천연가스 도입단가

한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 103 특집 본 연구는 세계 천연가스 시장의 변화 및 한국의 천연가스 산업의 구조변화 속에서 향후 천연가스 수급문제의 다양한 시나리오를 분석하여, 사회적으로 최적의 대안을 도출하고자 한다. 첫 번째 시나리오는 현재 직도입 허용물량을 유지하는 경우다. 두 번째 시나리오는 자가 직도입 계획을 추가 허용하는 경우다. 세 번째 시나리오는 발전사의 추가 직도 입만 허용하는 경우다. 네 번째는 도입자유화를 극단적으로 시행하여 자가용 뿐 아니 라 일반 소매용까지 허용하는 경우를 고려해 보았다. 마지막으로는 현행의 직도입 수준 조차도 다시 KOGAS로 환원시키는 시나리오의 효과다. 이러한 시나리오별 분석 의 결과 현재의 직도입 물량을 확대하면 할수록 사회적 비용은 커지면서 편익의 효과 는 줄어드는 반면, 직도입을 중단하고 도입권을 통합하는 것이 사회적 비용을 최소화 할 수 있는 방안으로 분석되었다. 수급정책을 원활히 하기 위해서는 직도입 정책을 중단하고 도입사업자를 단일화하 여 단일 도입자로 하여금 중·장기적 수급을 책임지게 해야 한다. 다만 공급 측면 만으 로는 천연가스 산업의 수급문제를 근본적으로 해결할 수 없기 때문에 가스가격정책 과 수요관리정책을 포함한 장기적인 에너지 사용효율화 정책이 필수적으로 동반되어 야 한다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 안현효 (대구대학교 사회교육학부, 경제학) 주요 용어: LNG 수요, 가스 수급의 시나리오 분석, 자가 소비용 직도입, 발전용 직도입, 도시가스용 직도입, 도입단일화 1. 서론 1999년 시작한 가스산업 구조개편 계획이 진통 끝에 2005년 직도입(신규 104 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 진입) 정책으로 전환되어 현재는 연간 115만 톤의 물량이 한국가스공사(이 하, KOGAS)가 아닌 민간기업에 의해 직도입되고 있다.1) 우리나라에서 천연 가스는 자체 생산되지 않으므로 천연가스 산업의 생산 부문은 결국 도입(향 후에는 개발 사업도 이에 속할 수 있다)의 문제다. 그런데 미리 판매를 예상하 고 개발하는 천연가스 산업의 특성상 수요와 공급의 수량조절은 매우 중요 한 과제가 된다. 우리나라에서 최초의 천연가스 사업을 시작한 이래 수급 조절을 KOGAS가 맡아서 진행하고 있었는데, 1999년부터 진행된 천연가스 산업 구조개편으로 인해 이러한 시스템이 흔들리기 시작했다. 특히 천연가스시장 중에서도 한국이 주요 구매자인 아시아 천연가스시장 은 1990년대 말부터 구매자 우위의 시장(buyer’s market)으로 바뀌면서 현물 가격과 새로운 계약가격이 저하하였고 이로 인해 KOGAS가 가진 도입독점 권에 대한 도전이 시작되었다. 그 결과가 자가 수요자를 중심으로 한 직도 입의 허용과 도입독점의 부분 해제다. 그러나 2005년부터 다시 돌아온 판매 자 시장(seller’s market)에서 직도입의 유지와 확대는 국내 천연가스 수급 문 제를 야기하지 않을까 우려된다. 천연가스 산업 구조개편을 논의하던 당시 에는, 기존 KOGAS가 맺은 장기공급계약의 경직적 공급 조건을 전제할 때 직도입이 국내 가스의 공급과잉 문제를 야기할 것이 우려되었는데(홍장표, 2004), 이제 오히려 공급 부족과 천연가스 가격의 상승을 우려하게 된 것이 다. 결국 천연가스 산업의 도입 부문에 대한 민간 기업의 진출은 향후 한국 의 천연가스 산업의 발전과 안정적 공급 및 공익성의 확보에 큰 변수가 될 수 있다. 