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

우리나라는 국내 인프라가 잘 정비되어 있음에도 거래 활성화에 있어 주변 국가에 비해 진전이 더디다. 유럽에서와 같이 시장 거래가 활성화되면서 기존 수입사의 계약의 가격 경쟁력이 급락하는 상황이 우려된다면 향후 기존 도입계약이 대거 만료되는 시기에 맞춰 국내 제도를 정비할 필요가 있다. 아울러 가스 시장에 대한 정책 변화가 중요한데 시장 개입 최소화를 기본 원칙으로 가격변동성 확대 및 투기적 거래 등을 시장 발달의 부차적 현상으로 인정할 필요가 있다. 교역 조건 개선을 통한 거래 활성화 촉진을 위하여 불합리한 계약 조항에 공정거래법을 적용하는 방법도 필요시 강구할 수 있는데 목적지 조항이 이에 해당할 수 있을 것으로 보인다. 마지막으로 동아시아 시장 특성 상 복수의 거래 허브가 공존할 수 있을 것으로 보이는 바, 인접국과의 협력이 중요한데 허브 발달 가능성이 높은 것으로 판단되는 중 국과의 협력에 특히 관심을 두는 것이 바람직하다. 널리 알려진 바와 같이 최근 몇 년 간 아시아 LNG 수입국들은 ‘아시안 프리미엄’이라고 불리는, 다른 소비 시장에 비하여 크게 높은 가격으로 가스를 구입해야만 했다. 따라서 국제 시장 메가트렌드가 가져온 우호적인 시장 환경은 이들에게 호재임이 분명하다. 그러나 아시안 프리미엄을 초래한, 수요자 입장에서 불합리한 LNG 도입계약이 존재하는 한 유가가 언제든 반등하면 그에 연동된 LNG 가격도 급등할 수 있다는 우려는 해결되지 않는다. 유럽도 2000년대 초반만 해도 아시아와 비슷하게 유가에 연동된 장기계약 위주로 천연가스를 수입했었다. 그러나 현재는 역내 시장의 천연가스 수급에 따라 수입되는 가스의 가격이 결정되고 있으며 여러 경직적 계약조건도 많이 완화되고 있다. 유럽의 사례는 수요자에게 유리한 시장 환경이 국내/역내 시장 거래 활성화라는 수요자의 내재적 변화와 결합했을 때 쉽게 변하지 않을 것처럼 보이던 불리한 교역 조건을 단시간 내에 바꿀 수 있는 잠재력이 있음을 시현하였다. 이러한 배경에서 EU 경쟁당국은 2012년 9월 Gazprom에 대한 조사에 착수, Gazprom이 중부 및 동부 유럽 가스시장을 ‘분할(partition)’하기 위해 행해진 일련의 행위들에 대한 경쟁위원회의 의견서(statement of objection)를 Gazprom에 전달하였다. 이에 따르면 Gazprom은 수출 금지, 구매 가스 사용 지역 제한 등 목적지 조항에 해당하는 조건들을 계약에 포함시키고 이렇게 분할된 시장에 자사의 생산비용이나 시장의 기준가격(benchmark prices)에 비해서 상당히 높은 가격을 부과하였으며 가스 파이프라인에 대한 수입국의 투자나 Gazprom의 통제 강화를 조건으로 가스를 공급하였다. 경쟁위원회의 판단은 목적지 조항과 유가 연동 가격체계가 결합하면서 역내 시장에서 형성되는 가격을 무시한 독점적 가격 차별화가 가능해졌다는 것인데 실제로 불가리아, 에스토니아, 라트비아, 리투아니아, 폴란드 등 5개국의 가스 가격은 다른 EU 회원국에 비해 무려 40%가 높았다. TFEU 제102조에 의하여 부당한 가격 설정 유형의 하나로 되어 있는 초과가격 설정은 실제 경제적 가치와 비교하여 합리적인 이유 없이 지나치게 높은 가격을 설정하는 행위를 시장지배적 위치의 남용으로 본다. 초과가격인지 여부는 대상이 되는 상품이나 용역을 공급하는 비용과의 괴리 정도와 다른 경쟁적 대체 지표가격 및 이익률과 비교하여 판단하는 것으로서 그 위법성은 병행수입 저해, 경쟁자 배제 외에 해당 초과가격 설정에 의한 구매자의 착취에서 찾게 된다. EU에서는 천연가스 가격을 원유 혹은 다른 상품에 연동시키는 것 자체를 위법하다고 보지 않으며 가스 가격이 국가별로 다르다는 점도 회원국마다 시장 환경과 경쟁 조건이 다르므로 그것만으로는 문제를 제기하지 않는다. 