가스公 막강 ‘바잉파워’ 유명무실 LNG 시장 독점구도 깨라!

• 전력수요 폭증에 原電 중단…LNG 발전, 비싸도 돌려야
• 발전사는 맘대로 쓰고, 가스공사는 비싸도 사오고
• 산자부 “가스 직수입 확대되면 가스요금 인하 효과”

전기값이 크게 올랐다. 전력시장, 즉 전력거래소에서 형성되는 전기 시장가격의 평균이 2012년 160.83원/kWh로 전년 대비 27% 상승했다. 왜 그랬을까. ‘전력수급 비상’ 상황이 발생하는 이유와 같다. 전력수요는 폭증하는데, 전력생산의 기저(基底)를 담당하는 원자력발전소가 발전을 자주 멈추기 때문이다.

전기는 발전단가가 저렴한 순서대로 생산된다. 연료별 발전단가는 원자력→석탄→액화천연가스(Liquefied Natural Gas·LNG)→유류 순으로 비싸진다. 원전이 멈추면 비싸더라도 LNG 발전을 가동할 수밖에 없다. kWh당 200원 이상의 고가(高價)에서 전기의 시장가격이 결정되는 횟수가 2011년에는 65회에 불과했지만, 지난해에는 1108회로 급증했다. 전력거래소 관계자는 “원전 가동이 중단되지 않았다면 전기 생산에 투입하지 않았을 LNG발전기가 자주 투입됐고, 그로 인해 전기의 시장가격이 상승하는 것”이라고 설명했다.

올 들어 원전 중단 사태가 더욱 심각해졌기 때문에 이런 추세는 더 심화할 전망이다. 게다가 2003년 이후 국내 LNG 가격은 상승 곡선을 그리고 있다. ‘더 비싸졌는데도 더 많이 돌리는’ 형편인 것이다.

수입단가 작년 16% 상승

한국전력은 전력거래소에서 낙찰된 가격대로 전기를 구입한다. 한국전력의 구입비용이 오르면 이는 각 가정에서 부담하는 전기요금 상승 요인으로 이어지기 마련이다. LNG 값이 도시가스 요금뿐만 아니라 전기요금에도 상당한 영향을 끼치는 것. 따라서 비록 눈에 보이진 않지만 ‘LNG 비용’이 가계에 지우는 부담이 날로 커지고 있다. 우리가 가스 값에 관심을 가져야 할 이유가 여기에 있다.



지구촌은 지금 ‘셰일가스 혁명’이 한창이다. 셰일가스란 지표 2~4km 아래 퇴적층에 갇혀 있는 천연가스다. 지금까지는 이를 꺼낼 기술이 없었지만, 최근 기술 발전에 힘입어 북미 지역에서 본격 생산되기 시작됐다. 셰일가스는 원유와 달리 전 세계에 고루 분포해 있고 매장량도 방대해 ‘꿈의 에너지’로 불린다.

셰일가스 개발이 한창인 미국의 천연가스 거래가격은 지난해 기준으로 MMBtu(25만kcal의 열량을 내는 가스량)당 3달러에도 못 미쳤다. 이로 인해 미국을 타깃으로 삼아 러시아, 중동 등에서 채굴되던 천연가스가 갈 곳을 잃자 유럽이 그 혜택을 입어 천연가스 가격이 다소 하락해 12달러에 머물렀다. 그러나 우리나라를 비롯한 동북아 지역으로 들어오는 천연가스는 여전히 16~17달러 수준이다. 실제로 우리나라 천연가스 수입단가는 가파르게 상승하는 추세다. 지난해 수입단가는 t당 756.3달러(약 85만 원)로 전년 대비 16% 올랐다. ‘가스 혁명’의 혜택이 유독 우리나라만 비켜가는 모양새다.

왜 우리는 LNG에 다른 나라보다 많은 돈을 쓰고 있을까. 이유는 크게 세 가지다.