본 연구는 천연가스 산업 구조개편의 수급문제에 대한 여러 가능한 시나 리오를 설정하여, 어떠한 시나리오가 사회적으로 최적인가의 문제를 검토 하고자 한다. 먼저 2절에서는 수급문제의 쟁점을 장기 가스수요예측 및 현 재까지 확보된 장기공급계약과 관련하여 논의한다. 3절에서는 향후 필요한 1) 1999년부터의 가스산업 구조개편 과정에 대한 자세한 설명은 안현효(2004)를 참조. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 105 가스도입 수요를 어떻게 해결할 것인가에 대한 다양한 시나리오를 분석하 고자 한다. 4절에서는 앞의 시나리오 분석 결과를 바탕으로 우리나라 천연 가스 산업에 필요한 물량의 대안적 도입 정책을 제시한다. 2. 천연가스 수요 예측과 공급 상황 분석 최근 진행되고 있는 유가 급등과 같은 에너지 위기의 상황에서 한국의 천연 가스 부문이 예측되는 수요를 잘 충족시킬 수 있을 것인가에 대한 우 려가 높아지고 있다. 천연가스 수급전망에서 전제조건으로 고려되어야 할 것은 우리나라 가스시장의 특성이다. 이는 경직적 장기도입계약을 중심으 로 하는 공급측면과 도시가스의 높은 비중으로 인한 높은 TDR, 즉 동고하 저(東高夏低)의 높은 계절적 편차라는 수요측면의 특성으로 구성된다.2) 첫째, 천연가스는 개발 기간과 비용의 경직성으로 말미암아 안정적인 판 매계약을 체결한 후 개발하는 특성을 가지고 있다. KOGAS 역시 국내 천연 가스 산업을 시작할 때 경직적인 장기도입계약을 통해 천연가스를 도입했 다. KOGAS는 1986년 처음으로 인도네시아 Arun Ⅲ 도입 이후 2000년까지 우리나라는 20년 이상의 장기 물량을 TOP(Take or Pay)계약과 연중균등인 수 조건으로 도입했다. 2003년부터는 중기계약이 시도되었다. 지속적인 수 요 증가에 따른 부족물량 확보와 계절별 수요격차 문제에 대응하기 위한 것으로, 2003년 말레이시아 MLANG III와 연간 200만 톤(동절기 80%: 하절 기 20%), 호주 NWS와 연간 50만 톤(동절기 100%)의 중기 계약을 체결하여 균등 인수계약과 달리 동하절기 차등 공급계약을 체결함으로써 우리나라의 수요패턴에 부합하는 물량의 공급을 시도하고 있다. 에서 제시되었 듯이 장·중·단기 계약을 막론하고 계약기간, 인도조건, 인도물량이 계약 내 2) TDR은 Turn Down Ratio의 약자로, 에너지 최고 판매월의 공급량합계 ÷ 최저 판매월의 공급량합계로 계산한다. 106 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 도입국 계약명 계약기간 인도 조건 연간계약물량 유가 연동 비율 물량 인수 도입단가 ($/mmbtu,) 계약 종류 인도네시아 Arun Ⅲ 1986-2007 Ex-Ship 230만 톤 91% 5:5 4.82 장기 Korea Ⅱ 1994-2014 FOB 200만 톤 91% 5:5 4.42 장기 Badak Ⅴ 1998-2017 FOB 100만 톤 88% 5:5 4.68 장기 말레이시아 MLNG Ⅱ 1995-2015 FOB 200만 톤 87% 5:5 4.59 장기 MLNG Ⅲ 2003-2010 Ex-Ship 150+옵션 50만 톤 87% 8:2 4.32 중기 브루나이 BLNG 1997-2013 Ex-Ship 70만 톤 87% 5:5 4.57 장기 카타르 Ras Laffan 1999-2024 FOB 492만 톤 87% 5:5 4.46 장기 오만 OLNG 2000-2024 FOB 406만 톤 87% 5:5 4.52 장기 호주 NWS 2003-2010 Ex-Ship 50만 톤 64% 10:0 4.15 중기 카타르 Ras Gas 2004~2008 Ex-Ship 96만 톤 41% - 4.20 단기 말레이시아 MLNG III 