신규투자 부족도 원인으로 분석되고 있음.

1) EIA는 원문에서 Bcf로 표기하였으나 문맥상 기입오류인 것으로 판단되어 Tcf로 수정, 표기함.

2) EIA(https://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=IDN)

3) BP(2017.6) BP Statistical Review of World Energy June 2017

4) EnerData(2018.1), Country Energy Report-Indonesia

“인도네시아는 자국의 천연가스 수요 확대 및 생산 정체로 천연가스의 대외 수출역량이 위축”

4 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

‒ 본 현안분석은 인도네시아의 천연가스 공급역량의 현황을 점검하고, 인도네시아

천연가스 수급 변화요인을 분석하여, 향후 아시아 지역 LNG시장에서 인도네시아의

역할과 영향력을 점검하는 것을 목적으로 하고 있음.

2. 인도네시아 에너지정책 방향

▣에너지정책 기조5)6)

¡ 인도네시아는 자국 에너지자원을 활용한 에너지자립 실현과 국가 에너지안보 제고를

에너지정책 목표로 설정하고 있으며, 에너지믹스 다각화 및 에너지효율 증진 등을

핵심정책으로 추진하고 있음.

‒ 정부는 17,000개 이상의 섬으로 구성된 국토의 지역 간 에너지수급 불균형 해소

및 에너지공급 안정성 확보를 통해 평화롭고 단결된(Peaceful and united) 국토

개발을 도모하고자 함.

‒ 자국 에너지자원의 우선적 활용(Developed and self-reliant)을 위하여 국내 인력

활용, 인프라 구축, 과학･기술 발전 및 외국자본 유치를 통하여 자국의 에너지

자원 개발을 촉진하며, 이를 통한 에너지자립 실현을 추진하고자 함.

‒ 정부는 에너지부족 문제를 해결하고, 전력부문의 과도한 석유 의존도 완화를 추진

하고 있으며, 원자력 및 신재생에너지의 보급･확대를 통해 에너지믹스의 다각화를

추진하고 있음.

¡ 인도네시아 정부는 에너지효율 증진을 위해 ‘국가 에너지절약종합계획(National Master Plan for Energy Conservation(RIKEN)’7)을 도입하고, 2025년까지 매년

1% 이상의 에너지/GDP 원단위 개선 목표를 설정하였음.

‒ 2014년 개정된 RIKEN에서는 2025년까지 최종에너지 소비를 17% 감축하고, 부문별로는 산업(17%), 수송(20%), 상업･가정(15%)에서 최종에너지 소비감축

목표를 수립하였음.

▣석유･가스 정책 과제

¡ (석유) 인도네시아는 ‘2001년 석유･가스법(Oil and Gas Law No.22/2001)’을 도입

하여 자국의 석유가스 개발 촉진을 추진하여 왔음.

5) Indonesia Investment 홈페이지, “National Long‐Term Development Plan(RPJPN 2005‐2025)”, https://www.indonesia-investments.com/(검색일 : 2018.4.17)

6) IEA 홈페이지, “National Energy Policy (Government Regulation No. 79/2014)”, https://www.iea.org/policiesandmeasures(검색일 : 2018.4.17)

7) 2005년 도입, 2014년 개정; IEA 홈페이지, “National Master Plan for Energy Conservation

(RIKEN)”, https://www.iea.org/policiesandmeasures(검색일 : 2018.4.17)

“에너지자립 실현과 국가 에너지안보 제고를 에너지정책 목표로 설정”

“‘2001년 석유･가스법’을 도입하여 석유･가스 개발 촉진을 추진”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 5

‒ 석유･가스법(No.22/2001)은 ▲2개의 독립규제기관 설립, ▲국영에너지기업

Pertamina의 상류 및 하류부문 활동 분리, ▲3자 기관의 수송인프라 접근 허용, ▲산업용 석유･가스 가격 자유화, ▲생산물분배에 대한 신규계약형식 설정 등을

규정하고 있음.

‒ 정부는 전통 석유･가스광구를 대상으로 한 생산물분배계약(PSC)(MEMR Regulation No.8/2017) 제도를 변경하여(2017.1월), 개발･생산 활동 촉진을 도모하고 있음.

⦁석유･가스 개발운영사는 매장량 탐사 후 개발･생산 포기에 따른 위험성8)에

대한 책임을 정부와 나누게 되면서 초기 투자액(upfront investment cost)을

일부 확보할 수 있게 되었음.

⦁수정된 생산물분배계약이 정하는 운영사의 기본 지분은 석유 광구의 경우

43%, 천연가스 광구 48%임.

⦁신규 생산물분배계약에서 ‘국내공급의무(Domestic Market Obligation, DMO)’ 규정을 수정하여 운영사들이 인도네시아 국내 시장에 인도네시아 유가

(Indonesian Crude Price, 이하 ‘ICP’)에 따라 판매할 수 있도록 하되 생산한

석유･가스의 최소 25%를 국내 시장에 공급하도록 함.

※ 기존 ‘국내공급의무’ 규정은 운영사들이 시장 가격보다 25% 낮은 수준에서

생산한 석유･가스를 인도네시아 국내 시장에 판매하도록 하였었음.

¡ (천연가스) 정부는 천연가스 정책과제로 ▲추가적인 공급원 확보, ▲가스의 공급

및 수요 거점지역 간 수송 인프라 구축, ▲천연가스 가격결정 방식의 합리성 제고

등을 제시하였음.

‒ 에너지･광물자원부는 2014년에 ‘국가 장기 천연가스정책 계획(National Natural Gas Policy Road-map(2014~2030)’을 제시하고 있으며, 중기계획 ‘National Medium Term Development Plan (RPJMN) 2015~2019’에 근거하여 2019년까지

생산된 천연가스 중 국내 시장에 공급되는 비중을 2014년의 53%에서 64%로

확대하는 것을 목표로 제시하고 있음.

▣전력개발 및 전원구조

¡ 인도네시아의 발전량은 2000년부터 연평균 6.3%의 빠른 속도로 확대되어 2016년에는 248.6TWh를 기록하였음.9)

‒ 전원(발전량 기준)은 석탄화력 55%, 가스화력 25%, 석유화력 7%, 수력 8%, 지열 4% 등으로 구성되어 있음(2016년 기준).

8) development, production, and abandonment risks following commercial discovery


“전통 석유･가스 광구를 대상으로 생산물분배계약 (PSC) 제도를 변경하여(2017.1), 개발･생산 활동 촉진을 도모”

“인도네시아 발전량은 2000년부터 연평균 6.3% 증가, 2016년에는 248.6TWh를 기록”

6 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

※ 발전설비용량은 56.3GW(2016년 기준)이며, 석탄화력 48%, 가스화력 25%, 석유

화력 14%, 재생에너지 13%(수력 10%, 풍력･태양에너지･지열 3%) 등으로 이루어져

있음.10)

자료 : IHS Markit(2018.3), 2018 IHS Markit Indonesia LNG Data Sheet

< 인도네시아 전원믹스(설비용량 기준) 변동 추이(2003~2016년) >


< 인도네시아 전원믹스(발전량 기준) 변동 추이(2003~2016년) >

¡ 정부는 ‘국가전력계획(General Plan of National Electricity 2015~2034: draft, 이하 ‘RUKN(2015-2034)’)’을 통해 장기 전력수급 계획을 설정하였음(2015년).

‒ RUKN(2015-2034)는 2025년까지 인도네시아의 전원구성을 석탄 50%, 재생

에너지 25%, 천연가스 24%, 석유 1%로 설정하고 있음.

‒ 국영전력기업 PT PLN은 ‘전력공급사업계획(Power Supply Business Plan, RUPTL)’을 통해 발전설비 확충을 추진하고 있음.

⦁PLN은 ‘RUPTL 2017-2026’에서 2025년까지 총 발전설비용량을 125GW로

확대할 것이며, 설비용량 기준 전력믹스에서 재생에너지 비중을 22.5%로 늘리는

것을 목표로 설정하고 있음.


“2025년까지 발전설비용량을 125GW로 확대, 설비용량 구성 중 재생에너지 비중을 22.5%로 확대 추진(RUPTL 2017-2026)”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 7

2016년(기준)* 2025년(목표) 2050년(목표)

･ 1차에너지공급(Mtoe) 175 400 1,000

- 석유

%

42 25 20

- 석탄 36 30 25

- 가스 19 22 24

- 신재생 3 23 31

･ 1인당 에너지 소비

(toe/capita)0.68 1.4 3.2

･ 발전설비용량(GW) 59.7 115 430

･ 1인당 전력 소비

(kWh/capita)957 2,500 7,000

･ 전력화율(%) 91.2 100 100

주 : *2016년도 값은 BP통계(BP Statistical Review of World Energy-2017) 기준,

2025년 및 2050년 목표치는 인도네시아 ‘국가에너지정책(NEP 2014)’ 기준

자료 : PwC(2017.11), Power in Indonesia-Investment and Taxation Guide 5th

edition 재구성

< ‘2014 국가에너지정책(NEP 2014)’의 주요 목표 >

정책 주요 내용

주요 법

･ 에너지법(Energy Law

No.30/2007)

･ 국가에너지위원회(National Energy Council, DEN) 설립

- 국가 에너지안보 제고를 위해 ‘4A 전략’ 채택:

▲공급가능성(Availability), ▲접근성(Accessibility),

▲수용가능성(Acceptability), ▲부담가능성(Affordability)

･ 국가에너지정책(National Energy Policy, KEN) 수립･채택

･ 전력법(Electricity Law

No.30/2009)

･ 전력사업에의 국영 전력기업 PT PLN의 주요한 역할 인정*

･ 지방정부에 지방전력계획(RUKD) 수립 의무 부여

･ 석유･가스법(Oil and

Gas Law No.22/2001)

･ 2개의 독립규제기관 설립

･ 국영 Pertamina의 상･하류부문 활동 분리

･ 3자 기관의 수송 인프라 접근 허용

･ 산업용 석유･가스 가격 자유화

･ 생산물분배에 대한 신규계약형식 도입 등

주 : * ‘공공사용 목적의 전력공급’은 특정 지역 내에서 단일 사업체에 의해서만 통합된(배전,

판매) 방식으로 수행될 수 있으며, PLN은 예외(민간기업 등에 사업권을 부여한 경우)를

제외하고는 전력사업을 수행할 수 있는 우선적 권리를 부여받음.

자료 : IEA 홈페이지, https://www.iea.org/policiesandmeasures(검색일 : 2018.4.17)

< 인도네시아 주요 에너지 법제도 >

“국가에너지정책 (NEP 2014)은 2050년 1차에너지 공급 규모를 1,000Mtoe까지 확대하는 것을 제시 ”

8 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

정책 주요 내용

주요 정책

･ 국가에너지정책

(National Energy Policy,

KEN)

･ 에너지법에 의거 국가에너지위원회(DEN)가 5년마다 수립

- 갱신된 KEN은 의회의 승인을 얻어 정부가 발표

※ ‘2014 NEP(KEN)(Government Regulation 79/2014)’ 발표

주요 계획

･ 국가에너지계획

(General Plan of

National Energy, RUEN)

･ 중앙정부 차원의 에너지관리계획

- 정부가 수립하고 국가에너지위원회가 발표

- KEN에서 제시된 목표를 달성하기 위한 범부문 차원의

실행계획 제시

※ ‘제3차 RUEN(안)’은 대통령 승인되었음(2017.6).

･ 지방에너지계획

(General Plan of Local

Energy, REUD)

･ 국가에너지계획(RUEN)에 근거하여 각 지방정부가 수립

･ 국가전력계획(General

Plan of National

Electricity, RUKN)

･ 중앙정부 차원의 전력공급 계획

- 전력수급, 투자, 자금조달, 신재생 비중 확대 등 포괄

- 에너지･광물･자원부(MoEMR)가 KEN에 근거하여

수립하고, 의회의 승인을 얻어 발표

※ ‘RUKN 2015~2034(안)’은 2015년 발표되었음.

･ 전력공급사업계획

(Electricity Supply

Business Plan, RUPTL)

･ 국영 전력기업 PT PLN이 RUKN에 근거하여 10년 단위의

전력공급 사업계획을 발표(매년 조정)

※ 2018년 3월에 ‘RUTPL 2018~2027’이 발표되었음.

･ 지방전력계획(General

Plan of Local

Electricity, RUKD)

･ 국가전력계획(RUKN)에 근거하여 각 지방정부가 수립

자료 : Ainul Wafa(2017.6), Country Report “Electricity Sector in Indonesia” 발표자료;

Cabinet Secretariat of the Republic of Indonesia 홈페이지, http://setkab.go.id;

IEA 홈페이지, https://www.iea.org/policiesandmeasures(검색일 : 2018.4.17)

< 인도네시아 주요 에너지 제도 및 정책 >

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 9

3. 인도네시아 LNG 생산･수출 현황

▣천연가스 공급 잠재량

¡ 인도네시아의 천연가스 가능 매장량(possible reserves) 규모는 144Tcf (2016년

기준) 수준으로 평가되고 있으며, 2010년 이후 탐사활동 위축으로 매장량 증가

세가 소폭에 그치거나 감소추세를 시현하고 있음.11)

※ BP는 2016년 인도네시아의 가스 확인매장량은 101.2Tcf로 세계 매장량의

1.5%를 차지하며, 가채연수는 41.1년으로 평가하였음(2017.6월).12)

‒ 인도네시아의 천연가스 매장량 규모는 석탄층가스(Coal bed methane, 이하

‘CBM’)와 셰일자원 개발 전망을 고려하였을 때 확대될 가능성이 있으나, 최근

천연가스 투자동향과 국내 기술적 제약을 고려할 경우, 단기간 내에 크게 증가

할 가능성은 희박할 것으로 분석됨.