첫째, 지리적 위치 때문이다. 천연가스는 북미, 러시아, 호주, 중동 등에서 생산된다. 우리나라를 비롯한 동북아 국가들은 액화(液化)한 천연가스를 배에 실어 해상으로 운송받는다. 목적지에 도착한 LNG는 다시 기화(氣化) 공정을 거쳐 각 수요처로 전달된다. 천연가스 생산지 인근 지역보다 운송·가공비가 더 들 수밖에 없다.

둘째, 동북아로 공급되는 천연가스 가격이 유가(油價)에 연동돼 결정되기 때문이다. 천연가스를 자급자족하는 미국에서만 수요-공급 논리에 따라 가격이 결정되고(허브가격), 유럽은 원유 가격 연동제에서 석유제품 가격 연동제로 바뀌는 중이다. 동북아 국가들만 지정학적 리스크 등을 이유로 여전히 유가에 연동하는 가격으로 계약기간 10년 이상의 중·장기 계약을 맺어 LNG를 확보하고 있다. 한때는 유가가 워낙 낮아 미국 허브가격보다 저렴한 시절도 있었다. 하지만 최근 유가가 폭등하면서 아시아로 공급되는 천연가스 가격도 덩달아 뛰었다. 국제시장에서는 이를 ‘아시아 프리미엄’이라고 한다.

셋째, 우리나라만 해당하는 것으로, LNG시장이 독점구조이기 때문이다. 우리나라에서는 한국가스공사만이 해외에서 LNG를 들여와 국내에 판매할 수 있다. 다만 기업이 자가소비 목적으로 천연가스를 직수입하는 것은 허용하고 있는데, 이는 전체 LNG 수입량의 4%에도 미치지 못한다.

가스공사가 연간 구매하는 LNG 물량은 3600만t으로 이는 단일기업으로서는 세계 최대 물량이다. 문제는 가스공사가 이런 ‘세계 최대의 바잉파워’를 활용할 이유가 없다는 데 있다. 수입가에 따라 국내 판매가격을 조절할 수 있어 소비자에게 비용을 전가하면 그만이기 때문이다.

실제로 산업통상자원부(산업부) 내부 자료에 따르면, 1999~2009년 우리나라의 LNG 평균 도입단가는 일본보다 11.4% 비쌌다. 일본에서는 종합상사 등 10여 개 기업이 LNG를 수입해 판매하는 경쟁체제다. 한 에너지 경제학자는 “일본 기업들은 유가가 일정 수준 이상으로 올라가더라도 더는 천연가스 가격에 반영하지 못하게 제한하는 캡핑(Capping·모자 씌우기) 조항을 계약에 포함시키고 있어 최근 유가가 폭등했을 때도 큰 타격을 입지 않았다”고 전했다. 반면 가스공사는 총 30여 개 계약 중 캡핑 조항이 포함된 계약이 네댓 개에 불과한 것으로 알려졌다.

39만 원 vs 93만 원

최근 SK E·S의 천연가스 도입가격이 알려지면서 가스공사와 크게 비교됐다. SK E·S는 현재 국내 민간 발전사 중 유일하게 인도네시아 탕구(Tangguh) 가스전으로부터 직수입한 천연가스로 전남 광양의 LNG발전소를 가동하고 있다.

두 회사의 사업보고서를 바탕으로 평균 LNG 도입단가를 추산해보면 SK E·S는 t당 300달러가 넘는 수준인 반면, 가스공사는 t당 700달러가 넘는다. 같은 인도네시아산(産) 천연가스인데도 SK E·S는 t당 39만 원에 사왔는데, 가스공사는 93만 원에 들여왔다. SK E·S 관계자는 “우리의 직수입 단가가 가스공사 평균 수입단가의 40%에도 미치지 못하는 것으로 알고 있다”고 밝혔다.

SK E·S는 직수입한 LNG로 생산한 전기를 한국전력에 판매한다. 산업부 분석에 따르면 지난해 한국전력은 이 민간발전사의 전기를 구매함으로써 1230억 원을 절약했다. 산업부 관계자는 “가스공사로부터 LNG를 공급받아 전기를 생산했을 경우와 비교해 이만큼의 비용 차이가 난 것”이라고 설명했다. 가스공사로부터 천연가스를 공급받아 LNG 발전을 하는 곳으로는 한국전력의 5개 발전자회사가 있다. 이 중 한국중부발전이 지난해 가스공사로부터 사온 LNG 가격은 t당 102만 원이었다.