2004~2008 Ex-Ship 71만 톤 29% - 4.07 단기 말레이시아 MLNG II 2005~2008 Ex-Ship 40만 톤 87% - 4.32 단기 말레이시아 MLNG III 2008~2028 Ex-Ship 150+50만 톤 29% 7:3 4.08 장기 러시아 Sakhalin II 2008~2028 FOB 150만 톤 29% 7:3 3.54 장기 예멘 YLNG 2008~2028 FOB 200만 톤 29% 5:5 3.02 장기 주: 도입단가는 유가 $25기준. KOGAS의 LNG 도입계약현황(장·중·단기) 에 포함되어 운영되고 있다. 다만 가격은 유가에 연동되어 있으나 계약별로 상한이 다르다. 또한 최근에 들어서는 단기계약을 이용한 유연한 계약과 장 기계약 내에서도 계절적 차등도입을 시도하고 있는데 이러한 도입 유연성 은 모두 도입가격계약에 반영되어 비용 상승을 초래한다는 점이 고려되어 야 한다. 둘째, 가스의 수요는 대체로 가정용, 산업용, 발전용 도시가스로 구분되 는데, 이 중 계절적 격차를 유발하는 수요 요소는 가정용 도시가스다. 도시 가스는 높은 TDR(약 9~11)로 계절 간 격차가 크지만 연간 증가율에 대해서 는 비교적 안정적 예측이 가능하다. 이는 경제성장률과 가스수요의 소득탄 력성을 추정하여 예측한다. 가장 안정적인 수요처는 산업용 도시가스의 수 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 107 급예측이다. 마지막으로 발전용 도시가스는 2001년 이전에는 동저하고(東 低夏高)로 수급조절자(swing consumer) 역할을 수행하여 사실상 수급안정장 치 역할을 했지만, 2001년 이후 동고하저 현상이 나타나 TDR을 악화시키 고 있다. 발전용 도시가스가 가스의 수요패턴 악화를 초래한 것은 전력산업 구조 개편과 밀접한 연관이 있다. 1986년 천연가스 사업을 시작할 때는 도시가스 를 제외한 남는 물량을 수급조절자(swing consumer)로서 한전이 가스발전으 로 전량 소화하였다. 그런데 전력산업 구조개편으로 한전에서 발전사가 분 할되었고 발전사간 경쟁으로 발전자회사의 수급 기능이 크게 약화된 것이 다. 전력산업 구조개편 이후 비용중심의 경제급전(CBP) 체제로 전력시장이 운영됨에 따라 가스발전 자체가 비용으로 간주되며 전력가격(SMP)의 결정 요인이 되므로 원료로서의 가스의 가격은 발전사업자의 이익에 직결된다. 특히 유가인상은 이러한 조건 하에서 발전용 가스의 수요 급증으로 이어졌 다.3) 1) 수급전망(정부추산) 정부는 천연가스의 원활한 수급을 위해 매 2년마다 수급계획을 작성하여 이에 기초하여 LNG 공급장기계약 계획을 수립하고 있다. 제6차(2002년), 제 3) 물론 가스발전사업자의 가스 수급조절자(swing consumer) 역할이 변화하였다고 하지만 가스 공급의 경직성을 감안하면 완전히 그 역할을 버릴 수는 없을 것이 다. 따라서 발전용 가스 매매계약서에는 ‘기본계획의 변경 시 발전회사가 전력 수급 상 손실이 발생된다거나 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부족 사태 초래가 예상되는 등의 불가피한 경우를 제외하고는 양사는 기본수급계획의 변 경에 협조해야 한다’라고 되어 있어 최종적으로는 잉여의 가스 또는 모자라는 가스는 발전사에서 책임지도록 되어 있기는 하다. 보다 구체적으로는 약정물량 의 허용편차가 과거 ±3%에서 ±10%로 확대되어 발전사의 재량권이 보장된 반면, KOGAS의 수급부담을 해소하기 위해 발전회사들은 그룹 수준에서 수급 균형을 달성하는 총괄 약정제를 운용한다. 단, 개별발전사의 가스재판매는 불 허한다(산업자원부, 2005: 55, 195). 