국제 LNG 시장의 전통적 거래 관행과 가격 결정 방식의 변화 및 시장 다변화 경향 doc_id PCY_201610210316112701_2

셰일자원 개발에 가장 적극적이었지만 성과를 거두지 못하고 있는 폴란드의 사례는 유럽 셰일자원 개발의 현주소를 잘 드러내 준다. 미국 EIA에 의해 추진된 연구에서 폴란드의 기술적 가채매장량은 셰일 가스 148tcf, 셰일오일 33억배럴로 추산된 바 있다. 폴란드 정부는 셰일자원 개발에 다른 유럽 국가에 비하여 적극적인 자세를 보이면서 해외 기업 유치에 적극적으로 나섰다. 그러나 탐사광구의 매장량이 기대에 미치지 못하거나 지질구조가 좋지 못한 것으로 드러나면서 진출했던 해외 기업들이 잇따라 철수하고 있다. 2012년 ExxonMobil을 시작으로 Eni, Total 등이 2014년까지 폴란드에서의 탐사활동을 중단했으며 저유가의 여파로 2015년에는 철수가 가속화되어 Chevron, ConocoPhilips 등 다른 석유메이저들도 폴란드에서 나오고 있는 실정이다. 자국 셰일자원 개발에 해외 기술과 자금이 필요한 폴란드 정부는 셰일자원 탐사 시추 허가절차 간소화와 2015년으로 예정 되었던 셰일가스 채굴세 도입의 2020년 이후 연기 등의 조치를 취했지만 현재의 흐름을 바꾸기에는 역부족인 것으로 보인다. 또한 관련 기술의 개발로 최소한도의 LNG 공급사슬 구성에 소요되는 자본 투입 규모도 줄어들게 되면서 규모의 경제가 지배하던 LNG 산업에도 소규모 개발, 소규모 소비가 가능해지게 되었다. 이에 더하여 최근 몇 년 동안 LNG 교역규모 증가 속도 둔화로 판매자들이 계약 규모가 작거나 신용등급이 상대적으로 낮은 구매자에게도 관심을 보이고 있으며 LNG 운송비도 용선료 및 연료비 하락으로 상당히 낮아진 상황이다. 이러한 요인들이 맞물려 LNG 거래 다변화 경향이 강화되고 있으며 LNG 시장참여자의 수와 다양성 증가는 LNG 시장의 질적 변화에 촉매제로 작용할 수 있다. 앞서 국제 가스시장의 메가트렌드로 거론된 5가지 사항 중 유연한 조건의 천연가스 거래 확대, 소규모 LNG 공급사슬, LNG 운송비 저감은 이와 같은 국제 LNG 거래의 다변화와 직접적으로 연관되어 있다. 지금까지의 국제 LNG 거래는 LNG 판매자가 아시아, 유럽 등지의 신용도 높은 전력, 가스회사를 대규모 장기계약을 통해 구매자로 확보하고 이를 통하여 자본을 조달하는 형태로 유지되어 왔다. 전통적 LNG 거래에서 판매자는 천연가스 매장지를 확보하고 액화플랜트와 함께 매장지와 플랜트 사이의 파이프라인까지 건설하여 가스 생산에서 LNG 선적 또는 도착지 운송까지 책임지는 것이 일반적이었다. 또한 구매자는 계약 조건에 따라 LNG 운송부터 인수기지 건설 또는 계약, 안정적 수요 확보에 이르기까지 공급사슬 하류 부문을 상당 부분 직접 관장하는 형태를 취해 왔다. 이처럼 자본집약적 투자가 이루어지고 공급사슬이 판매자와 구매자 쌍방간 거래로 단순하게 구성되는 상황에서 자연적으로 전 세계 LNG 거래는 생산 쪽에는 대형 IOC(International Oil Companies) 또는 NOC(National Oil Companies)들 이, 구매 쪽에는 일본, 유럽의 전력 및 가스회사, 우리나라, 중국, 대만의 공기업 또는 국영기업이 주류를 이루는 소수 대규모 참가자들만의 시장이었다. 판매자에게 일방적으로 유리해 보이는 전통적 LNG 거래 관행에 대하여 구매자들은 2000년대 이전까지는 별다른 이의 없이 수용하는 자세를 취해 왔다고 볼 수 있다. 그 배경에는 LNG 구매자들이 대부분 공기업 또는 국영기업으로서 국가 전체 천연가스 수급을 담당하거나 특히 일본의 경우 지역독점 기업으로서 LNG 구매 비용 증가를 하류의 소비 시장으로 이전시킬 수 있었다는 점을 간과할 수 없다. 