⦁정부는 전통 원유･천연가스 개발과 더불어 CBM 및 셰일가스 자원 탐사를

장려하고 있으며, CBM 매장량이 453Tcf에 달할 것으로 추정하고 있음.13)

※ 인도네시아는 셰일가스 생산단계에 돌입하지 못한 상태(2015.10월 기준)로,

2012년 4월, 인도네시아 정부는 셰일가스 연구사업 4개를 추진하기 시작하였

으며, 2020년부터 셰일 가스의 상업생산이 가능할 것으로 전망한 바 있음.


< 인도네시아 가스 확인 매장량(2018.3월 기준) >

(단위 : Tcf)

¡ 인도네시아의 천연가스 유전은 South Sumatra의 Aceh 지역과 East Kalimantan에

주로 위치해 있음.14)

‒ East Kalimantan지역 Mahakam 광구는 인도네시아 최대 천연가스 광구로 1977년

11) IHS Markit(2018.3), 2018 IHS Markit Indonesia LNG Market Report

12) BP(2017.6) BP Statistical Review of World Energy June 2017


14) ibid.

“인도네시아의 천연가스 가능매장량은 144Tcf, 확인매장량은 101.2Tcf 수준으로 평가됨”

10 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

생산을 시작하였으며, 2017년 가스 1.6Bcf/d와 원유･콘덴세이트 6만3천b/d를

생산하였고,15) 생산된 가스는 Bontang LNG 플랜트에 공급되었음.

※ Mahakam 광구는 2017년 말에 생산물분배협정(production sharing contract)이

만료되기 전까지 Total이 50%, 일본 Inpex가 50% 지분을 보유하고 있었음.

‒ West Papua에 위치한 Bintuni만과 Central Sulawesi 지역은 비교적 신규 해상

천연가스 매장지에 해당함.

‒ 동부의 Arafura해의 탐사활동은 비교적 초기단계에 있으며, Abadi 가스전에는

약 10~14Tcf 규모의 천연가스가 매장되어 있을 것으로 추정되고 있음.16)

※ 인도네시아는 Abadi LNG사업과 연계하여, Masela 천연가스 프로젝트(2028년에

만료 예정)에 관련한 Inpex와의 계약을 최대 27년 연장하도록 승인하였음

(2017.10월).

자료 : EnerData(2018.1), Country Energy Report-Indonesia

< 인도네시아 주요 가스 매장지 및 인프라 >

▣ LNG 생산･공급 역량 변화

¡ (LNG 액화설비 능력)17) 인도네시아의 LNG 설비용량은 2,650만 톤(2018.3월

기준)으로 세계 4위의 LNG 생산능력을 보유한 국가로 자리하고 있음.

※ GIIGNL(The International Group of Liquefied Natural Gas Importers)은

2016년 기준 인도네시아의 연간 LNG 액화설비용량은 2,110만 톤으로 집계

하였음.18)

15) Platts(2017.9.15), Indonesia to revise up Total and Inpex's possible stake in Mahakam block


17) IHS Markit(2018.2.26), LNG Supply Demand Gap

18) GIIGNL(2017), The LNG Industry Annual Report

“인도네시아의 천연가스 유전은 South Sumatra 및 East Kalimantan에 주로 위치”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 11

‒ LNG 액화설비 규모는 카타르, 호주, 말레이시아 다음으로 세계 4위의 국가이며, 세계 총 LNG 액화설비 340.2백만 톤(2017년) 중 7.8%를 차지하고 있음.

⦁2017년 카타르, 호주, 말레이시아, 인도네시아, 알제리, 나이지리아 6개국의

LNG 액화설비 규모는 221.9백만 톤 규모로 전 세계 LNG 액화설비의

65.2%를 차지함.

‒ 인도네시아는 1970년대 후반 East Kalimantan지역 Bontang LNG 플랜트와

North Sumatra(Aceh)의 Arun LNG 플랜트 가동을 시작하면서 주요 LNG 액화

설비 보유국으로 자리하여 왔으며, 2012년 3,140만 톤 규모의 정점을 기록한

후 감소하고 있음.

⦁Arun LNG 액화설비는 국내 천연가스 수요를 충당하고자 2014년에 LNG 재기화 터미널로 개조되었음.

‒ Arun LNG 플랜트는 북부 Sumatra에서 생산된 가스를 기반으로 하고 있으며, Bontang LNG 프로젝트는 Kalimatan 해상 가스전 천연가스에 의존하고 있음.

⦁Tangguh 및 Donggi-Senoro LNG 플랜트는 천연가스 공급원으로 북부

Sulawesi지역의 Papua 가스전을 기반으로 개발되고 있음.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

< LNG 액화설비 규모>

전 세계 260.4 276.8 279.3 273.4 279.2 281.8 303.4 340.2

･ 카타르 61.3 76.2 77.0 77.0 77.0 77.0 77.0 77.0

･ 호주 19.9 20.0 21.8 24.3 24.3 28.2 43.5 63.8

･ 말레이시아 23.7 24.2 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 29.3

･ 인도네시아 31.1 31.4 31.4 28.7 27.8 24.7 26.5 26.5

･ 알제리 20.1 19.0 18.3 18.7 21.0 25.3 25.3 25.3

･ 나이지리아 21.9 21.9 21.9 21.9 21.9 21.9 21.9 21.9

･ 미국 1.5 1.5 1.1 - 0.4 0.4 4.9 14.3

자료 : IHS Markit(2018.2.26), LNG Supply Demand Gap

< 세계 주요 국가별 LNG 액화설비 규모 변화(2010~2017년) >

(단위 : 백만 톤/년)

“인도네시아는 전 세계 4위의 LNG 생산능력 보유국으로, LNG 설비용량은 2,650만 톤에 달함”

12 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

트레인 수

설비

용량*

(백만톤)

가동

연도 지분구조 운영사 주요 수입사

·Bontang -

Badak E1

11.5

1990

Pertamina

Pertamina(55%),

VICO

(BP,ENI, 20%),

JILCO(15%),

Total(10%)

CPC, JERA,

Kansai Electric,

KOGAS, Kyushu

Electric, Nippon

Steel, Osaka Gas,

PLN, Toho Gas

·Bontang -

Badak F1 1994

·Bontang -

Badak G1

1998

·Bontang -

Badak H1

·Donggi

-Senoro1 2 2015

Mitsubishi (45%),

Pertamina (29%),

KOGAS(15%),

Medco (11%)

JERA, KOGAS,

Kyushu Electric

·Tangguh 2 7.6 2009

Tangguh LNG

(BP 40.26%, CNOOC 13.9%,

JX Nippon 13.5%,

Mitsubishi 9.9%, Inpex 7.8%,

LNG Japan 7.4%,

KG Berau 5%, Mitsui 2.3%)

CNOOC,

Kansai Electric,

PLN, Posco,

Sempra LNG,

SK E&S,

Tohoku Electric

총 합 7 21.1

주 : * 연간처리용량을 의미

자료 : GIIGNL(2017), The LNG Industry Annual Report

< 인도네시아 주요 LNG 액화설비 현황(2017.6월 기준) >

¡ (재기화 시설) 인도네시아가 운영 중인 재기화 설비용량은 890만 톤/년(2018.3월

기준) 규모이며, ▲West Java의 Nusantara(FSRU), ▲South Sumatra의 Lampung (FSRU), ▲North Sumatra의 육상 Arun터미널, ▲Bali의 Tanjung Benoa LNG 등으로 구성되어 있음.19)20)

‒ 인도네시아의 국내 LNG 소비급증 전망 및 지리적 특성으로 인해, 지난 5년 간

재기화 플랜트 구축사업이 다수 제안되어 왔음.

‒ 연간 설비용량이 100만 톤 이상으로 제안된 사업 중 ▲Java 중부의 Cilacap (FSRU) ▲Java 서부의 Bojonegara 육상 터미널 등은 실현되어 2021년부터 가동될 것으로 전망되었음(IHS Markit).

⦁Jawa1(Cilamaya) FSRU 프로젝트는 2023년부터 가동을 시작할 것으로 전망

19) Tanjung Benoa 터미널은 인도네시아의 첫 소규모 재기화 터미널로, EnerData는 Tanjung Benoa

터미널을 제외한 3개 터미널만을 인도네시아의 주요 재기화 터미널로 설명하고 있음.


“인도네시아가 운영 중인 재기화 설비용량은 890만 톤/년 수준으로, 다수의 재기화 프로젝트가 진행되고 있어 2023년 재기화 설비용량은 1,650만 톤에 달할 전망”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 13

되고 있으며, 인도네시아의 총 재기화 설비용량 규모는 2023년 1,650만 톤/년에

이를 것으로 전망됨.

설명 : Abadi LNG 사업의 위치는 확정되지 않았으며, 연간 처리용량이 30만 톤 이하인

소규모 시설은 지도에 포함되지 않음.

자료 : IHS Markit(2018.3), 2018 IHS Markit Indonesia LNG Market Report

< 인도네시아 LNG 액화·재기화 설비 배치도 >

¡ (LNG 공급 및 수출)21) 2017년 인도네시아의 LNG 공급량은 19.0백만 톤 규모로

전 세계 LNG 공급 점유율은 6.4%에 달하였음.

‒ 카타르, 호주, 말레이시아, 나이지리아, 인도네시아 5개국의 세계 LNG공급 비중은

약 68.9%에 이르고 있음.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

< LNG 생산･공급 규모>

전 세계 222.7 241.6 238.4 239.1 242.0 248.2 266.9 296.7

･ 카타르 57.2 75.6 77.4 78.5 76.6 79.6 81.9 81.0

･ 호주 19.1 19.2 20.8 22.2 23.2 29.3 44.1 56.2

･ 말레이시아 22.9 24.8 23.1 24.7 25.0 24.8 25.2 26.8

･ 나이지리아 18.0 18.8 20.0 16.7 19.3 20.3 18.4 21.3

･ 인도네시아 23.6 21.6 18.8 18.4 17.6 18.3 19.7 19.0

･ 미국 0.6 0.3 0.2 - 0.3 0.3 2.9 13.1

･ 알제리 14.3 12.6 11.0 10.9 12.6 12.2 11.6 12.4

자료 : IHS Markit(2018.2.26), LNG Supply Demand Gap

< 세계 LNG 공급국가의 공급규모 변화 추이(2010~2017년) >


‒ 인도네시아의 LNG 생산량은 2010년 23.6백만 톤 수준에서 지속적으로 감소하여

2014년 17.6백만 톤 규모로 축소된 이후 반등하여 2017년 19.0백만 톤 규모를

유지하고 있음.

21) IHS Markit(2018.2.26), LNG Supply Demand Gap

“인도네시아는 전 세계 5위의 LNG 공급국가로, 2017년 19.0백만 톤 규모의 LNG를 공급하였음”

14 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

‒ 이에 따라 세계 LNG시장에서 인도네시아 공급점유율도 크게 위축되어 2010년

10.6%에서 2017년 6.4%로 하락하게 되었음.

‒ 인도네시아는 1970년대 후반 Bontang LNG 및 Arun LNG 플랜트에서 LNG 수출을 개시한 이후 주요 LNG 수출국으로서의 입지를 유지해왔으며,22) Bontang LNG, Tangguh LNG, Donggi Senaro LNG 플랜트 등 3개의 LNG 플랜트를 통해 LNG를 수출하고 있음.

‒ 인도네시아 LNG 수출의 83.6%(2017년 기준)는 아시아 지역으로 수출되었으며, 국가별로는 일본이 35.4%로 최대이며, 한국(19.0%), 중국(16.4%), 대만(11.1%) 등이 주요 수출시장임.

※ 인도네시아는 말레이시아와 싱가포르 등 주변국가에는 PNG 형태로 천연가스를

수출하였고, 일본, 한국, 대만과 같이 육로 수송망이 없는 국가에 대해서는 LNG

방식으로 수출하여 왔음.23)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

멕시코 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2

쿠웨이트 - - - - 0.1 0.1 -

UAE - - - - 0.1 0.1 0.1

중국 2.4 2.3 2.7 2.5 2.9 2.8 3.1

인도 - - - - 0.3 - 0.1

일본 9.4 6.2 6.2 5.7 5.9 6.5 6.7

한국 7.5 7.5 5.9 5.2 3.8 4.5 3.6

말레이시아 - - 0.1 -

싱가포르 - - - 0.1 0.3 - -

대만 1.9 1.9 2.0 2.1 2.3 2.0 2.1

태국 0.1 - - - 0.1 - 0.2

총합 21.5 18.8 18.4 17.6 18.3 19.7 18.9

자료 : IHS Markit(2018.3.13), IHS Markit Global LNG Trade Data

< 인도네시아의 국가별 LNG 수출 규모 >


¡ (LNG 공급구조 변화) 2004년 인도네시아의 천연가스 생산의 64%는 LNG로

수출되었고, PNG 6%, 국내 소비 30%로 충당되었으나, 2016년 LNG 수출 비중은

30%로 축소된 반면, 국내 소비 비중은 58%로 증가하였음.