108 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 7차(2004년), 제8차(2006년) 장기천연가스 수급계획을 통해 수요예측을 하고 이에 따라 장기 및 중·단기 계약 및 정책방향을 정하고 있는 것이다(산업자 원부, 2006). 그런데 1987년부터 2007년까지의 실제 수요와 2002년 이후의 장기수급 계획을 비교한 결과 장기수급계획이 체계적으로 과소평가되고 있음을 알 수 있다. 이는 전력산업 구조개편으로 가스발전이 매우 불규칙적이면서 전 체적으로 예상 외 의 높은 수요를 보여주기 때문으로 판단된다.4) 결국 이는 전력구조개편과 관련된 가스수요 예측의 실패를 의미한다. 전 력구조개편으로 발전용 가스수요가 예상치를 넘어 급증하였으나, 실제 수 요예측에서는 이를 반영하지 못하는 잘못을 범했던 것이다. 수요예측에서 이를 반영하여 계속 수정하였지만 예상치를 초과하는 경향이 계속 나타났 다. 한편 도시가스의 경우, 가정용과 산업용으로 나눠지는데, 가정용은 계절 적 부하차이는 크나 연간증가율은 매우 안정적이다. 그러므로 장기수급 계 획상에서 가정용의 계절적 차이는 이미 반영된 반면, 연간 성장률은 예측가 능하다. 은 6차, 7차, 8차 장기 천연가스 수급계획 상의 수요예측을 실 제의 발전량과 비교한 것이다. 실제의 발전 수요는 2002년의 6차 예측치과 2004년의 7차 예측치가 모두 과소예측하게 한 원인이었고, 장기수급계획의 수용예측의 오류가 주로 발전용 가스 수요에 대한 예측 오류에서 발생했음 을 보여준다. 가스공사는 2004년 12월에 확정 발표된 ‘제2차 전력수급 기본계획’이 반 영된 ‘제7차 장기 천연가스 수급계획’을 기준으로 2009년까지의 필요물량 4) 전력산업구조개편의 결과 발전원 구성에서는 석탄과 원자력이 증가하였는데, 발전용 가스수요도 예상 외로 증가하였다. 그 이유는 유가가 상승하여 첨두부 하를 담당하는 석유와 가스 중 석유의 비중이 줄고, 가스의 비중이 늘었기 때문 이다. 특히 유가 상승의 조건 하에서는 가스가격이 석유가격에 연동되어 있다 할지라도, 시차(time lag)가 있기 때문에 벙커C 유보다 가스발전이 더 유리할 수 있다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 109 6차, 7차, 8차 장기천연가스 수급계획과 실제 수요의 차이 구분 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 제7차 수급계획 8.08 8.57 7.69 6.65 7.35 6.99 5.87 5.93 6.01 6.55 중기수요 재전망 9.45 9.90 9.45 8.62 9.13 8.83 7.45 7.71 7.80 8.30 증감 1.37 1.33 1.76 1.97 1.78 1.84 1.58 1.78 1.79 1.75 발전용 중기수요 재전망 (단위: 백만 톤) 을 확보하였다. 그러나 실제로는 발전용 수요의 증가로 인하여 2009년까지 ‘제7차 장기 천연가스 수급계획’대비 연간 130~200만 톤 규모의 부족물량 이 발생하였다. 발전사업자의 천연가스 소비량은 2004년 822만 톤, 2005년 854만 톤으로 ‘제2차 전력수급기본계획’에서 제시한 수준에서 각각 132만 톤 및 155만 톤을 초과하여 그 초과분은 2년간 287만 톤에 육박하였다. 이 는 가스공사가 2004~2005년, 2년간 추가로 도입한 362만 톤의 현물(Spot cargo)의 80% 수준에 육박하는 것으로 발전부문에서 야기한 불확실성의 실 체를 보여준다. 설상가상으로 2005년부터 국제 LNG시장이 공급여력 제약(대외적)으로 산업자원부(2006)에서 필자 계산. 110 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 판매자 시장으로 변화하여 수급불안을 걱정해야 할 처지가 되었다. 