유럽 가스 시장의 거래 활성화 및 시장 구조 변화 사례를 통한 동아시아 가스 시장의 교역 조건 개선 방향 제시 doc_id PCY_201610210316112701_10

이처럼 EU 법, 제도에서 볼 때 위법성이 적지 않음에도 EC의 경쟁법 적용이 실제로 법원의 최종결정에 이른 경우는 거의 없다. 이는 조사 및 제재 대상이 사실 상 가스 수출국의 정부를 대리하는 NOC(National Oil Company)들이라는 점에서 에너지 공급안보와의 연계, 수출국과의 외교적 관계 등을 고려하지 않을 수 없기 때문이다. 따라서 EU는 경쟁법 위반 조사와 병행하여 수출국 정부와 교섭을 진행함으로써 수출국 NOC가 문제가 되는 계약 조항을 현존하는 또는 장래에 맺게 될 천연가스 공급계약에서 파기 삭제하기로 하면 조사를 종료하는 것이 일반적이었다. 따라서 천연가스 해외 수입계약에 최종적으로 경쟁법 위반 결정이 내려지는 경우는 없었다. 반면에 EU 기업 간의 경쟁 제한적 계약에 대해서는 최종 결정까지 진행시켰는데 목적지 제한 조항에 관한 GDF와 ENEL, GDF와 Eni 사이의 계약에 대해서는 문제가 시정된 이후에도 법적 절차를 진행시켜 해당 조항들이 파기된 지 1년 뒤에 최종적으로 위반결정이 내려진 바 있다. 하지만 EU는 법 집행을 통한 제재보다는 관련 사업자들과의 협상을 통하여 이 사안을 처리하였다. 먼저 EU경쟁위원회(Competition Commission)는 비EU 사업자들을 포함한 당사자들에게 목적지 조항이 구 EU 경쟁법 제81조(현 TFEU 제101조)에 반함을 분명히 한 후, Gazprom, 그리고 Gazprom과 유사한 공급계약을 체결한 이탈리아의 Eni/SNAM, 오스트리아의 OMV, 독일의 E.ON/Ruhrgas과 화해(settlement)에 도달하였다. 이 중 Eni와 OMV는 EU에서의 가스 대 가스의 경쟁을 촉진하기 위한 여러 가지 친경쟁적 조치를 취하기로 확약하였는데, 여기에는 이탈리아에 공급되는 러시아산 가스의 상당량을 EU의 다른 지역에 판매한다는 내용이 포함되어 있다. 또한 Gazprom 역시 Eni의 경쟁자에게 가스를 판매하거나 심지어 이탈리아 의 가스시장에 직접 진입하는 것이 가능해졌다. 국제 가스 시장에 근본적인 변화를 가져오고 있는 메가트렌드로는 비전통가스 주도의 매장량 증가, 국제 LNG 거래의 다변화, 유라시아 지역 PNG 교역 증대 움직임 등을 들 수 있다. 이러한 경향은 전 세계 LNG의 상당 부분을 구매하는 동아시아 수입국들에게 유리한 시장 환경을 조성하고 있다. 최근 몇 년 간 우리나라를 비롯한 아시아 LNG 수입국들은 ‘아시안 프리미엄’이라고 불리는, 다른 지역보다 높은 가스 가격을 지불해야 했다. 따라서 이들은 현재의 호기를 살려 수요자 입장에서 불합리한 LNG 교역 조건을 바꾸려고 노력하고 있다. 유럽도 2000년대 초반만 해도 유가에 연동된 장기계약 위주로 천연 가스를 수입했었다. 그러나 현재는 수입되는 가스의 가격이 역내 시장의 천연가스 수급에 따라 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. 기본적으로 가스시장에 대한 EU의 시각은 천연가스 시장이 공급자의 집중, 장기계약, 하류시장의 유동성 부족 등으로부터 비롯되는 구조적 경직성을 그 본질적 특징으로 하며 이 때문에 가격 형성의 투명성이 더욱 중요하다는 것이다. 이러한 이해를 바탕으로 공급계약의 장기성에서 파생되는 봉쇄 효과 여부에 대한 검토가 활발하게 이루어지고 있는 하류시장과는 달리, 상류시장에 해당하는 LNG 수입계약에 대해서는 계약기간 그 자체로 인한 문제가 제기되고 있지는 않는 것으로 파악된다. 