‒ 지난 10년간 내수용 천연가스 소비 비중의 지속적인 증가는 인도네시아의 LNG 수출역량 축소의 직접적인 원인으로 작용하여 왔음.

‒ 인도네시아는 2012년 Kalimantan의 Bontang LNG에서 생산된 LNG를 Java의

Nusantara LNG 터미널로 수송하기 시작하였음.

22) IHS Markit(218.3), IHS Markit Indonesia LNG Market Report

23) Enerdata(2018.1), Country Energy Profile : Indonesia

“인도네시아는 LNG 전체 공급 중 국내 천연가스 소비 비중이 점차 증가함에 따라 LNG 수출 비중이 감소하는 구조 변화를 시현“

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 15


< 인도네시아 천연가스 공급구조 변화 (2006~2016년) >

(단위 : Bcf/d)

▣국내 천연가스(PNG 및 LNG) 수요

¡ 인도네시아는 국내 천연가스 수요가 증가하면서 생산한 LNG를 내수용으로 충당

하는 규모가 증가하여 왔으며, 이는 자국의 주요 천연가스 소비지인 Java와

Sumatra지역이 육상수송이 불가능한 지리적 특성으로 인해 LNG 형태로 공급이

필요했기 때문인 것으로 분석되고 있음.

‒ 2018년 3월 현재까지 인도네시아는 자국산 LNG를 통해 국내 LNG 수요를 충족

하고 있으나, 향후에는 수입산 LNG로 수요를 충당해야 할 것으로 전망됨.

‒ 인도네시아의 천연가스 수요는 2015~2016년에 소폭 감소를 시현하였으나, 2000년부터 연평균 1.5% 증가하여 왔음.

⦁가스 소비는 1990~1998년에 빠르게 증가하였으나, 2008년까지는 공급 물량

제한으로 인해 정체되어 있다가, 이후 2016년까지 연평균 3.9% 확대되었음.24)

¡ 2017년에는 인도네시아 석탄 소비가 확대되면서 재기화 터미널로 공급된 LNG 물량은 2016년의 330만 톤에서 2017년에는 270만 톤으로 감소하였음.

‒ 재기화 터미널 운영사들(Pertamina 및 PGN 등)은 재기화한 LNG 소비처 확보에

어려움을 겪고 있음. 천연가스 국내 공급사들은 ▲높은 가격, ▲수송 인프라 미비

등으로 석탄·PNG 등과의 경쟁에서 비교우위를 확보하지 못하고 있으며, 이로

인해 재기화 터미널 활용도가 축소되는 결과가 초래되고 있음.

※ 인도네시아의 석유･가스 상류부문 사업주체인 SKK Migas(Satuan Kerja

Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi)는 국내

시장용 LNG 카고를 배정하고 있으나, PGN 및 국영 발전기업 PLN 등 국내

가스 매입자들 대상의 수요처 확보에 어려움을 겪으면서 많은 LNG 카고가

반송된 바 있음. 이는 하류부문 인프라 부족, 지역 경제성장 둔화, 석탄과의

경쟁 심화 등에 의한 결과로 알려지고 있음.


“국내 천연가스 수요의 증가로 인해 자국에서 생산된 LNG를 내수용으로 충당하는 규모가 증가”

“2017년에는 자국 내 석탄 소비가 확대되면서 재기화 터미널로 공급된 LNG 물량이 감소”

16 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

4. LNG 공급역량

¡ (LNG 액화설비)25) 인도네시아 정부는 추가적인 천연가스 공급원 확보에 주력하고

있으나, 현재까지 확정된 천연가스 프로젝트(PNG 및 LNG)는 매우 제한적인

수준에서 추진되고 있음.

‒ 특히, 정부의 ‘천연가스 중기계획(RPJMN 2015~2019)’은 2019년까지 생산된

천연가스의 국내시장 공급 비중을 2014년의 53%에서 64%로 확대하는 것으로

설정한 바, LNG 수출역량은 크게 개선되지 않을 것으로 분석되고 있음.

‒ 인도네시아가 추진하고 있는 LNG 프로젝트(2018.3월 현재 기준)는 ▲Sengkang

LNG T1, ▲Tangguh LNG T3 등 2개 사업이며 완공시점은 각각 2018년, 2020년경

으로 예측되고 있음.

‒ (Sengkang LNG T1) : 설비용량 50만 톤/년 규모의 LNG 프로젝트로 Sengkang

LNG의 첫 번째 트레인에 해당하며, EWC(Energy World Cooperation)社(지분율:

100%)26)는 2018년 2월 제 1트레인 건설이 80% 완료되었다고 밝힌 바 있음.

⦁Sengkang LNG 프로젝트는 4기의 트레인이 모두 완공되면 총 액화설비용량은

200만 톤/년 규모로 확충 될 계획임.

⦁인도네시아 PLN이 Sengkang LNG를 매입할 계획이나 최종 계약체결에는

이르지 못한 상태이며(2018.4 현재 기준), EWC(수출 허가 확보)는 필리핀

으로의 수출 타진 가능성도 내비친 것으로 알려짐.

⦁한편, Sengkang LNG 프로젝트는 사업이 반복적으로 지연되어왔다는 점에서

해당 플랜트가 2019년 이전에 운영을 시작하기 어려울 것이라는 전망이 제기

(IHS Markit) 되기도 하였음.

‒ (Tangguh LNG T3) : 설비용량 380만 톤/년의 Tangguh LNG 플랜트의 제3트레인

건설 프로젝트로 CSTS社(Tripatra, Chiyoda, Saipem, Suluh Ardhi Engineering

으로 구성된 합작기업)와 EPC 계약이 체결되었음.

⦁Tangguh LNG T3는 2016년 7월에 최종투자결정(FID: 80~100억 달러, CAPEX

기준)이 이루어졌으며, 2021년부터 상업가동이 가능할 것으로 전망됨(IHS Markit).

⦁Tangguh LNG T3에서 생산되는 LNG의 약 3/4은 인도네시아 자국 수요를 충당

하기 위해 공급될 예정이며, 인도네시아 국영 PLN과 공급계약이 체결되었음.

⦁Abadi 가스전에 부유식 LNG설비(연간 설비용량: 750만 톤) 구축이 제안

25) IHS Markit(2018.3.9), IHS Markit Indonesia LNG Market Report

26) EWC 홈페이지, http://www.energyworldcorp.com/projects.php(검색일 : 2018.4.20)

“인도네시아 정부는 추가적인 천연가스 공급원 확보에 주력하고 있으나, 현재 건설 중인 LNG 프로젝트는 ▲Sengkang LNG T1, ▲Tangguh LNG T3 등 2개에 불과”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 17

(Inpex와 Shell)된 바 있으나, 인도네시아 정부는 육상 사업의 경제적 이익을

더 클 것으로 판단하여 이를 거절하였음(2016.3월).

⦁Abadi LNG 설비규모는 950만 톤으로 확대될 계획이나 구체적인 일정은

확정되지 않았음.

⦁인도네시아는 2028년에 만료될 예정이었던 Inpex와의 Masela 천연가스 사업

운영 계약을 최대 27년 연장하도록 허가하였음(2017.10월).

¡ (천연가스 개발 거버넌스 조정) 인도네시아 정부는 천연가스 개발관련 상류부문

생산 권한을 Pertamina에 보다 크게 부여하는 방향으로 정책방향을 설정하고 있음.

‒ Pertamina는 Total과의 생산물분배협정(Production Sharing Contract, PSC)이

만료되면서 Mahakam 광구 지분을 100% 소유하게 되었으며, Mahakam 광구

개발에 17억 달러를 배정하였음(2018.3).

※ Mahakam광구 일부 지분(최대 39%)이 기존에 사업에 참여하였던 Total과

INPEX 등 다른 기업에 이전될 가능성이 제기되고 있음.

‒ 2018년 3월을 기점으로 Pertamina는 Mahakam 광구에서 이미 14개 유정을 시추

하였고 총 70개 유정을 시추할 계획을 가지고 있음. Pertamina는 해당 광구에서

916MMcf/d를 생산하는 것을 계획하고 있음.

⦁Pertamina는 2017년 말에 Mahakam 광구에서 1,360MMcf/d를 생산할 수

있을 것으로 추정되고 있음.

프로젝트 트레인용량

가동연월1)

MMtpa MMcfd

< 건설중2) >

Sengkang LNG T1 0.50 66 ’18.06

Tangguh LNG T3 3.80 504 ’20.01

< 예정(proposed)3) >

Abadi LNGT1 4.75 630 ’25.01

T2 4.75 630 ’26.01

East Dara FLNG - 0.83 110 -

Sengkang LNG

T2 0.50 66 -

T3 0.50 66 -

T4 0.50 66 -

Tangguh LNG T4 3.80 504 -

주 : 1) 발표일(announced) 기준; 2) 기본설계(FEED)가 완료되어 건설이 시작되었거

나, 커미셔닝(상업운전) 검토 단계; 3) 기본설계(FEED)가 시작되지 않은 단계

자료 : IHS Markit(2018.3.9), IHS Markit Indonesia LNG Market Report

< 인도네시아의 LNG 프로젝트 현황(2018.3월 기준) >

¡ (해외자본 유치 전망) 인도네시아의 해외자본 유치는 탐사활동 부문의 규제 장벽과

재정적 유인 부족으로 저조한 상황이 지속되어 왔으며,27) 특히, 기술적으로 개발이


“인도네시아 정부는 천연가스 개발 관련 상류부문 생산권한을 Pertamina社에 크게 부여하는 방향으로 정책방향을 설정”

“인도네시아는 규제 장벽 및 재정적 유인 부족 등으로 탐사부문의 해외자본 유치에 어려움을 겪어왔음”

18 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

어렵거나 심해에 위치한 매장지를 개발하는데 필요한 해외자본 유치는 지속적으로

어려움을 겪을 것으로 전망되고 있음.

‒ Chevron은 ‘인도네시아 심해개발(Indonesia Deepwater Development, 이하

‘IDD’)’ 사업의 일환인 Gendalo와 Gehem 가스 사업의 재검토를 진행하고 있다고

밝힘(2017년 중반).28)

‒ Chevron은 Kutei 분지의 해상 East Kalimantan 지역에 위치한 심해 매장지개발

사업(IDD)을 추진하여 최대 450Bcf/년의 천연가스와 5.8만b/d의 액체 콘덴세이트

생산을 기대한 바 있음.29)

⦁IDD 사업은 3건의 생산물분배협정을 통해 Gendalo, Gehem 매장지 등 5개의

매장지를 개발하는 것을 주 사업내용으로 하고 있음.

‒ ExxonMobil은 East Natuna 가스 광구 개발에 대한 논의를 이어갈 의사가 없다고 밝혔으며(2017.7월), Pertamina가 해당 광구를 개발하기 위해서는 협력사를 필요로

한다다는 점에서 East Natuna 광구 개발은 지연될 것으로 예상되고 있음.

⦁East Natuna 지역에는 46Tcf의 가스가 매장되어 있는 것으로 확인되었으나, 중국과의 영토분쟁에 휩쓸려 있으며, 탐사비용이 높고 2014년 중반부터 국제

유가가 낮은 수준에 머물면서 탐사·개발 활동이 활발히 이뤄지지 못한 것으로

설명됨.30)


< 운영사별 인도네시아 가스 생산량(2018.3월 기준) >

¡ (중류부문 인프라) 인도네시아는 국토･지리적 특성으로 천연가스 수요지역이 산재해

있으며, 이로 인해 천연가스 수요를 충당하기 위해서는 LNG 액화 및 기화설비

확충이 선행되는 것이 요구되고 있음.

‒ 인도네시아 PLN(Perusahaan Listrik Negara)은 Sumatra 남동부와 West

28) Media Monitoring Oil and Gas(2017.7.31), IDD Gas Project Gendola Gehem Comes Soon,

http://www.monitoringoil.com/2017/07/idd-gas-project-gendola-gehem-comes-soon.html



“국토･지리적 특성으로 인해 천연가스 수요지역이 산재해 있어, 천연가스 수요 충당을 위해서는 LNG 액화 및 기화 설비 확충이 요구됨”

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 19

Kalimantan에 LNG를 공급하기 위해 BBP 프로젝트를 추진하고 있으며, 해당

사업에는 FSRU(15,000m3) 1척, LNG 선박(12,000m3 이하) 4척, 육상 재기화

터미널 2개가 포함되어 있음.

⦁인도네시아 PLN은 당초 계획하였던 소규모 FSRU와 소규모 LNG 선박 도입

시기를 최대 2개월 연기하기로 결정하였음.(2018년).

‒ 일본 도쿄가스는 인도네시아 내 LNG 터미널 및 발전설비 개발에 참여를 추진

하고 있음.

⦁도쿄가스와 일본개발은행은 인도네시아 가스공급기업인 PT Panji Raya Alamindo의 지분 33%를 매입하였음(2017.10).