세계는 지금 에너지자원의 확보를 위한 전쟁 중에 있으며, LNG시장에서도 수입국 들이 장기 안정적인 공급원의 확보에 사활을 걸고 각축 증이다. 2) 장기계약 현황과 수급계획(공급 측) 이제 8차 수요예측의 불확실성을 차치하고서라도 8차 수요예측에 대한 대비는 얼마나 되어 있는지를 보자. 는 장기계약 현황과 미약정 물량을 비교한 것인데, 장기계약을 반영하여 수요예측과 대비하면, 뒤로 갈 수록 계약물량이 줄어들어 수급격차가 커지고 있다.5) 그런데 이러한 수급 차이는 오래전부터 예고된 것이다. 주요한 원인으로 들 수 있는 것은 천연가스 산업구조개편 기본계획(1999.11)이다. 정부는 “도 입·도매부문 3분할 민영화”라는 구조개편 계획에 따라 차후 민간 사업자가 도입할 수 있는 물량은 남겨 놓아야 한다는 방침을 세워 장기도입계약을 제약했다. 그리하여 NWS-광동 및 탕구-후지안 등의 계약사례와 같이 국제 LNG시장이 전례 없이 구매자에게 유리하였던 2000~2004년 기간에 가스 공사는 단 한건의 신규 장기계약도 체결하지 못했다. 정부는 2010년까지 필요물량을 중기계약으로 확보하고 추가 부족물량은 단기계약과 현물(SPOT)로 대응하게 하여, 2003년 연간 250만 톤을 중기계 약(2003~2010년)으로 도입하도록 결정 (MLNG II 200만 톤, NWS 50만 톤) 하고, 2004년 11월 물량부족이 추가적으로 예상되자 RasGas 387만 톤, MLNG III 280만 톤 및 MLNG II 114만 톤으로 구성된 총 781만에 대해 또 다시 단기계약(2004~2008년)으로 승인하였다. 그러나 단기계약까지 포 함해도 부족물량이 발생함으로써 2004년 231만 톤 및 2005년 131만 톤의 추가물량을 현물 시장에서 조달해야 하는 사태가 발생하였다. 결국 부족물 5) UGSS 통합가스공급시스템(2007.9.)을 통해 러시아의 가스포름과 KOGAS가 도 입에 대해 논의하고 있으나 이는 물량과 시기가 미확정이다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 111 수요 예측량과 계약량의 차이 량의 지속적인 누적으로 인해 정부는 천연가스 산업 구조개편을 이유로 미 루어 왔던 장기계약을 2005년에 가서야 승인하게 되었으나 2005년에는 이 미 국제 가스 시장이 판매자 시장으로 전환되어 장기도입계약의 기회를 실 기(失機)하였던 것이다. 3. 수급시나리오 분석 2005년 이전까지만 해도 구매자 우위의 시장이어서 천연가스 도입가격 이 떨어지는 추세였다. 그러나 북미, 영국, 신흥시장(중국, 인도 등)에서의 신 규수요 발생으로 2005년 말 판매자 시장으로 전환되어 2015~2017년경까 지 판매자 우위 시장이 예상되고 있다. 직도입 논의가 시작된 배경은 구매자 우위의 시장이 형성되어 수요상황이 우량한(낮은 TDR, 연간 예측가능하고 안정적인 소비량) 산업용 도시가스 소비 자(기업)의 경우 직도입시 KOGAS에서 받는 가격보다 더 낮은 비용으로 가스 산업자원부(2006)에서 필자 계산. 112 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 를 사용할 수 있게 된 것에 있었다. 당시의 수혜기업은 POSCO인데, K-Power 가 발전사로서 함께 직도입을 허용 받았으므로 낮은 원가로 인한 이익이 증대했고 이에 자극받은 다른 발전사들이 직도입을 검토하게 되었다. 2004년 당시에는 직도입을 허용할 경우 수요량보다 더 많은 공급량이 우 려된 상황이었다. 