[분석] LNG 직수입 확대에 따른 가격 인상 등 부작용 우려

‘국가 천연가스산업 발전방향’ 보고서 발표

 

오는 2022년부터 시행되는 한국가스공사 천연가스 개별요금제를 앞두고 최근 평균요금제와 발전사 직수입 제도와의 공존 문제가 천연가스업계의 최대 화두로 떠오르고 있다.

공공운수노조 한국가스공사지부는 최근 ‘국민에너지 천연가스 공공성 확보를 위한 국가 천연가스산업 발전방향 보고서’를 통해 “직수입 확대는 서민가스요금을 인상시키고 직수입자 초과이윤을 보장하는 구조를 만들 것”이라고 지적했다. 특히 국가 천연가스 수급 불안 가중과 함께 저렴한 LNG가 직수입 물량으로 도입될수록 기존 평균요금제 사용자의 요금인하 기회 상실 및 산업용 물량까지 직수입이 가속화돼 천연가스 경쟁도입의 최종 목표로 제시되는 ‘저가 LNG 도입 유인 발생 및 소비자요금 인하’는 요원할 것이라는 분석을 내놨다.

이에 이번 보고서를 통해 개별요금제와 평균요금제 하에서 천연가스 직수입 확대가 가스 및 전력 산업에 미치는 영향을 살펴보기로 한다.

 

국제 LNG 시장변화에 따른 평균요금제 가격 변화

 

국제 LNG 시장은 수요와 공급의 변화에 따라 시장불균형이 지속돼 공급과잉 상태인 구매자 우위시장과 공급부족 상태인 판매자 우위시장이 반복되는 양상을 보이고 있다.

구매자 우위의 저가시장에서 가스공사의 평균 도입가격은 과거에 계약된 고가 물량을 포함하기 때문에 시장가격 변화보다 완만하게 하락해 필연적으로 현재의 시장가격보다 높게 나타난다. 또한 LNG 시장이 판매자 우위로 전환될 때는 완만하게 가격이 상승해 시장가격보다 가스공사 평균도입가격이 낮아진다. 이에 천연가스 수입가격은 개별 회사의 역량이나 국내 회사 간 경쟁보다는 수입결정 시점의 국제 LNG 시장 상황에 크게 좌우한다는 분석이다.

실제 국제 LNG 시장변화에 따른 평균요금제 가격변화는 구매자 우위시장인 2009~2010년에 가격이 8.0~10.0% 하락했고 판매자 우위 시장인 2011~2013년엔 14% ~15% 상승, 구매자 우위시장인 2014년부터 현재까지는 12% 전후로 가격이 하락했다.

 

평균요금제와 직수입 공존 상황의 구조적 문제점

 

가스공사는 장기 천연가스수급계획에 따라 고가시장인 판매자 우위시장에서는 수급에 필수적인 최소한의 도입계약만을 체결하고 저가시장인 구매자 우위시장에서 주로 도입계약을 결정짓도록 조정해 왔다.

직수입이 허용된 이후 직수입자는 신규 수요 발생 시 국제 LNG 시장 상황에 따라 유리한 경우(LNG 가격이 낮은 구매자 우위 시장)에만 직수입을 추진하고, 불리한 경우(LNG 가격이 높은 판매자 우위 시장) 가스공사로부터 LNG를 공급받는 양상을 보이고 있다.

가스공사는 국가적 수급관리책임에 따라 주로 직수입이 감소하는 고가시장에서 공백물량에 대한 구매 계약을 체결해 가스공사 기존 평균요금 물량의 가격 경쟁력이 하락했다. 특히 개별 기업의 직수입 의사결정이 지연되거나 직수입 추진 도중에 직수입을 포기하는 경우 가스공사는 불리한 시장 상황 및 협상 여건에서 해당 물량을 확보할 수밖에 없어 수입가격 상승이 초래되는 문제가 있다.

평균요금제는 발전사에 대한 공정한 경쟁구조 등 형평성 문제가 제기돼 왔다. 평균요금제는 국제 LNG 시황에 관계없이 LNG 도입계약을 체결하고 이윤 추가 없이 도입 평균가격으로 모든 소비자에게 천연가스를 공급하는 제도다. 여러 국가로부터 각기 다른 금액으로 천연가스를 들여왔을 때 국가별 평균 요금에 마진을 붙여 최종 공급액을 정하는 방식이다.

하지만 평균요금제는 LNG 가격에 즉각적으로 반응하기 어렵고 최근 코로나19 사태 등 다양한 변수에 빠르게 대응하기 힘든 단점이 있다.