‒ 한국의 삼성 중공업은 Jawa1(Cilamaya) 발전 사업을 위한 FSRU(170,000m3)를

건조하는 계약(2억2,100만 달러)을 체결하였음(2017.10)


< 인도네시아 재기화 설비용량 확대 전망(2000~2030년) >

(단위 : 100만 톤)

‒ 인도네시아와 일본 정부는 LNG를 활용해 선박에서 전력을 생산하여 인도네시아

도서 지역에 공급하는 방안에 대한 연구사업 추진을 발표하였음(2017.10월).

⦁인도네시아는 LNG를 활용해 벽지 지역에 전력공급이 가능할 것으로 판단

하고 있으며, 동 프로젝트는 수년 내로 추진될 수 있는 것으로 기대되고 있음.

▣인도네시아 국내 LNG 수요 전망

¡ 국내 천연가스 수송인프라가 확충될 경우, 천연가스 수요는 확대되고 국내 LNG 거래 물량도 확대될 것으로 전망되고 있음.

‒ 인도네시아의 LNG수요는 ▲Java와 Sumatra 지역의 가스 중류부문 인프라 개발,

“천연가스 수송인프라 확충 시, 자국 내 천연가스 수요 및 LNG 거래 물량이 확대될 전망”

20 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

▲가스 가격 변화, ▲산업 및 발전부문에서의 석탄 사용 비중 등에 크게 영향을

받을 것으로 분석되고 있음(IHS Markit).

※ 국내 LNG거래는 2016년에 340만 톤을 기록하였으나, 인프라 제약과 저렴한

석탄과의 시장 경쟁의 영향으로 2017년에는 18% 감소한 270만 톤을 기록하였음.

‒ 인도네시아 정부의 ‘천연가스 중기계획(RPJMN 2015~2019)’은 2019년까지

생산된 천연가스 중 국내 시장에 공급되는 비중을 2014년의 53%에서 64%로

확대하는 것을 목표로 제시하고 있음.

¡ 인도네시아의 천연가스 수요증가에 따라 2019년부터 공급부족 우려가 제기되고

있으며, 정부는 천연가스 수입을 통해 대응해야 할 것으로 판단하고 있음.

‒ Pertamina에 따르면 2030년까지 인도네시아 국내 시장에서 4Bcf/d 수준의 가스

공급부족이 발생할 것으로 분석하고 있음.

▣ LNG 수출역량 전망

¡ 인도네시아의 국내 천연가스(PNG 및 LNG) 공급부족 상황은 중장기적으로 더욱

심화될 것으로 전망되고 있으며, 이는 인도네시아의 LNG 대외수출 역량 하락과

세계 LNG 공급국가 역할 축소로 귀결될 것으로 분석되고 있음.

‒ LNG 수출역량 축소는 현재 개발 중인 LNG 프로젝트 규모가 크지 않은 상황에서

국내 천연가스(PNG 및 LNG) 수요 증가를 자국의 공급으로 우선적으로 충당할

경우, 인도네시아의 LNG수출 역량 축소는 앞당겨 질 것으로 보이며, 특히, 2021년 이후, 인도네시아는 천연가스 순수입국으로 전환될 것으로 분석됨.

자료 : IHS Markit(2018.3), 2018 IHS Markit Indonesia LNG Market Report

< 인도네시아 LNG 공급 계약물량 및 수요 변화･전망(2000~2040년) >

(단위 : 100만 톤)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 21

< Appendix > 인도네시아 에너지수급 지표

▣에너지 수급 변화

연도 2000 2005 2010 2015

TPES(Mboe) 995.7 1,166.5 1,431.2 1,468.8

석탄

%

9.4 14.9 19.7 24.8

석유 43.5 42.3 36.2 30.3

가스 16.5 16.4 18.9 19.0

수력 2.5 2.3 3.1 2.4

지열 1.0 0.9 1.1 1.1

바이오매스 27.0 23.2 19.1 21.1

바이오연료 0.0 0.0 2.0 1.3

총계 100.0 100.0 100.0 100.0

자료 : 인도네시아 에너지･광물･자원부(Ministry of Energy and Mineral Resources)(2016.12),

Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia 2016 재구성

< 인도네시아 1차에너지 공급 변화(2000~2015년) >

연도 2000 2005 2010 2015

TFC(Mboe) 777.9 864.6 1,067.5 1,040.7

산업

%

32.4 30.4 33.3 26.3

가정 38.1 36.3 29.1 35.9

사업 2.7 3.0 3.1 3.7

수송 17.9 20.6 23.9 25.0

기타 3.8 3.4 2.7 1.6

비에너지이용 5.2 6.3 7.9 7.4

총계 100.0 100.0 100.0 100.0



< 인도네시아 부문별 최종에너지 수요 변화(2000~2015년) >

연도 2000 2005 2010 2015

TFC(Mboe) 777.9 864.6 1,067.5 1,040.7

바이오매스

%

34.6 31.2 25.6 29.7

석탄* 4.6 7.6 12.8 6.7

천연가스 11.2 10.0 10.8 11.9

연료 40.5 39.1 34.0 29.9

기타 석유제품 1.7 3.4 5.2 4.6

LPG 1.1 1.0 3.0 5.2

전력 6.2 7.6 8.5 11.9

총계 100.0 100.0 100.0 100.0

주 : *Briquette 포함



< 인도네시아 원별 최종에너지 수요 변화(2000~2015년) >

22 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

연도 2000 2005 2010 2015

발전량(TWh) 91.1 127.6 169.8 234.0

디젤

%

7.08 7.15 7.24 8.33

석탄 37.32 40.63 40.33 53.28

석유 6.65 6.41 4.01 4.93

가스 3.96 0.67 0.65 0.26

복합가스 29.72 26.53 25.52 19.08

가스PP 1.37 5.03 6.41 3.42

가스엔진 0 0 0.05 0.53

수력 10.99 8.41 10.28 5.87

지열 2.91 5.18 5.51 4.29

태양 0 0 0 0

풍력 0 0 0 0.01

총계 100.0 100.0 100.0 100.0



< 인도네시아 전원믹스(발전량) 변화(2000~2015년) >

연도 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

발전량(TWh) 266.7 290.4 319.0 355.7 389.3 421.4 454.0 492.1 526.7 561.8

디젤*

%

3.7 2.3 1.1 0.8 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

기타석유** 2.9 2.5 0.8 0.6 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

가스 25.8 26.2 28.1 28.0 26.3 25.3 24.1 24.8 26.7 26.7

석탄 55.6 56.7 56.8 57.6 59.5 59.6 59.4 56.3 50.5 50.4

수력 6.4 6.1 6.2 5.9 6.3 7.2 8.2 9.4 12.5 12.3

지열 4.6 5.1 5.4 5.7 5.8 6.4 6.9 8.2 8.7 9.0

기타신재생 0.1 0.3 1.0 1.0 1.1 1.0 1.0 0.9 1.2 1.1

수입 0.7 0.7 0.6 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

총계 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

주 : *High Speed Diesel(HSD), **Marine Fuel Oil(MFO)

자료 : RUPTL 2017-2026; PwC(2017.11)에서 재인용

< ‘전력공급계획(RUPTL 2017~2026)’의 전원믹스(발전량) 전망(2017~2026년) >

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 23

참고문헌

Ainul Wafa, “Country Report “Electricity Sector in Indonesia” ” 발표자료, Jun 2017

BP, Statistical Review of World Energy June 2017EnerData, Country Energy Report-Indonesia, Jan 2018GIIGNL, The LNG Industry Annual Report 2017IHS Markit, IHS Markit Indonesia LNG Market Report, Mar 9 2018__________, 2018 IHS Markit Indonesia LNG Data Sheet, Mar 2018__________, LNG Supply Demand Gap, Feb 26 2018Media Monitoring Oil and Gas, “IDD Gas Project Gendola Gehem Comes

Soon”, Jul 31 2017Ministry of Energy and Mineral Resources of Indonesia, Handbook of Energy

& Economic Statistics of Indonesia 2016, Dec 2016Platts, “Indonesia to revise up Total and Inpex's possible stake in Mahakam

block”, Sept 15 2017PwC, Power in Indonesia-Investment and Taxation Guide 5th edition, Nov 2017

Cabinet Secretariat of the Republic of Indonesia 홈페이지, http://setkab.go.id(검색일 : 2018.4.17)

EIA 홈페이지, https://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=IDN (검색일 : 2018.4.17)

EWC 홈페이지, http://www.energyworldcorp.com/projects.php (검색일 : 2018.4.20)

IEA 홈페이지, https://www.iea.org/policiesandmeasures(검색일 : 2018.4.17)Indonesia Investment 홈페이지, “National Long‐Term Development

Plan(RPJPN 2005‐2025)”, https://www.indonesia-investments.com/ (검색일 : 2018.4.17)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 27

중국

▣중국, 남부지역 항구에 대한 석탄수입 제한 조치 확대

¡ 중국 정부는 남부지역의 2류 항구를 대상으로 시행중인 석탄수입 제한 조치를 2018년 4월부터는 남부지역의 1류 항구까지 순차적으로 확대･적용할 것이라고 밝힘(經濟觀察網).

※ 중국의 항구는 개방 정도에 따라 ‘1류 항구’와 ‘2류 항구’로 구분되며, ‘1류 항구’는 국무원의

승인을 거쳐 개방･관리되는 항구를 말하며 ‘2류 항구’는 지방정부의 승인을 받음.

‒ 중국은 2017년 7월 1일부터 남부지역 2류 항구를 대상으로 석탄 수입 선박의 정박･하역을 금지하는 조치를 취하였으며 2018년 4월 초에는 저장省, 광동省으로 확대하였음.

⦁2017년 7월 1일부터 석탄 수입이 금지된 2류 항구는 푸젠省의 커먼항, 닝더항, 동우항과

하이난省의 러동항이며, 푸젠省의 푸저항은 4월 1일부터 석탄수입 제한 조치가 취해졌고

4월 4일부터는 푸젠省의 모든 2류 항구로 확대되었음.

※ 2017년 상반기 중국의 석탄 수입량은 1.33억 톤으로 전년동기 대비 23.5% 증가하였으나,

2017년 7월 석탄수입 제한 조치 이후 2017년 하반기 수입량은 약 1.38억 톤으로 전년동기

대비 6.6% 감소함.

‒ 우선적으로 남부지역의 1류 항구 중 광시省 팡청항 및 푸젠省 샤면항에 대해 각각 4월 14일과 15일에 석탄수입 제한 조치가 시행됨.

‒ 석탄업계 인사는, 이번 조치는 석탄 수요가 감소하여 석탄 재고가 증가함에 따라 취해진 것이며, 향후 석탄가격을 안정적으로 유지하는데 도움이 될 것이라고 밝힘.

⦁중국 연해지역 6대 발전기업(화넝그룹, 궈뎬전력, 다탕발전, 저뎬그룹, 상하이전력, 광동위예뎬

그룹)의 석탄 재고량은 약 1,400만 톤까지 증가하여 2013년 이후 최고치를 기록함.

¡ 한편 전체 석탄 공급량 중 수입석탄의 비중이 비교적 높은 화동 및 화남 지역의 경우, 남부지역

항구에 대해 석탄수입 제한조치가 취해짐에 따라 북부지역 항구로부터 석탄공급을 충당할 것

으로 예상됨.

※ 화동지역은 상하이, 장수省, 저장省, 안후이省, 산동省 등을 말하며 화남지역은 광동省, 광시

자치구, 하이난省, 홍콩･마카오 특별행정구역 등을 말함.

‒ 북부지역의 항구(친황다오항, 챠오페이뎬항, 징탕항, 황화항)의 경우 2018년 4월 들어 석탄 재고량이 지속적으로 증가하는 추세를 보이고 있으며, 4월 4일 기준 석탄 재고량이 1,842만 톤에

달하면서 3월 30일 대비 149만 톤 증가함.

(搜狐網, 2018.4.8; 煤炭江湖, 2018.4.13; 經濟觀察網, 2018.4.16)

28 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

▣중국, ’18년에 6~8기의 원전 건설 프로젝트 승인 예정

¡ 중국광핵그룹(CGN)은 중국 최초의 EPR(European Pressurized Reactor) 원자로인 타이산 1호기가

국가핵안전국(國家核安全局)의 안전심사를 통과하여 핵연료 장전 허가를 승인 받았다고 밝힘

(2018.4.10).

※ 국가핵안전국은 5년간 안전심사를 진행하였으며, 건설 과정을 상주하여 감독하고 안전성을

검토한 결과 안전과 품질관리 기준을 충족하였다고 밝힘,

※ 타이산 1호기(1,660MW)는 2009년 12월 11일 상무부의 승인을 받아 2009년 12월 21일에

착공되었으며, 2016년에 냉각 테스트 및 원자로 격납용기 가압 테스트를 통과하였음.

‒ 국가에너지국(NEA)은 ‘2018년 에너지업무지도 의견’을 통해 현재 건설 중인 산먼 1호기, 하이양 1호기, 타이산 1호기, 톈완 1호기, 양장 5호기 등 신규 원전설비(총 발전용량 6GW)를

2018년 내에 완공하고 안전성 및 경제성 기준을 충족한 총 6~8기의 원전 건설 프로젝트를 승인할

계획이라고 밝힘.

