초록 ▼

1. 연구의 필요성과 목적
2015년 말부터 개시될 미국의 LNG 수출은 국제 LNG 거래의 경직성을 완화하고 계약조건의 변화를 가져오며, LNG 구매에서 과거와는 다른 형태의 리스크와 기회를 수반할 것으로 예상된다. 현물시장을 기반으로 하는 유연한 거래조건을 가진 미국산 LNG의 국제 시장 유입은 기존의 천연가스 거래방식과 상당한 차이를 보일 것으로 전망된다. 특히, 미국의 LNG 매매가격은 Henry Hub 현물가격에 연동하여, 단기･현물 거래의 확대 및 LNG 거래의 유연성 제고 등 국제 LNG 수급과 거래방식에 큰 변화

1. 연구의 필요성과 목적
2015년 말부터 개시될 미국의 LNG 수출은 국제 LNG 거래의 경직성을 완화하고 계약조건의 변화를 가져오며, LNG 구매에서 과거와는 다른 형태의 리스크와 기회를 수반할 것으로 예상된다. 현물시장을 기반으로 하는 유연한 거래조건을 가진 미국산 LNG의 국제 시장 유입은 기존의 천연가스 거래방식과 상당한 차이를 보일 것으로 전망된다. 특히, 미국의 LNG 매매가격은 Henry Hub 현물가격에 연동하여, 단기･현물 거래의 확대 및 LNG 거래의 유연성 제고 등 국제 LNG 수급과 거래방식에 큰 변화가 일 것으로 예상된다.
이 같은 변화가 예상되지만 미국산 LNG 프로젝트의 구조나 거래관행의 차이 및 영향에 대한 선행연구가 거의 전무하다. 이에 본 연구는 미국 LNG 도입과 관련한 프로젝트 특성과 제반 리스크를 분석하고, 미국산 LNG의 국제 시장 유입에 따른 거래구조 및 방식 변화를 통해 미국산 LNG 도입이 국내 가스시장에 가져올 영향을 살펴본다.