그러나 Gazprom이 계약에 도입한 석유제품 가격 연동의 가격 산식은 자사의 비용이나 다른 시장에서의 가격에 비추어 전반적으로 자신들에게 유리한 것으로 보인다고 EU경쟁위원회는 판단하였다. 결국 EU가 이러한 판단을 내림에 있어 비교 대상이 되는 가스 가격이 존재했다는 것이 중요한 근거로 활용될 수 있었고 목적 지 제한 조항이 다른 경직적 조항과 결합하여 실제 경쟁 제한 효과를 유발하는 사례로 보았다는 점에 주목할 필요가 있겠다. 2008년 이전에 10년 후 유럽에서 가스의 50% 이상이 가스 거래 허브에서 결정되는 현물가격을 기반으로 거래될 것이라고 예상했던 사람은 거의 없었다. 그러나 지금까지 살펴 본 시장 환경의 변화와 EU 차원의 정책적 뒷받침에 힘입어 유럽의 가스 거래 허브는 급성장했으며 가스 허브 가격의 영향력은 이미 유가 연동 가격을 크게 압도하고 있다. IGU에 따르면 유럽 전체 가스 의 61%인 292bcm이 가스 허브 가격에 연계되어 2005년의 14%에서 괄목할 만한 성장을 이루어냈다. 특히 허브 가격으로 거래된 292bcm 중 201bcm은 주로 허브 가격에 부정적이었던 역외 수출국으로부터 수입된 PNG라는 데에 주목할 필요가 있다. 반면에 2014년 가스 수요 중 유가 연동 가격이 적용된 것은 153bcm으로 전체의 32%였다. 이는 2005년의 78%에서 크게 낮아진 것으로 117bcm이 PNG, 28bcm 은 LNG여서 유가 연동 방식으로 판매된 유럽 내 생산 가스는 거의 사라진 셈이다. Gazprom, Sonatrach 등은 여전히 유가 연동 방식의 이점을 설파하고 있다. 그러나 이면에서는 이들도 2012년 이후에는 사실 상 유럽 허브 가격에 가스를 수출하고 있다는 것이 일반적인 인식이다. Gazprom 은 2010년 E.On에 대한 공급계약의 가격 결정 방식에 15%의 현물가격 요소를 포함시키면서 처음으로 허브 가격을 수출계약에 도입하였다. 현재 러시아 천연가스 장기계약의 실제 가격은 허브 가격을 수출가격에 직접 연동시키거나, 공식 계약 가격과 허브 가격 차의 대부분을 돌려 주거나, 공식 계약 가격에 상당한 폭의 할인율을 적용하는 방식으로 결정되는 것으로 시장에서는 이해하고 있다. 가격 결정 방식에 변화가 생기면서 장기 공급 계약 가격이 허브 가격에 수렴하는 현상은 더욱 뚜렷해졌다. 2012년부터는 BAFA 가격이 일부에서 러시아 가스 가격의 추정치로 제시한 기존 유가 연동 가격의 15% 인하 수준보다 NBP에 더욱 가까운 모습을 보임으로써 유럽 가스 가격과 유가의 동조성이 낮아졌음을 단적으로 말해준다. 또한 시장 상황에 의한 일시적 현상이나 유럽의 가스 수입국은 고유가 시기 동안 석유제품 연동 가격에 비하여 크게 낮은 가격으로 천연가스를 수입하는 혜택을 보기도 하였다. 한편, 우리의 주목을 끌 수 있는 사례로서 LNG 공급계약에 있어서도 유가 연동을 주장하는 공급자의 의지에도 불구하고 가격 인하가 이루어진 바 있다. 프랑스 전력회사인 EdF의 이탈리아 자회사인 Edison은 우리나라에도 LNG를 공급하고 있는 카타르 RasGas와 2034 년에 종료되는 25년 장기계약을 맺고 매년 6.4bcm을 유가 연동 가격에 공급받고 있었다. 그러나 2011년 Gazprom을 상대로 대금 할인을 이끌어 낸 Edison은 2012년 9월에 RasGas와의 중재절차에서도 승리하여 해당 계약에서 2010~2012년 공급분에 대하여 4.5억 유로를 할인 받을 수 있었다. 이후 2013~15년 기간의 공급 가격은 양자 간 합의를 통해 결정되었다. 그러나 비록 카타르가 영국에는 NBP 가격 기준으로 LNG를 판매하고 있으나 여전히 유가 연동 장기 계약을 강력히 옹호하고 있으며 LNG 공급 계약의 재협상이 PNG 공급 계약에서보다 드물다는 점에서 Edison의 성공이 다른 LNG 계약으로 일반화될 것으로 보기에는 무리가 있다.