⦁AP1000 시범 프로젝트인 산먼 1호기의 경우 2017년 6월 30일 열테스트를 통과하고 핵연료

장전 허가를 기다리고 있는 중임.

‒ 승인 조건을 갖춘 신규 원전 프로젝트는 쉬다바오 1호기, 루펑 1호기, 산먼 2호기, 하이양 2호기

이며, CAP1400 기술이 적용될 예정인 스다오완 원전 프로젝트는 이미 국가핵안전국의 안전

심사를 통과하였음(인사이트 제18-4호(1.29일자) p.37 참조).

⦁중국 정부는 ‘전력 발전 13.5계획’ 중 2020년까지 원전 가동 총 용량을 58GW, 건설 규모를

30GW까지 확대한다는 목표를 설정하였으나 2017년 말 기준 가동 중인 설비용량은

36GW, 건설 중인 설비용량은 22GW에 그쳐 목표 달성을 위해서는 향후 3년 간 매년

6~10기의 원자로가 신규 가동되어야 함.

⦁2016~2017년에는 원전 건설 프로젝트에 대한 승인이 전혀 없었으며, NEA는 2017년에 총 8기의

원전을 신규 가동할 계획이었으나 2017년 3월과 9월에 양장 4호기와 푸칭 4호기 등 2기만

가동됨에 따라 목표를 달성하지 못함.

¡ 중국은 석탄 의존도 감축 및 청정에너지 비중 확대의 일환으로 원전 확대정책 기조를 유지하고

있으며 안정적인 원전 운영을 핵심 목표로 설정하였음.

‒ 2017년 원자력 발전량은 247.5TWh으로 2016년 대비 17.6% 증가하면서 전체 발전량의 3.9%를

차지하였고, 원전설비의 연간 평균 이용시간은 7,108시간으로 이용률이 81.1%에 달했음.

‒ 이와 같은 규모의 원자력 발전량은, 석탄화력을 대체한다고 전제할 경우 1년간 석탄 7,647만 톤, 이산화탄소 2억 톤, 이산화황 65만 톤, 질소산화물 57만 톤 감축효과를 가져옴.

‒ 또한 운전 중인 원전에 대한 안전 관리를 엄격하게 시행하고 방사능 유출 및 주변 환경에 대한

모니터링도 적극적으로 시행하고 있음.

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 29

⦁2017년 내 국제 원자력 사고 등급(International Nuclear Event Scale, INES) 기준 1급 이상의

사고, 중대한 안전사고, 방사능 유출, 화재폭발 등의 사고가 발생하지 않았음.

⦁국가환경보호법규 및 환경방사능모니터링 기준에 근거하여 국가핵안전국에서 허가한 배출

기준에 따라 각 원전의 방사능 유출을 철저히 통제하고 있으며, 2017년 1~12월 환경모니터링

결과에 따르면 각 원전의 방사성물질 배출량은 국가 기준의 제한치보다 낮은 수치를 기록

하였음.(中國核能行業協會, 2018.1.30; 界面新聞, 2018.4.11)

▣중국 NDRC, 긴급 예비용 석탄화력 관리 관련 지침 발표

¡ 중국 국가발전개혁위원회(NDRC)는 전력의 안정적인 공급을 보장하고 일부 지역에서 발생하는

전력 부족 현상을 해소하기 위해 ‘석탄화력 긴급 예비용 전원 관리 지침(煤電應急備用電源管理指導意見, 이하 ‘지침’)’을 발표함(2018.3.18).

※ 긴급 예비용 석탄화력이란 발전소가 최대부하로 운영되거나 전력 공급 부족, 가정용 난방공급

부족 등의 현상이 발생했을 때 긴급 사용되며 그 외 시간에는 가동하지 않는 석탄화력 발전

설비를 말함.

‒ NDRC는 ‘지침’에서 전력 사용량 예측을 통해 수요 부문의 관리를 강화하고 일부 지역에서

발생하는 전력 공급 부족 현상을 최대한 시장을 통해 해결할 것이라고 밝힘.

‒ 긴급 예비용 석탄화력 설비가 필요한 지역에서는 낙후 발전설비 퇴출 계획을 감안하여 긴급

예비용 석탄화력 확보 방안을 마련한 후 시행가능성을 검토해야 하며, 긴급 사태 발생 시 전력

수요를 충족시킬 수 있는 설비를 확보해야 함.

⦁긴급 예비용 발전설비가 필요한 지역의 경우 해당 지역의 발전개혁위원회 및 전력산업 주관

부서가 매년 3월까지 국가에너지국(NEA)에 보고해야 하며, 同 ‘지침’은 발표일에 즉시 시행

되며 적용기간은 3년임.

‒ 관련 규정에 부합하는 발전설비 중 이미 완공되었으나 계통연계가 되지 않은 경우, 긴급 피크

조절 비축용 전원으로 신청할 수 있으며 관련 규정은 추후에 통지할 계획임.

‒ ‘지침’에서는 각 지역이 전력시장 자유화를 지속적으로 추진하고 전력 거래 관련 시스템을 빠른

시일 내에 완비할 것을 요구하고 있으며, 시스템이 완비되기 전까지는 각 지역의 전력 공급 추세, 부하 특성 및 전원 구성 특성 등에 근거하여 긴급 예비용 석탄화력설비를 합리적으로 확정할

수 있도록 함.

‒ 석탄화력 건설 관련 리스크 예비경보에서 녹색경보를 받은 지역 중 전력 수급 불균형 문제가

심각한 지역, 특정 시간대에 공급 부족 현상이 발생하고 피크조절 능력이 부족한 지역, 난방공급

비중이 높은 지역 및 수력, 풍력, 태양광 등 간헐성 전원의 비중이 높은 지역 등은 각 지역별로

정해진 합리적인 예비율을 참고하여 긴급 예비용 전원을 확정할 수 있음.

※ 합리적인 예비율은 각 지역의 설비당 최대 용량, 전력 수요, 부하 특성 등의 요소에 근거하여

종합적으로 테스트한 후 확정함.

30 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

⦁NEA는 ‘2020년 석탄화력 발전소 건설 관련 리스크 예비경보 통지’를 통해 석탄화력 설비

과잉 리스크 관련 예비경보를 발표한 바 있으며 녹색 경보를 받은 지역의 경우 지역 간

전력 공급망 연계 여부 등의 요소를 고려하여 신규 프로젝트를 승인할 계획이라고 밝힌 바

있음(인사이트 제17-17호(2017.5.22일자) p.45 참조).

‒ 긴급 예비용 발전설비가 필요한 지역은 긴급 예비용 전원 확정 시 기업이 자발적으로 참여한다는

것을 전제로 하여 다음과 같은 조건을 만족해야 함.

⦁국가의 낙후 발전설비 퇴출 및 노후 발전설비 가동 중단 계획에 포함된 기존 설비

⦁에너지 효율, 환경보호, 안전, 기술 등의 법령 상 기준 및 산업정책 요구에 부합하는 설비

⦁공급 시스템이 안정적이며 긴급 예비용 수요를 만족시킬 수 있는 설비

⦁동일한 조건 하에서는 열병합설비 및 에너지절약･환경보호형 설비를 우선적으로 고려해야 함.

‒ 긴급 예비용 석탄화력설비로 활용될 경우 관련 법규, 산업 기준 등의 요구를 충족해야 하며, 해당 지역의 발전개혁위원회, 에너지국, 전력운영 주관부서는 NEA 관련부서와 함께 긴급 예비용

석탄화력설비에 대한 관리감독 책임을 짐.

‒ 또한 관련 규정 및 기준에 근거하여 정기적으로 긴급 예비용 석탄화력설비에 대한 평가를 진행할 것이며, 다음과 같은 상황이 발생할 경우 관련 지역의 발전개혁위원회, 에너지국은 긴급

예비용 석탄화력설비를 퇴출시키고 NDRC와 NEA에 보고해야 함.

⦁해당 지역의 전력 수급이 균형을 이루고 석탄화력 건설 관련 리스크 예비경보가 녹색에서

적색으로 격상될 경우

⦁비교적 완비된 전력 거래 시스템을 갖추고 있고 긴급 예비용 전원 문제가 전력시장 자유화를

통해 해결이 가능한 경우

⦁긴급 예비용 전원이 에너지 효율, 환경보호, 안전, 기술 등의 측면에서 관련 법규 및 기준에

부합하지 못하고 지속적으로 운영 가능한 조건을 갖추지 못한 경우

‒ NEA와 NDRC는 각 지역의 전력 수급 구조, 전력 수급 균형 여부 등을 고려하여 해당 지역의

긴급 예비용 석탄화력설비의 필요성을 검토할 계획임.

(中商產業研究院, 2018.4.16)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 31

일본

▣일본 정부, 해외 인프라 사업 수주 확대를 위한 방향 제시

¡ 일본 정부는 ‘인프라·시스템 수출 전략 follow-up’ 수립을 위해 열린 ‘경협 인프라 전략회의’에서

향후 일본 기업의 해외 인프라 사업 수주를 확대하기 위한 방향을 제시함.

※ ‘경협 인프라 전략회의’는 일본 기업의 해외 인프라･시스템 사업 진출과 에너지･광물자원의

해외 지분 확보를 지원하기 위해 일본의 해외 경제협력에 관한 중요 사항을 논의하고 전략

적이고 효율적인 방안을 마련하기 위한 회의로, 2013년 3월 13일 제1회 회의를 개최하였으며,

매년 ‘인프라･시스템 수출 전략 follow-up’을 발표해왔음.

‒ 에너지 수입의존도가 높은 일본은, 에너지의 안정적 공급을 위해 LNG 부문 및 석유제품 유통과

관련한 인프라 구축이 필요함.

⦁아시아 지역에서의 LNG 시장 구축 및 에너지･광물자원의 안정적 공급을 위해 공적 금융의

활용과 인재 육성을 적극적으로 추진할 필요가 있음.

⦁해외에서 LNG 관련 인프라 건설사업을 수주하기 위해서는 연료조달에서 발전에 이르기까지

일괄적으로 서비스를 제공하는 ‘Gas to Power’ 방식으로 경쟁력을 강화할 필요가 있으며, 이를 위해 일본의 유틸리티기업･상사･제조업체와 외국 기업 간의 연계가 필요함.

⦁일본 기업들이 보유하고 있는 관련 기술(재생에너지, 수소 등 저탄소형 인프라 기술)과 경험을

살려, 각국의 에너지전환 정책 시행에 따른 인프라 건설 및 인재 육성을 지원해야 함.

‒ 이에 일본 정부는 해외 에너지 인프라 수주 확대를 위한 대책의 방향을 다음과 같이 제시하였으며, 오는 6월 경 발표할 ‘미래투자전략 2018(가칭)’에 반영하여 연내에 제도를 정비할 계획임.

⦁① 다양한 기업의 참여를 촉진하기 위해 민관 공동으로 프로젝트 추진

⦁② 재생에너지 분야에 대한 공적지원 확대

⦁③ 외국과의 연계 촉진을 통한 가격경쟁력 강화

⦁④ 정부 간 에너지 대화 등을 통한 상류부문 프로젝트 진출

⦁⑤ 제도 구축 및 인재 육성 등 분야에서의 협력

⦁⑥ 해외 시장 및 경쟁 국가에 대한 정보 수집 및 공유

⦁⑦ 자유로운 에너지 무역 체제 및 시장 확립

※ 일본의 향후 성장전략을 담은 ‘미래투자전략 2017’은 2017년 6월 9일에 각의 결정되었으며,

32 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

제4차 산업혁명의 혁신기술을 산업･사회 부문에 도입하여 문제를 해결하는 ‘Society5.0’ 실현을

목적으로 하고 있음.

¡ 또한 정부 관계자는, 일본 정부는 발전시설 등 에너지 인프라 수출 확대를 위해 규제를 완화할

계획이라고 밝힘.

‒ 현재 일본의 해외 발전소 건설･운영 사업은, 일본 종합상사를 중심으로 국제협력은행(JBIC) 및 일본무역보험(NEXI) 등의 지원을 받아 수행되고 있음.

⦁현행 제도 하에서는 제3자에게 지분을 양도하는 것을 인정하고 있지 않으나, 이를 개정하여

전력회사에 대해서는 출자 지분을 약 20% 수준까지 양도할 수 있도록 하여 전력회사의

해외 진출을 지원할 계획임.

⦁발전사업은 안정적인 수익이 기대되는 반면 투자비 회수에 장기간이 소요됨. 전력회사에

출자 지분을 양도할 수 있게 되면, 투자비 회수가 빨라져 성장이 예상되는 다른 분야에

투자하기가 용이해져 투자의 선순환이 기대됨.

‒ 또한, 지금까지 LNG를 일본으로 수송하는 경우와 LNG 생산국에서의 출하시설 건설 등에

한정되어 있던 금융 우대조치(낮은 JBIC 융자 금리 및 NEXI의 보험요율) 적용 대상을 일본

이외의 LNG 소비국에서 일본 기업이 수입하는 LNG와 수입기지 건설 등으로 확대할 계획임.

