천연가스 가격정책과 산업용 도시가스 공급변화에 관한 연구 : LNG원료비 연동제 유보영향 중심으로 A study on the supply change for industrial city gas by Korean natural gas price policy : focusing on the impacts of stopping the system to link LNG import price to oil prices원문보기
본 논문은 대한민국 천연가스 가격정책이 산업용 도시가스 공급변화에 미치는 영향을 분석했다. 대한민국은 자연독점적인 구조에서 여전히 공급자 중심의 도시가스 시장이다. 가스도매사업자의 총 원가구성비는 원료비가 91%이고 공급비가 9%이다. 공급량을 무한히 늘리면 공급비는 지속적으로 하락하지만 LNG원료비는 공급량 증가율만큼 증가한다. 독점기업은 규모경제로 평균비용이 지속적으로 하락하지만 원가구성비 91%가 생산비로서 해외에서 발생하고 규모의 경제가 작동하지 않는 영역이다. 본 논문은 원가절감 요인을 찾으려고 국내외 LNG원료비 가격구조를 집중 분석했다. LNG시장은 가격구조측면에서 북미시장, 유럽시장, 아시아시장으로 구분되어 있다. 전통적으로 아시아로 도입되는 LNG는 아시아프리미엄, 액화비용과 수송비 때문에 원유가격보다 비싼 원가구조이다. LNG Seller는 아시아 LNG시장에서 여전히 아시아프리미엄을 유지하고 있지만 그 프리미엄은 세계 LNG시장이 통합화되면서 점점 사라지고 있다. 국내로 도입되는 Henry Hub가격의 미국산 Sabine ...
본 논문은 대한민국 천연가스 가격정책이 산업용 도시가스 공급변화에 미치는 영향을 분석했다. 대한민국은 자연독점적인 구조에서 여전히 공급자 중심의 도시가스 시장이다. 가스도매사업자의 총 원가구성비는 원료비가 91%이고 공급비가 9%이다. 공급량을 무한히 늘리면 공급비는 지속적으로 하락하지만 LNG원료비는 공급량 증가율만큼 증가한다. 독점기업은 규모경제로 평균비용이 지속적으로 하락하지만 원가구성비 91%가 생산비로서 해외에서 발생하고 규모의 경제가 작동하지 않는 영역이다. 본 논문은 원가절감 요인을 찾으려고 국내외 LNG원료비 가격구조를 집중 분석했다. LNG시장은 가격구조측면에서 북미시장, 유럽시장, 아시아시장으로 구분되어 있다. 전통적으로 아시아로 도입되는 LNG는 아시아프리미엄, 액화비용과 수송비 때문에 원유가격보다 비싼 원가구조이다. LNG Seller는 아시아 LNG시장에서 여전히 아시아프리미엄을 유지하고 있지만 그 프리미엄은 세계 LNG시장이 통합화되면서 점점 사라지고 있다. 국내로 도입되는 Henry Hub가격의 미국산 Sabine Pass LNG가 액화비용과 수송비를 고려하면 JCC계약보다 조금 비싸다. 국내로 도입되는 LNG중에서 JCC가격에 반영되는 유가가 Dubai 현물유가보다 미세하게 비싸다. LNG프로젝트는 초기에 LNG액화건설 투자비가 너무 크므로 LNG계약의 경직성이 존재한다. 이로 인해 LNG단기시장의 형성 가능성이 크지 않다. 1997년 대한민국은 IMF로부터 구제금용을 받을 당시 환율이 거의 2배 폭등했다. 이때 가스도매사업자는 LNG원료비에서 큰 손실을 봤다. 이러한 손실을 예방하기 위하여 1998년 정부는 LNG원료비를 유가와 환율을 연동시키는 제도를 도입했다. 정부는 제대로 된 시장시스템을 조성해야 하는 의무가 있음에도 불구하고 2007년 미국발 글로벌 금융위기로 국제유가가 폭등하자, 도시가스용에 LNG원료비 연동제를 2007년부터 2012년까지 유보했다. 그 결과, 가스도매사업자는 고객으로부터 유가인상분을 받지 못해 5조5천억 원의 미수금이 발생했다. 정부와 한국가스공사는 2013년 미수금을 회수하기 위하여 요금단가를 인상하니까 천연가스가격이 벙커C유나 LPG보다 비싸게 되었다. 산업용도시가스에서 천연가스를 다른 연료로 서로 전환할 수 있는 듀얼시스템을 갖춘 대용량 산업체가 많다. 천연가스가격이 올랐을 때 대용량산업체는 벙커C유나 LPG로 연료전환하면서 천연가스사용을 급속히 줄여 자신의 미수금부담을 회피했다. 산업용은 주택용보다 가격탄력성이 크므로 대용량산업체가 회피한 미수금을 주택용에서 더 부담했을 것으로 여겼다. 그러나 산업용 중에서 듀얼시스템을 갖추지 못한 영세한 산업체가 자신이 발생시킨 미수금, 주택용 전가분, 대용량산업체 회피분까지 모두 부담하였다. 이와 같이 대한민국 정부는 수익자 부담원칙에 반하는 정책을 선택했다.
