글로벌 LNG 시장이 공급자 우위에서 구매자 우위로 전환됨에 따라, 경직적인 유가 연동 계약 방식에서 벗어나 가격 결정 구조와 계약 조건의 유연성을 확보하려는 변화가 나타나고 있다. doc_id PCY_201805210402376591_2

LNG 수출국은 여전히 LNG 프로젝트에 탐사부터 개발, 액화설비 건설, LNG 수송선 확보 등 공급 사슬의 상류 부문 전반에 걸쳐 막대한 자본이 소요되므로 위험 분배를 위해 전통적인 계약 방식의 필요성을 계속하여 주장하고 있다. 아직 유동성을 갖춘 국제 시장이 존재하지 않는 LNG 거래에서는 수출국의 주장에 일리가 있으나 시장의 유연화 추세가 점차 진행되고 경제적 조항 완화 사례가 늘어나면서 LNG 수출국들도 전통적인 계약 관행을 고집하기는 쉽지 않을 것으로 보인다. 이러한 상황에서 LNG 수출국 정부와 수출업체들은 비용 절감을 위한 노력에 더욱 박차를 가할 것으로 보인다. 특히 세계 각지에 자산을 보유하여 신규 수요에 신속히 대처하고 보유 선단 활용을 최적화하여 비용 절감을 기할 수 있는 대형 포트폴리오 업체들이 경쟁 우위를 확보하기 쉬운 환경이 조성되고 있다. 우리나라를 비롯한 아시아 LNG 수입국들은 다른 지역보다 “아시안 프리미엄”이 더해진 높은 가스 가격을 지불하고 LNG를 구매하여야 했다. 최근 미국이 주도한 셰일가스 혁명으로 진전된 세계 매장량 증가, 유연한 조건의 천연가스 거래 확대, 유라시아 지역의 지정학적 변화 등은 세계 천연가스 시장 구도를 기존의 판매자 우위에서 점차 구매자 우위로 이동시키고 있다. 그동안 전통적 LNG 계약 조항은 미리 정해진 유가 연동 가격 공식에 따른 15년 이상의 장기 계약과 실제 인수 여부와 무관하게 대금을 지급해야 하는 의무 인수 조항(take-or-pay) 등의 경직적 조항으로 구성되어 왔다. 구매자 우위시대가 도래하며 이러한 경직적 계약 조항에 대한 거부감이 수입국들 사이에 높아져 있을 뿐 아니라 기존 계약에서도 이러한 경직적 조건의 완화를 추진하고 있다. 우리나라를 비롯한 아시아 LNG 수입국들은 다른 지역보다 “아시안 프리미엄”이 더해진 높은 가스 가격을 지불하고 LNG를 구매하여야 했다. 최근 미국이 주도한 셰일가스 혁명으로 진전된 세계 매장량 증가, 유연한 조건의 천연가스 거래 확대, 유라시아 지역의 지정학적 변화 등은 세계 천연가스 시장 구도를 기존의 판매자 우위에서 점차 구매자 우위로 이동시키고 있다. 이러한 변화는 2016년 전 세계 LNG 총 거래량의 절반 이상을 구매하는 우리나라, 중국, 일본 동북아 3국에 유리한 시장 환경을 조성하고 있다. 현재 공급 과잉 상태가 2020년대 중반까지도 계속될 것이라는 전망이 나오는 상황에서 협상력이 강해진 동아시아 국가의 구매자들은 적극적으로 목소리를 내고 있다. 그동안 전통적 LNG 계약 조항은 미리 정해진 유가 연동 가격 공식에 따른 15년 이상의 장기 계약과 실제 인수 여부와 무관하게 대금을 지급해야 하는 의무 인수 조항(take-or-pay) 등의 경직적 조항으로 구성되어 왔다. 구매자 우위시대가 도래하며 이러한 경직적 계약 조항에 대한 거부감이 수입국들 사이에 높아져 있을 뿐 아니라 기존 계약에서도 이러한 경직적 조건의 완화를 추진하고 있다. 상기 인도 사례에서 알 수 있듯이 구매자 우위 시대 도래는 가격결정 방식에도 영향을 미친다. 천연가스 시장은 지역적으로 분리되어 있으며, 각 지역별 천연가스 가격도 지역의 특성을 반영한 방식으로 결정되고 있다. 북미와 서유럽에서는 천연가스 시장의 자유화로 인하여 천연가스가 원유와 같이 하나의 상품으로 인식되고 있으며, 시장 수급 상황에 의해 가격이 결정되면서 장기 도입계약의 필요성이 크게 줄어들었다. 미국에서는 Henry Hub 가격이, 서유럽에서는 영국의 NBP(National Balancing Point), 네덜란드의 TTF(Title Transfer Facility) 가격이 지역의 기준가격으로 사용되면서 유가 연동 가격 방식이 완전히 사라졌거나 급격히 위축하고 있다. 