(경협 인프라 전략회의, 2018.4.10; 日本経済新聞, 2018.4.10)

▣일본-호주 간 수소 공급체인 구축 실증사업 개시

¡ 일본 기업(Kawasaki Heavy Industries(이하 KHI), J-Power, Iwatani, Marubeni)은 호주 에너지

기업인 AGL Energy Limited(이하 AGL)와 컨소시엄을 구성하여 수소 공급체인 구축 실증사업에

착수할 것이라고 발표하였음(2018.4.12).

‒ 同 실증사업은 호주 빅토리아州의 Latrobe Valley에서 생산된 갈탄으로 수소를 제조한 뒤 액화

하여 일본 고베市로 수송하는 사업임(Hydrogen Energy Supply Chain Project, HESC Project).

⦁同 실증사업의 사업비는 약 5억 호주 달러이며, 호주 연방 정부와 빅토리아 州정부로부터

각각 5천만 호주 달러의 보조금을 받아 실시되는 사업으로, 수소 공급체인(수소 생산, 액화, 해상수송 및 선적･하역 등)의 상용화를 위한 것임.

⦁KHI는 수송기기 제작 및 각종 산업용 플랜트 건설 실적을 보유하고 있어, 일본 내 수소 공급자인

Iwatani와 함께 액화수소 하역기지 건설과 운용･평가를 담당할 것임.

⦁J-Power는 청정석탄기술(clean coal technology) 관련 실적을 갖고 있어, 갈탄을 가스화하여

제조된 수소의 정제설비 건설을 담당할 것임.

⦁Marubeni는 국제 에너지 유통 경험과 실적을 보유하고 있어, 향후 상업용 수소 공급체인

구축을 위한 구체적인 기반을 마련할 것임.

⦁AGL은 갈탄 생산 및 수소 정제설비 건설 부지를 제공할 것임.

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 33

‒ 2019년에 수소 공급체인 구축을 위한 실증설비 건설에 착수할 예정이며, 2020~2021년에 수소

제조 및 수송부문의 실증 실험을 실시할 예정임.

¡ 이번 실증사업은 HySTRA가 주체가 되어 실시하고 있는 ‘CO2 free 수소 공급체인 구상(미이용

갈탄에서 추출된 수소의 대규모 해상수송 공급체인 구축 실증사업)’의 일환임.

‒ HySTRA는 KHI, Iwatani, Shell Japan, J-Power로 구성된 컨소시엄으로, 갈탄으로부터의 수소

제조, 수송･저장, 이용에 이르는 CO2 free 수소 공급체인을 구축하여 2030년경 상용화를 목표로

관련 기술 개발과 실증사업을 실시하고 있음.

※ HySTRA: CO2-free Hydrogen Energy Supply-chain Technology Research Association

⦁HySTRA는 액화수소 수송선의 건조와 고베 항에 액화수소 수입기지 건설을 추진 중임.

‒ 한편, 일본 정부는 ‘수소기본전략(2017.12.26)’을 통해 수소사회 실현을 위해 수소의 ‘제조, 저장･수송 및 이용’을 일괄적으로 실시할 수 있는 공급체인 구축의 필요성을 제기한 바 있으며, 同 실증사업을 통해 액화수소 공급체인을 개발하고자 함.

(KHI 홈페이지, 2018.4.12; 環境ビジネス, 2018.4.13)

▣일본 경제산업성, 전력 탁송요금 부과 대상 확대 방안 제시

¡ 일본 경제산업성은, 송･배전망 관리 환경 변화에 따라 향후 상승할 것으로 예상되는 전력 탁송

요금을 억제하고 양질의 전력 공급을 유지하기 위한 논의를 진행하고 있음.

‒ 전력･가스 거래 감시위원회(경제산업성 산하 심의회, EMSC)는 송･배전망 유지･운영비용 부담

방법을 검토하는 실무그룹을 통해 전력 탁송요금 억제 방안을 제시하였음.

‒ 현재 일본은 인구 감소와 에너지효율 제고 등으로 전력 수요 증가세는 둔화되고 있는 반면, 재생

에너지 도입 확대에 따라 계통 연계 요구는 증가하고 있어, 노후화된 송･배전 설비 관리 부담 증가

등 환경 변화에 따른 대응 마련이 필요함.

⦁송･배전망의 유지비는 전력 수요의 증감과 관계없는 고정비가 약 80%를 차지하나, 기본요금

(정액)으로는 약 30%만 회수할 수 있으며 나머지는 수요에 따라 변동됨.

⦁이에 따라 향후 에너지효율 제고 등으로 전력 수요가 감소하게 될 경우, 송･배전망 유지비용을

제대로 회수할 수 없음. 고정비를 안정적으로 회수하지 못할 경우, 전력의 안정적 공급에

필요한 송･배전망의 유지･운용에 지장이 발생할 가능성이 있음.

⦁일본 정부는 2030년 재생에너지의 발전량 비중을 22~24%로 확대한다는 목표를 제시하고

있음. 이를 달성하기 위해 재생에너지발전 설비는 증가할 것이고, 이에 따라 송･배전망의

확충과 신설이 필요하게 될 것임.

⦁또한, 일본 송･배전망의 대부분은 고도경제성장기(1950년대 후반~1960년대)에 건설되었기

때문에 노후화된 설비의 개체(改替) 비용도 증가할 것임.

34 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

‒ 이에 대응하기 위해 송･배전망(계통) 이용자인 발전사업자도 송･배전망의 수익자로 간주하여

발생 수익에 따른 비용을 부담토록 하는 방안을 제시하였음.

⦁현행 제도에서는 송･배전망 이용자인 발전사업자와 전기소매사업자 가운데 전기소매사업자만이

탁송요금을 부담하고 있음. 발전사업자는 계통 접속 시 초기비용을 공사비 등을 통해 일부

부담하고 있으나, 이외의 관리비 등은 일체 부담하고 있지 않음.

⦁이를 개정하여 향후 발전사업자에게도 탁송요금을 부담하도록 할 것이며, 대신 계통 접속 시

초기비용을 경감해줄 것임. 재생에너지 등 발전사업자의 부담은 일시적으로 늘어날 수 있으나, 탁송요금 부담분을 전력요금에 부과할 수 있도록 하여 발전사업자의 부담을 경감해줄 것임.

⦁다만, 출력 10kW 미만의 주택용 태양광설비의 경우, 주로 일반가정에 설치되어 있어 당분간은

탁송요금 부과 대상에서 제외할 것임.

‒ 경제산업성은 탁송요금 부과 대상 확대가 중장기적으로는 재생에너지 보급･확대에 호재로 작용

할 것으로 보고 있으며, 2020년 이후 발전사업자에 대한 탁송요금 부과제도를 도입할 계획임.

¡ 한편, 일본 정부는 전력시스템 개혁을 추진 중에 있는데, 2020년에 3단계인 ‘송･배전부문 법적

분리’를 시행할 예정임.

‒ 일본 정부는 전력의 안정적 공급 확보, 전기요금 상승 억제, 수요가의 선택폭 확대와 사업자의

사업기회 확대를 위해 전력부문 개혁을 추진해왔음.

⦁전력시스템 개혁의 1단계는 광역적운영추진기관 설립(2015.4월), 2단계는 전력소매시장 전면

자유화(2016.4월)임.

⦁송･배전부문의 법적분리는, 기존에 주요 전력회사들이 운영하고 있는 송･배전망을 전력소매

시장에 신규로 참가하는 사업자들도 공평하게 이용할 수 있도록 송･배전부문을 별도 회사화

(법적 분리)하여 독립성을 높이는 것임.(日本経済新聞, 2018.4.3; EMCS, 2018.4.16)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 35

러시아･중앙아시아

▣Novatek, 북극 LNG 2 기본설계 작업을 위한 NovaEngineering JV 설립

¡ 러시아 Novatek社는 북극 LNG 2(Arctic LNG 2) 프로젝트의 기본설계(front-end engineering & design, FEED) 작업을 위한 합작 투자 회사 ‘NovaEngineering JV’를 설립했다고 발표함

(2018.4.12).

※ 북극 LNG 2 프로젝트는 Novatek이 북극권 Gydan 반도에 트레인 3기의 액화플랜트(연간

생산용량 1,980만 톤 규모)를 건설하는 것으로, 올해 FEED 작업을 마치고 내년 말까지 최종

투자결정을 내려 2023년 가동을 개시할 계획임. 이미 중국, 일본, 프랑스 기업이 프로젝트

참여를 긍정적으로 검토 중인 것으로 알려져 있음.

‒ NovaEngineering JV는 러시아 NIPLGas社 51%, 영국 TechnipFMC社 33%, 독일 Linde社 16% 지분의 합작회사로 설립되었으며, 자본규모는 2억 4,700만 달러 수준이며 6~7월 중으로

FEED를 완료하는 것을 목표로 하고 있음.

‒ FEED 작업은 영국 TechnipFMC社가 주도하고 추후 러시아 NIPLGas社로 기술(노하우)을

이전할 계획임.

¡ 한편, Novatek 관계자는 북극 LNG 2 플랜트는 중력식 구조물(gravity-based structure, GBS) 위에 설계되어, 첫 번째 LNG 프로젝트인 야말 LNG 플랜트에 비해 보다 경제적으로 건설 가능하다고 전했음.

※ 북극 LNG 2 프로젝트의 총 투자비는 약 100억 달러로 추산된 반면, 야말 LNG 프로젝트 투자비는

270억 달러임.

‒ Novatek은 영구동토층에서의 플랜트 기반 건설 및 물류비용 절감을 위해 플랜트를 육상에 건설

하지 않고 Ob 만(Ob Bay)에 위치한 GBS 위에 모듈식으로 건설할 계획임.

‒ 또한, 프로젝트의 경제적 효율성을 제고하기 위해 Murmansk州 Kola 만(Kola Bay)에 4개 인공섬을 조성하여 조선소 공장을 세우고, 이곳에서 GBS와 플랜트 건설에 필요한 부품･장비들을

자체 생산･조달 할 계획임.

⦁러시아 정부는 Kola 만에 4개의 인공섬을 조성하여 조선소 건설을 추진하고 있으며, Novatek은 조선소 건설을 위해 무역부(Ministry of Trade)와 협약을 체결하기도 함.

‒ 플랜트 건설에 앞서, 먼저 설치 될 예정인 GBS 건설 공사는 NovaEngineering JV의 협력업체

(subcontracting party)자격으로 참여한 이탈리아 Saipem社가 수주했으며, GBS는 Kola 만

조선소에서 건조하여 Gydan반도까지 수송 할 계획임.

⦁GBS 설계도는 노르웨이 전문가인 Kvaerner로부터 제공 받았으며, 첫 번째 GBS는 길이

36 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

350m, 너비 50m로 구성되어 완공 시 해안에서 20km 떨어진 곳에 수심 15m 깊이로 설치될

예정이며, 그 위에 플랜트를 구성하는 총 12만 톤에 달하는 15개 상부 구조물(topside module)을 탑재 할 예정임.

(Upstream, 2018.4.12)

▣우크라이나, Gazprom이 발표한 ‘우크라이나를 통과하는 가스 수송량 축소’에 대한 반대

입장 표명

¡ 우크라이나 Ihor Nasalyk 에너지석탄 산업부 장관은 4월 4일 Gazprom이 ‘2019년 이후 우크라이나

통과 가스 수송량이 연간 10~15bcm에 불과할 것’이라고 발표한 것에 대해 강력한 반대 입장을

표명함(2018.4.11).

※ Gazprom과 Naftogaz는 2009년 러시아産 가스의 우크라이나 공급에 관한 계약과 러시아産 가스의 유럽 수출을 위한 우크라이나 영토 경유에 관한 계약 등 두 건의 계약을 체결한 바

있으며, 두 계약은 10년 기한으로 2019년 말에 종료될 예정임.

※ Gazprom의 Alexei Miller CEO는 Nord Stream-2 가스파이프라인이 가동을 개시하면 우크

라이나를 통과하는 가스 수송량은 현재보다 90%가량 감소할 것이라고 밝힌 바 있음(인사이트

제18-13호(4.9일자) p.30 참조).

‒ 장관은 우크라이나가 경제적 이익을 실현하기 위해서는 통과 가스 수송량이 연간 최소 40bcm 이상은 되어야 한다고 주장하면서, Gazprom 역시 경제성을 고려한다면 Nord Stream-2 가스

파이프라인보다 우크라이나 가스 통과 시스템(Ukraine’s Gas Treansmission System, GTS)을

이용하는 것이 보다 효율적이라고 언급함.

⦁우크라이나는 유럽에 수출되는 러시아 가스의 주요 통과국으로 연간 약 30억 달러의 통과료

수입을 얻고 있지만, 향후 가스 수송량이 10~15bcm으로 축소되면 그만큼의 통과료 수입을

잃게 되어 경제적 타격이 클 것임.

⦁또한, Nord Stream-2 가스파이프라인의 수송가능 용량은 55bcm/년인데 반해, GTS는

288bcm/년 수송능력을 갖추었으며, 이 중 178.5bcm/년을 유럽으로 공급 가능하기 때문에

우크라이나를 통과하는 편이 Gazprom측에게도 유리할 것이라는 게 장관의 설명임.