본 논문은 대한민국 천연가스 가격정책이 산업용 도시가스 공급변화에 미치는 영향을 분석했다. 대한민국은 자연독점적인 구조에서 여전히 공급자 중심의 도시가스 시장이다. 가스도매사업자의 총 원가구성비는 원료비가 91%이고 공급비가 9%이다. 공급량을 무한히 늘리면 공급비는 지속적으로 하락하지만 LNG원료비는 공급량 증가율만큼 증가한다. 독점기업은 규모경제로 평균비용이 지속적으로 하락하지만 원가구성비 91%가 생산비로서 해외에서 발생하고 규모의 경제가 작동하지 않는 영역이다. 본 논문은 원가절감 요인을 찾으려고 국내외 LNG원료비 가격구조를 집중 분석했다. LNG시장은 가격구조측면에서 북미시장, 유럽시장, 아시아시장으로 구분되어 있다. 전통적으로 아시아로 도입되는 LNG는 아시아프리미엄, 액화비용과 수송비 때문에 원유가격보다 비싼 원가구조이다. LNG Seller는 아시아 LNG시장에서 여전히 아시아프리미엄을 유지하고 있지만 그 프리미엄은 세계 LNG시장이 통합화되면서 점점 사라지고 있다. 국내로 도입되는 Henry Hub가격의 미국산 Sabine Pass LNG가 액화비용과 수송비를 고려하면 JCC계약보다 조금 비싸다. 국내로 도입되는 LNG중에서 JCC가격에 반영되는 유가가 Dubai 현물유가보다 미세하게 비싸다. LNG프로젝트는 초기에 LNG액화건설 투자비가 너무 크므로 LNG계약의 경직성이 존재한다. 이로 인해 LNG단기시장의 형성 가능성이 크지 않다. 1997년 대한민국은 IMF로부터 구제금용을 받을 당시 환율이 거의 2배 폭등했다. 이때 가스도매사업자는 LNG원료비에서 큰 손실을 봤다. 이러한 손실을 예방하기 위하여 1998년 정부는 LNG원료비를 유가와 환율을 연동시키는 제도를 도입했다. 정부는 제대로 된 시장시스템을 조성해야 하는 의무가 있음에도 불구하고 2007년 미국발 글로벌 금융위기로 국제유가가 폭등하자, 도시가스용에 LNG원료비 연동제를 2007년부터 2012년까지 유보했다. 그 결과, 가스도매사업자는 고객으로부터 유가인상분을 받지 못해 5조5천억 원의 미수금이 발생했다. 정부와 한국가스공사는 2013년 미수금을 회수하기 위하여 요금단가를 인상하니까 천연가스가격이 벙커C유나 LPG보다 비싸게 되었다. 산업용도시가스에서 천연가스를 다른 연료로 서로 전환할 수 있는 듀얼시스템을 갖춘 대용량 산업체가 많다. 천연가스가격이 올랐을 때 대용량산업체는 벙커C유나 LPG로 연료전환하면서 천연가스사용을 급속히 줄여 자신의 미수금부담을 회피했다. 산업용은 주택용보다 가격탄력성이 크므로 대용량산업체가 회피한 미수금을 주택용에서 더 부담했을 것으로 여겼다. 그러나 산업용 중에서 듀얼시스템을 갖추지 못한 영세한 산업체가 자신이 발생시킨 미수금, 주택용 전가분, 대용량산업체 회피분까지 모두 부담하였다. 이와 같이 대한민국 정부는 수익자 부담원칙에 반하는 정책을 선택했다.
This paper has analyzed the supply change for industrial city gas on the effect of Korean Natural Gas Price Policy. Korea still has a supplier-centered city gas market in a monopoly structure. In Korea Gas Corporation, 91% of natural gas cost is LNG raw material price and 9% is supply maintenance co...