또 당시에는 PNG 도입계획으로 인해 연간 700만 톤 물량 의 고정적 공급이 예상된 상황이어서 공급초과 현상이 우려되었다(홍장표, 2004 참조). 하지만 2006년부터 천연가스 시장이 판매자 시장으로 다시 전 환됨으로써 직도입시 예상된 혜택으로서 간주된, KOGAS보다 더 낮은 도입 가격의 가능성이 사라지게 된다. 그 한 예로서 GS는 2004년 7월 승인받은 직도입 물량의 직도입 계약을 포기하고 KOGAS에서 구입하기로 결정하였 다. 또 다른 예로서는 정부의 도입경쟁 정책으로 2005년 한전 4개 발전회사 가 LNG 도입경쟁(2008년부터 연간 500만 톤)에 참여하였으나, KOGAS가 제 출한 3개 프로젝트가 가격과 조건 면에서 우수하여 KOGAS의 계약이 최종 선정(말레이시아 MLNG사: 150만 톤/년, 사할린 에너지사: 150만 톤/년, 예멘 YLNG사: 200만 톤/년)되었던 것이다. 3절에서는 이런 배경적 조건 하에서 향후 필요한 가스 수요를 어떻게 충 족시키는가에 대한 다양한 시나리오별 논의를 정리해 보기로 하겠다. 첫 번 째 시나리오는 현재 직도입 허용물량을 유지하는 경우다. 두 번째 시나리오 는 민간 사업자와 발전자회사 등의 자가 직도입 계획을 추가 허용하는 경우 다. 두 번째 시나리오는 현행의 자가 직도입 신고제 전환에 따르면 가장 현 체제에 가까운 시나리오라 할 수 있다(단, 분석의 정확성을 위해 허용된 후 도입에 실패한 실제 사례만을 대상으로 하였다). 세 번째 시나리오는 발전사의 추가 직도입만 허용하는 경우다. 네 번째는 도입자유화를 극단적으로 시행 하여 자가용 뿐 아니라 일반 소매용까지 허용하는 경우를 고려해 보았다. 마지막으로는 현행의 직도입 수준조차도 다시 KOGAS로 환원시키는 시나 리오다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 113 1) 시나리오 1 (현행의 직도입만 유지): 사회적 편익의 사적 잉여로 귀속 첫 번째 시나리오는 현행의 직도입을 유지하는 시나리오다. 정부의 직도 입 근거는 최종소비자의 편익 증진이다. 경쟁 도입 자체는 정책적 수단에 불과하며 정책의 최종적 목표는 산업의 효율성 향상과 사회적 편익의 증대 라고 할 수 있다. 2003년 POSCO와 K-Power는 각각 연간 50만 톤 및 60만 톤의 LNG를 자가소비용이라는 명목으로 의 조건으로 2005년부터 직도입하였는데, 이는 유가 배럴당 60불을 기준으로 볼 때 연간 약 3,000억 원, 20년간 총 6조 원 이상의 이익 규모라 할 수 있다(에너지노동사회네트워 크, 2006, 47쪽). POSCO는 당시의 구매자 우위 시장에서 획득한 직도입권으로 낮은 가격 의 가스를 구입하여 기존 규제시장에서 구입하는 것보다 훨씬 큰 비용이득 을 얻었다. 그러나 이 사적 이익은 사회 전체 차원에서 보면 새로이 생긴 이익이 아니라 전체 천연가스 수요 중 우량한 수요처가 담보했던 비용(이것 은 결국 낮은 도시가스 가정용 가격의 원천이었다)을 이익으로 가져온 것에 불 과하다. 결국 이러한 이익이 POSCO와 K-Power에 귀속된 것은 사실이나, 사회적으로 볼 때 추가적인 사회적 편익이 증대된 것은 아니다. 그런데 위의 두 사례는 종종 민간도입이 공기업도입보다 더 우월한 사례, POSCO/SK의 도입협상력이 뛰어난 사례로 제시되곤 했다. 만약 그렇다면 객관적으로 도입 가격이 인하됨으로써 사회적 후생이 증대될 수도 있다. 발 전사와 산업용 수요자들은 직도입을 통해 도입경쟁이 시작되면 KOGAS 단 독으로 도입하는 경우와 비교하여 훨씬 싼 가격에 도입할 수 있다고 주장하 고 있으나, 이는 논란의 여지가 많아 엄밀한 검토를 거쳐야 한다. 이러한 주장은 KOGAS 장기계약의 협상력이 낮다는 사례로 KOGAS가 수행한 장 기계약 중 가장 높은 계약가격으로 카다르와 체결된 210만 톤을 들고 있다. 