천연가스 시장 메가트렌드의 파급효과 및 대응전략 연구 지역내 거래 활성화를 통한 LNG 교역조건 개선방안 2차년도

몇 년간의 저조한 연계배관 이용 실적은 아시아-유럽 현물가 차이가 상당히 축소된 최근에 있어서도 이베리아 반도를 다른 유럽 시장과 물리적으로 통합시키는 데에 장애요인으로 작용하고 있다. 기존 연계 배관의 반대편인 피레네 산맥 동부에서 프랑스 남부 지역(Midi)과 스페인 카탈로니아 지역을 연결하는 Midi-Catalonia 배관(interconnector)은 연 8bcm 용량으로 계획되어, 실현될 경우 스페인-프랑스 연계배관 용량을 현재의 2배 이상으로 높인다. 또한 스페인 내에서 경제활동이 활발한 편인 카탈로니아 지역을 유럽 가스 시장에 연결시키면서 스페인에 실질적으로 작동하는 가스 허브를 탄생시키는 데에 필수적인 역할을 할 것으로 기대되고 있다. 그러나 당초 2015년 운영 개시를 목표로 2007년부터 추진된 Midi-Catalonia 연계 프로젝트는 기존 피레네 서부 배관의 저조한 이용률을 목격한 민간의 회의적인 시각과 저조한 참여로 2010년에 중지된 바 있다. 비록 프랑스, 스페인, 포르투갈 정부가 유럽의 가스 공급안정성 제고 등을 위하여 2015년 6월에 추진 의지가 있음을 다시 확인하였으나 실현 가능성에 있어서는 시장의 신뢰를 얻지 못하고 있는 것으로 보인다. 이탈리아는 2014년에 56.8bcm의 천연가스를 소비하여 EU 내에서는 독일, 영국에 이어 세 번째로 가스를 많이 소비한 나라이다. 같은 남유럽으로 분류되는 스페인에 비하여 LNG 인수기지의 활용은 낮으나 유럽과의 파이프라인 연계가 더 잘 되어 있는 편이다. PNG도 북쪽으로는 오스트리아를 통하여 러시아로부터, 남쪽으로는 지중해 해저 배관을 통하여 북아프리카로부터 가스를 수입하고 있다. EU의 정책에 따라 이탈리아도 2000년대 초반 가스 시장 자유화에 나서서 국영기업인 Eni에서 배관망, 가스저장시설 등의 운영을 분리하였다. 그리고 그 과정에서 가스 거래 허브인 PSV가 설립되었다. 2003 년에 설립된 PSV는 가상 거래시장으로서 가스 물량과 용량이 양자 간의 장외계약을 통하여 거래된다. 앞서 언급된 독일, 프랑스 등의 가스 허브와 마찬가지로 NBP, TTF 수준의 성숙도에는 이르지 못하였으나 거래량이 꾸준히 증가해 오고 있고 현물시장은 북서유럽의 발달된 시장과 잘 연계되어 있으며 가스 거래에서 가격 지표로서의 역할도 어느 정도 이루어지고 있다. 한편, 2000년대 중반 이후 유가가 상승 국면에 접어들자 저유가로부터 판매자를 보호한다는 S-곡선 도입의 원래 취지는 퇴색되었고 당연하게도 판매자들은 가격 공식의 재협상을 주장하였다. 계약 쌍방은 재협상을 거쳐 S-곡선의 기울기가 변하는 지점을 대폭 높이거나 판매자의 강력한 요구로 1980년대 이전과 같은 직선 형태의 가격 공식으로 회귀하기도 하였다. 일반적으로 S-곡선이 꺾이는 점은 $100/bbl 아래에 설정되었기 때문에 최근 몇 년간의 고유가 국면 에서 S-곡선은 구매자를 고유가로부터 보호하는 효과를 거두기도 하였다. 그러나 일본보다 후발주자인 우리나라와 대만은 2000년 이후 일부 계약에 한하여 가격 공식에 S-곡선을 적용하였기 때문에 일본에 비하여 고유가 위험에 더 많이 노출된 것으로 알려져 있다. 