2. 주요 내용
미국의 천연가스 시장은 생산, 공급 및 가격 체계 등에 있어서 유럽 및 아시아 시장과는 다른 구조와 특성을 가지고 있다. 파이프라인이나 거래허브 등 가스 수송 및 거래의 기반설비가 잘 갖추어져 있고, 다양한 생산자, 수송회사, 트레이더(trader) 및 지역 공급회사 등이 북미지역 가스 공급체계의 생태계를 구축하고 있는데, 이러한 미국 가스시장 고유의 특성이 반영되어 미국의 LNG 수출 프로젝트는 다른 지역의 LNG 프로젝트와는 다른 사업모델 형태를 띤다. 이러한 프로젝트 추진의 구조적 차이와 미국 가스시장 고유의 특성으로 미국산 LNG의 도입은 이제까지와는 다른 거래환경 및 그에 따른 여러 리스크와 수익 기회를 제공한다.
미국에서 채택되는 Merchant 모델과 Tolling 모델 프로젝트에서는 LNG 프로젝트 사업자(merchant) 또는 액화설비 이용자(toller)가 원료가스를 확보하고 액화설비까지의 수송을 책임지는 등 액화설비 이용에 따른 전 과정의 위험을 부담한다. 이는 액화설비가 상류 천연가스 자산의 현금화를 위한 프로젝트의 일환으로 운영되는 전통적인 Integrated 모델에서, LNG 구매자는 LNG 인수 이후 단계의 위험만을 부담하는 상황과 대조된다. 반면에 기존 LNG 공급자들이 요구하는 의무인수 (take-or-pay: TOP)조항이나 목적지제한(destination)조항 등과 같은 경직적인 제약조건으로부터 상대적으로 자유롭다는 장점이 있다.
Tolling 모델이나 Merchant 모델 프로젝트에서는, 실제 액화서비스 이용 여부나 LNG 인수 여부와 관계없이 액화설비 이용료(용량예약요금)를 지불한다는 조건하에서, LNG 구매자는 원료가스 가격이나 수요의 변화 등 시장상황에 따라 LNG를 인수하지 않거나 액화서비스를 이용하지 않는 옵션의 협상이 가능해지며, 실제로 이러한 계약상의 유연성이 일반적으로 목격된다. 이는 기존의 TOP 발생에 따른 비용이 액화설비 이용료 수준으로 낮아지는 효과를 가진다고 할 수 있다.
Tolling 모델에서 액화설비에 주입할 원료가스를 조달하고, 액화설비까지 수송하는 전 과정의 책임을 액화서비스 이용자인 LNG 수입자 (또는 재판매자)가 담당한다. 이 과정에서 Toller는 다양한 리스크에 노출되는데 그중에서도 원료가스 조달, 수송서비스 확보, 액화설비의 이용과 관련한 리스크가 가장 핵심적이고 어려운 사안이라 할 수 있다. 특히 액화설비 이용계약은 20년 이상의 장기간인데, 원료가스 조달을 위한 가스매매계약은 관행상 보통 5년 이내로 체결되기 때문에 심각한 물량･가격 리스크에 노출된다. 미국의 Tolling 모델이 전통적인 LNG 개발 모델과 다른 또 하나의 중요한 차이점은 계약한 공급물량에 대한 보장이다. 액화설비가 어떤 이유에서든 가동이 중단되는 경우 액화서비스 사업자는 수요자의 대체 카고 확보비용을 보상할 의무를 부담하지 않으려 할 유인이 높기 때문에, Tolling 모델에서 수요자는 과거보다 더 큰 공급물량 차질 리스크를 안게 된다는 점이다.
한편 Tolling 방식의 LNG 사업모델이 제공하는 주요 기회는 과거 수동적으로 LNG를 인수하여 소비하기만 하던 수입자의 역할이 LNG를 재판매할 수 있는 트레이딩 영역으로 진출을 확대할 수 있는 기회를 제공한다는 점이다. 이러한 특성은 향후 LNG 거래관행에 중요한 의미를 가진다. 특히, 목적지 제한이 없는 유연한 특성의 미국산 LNG는 현물거래에 적합한 속성을 가지기 때문에 LNG의 재판매 및 차익거래를 확대하고, 경직적인 LNG 계약조건을 완화하는 등 LNG 거래관행 개선을 촉발하는 중요한 전기가 될 것으로 예상된다. 또한, 특정 계약이나 수요처에 묶이지 않은 LNG 물량이 증가하여, LNG 시장의 유동성이 높아지면서 현물가격의 안정화와 공급 안정성 증대에도 긍정적인 영향을 미칠 것으로 기대된다.
미국산 LNG는 이러한 가스시장에 대한 영향 이외에, 액화비용 정도 수준의 낮은 TOP 페널티만 지불하면 도입물량을 취소할 수 있다는 점에서도 장점이 있다. 이러한 신축성(flexibility)의 가치를 가늠해 보는 시도로서 HH연동의 미국산 LNG 계약이 갖는 신축성 가치를 옵션 모형으로 평가하였다. 즉, HH 가격 수준에 따라 HH기준 계약이 원유가 등 다른 가격지표(index)에 연동하는 계약에 비해 경제적이지 않을 수 있으며, 이때 낮은 수준의 TOP 페널티가 갖는 미국산 LNG 프로젝트의 신축성은 다른 가격지표 기준의 계약으로 전환할 수 있는 옵션이 있는 것으로 해석할 수 있다.
이에 다른 지표의 계약으로 전환하는 두 가지 케이스, 즉 특정한 기간에 국한된 단기적 계약 전환옵션과 전체계약 기간의 전환옵션으로 구분하여 실증분석을 하였으며, 단기적 계약 전환의 신축성 가치 분석 결과, HH연동 계약가격이 JKM 현물가격 기준으로 약 30% 이상이 되면, HH연동 계약에서 JKM 기준 계약으로 전환하는 것이 최적인 것으로 나타났다. 한편, 20년이나 30년 단위의 장기계약 자체를 해지하고 원유가격 연동계약으로 전환하는 전체계약 전환옵션을 행사하고자 한다면, 이를 위한 적절한 HH연동의 임계가격 수준은 단기적 계약전환의 임계가격 수준보다 훨씬 높게 나오는데, 이는 계약전체 해지에 대한 비가역적인 요소의 기회비용이 반영되기 때문이다.
본 분석에서 나타난 바와 같이, 미국산 LNG의 신축성 가치는 LNG 도입을 포기할 수 있는 옵션에서 나오는 가치 및 원유가 등 기존 가격 지표에서 다원화하여 더 비용효과적인 LNG 조달 방안을 선택할 수 있는 가치로 요약될 수 있으며, 이러한 점은 가스 수요의 불확실성이 높은 국내 가스시장 상황에서 공급 안정성을 제고할 수 있는 기회를 제공한다. 즉, 유연한 특성의 미국산 LNG는 TOP 발생의 부담을 경감시켜 수요 불확실성에 대비한 충분한 장기계약 물량의 확보를 가능하게 하고, 이로 인해 주기적으로 발생할 수 있는 잉여 물량의 LNG 트레이딩 역량을 키울 수 있는 기회를 제공하며, 나아가 아시아 지역 내현물거래를 활성화하여 지역 현물시장 개설에도 긍정적으로 작용할 수 있다.