도입선 단일화는 구매력강화로 이어진다는 KOGAS의 주장이 실증적 근거 가 없다며, K-Power의 도입물량이 불과 60만 톤이지만 매우 싼 가격에 도입 했음을 주장하고 있다. 114 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 구분 KOGAS (한국) POSCO /SK(한국) 후지안계약 (중국) 광동계약 (중국)MLNGⅢ NWS 도입원료비($/MMBtu) 4.26 3.31 3.14 3.09 동/하절기 도입비율 80:20 100:0 50:50 (연중균등) 연중균등 연중균등 연간도입물량(만톤) 150~200 50 100~35 260 350 총도입물량(만톤) 1,050~ 1,400 350 2,000~ 2,700 6,500 7,000 계약기간 7년 7년 20년 25년 20년 지분참여 없음 없음 없음 12.5% (2억7천5백만$) 5% (3억2천만$) 기타 - - - - 매년 1 무상카고 -최저가격: 유가 15$ -상한가격: 유가 25$ LNG 도입계약 주요조건 비교 - 도입원료비는 기준유가 25$/BBL 적용 그런데 POSCO와 K-Power가 인도네시아의 탕구 프로젝트와 도입계약을 체결하였던 2003년은 국제 LNG시장이 구매자 우위의 시장으로 전환되어 구매자 우위가 최고조에 달하였던 시점이었다. 동일한 시기 LNG 계약사례 들을 보면 에서와 같이 중국의 광동 및 후지안 등도 사상 유례가 없이 저렴한 가격조건을 확보함으로써 POSCO와 K-Power의 사례가 직도입 의 효율성을 의미하는 것이 아니라 당시 시장 조건이었음을 알 수 있다. 이제 우리나라의 동 시대 계약 조건을 비교해보자. POSCO/SK와 KOGAS 중기계약을 비교하면 POSCO/SK가 22.3%(0.95$/MMBtu) 싼 것으로 보이지 만, 전자가 연중균등 도입조건(5:5 균등도입)이며, KOGAS의 중기도입 (MLNGIII, NWS)은 85:15의 동절기 중심 도입임을 감안하면 오히려 3% (0.1$)~15.7%(0.45$) 저렴한 것으로 분석할 수 있다.6) 6) FACTS(2003)에 의하면 7:3 도입 시 도입조건 악화로 균등도입에 비해 0.6~0.8$/MMBtu 상승하며, 이를 85:15에 적용하면 1.05~1.4$ 상승하는 것으 로 추정된다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 115 다음으로 발전회사에서 낮게 구입한 가스가격이 결과적으로 최종 소비자 후생의 증대에 기여하였는가? 이는 K-Power가 가스발전사로서 낮은 전기요 금을 제공하여야 가능하다. 그런데 모든 가스발전이 낮은 가격의 가스를 사 용한 것이 아니라, K-Power만 낮은 가격의 가스를 사용했기 때문에 가장 높은 가스발전 변동비가 전력도매가격을 결정하는 현행의 SMP 체제에서 가격인하로 귀결되지 않았을 뿐 아니라 가스발전 중에서도 공급의 상당한 부분을 잠식할 수 있었다. 2006년 2월 상업운전을 시작한 K-Power 광양복 합의 경우 상대적으로 낮은 원료비로 인하여 발전단가 측면에서 가격경쟁 력을 확보함으로써 경쟁적 발전시장에서 다른 발전사업자의 수요를 잠식하 여 연간 1,100~1,800억 원의 수익이 발생하였다. 이에 반하여 한전의 발전 자회사는 기존 천연가스 발전소의 가동률이 4.7% 정도 감소함으로써 연간 400~800억 원의 수익감소가 예상된다. 따라서 민간 발전사인 K-Power에 귀속된 수익은 전기요금의 인하와도 연계가 차단된 반면 형평성을 내세운 발전자회사의 직도입 욕구를 자극하는 요인으로 작용하게 된 것이다. 