정부의 에너지 전환 정책 등으로 천연가스 수요 증가가 예상되자 국내 발전사들의 천연가스 직수입 계획을 세웠다. 이에 따라 가스공사의 통합적인 수급관리와 발전사 간의 공정한 경쟁구조 문제와 함께 평균요금제를 적용받는 발전사와 직수입자와의 형평성 문제 등이 제기된다.

이번 보고서에서는 평균요금제와 직수입 공존은 장기 LNG 국제 시황에 따른 직수입자의 기회주의적 장기계약 체결 등의 문제와 단기 LNG 국제 시황에 따른 직수입자의 일회성(스팟) LNG 물량 도입 등의 구조적인 문제를 안고 있다고 분석하고 있다.

이러한 공존체제로 경쟁도입의 최종 목표로 제시되는 ‘저가 LNG 도입 유인 발생 및 소비자요금 인하’는 국내외 가스산업 특수성을 고려할 경우 ‘서민 가스요금을 인상시키고 직수입자 초과이윤을 보장’하는 구조로 전락한다는 지적이다.

 

직수입 2025년 1,000만톤 상회 예상

 

국내 LNG 직수입량은 2005년 33만톤(전체 수입의 1.4%)에서 2019년 약 730만톤(17.8%)으로 증가했다. 직수입자 수는 2005년 2개소(발전, 산업용 각1개소)에서 2019년 11개소로 늘었다. 특히 기존 직수입자의 계열업체 중심으로 수입 물량이 증가하고 있으며 가스공사 대비 상대적으로 스팟 물량 구입 비중이 높은 편이다.

2019년에는 포스코가 83만톤, 포스코에너지 51만톤, SK계열의 SK E&S, 위례, 파주 등이 총 290만톤, GS계열의 GS칼텍스와 GS EPS, GS파워 등이 167만톤, 중부발전이 41만톤, S-Oil이 78만톤, 신평택 발전이 20만톤 등 총 730만톤이 직수입됐다.

산업부에 따르면 직수입 의향물량은 발전용과 산업용이 2023년 각각 653만톤, 260만톤으로 총 913만톤, 2025년 826만톤, 261만톤으로 1,087만톤, 2027년 819만톤, 261만톤으로 1,080만톤, 2029년 823만톤, 260만 톤으로 총 1,083만톤에 달할 것으로 전망되고 있다.

이에 따라 가스공사의 도입규모가 축소되면서 국민에너지인 천연가스의 보편적 서비스 기능약화가 예상되며, 정부는 시장주의 원칙으로 현 상황을 방관하고 있는 등 공적 역할에 대한 정책의지가 부재하다는 지적이다.

 

가스시장, 수요자간 형평성 문제 발생

 

보고서는 수급관리 측면에서 정부의 탈원전·친환경정책에 따라 신규 LNG 발전용량은 증가하는 반면 LNG 발전량 비중이 감소하기 때문에 직수입사의 발전량 증가 시 국가 천연가스 수급 불안은 가중될 것으로 전망하고 있다.

특히 LNG 발전량 비중(%) 하락 및 증가된 직수입자간 경쟁 심화로 전력시장 불확실성이 증가할 것으로 예상하고 있다. 발전사의 경우 자사 발전소 이용률 하락에 따른 TOP(Take Or Pay) 우려 등으로 스팟물량 의존도는 더욱 확대될 것으로 전망된다.

이에 따라 동절기 이상 한파 등 스팟물량 필요 시 중국, 일본 등 주변국 동시 구매로 스팟 가격 상승과 수급물량 부족 초래가 우려된다. 실제로 국가 수급책임(비축의무)이 없는 직수입사의 스팟물량 비중은 2017년 기준 40% 수준으로 가스공사의 10% 대비 매우 높으며 글로벌 평균인 18%와 비교해도 두 배 이상 차이가 나고 있다.

이와 함께 가스공사가 장기도입계약을 체결한 이후 예상치 못한 직수입 의향이 실행되는 경우 기존 계약물량의 처리문제도 발생한다. 특히 단기 시황에 의존해 직수입 여부나 규모 결정시 국가 차원의 장·중·단기 및 도입선 등 최적의 포트폴리오 구성이 곤란하다는 분석이다. 또한 원전 불시 정지, 신재생에너지 보급률 변화, 직수입자의 선택적 발전소 가동 등으로 수급 불확실성이 증대하면서 가스공사 수급책임으로 도입가격이 상승할 것이란 우려도 제기했다.

요금 측면에서 보면 원료비의 경우 천연가스 수요자간 형평성 문제가 발생할 것이라는 지적이다. 저렴한 LNG가 직수입물량으로 도입될수록 기존 평균요금제 사용자의 요금인하 기회 상실 및 산업용 물량까지 직수입 가속화도 예상된다.