비싼 LNG 값의 ‘주범’이라는 지적에 대해 가스공사는 “국가의 LNG 수급을 책임지고 있기 때문에 비싼 값이라도 사와야 하는 처지”라고 항변한다. SK E·S와의 단순 비교에도 할 말이 많다. “2003~2005년 가스공사 민영화 이슈로 정부가 장기계약을 허가해주지 않았다. 당시는 천연가스 가격이 하락하는 추세였고, 그래서 SK E·S가 아주 저렴하게 계약을 맺을 수 있었다. 지금 와서 단순 비교하는 것은 무리가 있다.” 가스공사 관계자의 말이다.

‘비싸더라도 사와야 하는’ 가스공사의 처지는 한전 발전자회사들의 LNG 소비 패턴과도 관련이 있다. LNG의 용도는 두 가지, 도시가스용(60%)과 발전용(40%)으로 나뉜다. 도시가스 수요는 매년 안정적이라 장기적인 예측이 어렵지 않다. 반면 발전용 LNG는 정확한 수요 예측이 이뤄지지 않고 있다. 가스공사 관계자는 “발전용 LNG의 대부분을 한전 발전자회사들이 가져가는데, 장기 물량을 예측해 계약하는 게 아니라 전년도 12월에 다음해 매달 사갈 물량을 계약하는 식”이라고 전했다. 그는 “게다가 다음 달 쓸 물량을 이달 20일까지 수정할 수도 있다”고도 덧붙였다. 한전 발전자회사들이 그때그때 달라는 대로 구해줘야 하니 비싸더라도 사올 수밖에 없다는 것이다.

“간접적 경쟁유발효과 예상”

가스공사가 공급하는 발전용 LNG의 약정물량 이탈률을 보면 2010~2012년 3년간 평균이 6.3%였다. 지난해에는 1600만t을 쓰겠다고 했다가 99만t을 더 가져갔다. 가스공사 관계자는 “99만t이면 LNG 수송용 선박 17척이 더 들어와야 한다. 1척을 들여오는 데 650억 원이 필요하니 총 1조 원이 넘는 금액”이라고 설명했다. 가스공사는 원전 중단 등으로 인해 올해 이탈률이 더 상승할 것으로 예측하고 있다.

이런저런 사정으로 우리는 비싼 가스 값을 감내하며 살 수밖에 없는 걸까. 현재 가스 직수입 확대 법안을 둘러싸고 치열하게 벌어지고 있는 공방을 가스값 인하 측면에서 살펴보자.

지난 4월 김한표 새누리당 의원은 도시가스사업법 일부 개정 법률안을 대표 발의했다. 핵심은 △민간이 자가소비용으로 직수입한 LNG 물량을 해외에 재판매하는 것을 허용하고 △그간 직수입자 간 물량 교환만 가능했던 것을 판매까지 허용하는 것이다. 이것을 소위 ‘직수입 확대’라고 하는 이유는, 자가소비하고 남은 물량을 처리할 수 있는 길을 터줌으로써 민간기업의 LNG 직수입에 따른 리스크를 줄여주는 효과가 있기 때문이다. LNG 직수입은 연간 거래규모가 적어도 수천억 원이어야 가능하기 때문에 리스크가 큰 사업이다.

가스공사 노조와 민주통합당은 이 개정안에 반대하는데 “공기업이 하는 가스사업을 대기업에 넘겨줘 결국 가스요금 폭등을 불러올 것”이라는 논리다. 이에 대해 새누리당과 정부는 “가스공사에 도입원가 절감 노력을 촉구해 가스요금 인하 효과를 거둘 것”이라고 주장한다. 산업부 내부자료에 따르면 외국에서는 가스산업 경쟁도입으로 최종 소비자가 부담하는 가스요금이 14~40% 하락한 것으로 평가된다. 산업부 관계자는 “이번 개정안은 가스산업에 직접적인 경쟁을 도입하는 것이 아니라 가스공사를 더욱 분발하게 하는, 간접적인 경쟁 유발 측면이 있다고 보는 게 맞다”고 말했다.