다만 소수의 기존 사업자에게 집중된 상류 부문의 장기 거래계약이 하류의 시장 집중도에 미치는 영향, 특히 역내 가스 거래에서의 경쟁 활성화 저해 가능성이 중요한 과제가 되고 있다는 인식을 보이면서 상류 부문의 거래가 하류 시장에 미치는 영향에 주의를 기울일 필요가 있다고 주장하고 있다. 유럽에서는 2000년대 중반 이전까지 가격의 유가 연동, 목적지 조항을 통한 재판매 제약 등 경직적 조건을 포함한 파이프라인 가스(PNG) 계약이 일반적이었다. 그러나 유럽 시장은 당시에도 석유와 천연가스 사이의 경쟁관계 약화, 통합된 단일 시장을 추구하는 EU 차원의 노력, 영국의 NBP를 필두로 본격 등장한 가스 거래 허브 등 전통적 PNG 계약에서 상정했던 모습과는 많이 달라져 있었다. 이러한 시기에 2008년의 세계 금융위기와 미국의 비전통가스 생산량 급등은 유럽의 천연가스 수요 급락과 잉여 LNG의 유럽 유입이라는 공급 과잉 상태를 초래하였다. 기존의 시장 변화로 거래 활성화 조건이 갖추어졌고 일부 지역에서는 시장 유동성이 상당히 발달된 시점에서 공급 과잉과 유가 상승은 기존 유가 연동 PNG 계약의 경쟁력을 급격히 악화시켰다. 그리고 그 결과 대규모 손실을 본 PNG 수입업체가 대응에 나서고 EU 차원에서도 경직적 계약 조항마다 법적 대응에 나서면서 기존 계약 방식을 고수하던 수출국들도 시장 상황을 반영하여 계약 조건 변경에 응할 수밖에 없게 되었다. 현재 유럽 가스 시장에서는 비록 유가 연동에 비하여 가격변동성은 높아졌으나 가스 간 경쟁을 통해 형성되는 허브 거래 가격이 확립되어 장기 계약의 가격 지표로 활용되기에 충분한 신뢰도를 갖추었다. 기존 PNG 계약의 가격 결정 공식에 다양한 방식으로 주요 가스 거래 허브 가격이 활용되고 있으며 신규 PNG 계약에도 적용이 이루어지고 있다. 유럽의 가스 거래 허브 중 가장 먼저 발달한 NBP에 이어 네덜란드의 TTF도 국내 생산 가스의 유통과 지리적 이점을 발판 삼아 NBP와 경쟁 가능한 수준까지 성장하였다. 거래 활성화가 더딘 남유럽에서는 이탈리아가 국내 허브를 발전시키면서 북서유럽과 같이 발달된 거래 시장을 지향하고 있으나 스페인은 이웃 국가와의 연계 인프라 부족과 같은 제약으로 어려움을 겪고 있다. 동아시아 가스 수입국들은 고유가 시기 원유와 가스 가격이 함께 상승하는 것을 경험하면서 유가 연동 장기계약이 가져오는 아시안 프리미엄의 해소 필요성을 절감하였다. 그러나 아직까지는 역내 가스 시장의 미발달로 유가를 대체할 수 있는 신뢰성 있는 가격 지표가 존재하지 않는다. 이러한 상황을 타개하기 위하여 동아시아 수입국들은 국내 시장 자유화를 통한 거래 활성화와 가스 허브 설립을 위하여 다양한 노력을 기울이고 있다. 거래 활성화가 교역 조건 개선으로 이어진 과거 유럽 시장을 현재 및 향후 동아시아 가스 시장 상황과 비교해 보면 공통점과 차이점이 드러난다. 동아시아 가스 시장은 가스 시장 메가트렌드의 진전에 따라 과거 유럽 가스 시장과 같이 공급이 넘치는 국면에 접어들고 있다. 그러나 거래 활성화를 통한 시장 발달 수준은 과거 유럽보다 많이 뒤져 있으며 천연가스 공급원 구성에서 역내 생산 비중은 적고 경직적 조건을 지닌 LNG 장기계약 의존도가 높은 데에다 국가별 시장의 물리적, 정책적 연계는 사실 상 전무하다. 그러나 거래 활성화를 통하여 가격 지표를 형성하고 교역 조건 개선까지 이끌어내는 단계를 밟을 수 있도록 노력하는 것은 여전히 중요하다. 과거 유럽 상황과의 차이점은 동아시아 지역에서 당장 교역 조건 개선이 어려운 이유이자 앞으로 역내 국가가 함께 협력해야 할 방향이다. 아울러 거래 활성화 → 유동성 있는 시장 → 교역 조건 개선 → 거래 활성화 → …의 선순환 구조에서 경직적 계약조건 완화를 먼저 추진하여 역내 거래 활성화를 이끌어 내는 방향으로의 노력도 앞으로 계속할 필요가 있다.