‒ 그 밖에도, 우크라이나 Naftogaz 대변인은 Gazprom이 Naftogaz에 25억 6,000만 달러를 지불

하라고 판결한 스톡홀름 국제중재재판소의 명령을 Gazprom이 이행하지 않았으므로 Gazprom에

대한 강제집행절차를 준비 중이라고 밝힘.

⦁대변인은 Gazprom이 중재 판결을 이행하지 않아 발생한 손실 보상을 위해 소송을 준비할

것이며, 집행 과정은 반년 정도 걸릴 것으로 예상한다고 덧붙여 설명함.

¡ 한편, 독일 Chancellor Angela Merkel 총리는 4월 10일 베를린에서 Petro Poroshenko 우크라이나

대통령과 공동기자회견을 갖고 Nord Stream-2 가스파이프라인으로 인해 우크라이나가 어떤

식으로든 피해를 입는다면 Nord Stream-2 프로젝트는 추진될 수 없다며 우크라이나의 입장을

지지한다고 밝힘.

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 37

‒ Merkel 총리는 이전에는 Nord Stream-2를 순전히 ‘경제 프로젝트(economic project)’라고 언급했으나, 이날은 정치적 요인 역시 고려해야 한다며 입장을 번복함. 또한, 우크라이나를 통과하는 가스 수송량이 보장되지 않는다면 독일의 Nord Stream-2 프로젝트 참여 여부는 불확실

하다는 것을 러시아 측에 분명히 밝혔다고 언급함.

⦁2016년 8월 5일, Nord Stream-2 프로젝트와 관련하여 최초 발언을 한 Merkel 총리는 독일은

同 프로젝트를 순수하게 경제적인 측면에서 검토하고 있다고 밝힌 바 있으며, 최근까지도

EU에 대한 안정적인 가스 공급과 가스 수송비 절감 등 경제적 효과를 들어 同 프로젝트의

당위성을 강력하게 주장한 바 있음(인사이트 제18-14호(4.16일자) pp.27~28 참조).

⦁또한, 지난 3월 말에는 Nord Stream-2 파이프라인이 자국 수역을 통과하는데 대해 독일만이

유일하게 건설 허가를 완료한 바 있음(인사이트 제18-14호(4.16일자) pp.27~28 참조).

※ 독일은 Nord Stream-2 파이프라인 통과 구간 31km 건설과 관련하여, 지난 1월 31일

Stralsund 광산 감독국(Mining Authority)이 독일 영해 통과에 대해 1차 승인하였으며, 3월

27일에 연방해양수로국(Federal Maritime and Hydrographic Agency of Germany)이 독일의

배타적 경제수역 통과에 대해 2차 승인을 한 바 있음(Nord Stream-2 홈페이지).

(Interfax, 2018.4.11)

38 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

미주

▣트럼프 대통령, 에탄올 의무혼합비율 15%로 확대 시사

¡ 트럼프 대통령은 미국의 신재생연료 의무혼합제도(Renewable Fuel Standard, RFS)에 따른

에탄올의 의무혼합비율을 15%로 높이고 적용기간도 확대시켜 나가겠다고 밝힘(2018.4.12).

※ 신재생연료 의무혼합제도(Renewable Fuel Standard, RFS)는 정유회사가 휘발유, 디젤 등의

수송용 연료에 에탄올 등 바이오연료를 의무적으로 혼합하여 공급하도록 하는 제도로 2007년

부시 행정부에서 도입함. 주로 옥수수와 사탕수수 등에서 생산한 에탄올이 혼합연료로 가장

많이 사용되며, 목질계 에탄올(cellulosic ethanol)과 같은 차세대 바이오연료도 포함됨.

‒ 트럼프 대통령은 백악관에서 열린 세계 농업분야 무역 현안 관련 회의에서, 미 공화당 상원

의원과 주요 농업지대가 있는 州의 주지사들에게, 신재생연료 의무혼합제도(RFS)에 따른

에탄올의 의무혼합비율을 기존의 10% 수준에서 최대 15%까지 높이고 적용기간도 연중 8개월

에서 12개월까지 확대시키기 위한 절차를 진행 중에 있다고 밝힘.

⦁트럼프 대통령은 휘발유와 디젤에 에탄올을 혼합한 연료의 연중 의무사용기간을 여름철을

제외한 8개월로 제한하는 것은 불합리하며, 에탄올의 의무혼합비율과 의무사용기간을 확대

하기 위해 정유기업과 논의해 나갈 것이라고 언급함.

‒ 현재 미 환경보호청(EPA)은 휘발유에서 발생하는 오존 등 대기오염물질을 줄이기 위해, 여름철 동안 휘발유의 에탄올 혼합비율을 낮추어 휘발유의 레이드 증기 압력(Reid Vapor Pressure, RVP)이 9.0psi를 초과할 수 없도록 엄격하게 규제하고 있음.

※ 레이드 증기 압력(Reid Vapor Pressure, RVP) : 연료의 증발 속도를 측정하는 방법으로, 기온이

높은 여름철에 연료의 RVP가 높아짐에 따라 증발 속도가 빨라져 오존이 더 많이 발생하게 됨.

이에 따라 EPA는, 휘발유의 RVP를 여름철에만 상압(14.7psi)보다 낮은 9.0psi 미만으로 제한

하고 있음.

¡ 한편, 미국 바이오연료 업계는 트럼프 대통령의 에탄올의 의무혼합비율 및 적용기간 확대 시사

발언을 환영하였으나, 석유기업 및 정유회사는 반대 입장을 표명함.

‒ 바이오연료 업계는 트럼프 대통령이 2007년 RFS 수립 당시 설정된 에탄올 의무혼합량 150억

갤런을 달성하기 위한 노력의 일환으로 이러한 발언을 하였다며 환영함.

‒ 그러나 미국석유협회(American Petroleum Institute, API)는 즉각 우려 입장을 표명하고, 에탄올

혼합량을 높일 경우 결국 소비자들에게 부정적인 영향을 미칠 것이라고 비난하였음.

⦁또한 이번 트럼프 대통령의 발언은 최근 미-중 관세전쟁으로 인해 치명적인 타격을 받게

될 것으로 우려되는 자국의 농업부문을 달래기 위한 정치적 결정이라고 지적하였음.

‒ API의 Frank J. Macchiarola 하류부문 담당 이사는, “EPA는 과거 성명서를 통해 에탄올 혼합

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 39

비율을 15%까지 높일 수 있는 법적 권한이 없다고 밝힌 바 있으며, API는 모든 수단을 동원해

대응해 나갈 것”이라고 언급함.

(The Hill, 2018.4.12; OGJ, 2018.4.13)

▣트럼프 행정부, 대기오염물질 배출허용 기준 완화를 위한 대통령 메모 발표

¡ 트럼프 대통령은 대기오염물질 배출허용 관련 규제를 비용효과적으로 이행할 수 있도록 함으로써, 자국의 제조업을 진작시키고 일자리를 창출할 수 있도록 하는 내용의 대통령 메모(Presidential Memorandum)를 발표함(2018.4.12).

※ 4월 12일 발표된 대통령 메모는 ‘Promoting Domestic Manufacturing and Job Creation—Policies and Procedures Relating to Implementation of Air Quality Standard’임.

‒ 이번 대통령 메모에 따라, 미 환경보호청(EPA)은 ‘국가환경대기질기준(National Ambient Air Quality Standards, NAAQS)’과 ‘청정대기법(Clean Air Act, CAA)’ 상의 연방정부의 대기오염

물질 배출허용 기준 완화를 위한 절차를 진행해나가게 됨.

‒ EPA는 ▲州 정부의 규제 준수 계획, ▲발전부문 및 제조업 부문의 건설 허가, ▲자연재해와

국제 공해 등과 같이 주 정부의 통제권 밖에 있으나 대기오염물질을 증가시키는 요인들과 관련된 문서 등을 검토할 예정임.

⦁또한, 미국 내에 대기오염물질을 증가시킬 수 있는 요인과 주정부가 ‘국가환경대기질기준

(NAAQS)’을 준수함에 있어 어려움을 겪는 사항들을 우선적으로 고려･검토할 것으로 예상됨.

※ EPA는 ‘국가환경대기질기준(NAAQS)’과 ‘청정대기법(CAA)’에 따라, 지난 40년간 매 5년마다

위에 언급한 사항들을 재검토하여, 대기오염물질 관련 규제 기준을 수정･개선해오고 있음.

‒ EPA의 Scott Pruitt 청장은 성명서를 통해, 이번 대통령 메모는 EPA가 핵심 업무를 충실히

이행하고 미국 제조업 부문의 규제 부담을 완화시키는데 기여할 것이라고 언급함.

¡ 한편, 이번에 발표된 대기오염물질 배출허용 관련 규제완화에 대한 대통령 메모는 제조업, 발전

부문 등 자국의 산업을 지원하기 위한 트럼프 대통령과 EPA의 노력에 따른 것으로 평가됨.

‒ EPA는 트럼프 대통령의 국내 산업부문의 대기오염물질 배출허용 승인절차 간소화 지시에 따라, 신규 건설되거나 개조되는 발전소의 대기오염물질 배출허용기준에 대한 ‘신규 배출원 검사

(New Source Review) 절차’를 간소화하기 위한 각서(memorandum)를 발표한 바 있음

(2017.12.7).

‒ 또한, 지난 2000년 이후 미국의 이산화질소 배출량이 50% 이상 감소하여, 더 이상 배출기준치

를 초과하지 않고 있는 것으로 분석됨에 따라 이산화질소 배출 기준을 강화하지 않고 기존의

수준을 유지함으로써 제조업부문의 이산화질소 배출 허용기준 준수에 대한 부담을 완화시켜

주었음(2018.4.6).

(The Hill, 2018.4.2; EPA 2018.4.12)

40 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

▣미 ‘Cove Point’ LNG 터미널, 상업가동 후 처음으로 LNG 카고 선적

¡ 미국 Dominion Energy社는 미국의 메릴랜드 州에 위치한 Cove Point LNG 터미널이 2018년

3월 5일 공식 상업가동을 개시하였고, 상업가동 개시 이후 첫 번째 LNG 카고를 지난 4월 16일

선적하였다고 발표함.

※ Cove Point LNG 터미널은, Dominion Energy社가 건설한 미국 동부 연안에 위치한 유일한

LNG 수출터미널로, 액화용량 0.75Bcf/d(LNG 525만 톤/년)의 액화 트레인을 보유하고 있으며,

미국의 Marcellus와 Utica 셰일 매장지로부터 원료 가스를 주로 공급받게 됨.

‒ Dominion社는 오만 국영해운회사(Oman Shipping Company)의 LNG 수송선인 Adam LNG호

(162,000m3)가 Cove Point LNG 터미널에서 상업가동 개시 이후 첫 번째 LNG 카고를 선적하고

출항하여 수에즈 운하를 통과할 것이라고 밝혔으나, 기착지는 알려지지 않았음.

⦁이번에 선적된 첫 번째 LNG 카고는 지진으로 가동이 중지되었던 파푸아뉴기니의 PNG･LNG 프로젝트의 재가동을 위해 액화플랜트 냉각용으로 사용될 것으로 예상됨.

‒ Cove Point LNG 터미널에서 시운전 기간 중 생산된 LNG는 Shell社의 LNG 수송선

Gemmata호(132,500m3)와 Methane Spirit호(163,200m3)를 통해 지난 3월 이미 두 차례 수출된

바 있음.

⦁이 중 첫 번째 카고는 3.0Bcf(LNG 약 6만 톤) 규모로 지난 3월 초 Cove Point LNG 터미널을

출항하여 영국의 Dragon LNG 터미널에 도착한 것으로 알려짐.

¡ 한편, Dominion Energy社는 2013년 4월 일본의 Sumitomo社와 인도의 국영가스기업 GAIL社와

계약기간 20년의 액화터미널 이용계약(terminal service agreement)을 체결하였음.

‒ Sumitomo社와 Tokyo Gas는 LNG 생산을 위해 2014년 2월 합작회사(ST Cove Point LLC)를

설립하였고 액화터미널 이용계약에 따라 연간 230만 톤의 LNG를 생산하게 되며, GAIL社도

계약물량인 연간 230만 톤을 생산하게 됨.

※ Cove Point LNG의 총 연간 생산용량 530만 톤 중 460만 톤은 계약된 물량이며 나머지 65만 톤은

미계약물량임.

‒ 한편 로이터통신의 Eikon 자료에 따르면, LNG 수송선인 Kawasaki Sakaide호(177,000m3)와 Meridian Spirit호(163,000m3)가 4월 19일과 21일에 Cove Point LNG 터미널에 입항할 예정임.

(Reuters, 2018.4.16; Platts, 2018.4.16)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 41

중동･아프리카▣국제 유가, 시리아 공습 영향으로 배럴당 80달러로 상승 가능성 제기

¡ 국제 유가는 미국의 시리아 공습 가능성에 따른 중동지역의 지정학적 리스크가 대두되면서 4월 11일에 전일 대비 1.4%(Brent유)~2.0%(WTI유) 상승하였으며, 4월 13일 Brent유는 배럴당

72.58달러, WTI유는 67.39달러로 장을 마감하며 두 유종 모두 전주 대비 약 8% 상승하였음.