직수입 확대가 두 가지 측면에서 가스공사에 이득을 가져다준다는 분석도 있다. 첫째, 한전 발전자회사들이 자기 책임하에 LNG를 직수입하게 되면 지금처럼 가스공사가 다급하게 LNG를 구해다줘야 하는 일이 줄어 평균 도입단가를 낮추는 효과가 있을 것이란 점이다. 둘째, 직수입업자 간 판매가 허용되면 가스공사 역시 그때그때 필요한 물량을 민간으로부터 구입할 수 있다. 이 경우 해외 현물시장에서 사오는 것보다 운송·가공비나 운송에 들어가는 시간을 절약할 수 있다.

현재 천연가스를 직수입하는 민간기업은 앞서 언급한 SK E·S와 제철 용도로 직수입하는 포스코, 두 곳뿐이다. 하지만 2015년부터 한국중부발전과 GS칼텍스가 직수입할 예정에 있는 등 LNG 직수입업자는 앞으로 늘 것으로 예상된다. SK E·S는 경기 파주와 여주 등에 직수입한 LNG로 가동한다는 전제하에 LNG발전소를 짓고 있으며, GS에너지와 공동으로 1조 원을 투입해 충남 보령에 60만 kl(킬로리터) 규모의 LNG저장시설을 포함한 LNG터미널을 건설 중이다.

2015년부터 연간 40만t의 LNG를 직수입하는 한국중부발전은 직수입 이유에 대해 “경쟁에서 살아남기 위해서”라고 말한다. 앞에서 본 대로 전력시장 참여자는 발전단가가 낮은 순서대로 낙찰을 받는다. 같은 LNG발전이라도 더 저렴하게 전기를 생산하는 회사가 계약을 따낸다. 한국중부발전 관계자는 “가스공사 공급 물량만으로는 역량을 빠르게 강화하고 있는 민간 발전사와의 경쟁에서 이길 수 없다”며 “직수입으로 좀 더 저렴한 원료 확보가 시급한 당면과제”라고 말했다. 2018년 이후 미국 셰일가스를 허브가격 기준으로 국내로 들여오기 위해 뛰고 있는 민간기업들에 위협을 느끼지 않을 수 없다는 것이다.

한편 국내 천연가스 가격을 낮추려면 장기계약 위주의 구매전략을 수정할 필요가 있다는 지적도 나온다. 가스공사는 계약기간 15~20년의 장기계약으로 연간 물량의 90%를 도입하고, 약 10%는 그때그때 수요에 따라 현물 구매로 조달하고 있다. 에너지경제연구원이 지난해 펴낸 ‘LNG 도입가격 결정방식과 장기-현물계약 포트폴리오 구성에 대한 연구’ 보고서에 따르면 여름철 현물 구매 비율을 24%까지 높이는 것이 구매비용과 가격 위험을 조화시킬 수 있는 대안으로 볼 수 있다. 최근 셰일가스 개발 붐으로 국제 에너지시장에서 ‘남아도는’ 천연가스 물량이 늘어나면서 현물가격이 하락하는 추세이기 때문이다.

현물구매 적극 활용해야

이 보고서를 작성한 서정규 연구위원은 “2011년에는 현물 구매 물량의 59%가 중·장기 계약에 비해 저렴했다”며 “현물 비중을 늘리려면 LNG 저장시설의 확충이 필요하다”고 지적했다. 현재 국내 저장시설은 가스공사 연간 판매량의 11.3%로 주요 천연가스 소비국들에 비해 낮은 수준이다. 프랑스, 독일, 이탈리아 등 유럽 국가는 18~25% 수준의 시설을 갖추고 있다. 전문가들은 혹한이나 원전 중단 등 위기상황을 고려하면 우리나라도 17~19%까지 저장시설을 확충할 필요가 있다고 보고 있다. 서 연구위원은 “우리나라는 2016년까지 연간 수요의 15~16% 수준으로 저장시설을 확충할 계획”이라며 “저장시설을 20%까지 늘리면 쌀 때 많이 사서 저장해놓는 등 여러 전략 구사가 가능할 것”이라고 전망했다.