Abstract ▼

2. Summary of Findings
The US natural gas market exhibits different structure and characteristics from that of Asia or Europe in terms of production, supply, price formulation, and more. Gas transport and trade infrastructures such as pipeline network and gas trade hubs and market centers are wel

2. Summary of Findings
The US natural gas market exhibits different structure and characteristics from that of Asia or Europe in terms of production, supply, price formulation, and more. Gas transport and trade infrastructures such as pipeline network and gas trade hubs and market centers are well developed, and diverse players including producers, transport companies, traders, and end-users such as power generation companies and local gas distribution companies constitute the US gas supply business system. These unique features of the US gas market are reflected into the shaping of the US LNG export projects that are different from the traditional LNG export project business models. And these differences in business models present various new risks and opportunities to the customers of the US LNG.
Under the ‘Merchant model’ and the ‘Tolling model’, the merchant who is the owner of the LNG project, and the toller who is the user (importer) of the liquefaction facility, respectively, are responsible for supplying feedgas to the LNG liquefaction plant. This contrast with the traditional ‘Integrated model’ where the LNG importer bears the risks at the stage only after the ownership of LNG is transferred, that is, either at the loading port or unloading port. On the other hand, the Merchant and Tolling models have advantages in that they generally do not impose such rigid contractual terms as the take-or-pay (TOP) and destination clauses.
Under the Tolling and Merchant models, profits of the LNG project owners come mainly from the revenue from liquefaction
capacity reservation charges. LNG buyers are generally required to pay for the reservation charges regardless of whether the iquefaction service is actually utilized or not. Hence, as long as the income opportunities of liquefaction capacity charges are not jeopardized, the project owners are not so concerned whether the reserved liquefaction capacity is actually utilized. This means that under the Tolling and Merchant models, the TOP penalties to LNG buyers are effectively lowered to the level of liquefaction capacity charges.
In the Tolling model, tollers (LNG importers or buyers) bear all risks from sourcing feedstock gas and transporting it to liquefaction plant. In the process, importers are exposed to various unaccustomed risks. Among them, securing feedgas and pipeline capacity present key challenges. For example, the liquefaction tolling agreement (LTA) needs to be signed typically for a period of 20 years or more, while feedgas supply contract is signed for a duration of 5 years or less. Such discrepancy in contract durations creates serious volume and price risks to tollers. Another crucial difference is in the guarantee of supply. With the Tolling model, the plant owner is generally not required to source make-up cargoes for customer even if the liquefaction plant goes offline for any reason. Hence the Tolling model can carry higher supply risk in this sense.
On the other hand, the liquefaction project that adopts the Tolling model can offer the customers a new opportunity in terms of LNG trading that is not possible with the conventional model, as it does not restrict resale of its LNG. This feature will have an important implication on the patterns and practice in LNG trade. As the US LNG is more suitable for spot trading with less restrictions on the disposal of the cargoes, its influx to the international LNG trade will not only expand resales and arbitrage deals, but also put pressure on the traditional LNG suppliers to improve rigid contractual terms and conditions. Moreover, availability of substantial volumes with uncommitted destination market can lead to higher liquidity in LNG market, which in turn can contribute to spot price and supply stability.
Perhaps one of the most notable merits with the US LNG is the flexibility it offers. It is possible with the US project not to offtake the cargoes as long as the customers reimburse the liquefaction costs. This study has attempted to measure the value of this flexibility the US LNG inherently possesses. If the Henry Hub (HH) spot price to which the US LNG price is indexed rises above a certain level to an extent that spot LNG cargoes are more attractive, the customers can elect to forego the US LNG cargoes and instead secure replacement cargoes in the spot market. Thus, the US LNG can be interpreted to offer an American option of purchasing spot cargoes that can be exercised at any given time before contract expiration if the HH price rises too high.
Two cases for valuation were examined. The first case considers the option of replacing HH-indexed LNG with spot cargoes for any given period of time. We found that when the HH-indexed LNG price rises above the Japan-Korea Marker (JKM) price by about 30 percent, it is optimal to switch to spot cargoes, based on recent JKM price movement. The second case considers switching the entire contract, whereas the first case considers switching for a single period. In this case, the critical price level of HH at which the switching becomes optimal is much higher than in the first case. This is because the opportunity cost of irreversible nature of the switching is reflected in assessing the option value.
As these results show, the flexibility value of the US LNG arises from the option of electing not to offtake the cargoes and replace them with other cargoes with which other price indices apply. This type of flexibility may carry higher values to customers especially with highly uncertain gas demands, as it allows the customers to secure sufficient LNG volumes with less concerns on incurring TOP penalties. The surplus LNG supply that may occasionally result can be utilized to build experience and capacity as a trader, which would not have been possible with the traditional LNG projects. Furthermore, expanded opportunity for trading activities especially in Asia can positively contribute towards the formation of liquid spot market within the region.