‒ 이후 중동지역의 지정학적 리스크가 다소 완화됨에 따라 4월 16일 국제 유가는 Brent유와

WTI유 모두 다시 하락하는 모습을 보였음.

유종 4/2 4/3 4/4 4/5 4/6 4/9 4/10 4/11 4/12 4/13 4/16

Brent 67.64 68.12 68.02 68.33 67.11 68.65 71.04 72.06 72.02 72.58 71.42

WTI 63.01 63.51 63.37 63.54 62.06 63.42 65.51 66.82 67.07 67.39 66.22

자료 : KESIS

< 일일 국제 유가 추이(2018.4.2~4.16) >

(단위 : 달러/배럴)

¡ (유가변동 요인) 최근의 유가변동 요인은 미국의 시리아 공습이 주된 원인이며, 동시에 미국의

對러시아 추가제재 위협 및 예멘과 사우디의 갈등국면 등 지정학적 리스크가 발생한데다, 감산활동이 성과를 보이며 전 세계 원유재고량이 5년 평균 수준으로 회복되고 있기 때문에 유가에

강한 상승압력을 가하고 있는 것으로 해석됨.

‒ (시리아 공습) 시리아 정부군이 반군 거점지역인 Eastern Ghouta 지역 Douma시에 화학무기로

의심되는 공격을 가했다고 알려지면서(2018.4.8), 미국 트럼프 대통령이 시리아 공습 가능성을

언급(2018.4.11)한 이후, 미국･영국･프랑스 3국은 시리아 수도 다마스쿠스 소재 화학무기 시설을

정밀 타격하였음(2018.4.14).

⦁미국, 프랑스, 영국은 시리아 정부군의 소행으로 의심되는 화학무기 공격을 공개적으로 비난

하면서 시리아 정부뿐만 아니라 시리아 정부를 지원하는 러시아를 비난하고 있음.

⦁트럼프 대통령은 공습 이후 자신의 트위터에 프랑스와 영국에 감사를 표하며, “이보다 더

좋은 결과가 있을 수 없다. 임무 완수”라는 게시글을 올렸고(2018.4.14), 영국 외교부

Boris Johnson 장관은 영국이 추가 공습을 계획한 바는 없다고 발언(2018.4.15)함에 따라, 석유시장 관계자들은 향후 추가공습 가능성이 없는 것 판단하고 있음(Business Insider, 2018.4.16.).

⦁이번 시리아 공습 사태로 촉발된 중동지역의 긴장 국면은 러시아와 서방국가 간의 관계

악화가 배경인 것으로 분석됨.

42 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

‒ (對러시아 추가제재 가능성) Nikki Haley 유엔주재 미국대사는 미국이 對러시아 추가 제재를

준비하고 있다고 언급하며(CBS, 2018.4.15), 미국 Steven Mnuchin 재무부 장관이 그 다음날

이를 발표할 것이라고 발언함.

⦁그러나 트럼프 대통령이 對러시아 추가 제재 발언에 제동을 걸면서 백악관은 Haley 대사의

발언을 부인하였음(Washinton Post, 2018.4.16).

‒ (對이란 제재 가능성) 트럼프 대통령이 對이란 강경파 인사인 John Bolton을 국가안보보좌관에

임명하고(2018.4.9) Mike Pompeo 중앙정보국(CIA) 국장을 국무장관에 내정(2018.3.13)함에

따라, 對이란 제재 가능성이 부상하고 있음(인사이트 제18-14호(4.16일자) pp37~38 참조).

⦁트럼프 대통령은 2017년 9월 유엔총회 연설에서 이란 핵협정에 대해 미국 역사상 최악의

합의이며, 가장 일방적인 거래이자 미국의 수치라고 언급하면서, 핵협정을 파기하겠다는

의지를 내비친 바 있으며, 2017년 10월 13일에는 이란이 핵협정을 위반하고 있다며 핵협정

‘이행불인증’을 선언한 바 있음.

‒ (예멘-사우디 갈등국면) 예멘의 후티 반군은 2018년 4월 11일 사우디 수도 Riyadh市 국방부

건물 및 Najran市 Aramco 시설에 대해 미사일을 발사했으며 사우디가 이를 요격한 바 있음

(Reuters, 2018.4.12).

⦁예멘 내전은 2015년 3월 발발하여 3년간 이어지고 있으며, 내전이 장기화되면서 예멘은

시아파인 이란의 지원을 받는 후티 반군 장악지역, 사우디의 지원을 받는 수니파 동맹군

장악지역, 급진 수니파 알카에다 추종세력 장악지역으로 삼분되어 교전을 계속하고 있음.

‒ (감산활동 성과) IEA는 지난해부터 국제 원유재고가 크게 줄어들고 있다면서, 향후 1~2개월

이내에 국제 원유재고 수준이 5년 평균치를 하회할 것으로 전망함(Oil Market Report, 2018.4.13).

⦁OECD 국가들의 상업용 원유재고는 2018년 2월 말 기준 28.4억 배럴을 약간 상회하는 수준

으로, 5년 평균 원유재고량보다 불과 3천만 배럴 높은 것으로 나타남.

¡ (유가 전망) JP Morgan은 시리아 공습과 함께 對이란 제재 재개 가능성이 제기되면서 금년

여름 Brent유 기준 국제유가가 배럴 당 80달러까지 오를 수 있다는 전망을 제기하였음.

‒ Bloomberg는 미국의 對이란, 對러시아 제재 가능성이 유가에 더 강한 상승압력을 가하고 있다고

평가하고 있음(2018.4.15).

‒ 스위스 금융기관 Credit Suisse는 원유 재고량이 예상보다 빠르게 5년 평균 재고 수준으로 회귀하고 있다고 평가하고, 2019년 들어 과잉공급 과잉이 거의 해소될 것이며 유가가 높은 수준

으로 유지될 것으로 전망함.

⦁Credit Suisse는 2018년 유가전망을 WTI유는 배럴당 66달러, Brent유 71달러로 전망했는데, 이는 직전 전망 대비 각각 10달러, 11달러씩 상향조정한 것임. 또한 Credit Suisse는 2019년

평균 국제유가를 WTI는 배럴당 65달러, Brent유 70달러로 전망하면서 직전 전망 대비 각각

7달러, 9.25달러씩 상향조정하였음.(BBC, 2018.4.9; CNBC, 2018.4.11, Financial Times; Market Watch, 2018.4.13, Bloomberg, 2018.4.15)

세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23 43

▣카타르, 외국인투자 규제 완화로 외자 유입 확대 기대

¡ 카타르 국영석유기업 Qatar Petroleum(QP)社가 외자를 유치하기 위해 자회사 5곳을 대상으로

외국인투자 허용한도를 49%까지 확대하기로 발표함에 따라(2018.3.31), 약 80억 달러의 해외

투자가 유입될 것으로 기대하고 있음.

‒ 외국인투자 규제가 완화된 기업은 총 5곳(Industries Qatar, Mesaieed Petrochemical, Woqod, Gulf International Services, Qatar Electricity & Water)이며, 이번 외국인투자 허용한도 확대

조치는 Industries Qatar社 및 Qatar Electricity & Water社의 경우 2018년 4월 9일부터 적용

되고, 나머지 3개 기업은 아직 미정임.

‒ QP社는 이번 규제완화 대상 기업에 대한 외국인의 개별 지분 허용 비율을 종전 1%에서 2%로

확대하였음. 다만 Woqod社의 경우 1% 미만이던 지분 허용 비율을 1%까지 확대하기로 함.

‒ 2018년 1분기 말 기준 5개 기업의 자본금은 약 322억 달러임. 외국인 투자자에게 허용된 투자

규모는 75억 달러로 추산되나 실제 투자규모는 21억 달러에 그치고 있음.

¡ 이번 조치는 지난해 단교사태 이후 유출된 해외자본을 보충하기 위해 카타르증권거래소(QSE) 내에 외국인 투자 기반을 확충하고 외화유동성을 확보하기 위한 것으로 해석됨.

‒ 카타르에 대한 외국인투자는 주로 인접국에서 이루어져 왔으나, 사우디, UAE 등 수니파 아랍권

국가가 2017년 6월 카타르의 테러조직 지원 및 親이란 정책을 문제 삼으며 일방적으로 단교를

선언하면서 외환보유고가 크게 감소하였음.

‒ 카타르의 외환보유액은 2014년 말 581억 달러에 달했으나, 2017년 말에는 376억 달러로 축소

되었고, 이후 2017년 상반기 동안 약 460억 달러 수준으로 유지되다가 2017년 6월 단교사태가 발생하면서 402억 달러로 대폭 줄어들었고 2018년 2월말 기준 376억 달러를 기록하고 있음.

자료 : MEES

< 카타르의 외환보유액 추이(2014~2018.2월) >

(단위 : 10억 달러)

(Reuters, 2018.3.31; MEES, 2018.4.13)

44 세계 에너지시장 인사이트 제18-15호 2018.4.23

아시아·호주

▣뉴질랜드, 해상 석유･가스전에 대한 탐사 불허 계획 발표

¡ 뉴질랜드 Jacinda Ardern 총리(2017.10.26 취임)는, 탄소중립사회를 구현하기 위해 앞으로 해상

석유･가스전 탐사를 불허할 계획이라고 발표함(2018.4.12).

‒ 뉴질랜드 정부는 앞으로 해상 석유･가스전의 탐사권 입찰을 시행하지 않고, 기존에 탐사권이 부여된

22개 석유･가스전의 경우 계약기간이 끝나면 연장하지 않고 종료하겠다고 밝힘. 기존 가스전은

총 10만km2에 달하며, 이 중 일부는 탐사권이 10년 이상 유효한 곳이 포함되어 있음.

⦁그러나 육상 Taranaki 석유･가스전의 탐사권 입찰은 지속할 예정인데, 정부는 동 매장지의

탐사권 입찰 지속 여부를 3년 후에 재검토하겠다고 밝혔음.

※ Taranaki 매장지는 뉴질랜드 내 대부분의 석유･가스 생산이 이루어지는 곳임.

‒ 그린피스 뉴질랜드 지부는 과학자, 시민단체 대표, 대학교수, CEO 등 사회적 영향력이 있는

인사 약 40여명과 함께 2018년 3월 9일 Ardern 총리에게 기후변화대응을 촉구하며 석유, 가스, 석탄 개발을 중단하라고 요구하는 공개서한을 보냈으며, Ardern 총리는 이들의 요구를 개인적인

입장에서 수용한다고 밝힌 바 있음(Greenpeace, 2018.4.12).

⦁그린피스는 정부의 이번 발표를 역사적인 결정이며, 시민의 승리라고 평가하였음.

‒ 환경운동단체인 Forest & Bird는 정부의 이번 결정이 크게 진일보한 것이고 평가하고, 뉴질랜드의

영해는 더 이상 석유･가스기업들의 ‘활동 무대(playground)’가 아니라고 언급함.

⦁특히, 전 세계 절반가량의 고래 및 돌고래 종이 뉴질랜드 영해를 지나가거나 서식하고 있는데, 정부의 해상 석유･가스전 탐사불허 결정으로 인해 석유 유출 등 환경적 위협에서 벗어날

수 있게 되었다고 언급하며, 뉴질랜드의 석유･가스 생산활동이 육상에서만 실시되는 것은

인간과 동물 모두에게 초래되는 리스크를 줄이는 것이라고 강조함.

‒ 반면, 야당은 이번 결정을 두고 ‘경제적 만행(economic vandalism)’이며 환경적 측면에서도

이해할 수 없는 행위라고 비판하였음.

⦁뉴질랜드 국민당의 Jonathan Young 에너지･자원부문 대변인은 정부의 이번 결정이 석유･가스 산업의 종말을 가져오게 될 것이라고 강력하게 비판함. 또한 이번 결정은 기후변화와

아무 관련이 없고 이성적인 판단에 의한 것이 아니라며, 이번 결정으로 인해 탄소 배출이

줄어드는 것이 아니라 다른 나라의 석유･가스 생산이 늘어나게 될 뿐이라고 주장함.

⦁또한 석유탐사･생산협회(Petroleum Exploration and Production Association)는 이번 결정이

뉴질랜드 경제에 전혀 도움이 되지 않고, 모두 패자가 되는 ‘lose-lose’ 정책이라고 비판함.(Guardian; Independent; Greenpeace, 2018.4.12)

단위 표기

Mcm: 1천m³

MMcm: 1백만m³

Bcm: 10억m³

Tcm: 1조m³

Btu: British thermal units

Mcf: 1천ft³

MMcf: 1백만ft³

Bcf: 10억ft³

Tcf: 1조ft³

MMBtu: 1백만Btu

에너지경제연구원 에너지국제협력본부 해외정보분석실

해외에너지시장동향 홈페이지

http://www.keei.re.kr/web_energy_new/main.nsf

세계 에너지시장 인사이트

WORLD ENERGY MARKET Insight Weekly

발행인 문영석

편집인 양의석 [email protected] 052) 714-2244

편집위원 노동운, 서정규, 김태헌, 마용선, 유학식,

조철근, 김아름, 김비아, 이은명, 김기중

문 의 김아름 [email protected] 052) 714-2065

제18-15호 2018. 4. 23 - keei · ‒국영전력기업 pt pln은 ‘전력공급사업계획(power...

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