‘창조경제’는 비단 없는 것을 새롭게 만들어내는 것만 의미하진 않을 것이다. 불필요한 낭비를 줄이는 것 역시 훌륭한 창조경제가 될 수 있다. 특히 에너지는 다른 산업에 미치는 영향이 매우 큰 기간산업이다. 몇 년 뒤 미국산 셰일가스가 전 세계로 유통되기 시작하면 국제 LNG 시장은 지금보다 더 크게 요동칠 것으로 전망된다. 이 새로운 에너지 혁명의 흐름에서 소외되지 않기 위해서라도 국내 시스템 정비가 시급하다.

유가 연동 LNG 가격, 바뀔 수 없나?

“독점구조 개선해야 독자적 가격 형성 가능”

원유는 주로 수송용으로 쓰이고 천연가스는 도시가스와 발전용으로 쓰인다. 이처럼 ‘쓰임’이 달라 경쟁관계에 있지 않은 원유 가격에 따라 LNG 가격이 결정된다는 건 여러모로 불합리하다.

이에 유럽은 유가 연동 가격체제에서 벗어나기 위해 움직이고 있다. 러시아 등 천연가스 판매처에 석유제품 가격 연동을 요구하거나 아예 시장 수급상황에 따라 가격이 결정되는 현물거래를 늘리고 있는 것. 그 결과 유가 연동 가격방식을 적용한 거래 비중이 2005년 94%에서 2011년 58%로 대폭 줄었다.

우리나라를 포함한 아시아에서도 이 같은 변화가 가능할까. 당분간 어렵다는 게 전문기관의 예측이다. 수요-공급 시장원리에 의해 가격이 결정되려면 아시아에도 LNG 시장, 즉 ‘가스 트레이딩 허브(Gas Trading Hub)’가 형성돼야 하는데, 아직은 시설이나 제도가 미흡하다는 것이 국제에너지기구(IEA)의 최근 평가다(‘Developing a Natural Gas Trading Hub in Asia’ 보고서).

최근 우리 정부는 ‘동북아 LNG 허브가 되겠다’는 구상을 발표했다. 우리나라는 일본, 중국에 비해 전국적으로 LNG 수송 인프라가 잘 구축돼 있어 시설 면에서는 허브 구축에 유리하다. 미국과의 자유무역협정(FTA) 체결로 미국 셰일가스를 도입하는 데도 유리하다. 중국으로 수송 인프라를 연결해 중국에 아예 PNG(Pipe-line Natural Gas)를 공급할 수도 있다.

그러나 IEA는 국내 가스시장의 독점적 구조 탓에 허브 구축이 어려울 것으로 진단했다. 허브란 물량을 보유한 사업자끼리 거래하는 시장을 가리킨다. 여기서 가격은 수요-공급 논리에 따라 결정된다. 그런데 현재 우리나라는 가스공사가 천연가스 공급을 독점하고 있고, 직수입업자 간 거래가 금지되어 있다. 거래 자체가 일어날 수 없는 것이다.

김한표 의원이 대표 발의한 개정안에는 작은 의미의 허브 구축에 해당하는 내용이 포함돼 있다. 직수입업자가 남는 물량을 해외나 국내 직수입업자, 혹은 가스공사에 판매하는 것을 허용하는 내용이 그것이다. SK E&S 관계자는 “아시아 프리미엄이 존재하는 한, 아시아 지역의 재판매 고객 확보에는 어려움이 없을 것으로 본다”고 내다봤다. 발전업계 관계자는 “가스공사도 가까운 곳에서 현물시장을 확보하는 셈”이라고 긍정적으로 내다봤다.

물론 허브시장이 구축된다고 해서 LNG 가격이 무조건 싸지는 것은 아니다. 서정규 에너지경제연구원 연구위원은 “현재처럼 시장 수급상황을 전혀 반영하지 않은 가격으로 LNG 가격이 결정되는 불합리가 개선된다는 점에서 의미가 있다”고 평가했다.