대신 이러한 구매자들은 LNG 공급의 안정성을 크게 중시했기 때문에 상류에 적절한 투자가 일어나서 신규 공급에 차질이 생기지 않도록 하는 데에 더 신경을 쓰면서 판매자들의 이익을 보장하기 위한 여러 계약 조항들에 크게 반대하지 않았다. 또한 LNG 거래 시장이 활성화되지 않은 상황에서 목적지 조항이나 의무인수 조항이 철폐되더라도 그 결과 발생하는 여분의 LNG를 판매할 곳이 마땅치 않고 감량권 행사를 통해 물량 조절이 제한적이나마 가능했다는 점도 구매자들의 태도에 영향을 준 것으로 보인다. 국제 LNG 시장 거래 변화의 신호탄은 트리니다드토바고의 Atlantic LNG가 가동을 시작한 1999년부터라고 할 수 있다. BG와 같은 사업자들은 미국과 다른 나라, 특히 스페인 사이의 가스 가격차에 주목하여 유럽의 유가 연동 가격과 미국의 가스 시장가격 차이에서 이윤 창출을 시도할 수 있다고 보았다. 그 결과 Atlantic LNG의 첫 번째 트레인(train)만이 전통적 계약 방식을 따랐고 나머지 세 트레인은 톨링 방식으로 운영되어 가스 공급자가 액화설비 이용료(tolling fee)를 내고 LNG를 생산하면 FOB(Free on Board) 방식으로 구매자가 이를 인수하여 직접 운송하게 되었다. 그리고 가스 시장이 자유화되어 있는 미국이 LNG 수출국으로 바뀌면서 미국 국내 시장 가격에 LNG 원료 가스를 구입하는 새로운 비즈니스 모델이 등장하였다. 천연가스 가격을 유가에 연동한다는 발상은 1960년대에 네덜란드에서 고안된 것으로 알려져 있다. 거대 가스전인 Groningen 가스전이 발견된 이후 천연가스 수출을 검토하던 네덜란드는 가격 결정 방식으로 “네트백(netback) 가격 원칙”을 채택하였다. 이 원칙은 국경 혹은 해안 인수지점에서 천연가스를 구입하는 가스판매회사가 생산자에게 지불하는 가격이 해안 인수지점 혹은 국경 인수지점에서 수송비용와 저장비용 그리고 가스에 대한 세금을 차감하여 조정한 상태에서 타 연료와 경쟁할 수 있는 천연가스의 가치에 근거하여 결정되어야 한다는 취지이다. Groningen 가스전의 생산단가가 낮은 수준이었기 때문에 네덜란드 입장에서는 단순히 원가에 기반한 가격을 설정하기보다는 네트백 가격 원칙을 통하여 당시 가스의 경쟁연료 였던 석유제품보다 조금 낮은 가격을 제공함으로써 가스 연소기기에 대한 소비자의 신규투자를 보상하고 가스로의 연료 전환을 촉진시킴과 동시에 만족스러운 수익을 확보하는 효과를 거둘 수 있었다. 1980년대 중반의 저유가 지속 국면을 지나면서 LNG 계약 가격 공식은 이른바 ‘S-곡선(S-Curve)’과 일본 원유수입 평균가격(JCC: Japan Custom Cleared Crude Oil Price)이 도입됨에 따라 지금의 일반적인 형태와 가깝게 변화하게 된다. 상기 인도네시아-일본 LNG 계약부터 기준 유가는 OPEC이 설정한 공식 정부판매가(OGSP: Official Government Selling Price)가 사용되었다. 1985년 국제 유가는 평균 $27.56/bbl로서 실질가치로 현재의 $60/bbl 수준이었는데 당시 사우디아라비아는 이러한 가격이 장기적으로 석유 소비를 줄일 수 있는 높은 수준이라고 보았다. 그리하여 동년 하반기에 사우디아라비아는 OGSP 대신 시장의 수급을 따르는 가격 정책을 채택하였고 그 결과 1986년의 평균 유가는 $14.43/bbl(현재 가치로 $30/bbl 정도)까지 폭락하였다. LNG 가격 결정 공식의 유가도 유효성을 크게 상실한 OGSP 대신 시장가격을 반영해야 하였으나 이 경우 LNG 가격이 지나치게 낮아진다는 판매자들의 우려를 해결할 필요가 있었다.