[가스신문=강동수 기자] 

대조적인 일본과 중국

LNG시장에는 세계화가 필요하고 현재 그 선상에 있다. LNG의 공급량은 근 수년간 계속 커져 장기계약 이외의 거래가 증가하고 있다.

LNG시장은 현재 과도기에 있다. 전통적인 장기계약이 단기계약으로, 가격방식 또한 원유 링크에서 원유 링크와 가스 허브 링크로 그리고, 결국에는 수요지의 수급에 의해 결정되는 방식으로 갈 것이다.

수입국이 시장의 요구에 준한 계약을 수출국에 요구할 수 있는 힘이 있는가의 여부는 불투명하다. 예를 들어 일본과 중국은 대조적이다. 일본은 최근 양하지 제한을 완화하는 것에 성공을 거두고 있으나, 일본에 LNG 허브를 만드는 것은 그다지 진행되어 있지 않다. 중국은 수입 LNG가 자국의 기지에 제대로 도착하여 허가 없이 타국으로 인수 변동되지 않는 것에 관심이 크다. 상하이・충칭 등에서 허브 설립도 추진되고 있다. 이와 같은 허브는 아직 개발 중으로 유동성도 없지만, 중국이 앞으로 수입하는 LNG의 가격은 중국의 허브에서 직접 결정짓게 하려는 정부의 의도는 확실하게 보고 있다.

러시아의 전략

러시아의 기업은 아시아에 가스를 수출하기 위해 수십년간 노력해 왔고, 결국 그 시작을 보고 있다. 수년 전 사할린 LNG에서 시작하여 최근에는 노바텍의 야말 LNG, 금년 말에는 가스프롬의 파이프라인 ‘시베리아의 힘’으로부터 처음으로 중국에 가스가 수출된다.

중국 정부는 작년 이 파이프라인의 확장과 함께 서시베리아 및 사할린에서 여러 파이프라인에 의한 러시아산 가스의 거래량을 늘리려는 계획이다. 그 파이프라인의 하나와 노바텍의 신규 LNG 프로젝트 ‘아크텍2’가 금년 내에 최종 투자 결정에 이르게 되면 러시아의 아시아 전략은 대성공이라 할 수 있다.

노바텍의 아시아에 수출하고자 하는 LNG는 백만BTU(영국의 열량 단위)당 7달러를 크게 밑도는 가격으로 공급할 수 있게 하여, 카타르산을 제외하면 분명 경쟁력을 가지고 있다. 한편, 파이프라인 가스는 운송거리가 길고 건설 비용이 들어 가격 경쟁력에 문제가 생긴다.

러시아의 가스 수출은 유럽에서 과거 수년간 큰 성공을 거두고 있었다. 2018년에는 유럽으로의 가스 수출량이 2000억㎥(러시아 발표 기준)를 넘는다. 수출 전에는 아무도 예상하지 못했던 양이다.

가격방식에 관해서는 원유 링크의 기존 장기계약의 문제점을 들어 완전 시장가격(허브가격) 방식을 수용하고 있다. 작년, 노바텍은 유럽의 허브가격(TTF)에 링크하는 스팟LNG 판매가격 방식을 시작했다.

터키에의 파이프라인 제1선이 연말까지 완성되어 조업을 시작한다. 독일로의 파이프라인의 신설 공사도 유럽 각국의 반대와 미국의 제재를 아랑곳하지 않고 진행하고 있다.

러시아의 가스 수출에 있어 최대의 난관은 우크라이나를 경유하는 장기계약의 기한이 도래하는 올해 말이다. 이 계약의 연장 교섭은 유럽 위원회가 조정자 역할을 하고 있지만, 정치・경제 측면에 있어 최악의 관계와 우크라이나 동부의 군사적 분쟁이 해결을 어렵게 하고 있다. 만약 이 계약이 갱신되지 않아 우크라이나 경유의 수출이 중단된다면 가스프롬의 가스 수출은 신규 파이프라인이 모두 운용 개시할 때까지 현 수준을 유지하기는 어려워질 것이다.

시장은 언젠가 단기 중심

앞으로 대부분의 수입자들은 더 이상 전통적 장기계약을 맺는 리스크를 떠안으려 하지 않을 것이다. 그렇지만, 수출의 측면에서는 은행으로부터 자금을 빌리기 위해 장기계약을 맺을 필요가 있다. 후자의 시점에서 보는 것은 중요하다. LNG 시장의 진화는 매매자들뿐만 아니라 은행에도 변화가 요구되기 때문이다.

과거 은행은 LNG 프로젝트에 거액의 융자를 했고, 지금은 더 큰 리스크를 가져오는 장기계약을 대상으로 하는 대출조건의 변동을 꺼리고 있다. 만약 은행의 태도가 지금까지의 그대로라면 자금력이 있는 호스트 폴리오 플레이어를 제외하면, 신규 프로젝트를 시작하기는 쉽지 않을 것이다. 하지만 수입업자가 이후 맺는 계약이 최장 15년 정도밖에 되지 않는 것이 확실해진다면 은행은 태도를 바꿀 수밖에 없을 것이다.

만약 신규 프로젝트가, 확정된 거래 계약을 맺지 못한 채 완성되고 그 시점에서 수급이 원활하지 못하다면 해당 프로젝트의 추진자는 시장을 잘못 본 것이 된다. 하지만 앞으로 갱신계약기간이 3∼5년으로 단기화할 것이다. 은행을 포함해 전체 시장 참가자는 장래, 보다 큰 리스크를 감수해야 할 필요가 생길 것이다.

장래에 가스 가격이 크게 떨어질 것이라는 인식이 생기면 수출업자는 수급이 안정될 때까지 신규 프로젝트의 진행은 더뎌질 것이다. 신규 프로젝트의 투자비용을 얼마나 낮출 수 있느냐는 것이 열쇠라 할 수 있다. 보다 작은 규모의 부체식 설비가 전통적인 육상 설비를 대신하는 선택지가 될 수도 있다.

LNG시장은 언젠가 단기・스팟거래가 지배할 것이다. 하지만, 문제는 그 시기다. 유럽에서는 가스의 잉여가 시장을 발전시키는 열쇠가 되었다. 가스의 잉여는 스팟가격의 수준을 장기계약의 가격 이하로 내릴 수 있었다. 여기에 여기에 파이프라인망으로의 액세스 자유화가 더해졌다.

아시아에서 자유화는 아직 진행이 충분하지 않지만, 스팟 LNG 가격이 장기적으로 원유 링크의 장기계약 가격을 하회하게 되면 전통적인 원유 링크를 가진 수입사업자에게는 큰 압력이 가해질 수밖에 없다. 고객은 싼 가스를 직접 구입하길 원한다. 또는 수입업자에 대하여 직거래를 요구할 지도 모른다.

신규 참가자가 싼 LNG를 구입할 수 있는가의 여부는 규제의 범위와 정책, 특히 이용요금과 액세스 규칙에 달려 있다. 스팟 LNG 가격이 원유 링크 가격과 동등한 수준에 오래 머물게 된다면 스팟 조달의 동기가 약해져 단기・스팟가격이 중심이 되는 시장으로의 이동은 보다 시간이 걸릴 것이다.