이러한 점은 가스 거래 활성화 차원에서 스페인과는 차별화된 위치를 이탈리아에 부여한다. PSV의 유동성 증대와 더불어 북서유럽에서 일어난 것과 유사한 상황이 이탈리아에서도 일어나고 있는데, 대표적인 것이 전력 가스 회사인 Edison의 가스계약 재협상 사례이다. Edison은 카타르 RasGas, 이탈리아 Eni, 알제리 Sonatrach, 러시아 Gazprom 등 4개사로부터 장기계약을 통하여 총 14bcm/년 이상의 천연가스를 공급받고 있다. Edison은 이들 장기계약에 3년마다 가격 재협상을 할 수 있는 권리를 포함시켰으며 그에 따라 2010~12년 기간의 가격 재협상에서 Gazprom과는 합의, 나머지 3개사와는 중재를 통하여 가격 인하에 성공하였다. 이어진 2013~15년 기간의 가스 공급가격과 관련하여 Sonatrach, RasGas와는 합의를 통하여 가격 인하와 함께 물량 유연성 확보에도 성공하였고 Gazprom, Eni와는 중재절차를 거쳤다. 최근 유가 연동 탈피 경향이 본격화되고 있으나 우리나라는 가스 수요의 불확실성 등으로 인하여 신규 계약 여력이 대폭 축소되어 새로운 가격 결정 방식의 도입이 쉽지 않은 상황이다. 반면에 신규 계약 및 만료된 계약 대체 수요가 발생하는 일본과 중국은 실제로 성과를 보이고 있다. IHS, Wood Mackenzie 등의 데이터베이스에 따르면 BP와 간사이전력은 2012년에 LNG 가격을 100% 미국 Henry Hub에 연동시키는 15년 기간, 연 50만톤 규모의 계약을 체결하였으며, 도쿄전력도 BP와 Henry Hub에 가격을 연동시키는 17년, 연 150만톤 계약을 2014년 가을에 맺었다. 중국의 CNOOC는 유가 연동과 Henry Hub 연동을 배합한 하이브리드 가격 결정 방식의 연간 500만톤 규모의 장기계약을 BG와 맺었다. Wood Mackenzie의 추정에 따르면 Henry Hub에 35%, JCC에 65% 연동되는 가격으로서 각각의 가격 결정식은 일반적인 아시아 지역의 가격 결정식과 크게 다르지 않다. Edison이 이처럼 계약조건 개선을 통하여 연간 수 조 원의 가스 구입 비용을 절감할 수 있었던 것은 가격 재협상 권리를 확보한 상황에서 이탈리아 가스 허브인 PSV에서 형성된 거래 가격이 천연가스 공급사들이 신뢰할 수 있는 가스 가격 지표로 인정받을 수 있었기 때문이다. 가스배관망에 대한 TPA도 활성화되면서 PSV에서의 거래량이 늘어난 것이 PSV에서 형성되는 가스 가격의 신뢰성을 높여 주었고 북서유럽에서와 마찬가지로 이탈리아에서도 신재생에너지에 의한 발전량이 증가하면서 발전용 천연가스 수요가 줄어든 상황이 PSV에서의 거래 가격에 유효하게 반영되었다. 그 결과 유가 연동 장기계약 가격과 PSV 허브 가격의 격차는 Edison이 성공적인 가격 재협상을 이 끌어 낸 핵심적인 이유가 될 수 있었다. 유럽의 천연가스 수입업체들이 기존 장기계약의 재협상 또는 중재를 통하여 교역 조건 개선을 달성한 과정에는 여러 요인들이 복합적으로 작용했다. 오랫동안 유지되어 온 유가 연동 장기계약 체제에 안주하던 수입업체들을 직접 행동에 나서도록 내몬 것은 무엇보다도 시장 환경의 급변이었다. 2008년 금융위기 이후부터 감소하기 시작한 유럽 가스 수요와 미국의 셰일가스 붐으로 목표 시장을 잃은 LNG의 유입은 유럽 시장에 공급 과잉 상태를 초래했다. 그러나 장기 계약 가격을 결정하는 국제 유가는 이러한 유럽 가스 시장의 상황과 다르게 움직였다. 2008년 금융위기 이후 유가가 급락하면서 유럽 가스 시장과 같은 방향으로 움직였지만 유가 연동 공식이 최소 반 년 전의 석유 제품 가격을 반영하는 관계로 가스 가격에는 느리게 반영되었다. 허브 가격이 유가 연동 가격보다 더 빠르게 하락하고 곧이어 유가가 반등하여 $100/bbl 선에 안착하면서 유가 연동 장기계약 가격은 유럽 시장 에서 경쟁력을 잃었다.