이러한 상황에서 보고서는 향후 국제 LNG시장 악화로 직수입 예정자의 직수입 포기 및 물량부족시 가스공사의 추가도입으로 도시가스 요금 인상 및 국민 부담이 증가될 것이라고 분석이다.

이밖에도 공급비와 관련해서는 신규 발전용 수요가 직수입으로 이탈할 경우 2022~2031년 가스공사 공급비용은 1조 1,706억원 이상 증가될 전망이다. 연관 산업 부양 측면에서도 LNG 구매력 분산으로 도입과 연계한 지분참여, 국적선 건조 및 운영 등 전후방 산업 육성 및 국가 경제 활성화 기회가 축소될 것으로 우려한다. 구매력 집중으로 FOB 계약 체결 시 국적선 건조로 1척당 약 2,410억원 투자 및 연관 산업 매출이 발생하고 일자리 2,011개 창출 효과가 기대된다. 하지만 현행 직수입은 발전기별로 소규모 물량(10만∼50만) 구매로 국적선 발주 가능물량(FOB)인 약 100만톤/년 (호주 물량, 선박174K 기준)에 못미쳐 국적선 발주도 불가능하다.

 

전력시장, SMP 인하보다 불공평한 초과이윤 부작용

 

보고서는 전력수급 측면에서도 LNG 재고 보유의무가 없고 스팟 의존도가 높은 직수입 비중이 증가함에 따라 전력부문의 발전기 전력 수급불안에 대한 대응능력 저하도 우려하고 있다. 또한 스팟 가격이 비쌀 경우 전력 수급상황과 관계없이 스팟 구매를 포기해 전력수급 안정성도 약화될 것이란 분석이다.

발전 가격(SMP) 측면에서는 직수입으로 인한 전기요금 인하 효과는 다소 존재하나 평균요금제 발전기의 연중 SMP 결정비율(74.5%) 고려 시 인하 효과는 제한적이란 지적이다. 아울러 기회주의적 직수입제는 SMP인하보다 불공평한 초과이윤 부작용이 더 크다는 주장이다.

보고서에 따르면 구매자우위시장 시황에서 가스공사가 스팟물량 등을 구매할 수 없는 구조적인 불공정 환경에서 국민 전기요금 인하효과는 제한적이다. 더불어 직수입 발전사의 설비용량은 국가 전체 LNG 발전기 중 11%에 불과함에도 평균요금제 적용 발전사 보다 매우 높은 수익이 발생한다는 분석이다. 실제로 2017년의 경우 47개 평균요금 적용 발전기 대비 6개 직수입 발전기의 수익은 약 17배 수준으로 구조적 초과이윤은 매우 심각한 수준이다.

이밖에도 보고서는 저가 LNG 직수입 증가에 따라 가스공사로부터 평균요금제로 천연가스를 조달하는 사업자는 SMP 하락, 설비 이용률 하락 이중고로 경영 상황이 더욱 악화될 것으로 전망하고 있다.

 

개별요금제, 직수입사와 가스공사 공급발전사간 공정 경쟁유도

 

이번 보고서는 직수입 확대와 평균요금제로 발생하는 부작용을 최소화하기 위한 방안으로 개별요금제도를 제시했다.

개별요금제도는 현행 가스공사의 평균요금제와 달리 개별 수입계약으로 LNG를 공급하고 각각의 가격·조건을 바탕으로 요금을 산정·부과하는 제도다.

보고서에 따르면 개별요금제는 민간 직수입사와 달리 천연가스 도입 원료비에 이윤을 포함하지 않고 발전사에 공급비만 적용한 원가로 공급하며 물량 및 설비용량 과부족 해소 등 수급관리 서비스를 포괄적으로 제공할 수 있다. 또한 개별요금제는 국민의 가스요금으로 건설된 5개 저장시설을 이용한다. 따라서 시설이용요금 인상 억제 효과도 있는 것으로 분석하고 있다.

다만 개별요금제는 가스공사가 수행하는 직수입제도이기 때문에 개별요금제 발전사는 도입계약물량에 대한 책임만 존재하기 때문에 유사 시 우려되는 수급불균형 발생에 대한 대비책 마련이 필요하다고 보고 있다.

이와 함께 평균요금제 적용 발전사의 계약이 종료되는 2041년 이후 개별요금제와 직수입발전사만 남을 경우 발생할 수 있는 국가적 수급위기에 대한 대비책 마련도 필요하다는 주장이다. 아울러 현재의 국제 LNG 시장 상황을 활용한 가스공사의 개별요금제 수익이 계약 발전사에게만 돌아가는 것에 대한 보완책과 함께 평균요금제 물량 내 저가 LNG 유입 차단에 대한 대책 마련도 필요하다는 분석이다.