동북아시아의 LNG 가격은 1980년대 후반 이래 일본의 원유 수입 가격(JCC: Japan Custom-cleared Crude) 등 원유 가격에 1차식으로 연동된 경우가 태반이었다. 최근 아시아 주요 천연가스 소비국은 경직적인 유가 연동 방식에서 탈피를 시도하고 있어 유가 연동 일변도였던 가격 결정 방식에 미국 Henry Hub 가격, 역내 현물 시장 가격 지표 등을 포함시키는 등의 변화가 신규 계약에서 빈번히 등장하고 있다. Henry Hub에 직접 연동된 미국산 LNG를 수입하는 경우는 물론, 석유 메이저나 무역상사와 같은 포트폴리오 판매자로부터 LNG를 구매하는 경우에도 유가 연동 이외의 가격 결정 방식을 구매자에게 요구하고 있다. 대표성의 문제는 여전히 존재하나 동북아 현물 시장 가격 지표로 알려져 있는 JKM(Japan-Korea Maker)에 연동된 계약도 일본의 주부전력에 의하여 단기계약에 반영된 바 있다. 더욱이, 전통적인 계약 방식과 다른 미국산 LNG의 수출이 2016년 시작되면서 LNG 거래 방식이 과거보다 신축적이고 자유로운 방향으로 변화하고 있다. 활용 가능한 LNG 수송선의 증가로 지역 간 천연가스 거래 비용이 줄어들면서 국제적으로 지역 간 천연가스 가격 차이를 좁힐 것으로 기대된다. 최대 수입국 지역인 동아시아 지역 수요가 침체하면서 수입국 간 시장 경쟁이 치열해지고 있다. 카타르는 세계 최대의 생산 용량, 유럽과 동북아의 중간이라는 전략적 위치, 손익분기점 $1/MMBtu라는 세계 최저 수준의 생산비용으로 인하여 세계 가스시장에 큰 영향력을 미치고 있으나 호주의 신규 프로젝트 가동 등으로 인하여 점차 시장 점유율을 잃고 있는 카타르의 경우, 인도와 대만 등 다른 수입국을 판매경로로 모색하고 있다. 2016년 호주의 LNG 수출량은 4,488만 톤으로 세계 수출량의 17%에 달하여 카타르 다음으로 세계 2위이다. 현재 호주는 7개의 LNG 프로젝트를 가동 중이며 액화능력은 연간 총 6,600만 톤에 달한다. 석탄층 메탄(CBM)을 원료가스로 생산하는 3개의 신규 프로젝트가 현재 건설 중이며, 액화능력은 연간 2,100만 톤이다. 현재 건설 중인 LNG 프로젝트가 모두 완성되는 2019년에는 호주의 총 LNG 생산 용량이 연간 8천6백만 톤에 달하여 세계 최대의 LNG 수출국이 될 것으로 보이며 실제 생산은 시장 상황에 따라 9천만 톤을 넘어설 수도 있다. 그러나 그 이면에는 공기 지연과 건설비용 증가에 따른 채산성 악화와 일부 프로젝트의 구조적 고비용 구조로 어려움을 겪어왔다. LNG 수입국은 구매자에게 유리한 시황을 활용하여 LNG 거래의 유연성을 제약해 온 경직적 조항들이 포함된 계약을 완화하고 기존 계약의 재협상 노력을 하고 있다. 최근 각 수입국의 국내 시장 수요 변동성 확대로 구매자가 국내 시장에서 안정적인 판로 확보를 장담할 수 없고 새로운 형태의 판매 경쟁자들이 등장하면서 정기적인 가격 재검토나 일시적 합의에 의한 계약 조건 적용 유예 등 기존 계약의 기본 조건 자체의 변경을 요구하는 구매자의 목소리가 높아지고 있다. 대표적인 예로 인도는 정부 차원에서 기존 LNG 계약의 재협상을 독려하고 나서고 있다. 그 성공사례는 인도의 Petronet과 카타르 RasGas의 장기 계약 재협상 건으로 연간 750만 톤을 구매하는 유가 연동 장기 계약의 TOP에 의한 비용 면제와 가격 산정 방식 변경한 예다. Petronet과 RasGas의 기존 계약 가격은 도입 직전 12개월 동안의 JCC에 연동된 계약으로 유가 급락 시 가격 상승효과가 있어 Petronet이 TOP 물량의 60% 정도만 실제 인수하는 상황이 발생하자 양자가 재협상하여 RasGas가 TOP로 인한 비용을 면제해주고 가격산정방식을 Brent유 3개월 평균 연동으로 변경하였다.