This paper has analyzed the supply change for industrial city gas on the effect of Korean Natural Gas Price Policy. Korea still has a supplier-centered city gas market in a monopoly structure. In Korea Gas Corporation, 91% of natural gas cost is LNG raw material price and 9% is supply maintenance cost. If there were infinite increase in city gas supply, LNG raw material cost would increase as much as the rate of supply amount but the supply maintenance cost would continually be reduced. It is generally considered that average cost continues to decline in terms of economy of scale under the monopoly business. However, the economy of scale does not work in Korea city gas market. This is because LNG raw material price consists of 91% of the total cost and all of the costs comes from LNG production abroad not domestically. So this paper analyzes the price structure of domestic and overseas LNG materials to find out a way of cost reduction. The LNG market is divided into North America, Europe, and Asia where different pricing conditions exist. LNG, traditionally imported in Asia, is currently more expensive than the Crude oil due to Asian premium, liquefaction and transportation costs. LNG sellers still keep an Asian premium in the Asian LNG market but the premium is gradually disappearing as the global LNG market is being integrated. Sabine Pass LNG under Henry Hub's pricing conditions imported in Korea from U.S.A is slightly higher than JCC contracts considering liquefaction costs and transportation costs. Among the LNG imported into Korea, the oil price reflected in the JCC price is slightly higher than the Dubai spot oil price. LNG projects have rigid conditions in the contracts because the initial investment cost on building LNG liquefaction plant is very high. As a result, it is very unlikely to form the LNG short-term market. In 1997, when the Korean government received bailout funds from the IMF, the KRW/USD exchange rates almost doubled. At this time, KOGAS suffered a huge loss in LNG raw material cost. In order to prevent these losses, the government introduced a system which links LNG raw material cost to oil prices and exchange rates in 1998. Although the government has an obligation to establish a proper price market system, when world oil prices soared because of the global financial crisis from USA in 2007, the government withheld the system to link LNG price to oil prices from 2007 to 2012. As a result, KOGAS had 5.5 trillion won in account receivables because it could not receive the money from its customers as much as the oil price increase. Since 2013, the natural gas price has risen higher than Bunker C oil or LPG since it rose the unit price of city gas to recover the receivables. In industrial city gas, there are many large industrial companies with dual system that can convert NG to other fuels. When the price of NG was high, the industrial companies shifted their fuel to Bunker-C oil or LPG to avoid the burden of their receivables and it caused the rapid reduction of NG usage. As the industrial use of city gas was more price-elastic than the residential use, it was assumed that the receivables that the large-sized industry didn't pay for would be shouldered by the residential users. However, among the industrial users, many small companies which did not have the dual systems paid all of the receivables by themselves, being shouldered with residential and large-capacity industrial uses. As such, Korean government chose the policy which was contrary to the benefit principle.
This paper has analyzed the supply change for industrial city gas on the effect of Korean Natural Gas Price Policy. Korea still has a supplier-centered city gas market in a monopoly structure. In Korea Gas Corporation, 91% of natural gas cost is LNG raw material price and 9% is supply maintenance cost. If there were infinite increase in city gas supply, LNG raw material cost would increase as much as the rate of supply amount but the supply maintenance cost would continually be reduced. It is generally considered that average cost continues to decline in terms of economy of scale under the monopoly business. However, the economy of scale does not work in Korea city gas market. This is because LNG raw material price consists of 91% of the total cost and all of the costs comes from LNG production abroad not domestically. So this paper analyzes the price structure of domestic and overseas LNG materials to find out a way of cost reduction. The LNG market is divided into North America, Europe, and Asia where different pricing conditions exist. LNG, traditionally imported in Asia, is currently more expensive than the Crude oil due to Asian premium, liquefaction and transportation costs. LNG sellers still keep an Asian premium in the Asian LNG market but the premium is gradually disappearing as the global LNG market is being integrated. Sabine Pass LNG under Henry Hub's pricing conditions imported in Korea from U.S.A is slightly higher than JCC contracts considering liquefaction costs and transportation costs. Among the LNG imported into Korea, the oil price reflected in the JCC price is slightly higher than the Dubai spot oil price. LNG projects have rigid conditions in the contracts because the initial investment cost on building LNG liquefaction plant is very high. As a result, it is very unlikely to form the LNG short-term market. In 1997, when the Korean government received bailout funds from the IMF, the KRW/USD exchange rates almost doubled. At this time, KOGAS suffered a huge loss in LNG raw material cost. In order to prevent these losses, the government introduced a system which links LNG raw material cost to oil prices and exchange rates in 1998. Although the government has an obligation to establish a proper price market system, when world oil prices soared because of the global financial crisis from USA in 2007, the government withheld the system to link LNG price to oil prices from 2007 to 2012. As a result, KOGAS had 5.5 trillion won in account receivables because it could not receive the money from its customers as much as the oil price increase. Since 2013, the natural gas price has risen higher than Bunker C oil or LPG since it rose the unit price of city gas to recover the receivables. In industrial city gas, there are many large industrial companies with dual system that can convert NG to other fuels. When the price of NG was high, the industrial companies shifted their fuel to Bunker-C oil or LPG to avoid the burden of their receivables and it caused the rapid reduction of NG usage. As the industrial use of city gas was more price-elastic than the residential use, it was assumed that the receivables that the large-sized industry didn't pay for would be shouldered by the residential users. However, among the industrial users, many small companies which did not have the dual systems paid all of the receivables by themselves, being shouldered with residential and large-capacity industrial uses. As such, Korean government chose the policy which was contrary to the benefit principle.
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