목차 Contents

• 표지 ... 1
• 참여연구진 ... 5
• 요약 ... 7
• ABSTRACT ... 11
• 목차 ... 17
• 표목차 ... 19
• 그림목차 ... 21
• 제1장 서 론 ... 23
• 제2장 세계 LNG 시장 변화와 수급 전망 ... 27
• 1. LNG 시장의 성장과 교역 구조의 변화 ... 27
• 2. LNG 프로젝트 추진 전망 ... 30
• 가. 북미 및 타 지역 LNG 프로젝트 추진 현황 및 여건 ... 30
• 나. FLNG 추진 현황과 최근 추세 ... 42
• 다. 세계 LNG 중･단기 수급 밸런스 전망 ... 45
• 제3장 미국산 LNG 도입환경의 분석 ... 51
• 1. 미국 천연가스 거래시장 개요 및 특성 ... 52
• 가. 미국 천연가스 거래 특성 ... 52
• 나. 미국 천연가스 선물거래 시장 ... 56
• 2. 미국 LNG 프로젝트 사업모델의 특성 ... 58
• 가. 미국 LNG 프로젝트 사업모델 ... 59
• 나. Merchant 모델의 특징과 장단점 ... 62
• 다. Tolling 모델의 특징과 장단점 ... 67
• 3. 미국 LNG 프로젝트의 물량･가격 리스크 분석 ... 70
• 가. 원료가스(feedgas) 조달 리스크 ... 70
• 나. 원료가스 가격 변동 및 비용 상승 리스크 ... 77
• 다. 건설 및 운영 리스크 ... 79
• 라. 수송 및 액화 서비스 이용 리스크 ... 81
• 마. 시장 참여자의 계약불이행 리스크 ... 83
• 제4장 미국 LNG 프로젝트의 국내 가스시장 영향 ... 85
• 1. 미국산 LNG 유입의 국제 가스시장 영향 ... 86
• 가. LNG 공급력의 확대 ... 87
• 나. 시장의 유동성 강화 ... 88
• 다. 도입가격 결정방식의 다양화 ... 89
• 라. 가격 재협상 및 적정 현물구매 전략 변화 ... 91
• 2. 미국산 LNG 도입의 국내 가스시장 영향: 신축성 가치 분석 ... 92
• 가. 신축적 도입계약 조건의 가치와 분석 방법론 개요 ... 92
• 나. 신축성 가치의 분석모형 ... 95
• 다. 신축성 가치의 실증분석 ... 104
• 라. 신축성 가치 분석 결과의 요약 ... 120
• 3. 현물가격 안정화의 발전용 가스수요 불확실성 대응 비용효과 ... 121
• 가. 분석방법 ... 122
• 나. 시나리오 ... 124
• 다. 분석결과 ... 128
• 제5장 종합 및 시사점 ... 133
• 참고문헌 ... 139
• 끝페이지 ... 149