이와 같은 상황을 종합하면, POSCO/K-Power에 허용된 현재의 직도입은 결과적으로 사회적 이익이 사적 이익으로 전환된 것 외에, 그간 국내 천연 가스 산업의 안정적이며 효율적인 운영을 담보하여 온 공익적 투자의 결실 이 사적 잉여를 보전하는 모순을 넘어서 다시 직도입에 대한 유인을 제공하 는 악순환의 고리를 제공하는 비용을 초래하고 있다고 할 것이다. 2) 시나리오 2(자가소비용 직도입 추가): 수요예측의 실패로 인한 수급 불안정성과 현물구입 비용 상승 두 번째 시나리오는 현재 허용된 두 건의 직도입 외에 민간 사업자들의 추가적인 직도입 요청을 허용하는 시나리오다. 이 시나리오는 자가 직도입 이 허가에서 신고제로 변경됨으로써 현재의 체제에 가장 가깝다고 볼 수도 있다. 물론 현재도 정부가 자가 직도입을 규제할 수 있으나, 자가 직도입을 넓게 유권해석 하여 조건만 갖추면 승인하는 형편이기 때문이다. 116 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 구분 물량/연 용도 도입 시기 POSCO 55만 톤 광양 및 포항제철소 ‘05. 7월(확정) K-Power 60만 톤 여수 발전소 ‘06. 1월(확정) GS 3사 190만 톤 GS칼텍스(100), GS파워(50), GS EPS (40) ‘08년(인가) (2007년 90만 톤 포기) 대림산업 70만 톤 인천송도발전 ‘10년(의향) (2008년 현재 대부분 물량 포기) 한전 발전자회사 570만 톤 남부 300만 톤, 서부 120만 톤, 중부·동서 150만 톤 지역난방공사 80만 톤 산하 지역난방연료 포스코 50만 톤 POSCO 파워 GS 칼텍스 100만 톤 부곡복합 추가 증설 등 합계 1,175만 톤 * ‘10년 직도입 의향물량 : 870만 톤 출전: Deloitte(2005), 중장기 요금제도 연구용역보고서, 3쪽 직도입 참여자 및 물량 에서 알 수 있듯이 지금까지 제출된 직도입 예정 계획에 의하면 직도입 규모는 시간이 지날수록 증가하고 있다. 산업용 소비자의 안정적 소 비량을 근거로 하여 보다 좋은 조건에서 도입계약을 할 수 있으리라는 기대 로 KOGAS보다 낮은 가격의 도입계약을 추구하는 것이다. 그러나 판매자 우위의 시장으로 전환된 현 시점에서 직도입 사업자들은 신규 직도입을 포기하여 공급물량을 KOGAS가 책임지게 되었다. 우선 GS 3사는 190만 톤 중 90만 톤의 직도입을 포기하였고, 발전자회사는 2005년 의 도입경쟁에서 실패하여 KOGAS로부터 가스를 공급받게 되었으며, 다른 회사의 직도입 계획 역시 현재의 시장 조건으로 인해 이후 2010년 예정된 물량 대부분을 포기하였다. 그렇다면 2017년까지 현물 시장에서 부족분을 구매하여야 하고, 공급가격 상승으로 인한 천연가스 소매가격이 상승할 가 능성이 높다. 다른 한편 직도입 사업자들은 구매자 우위의 시장으로 회복되 는 2017년 시점에야 실제의 신규 직도입을 대거 시행할 것으로 예상된다.7) 7) 산업용 소비자인 현대그룹의 분석에 의하면 직도입의 적기는 가스시장 상황이 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 117 업체명 물량(연간) 2005 구매가격(A) 2007 구매가격(B) 차이 환산금액 GS파워 50만 톤 4.08U$ 10.48U$ 6.4U$ 165,440,000U$ GS EPS 40만 톤 4.08U$ 10.48U$ 6.4U$ 132,352,000U$ 계 90만 톤 297,792,000U$ ※ 구매가격은 유가 60U$ 기준(70U$가 되면 손실 금액은 더 증가하여 327,600,000U$가 된다). ※ 환산금액은 1Ton을 51.7MMbtu로 계산. 구매가격 가격비교(단위 : U$/MMbtu) 두 번째 시나리오로 인한 사회적 비용 편익 분석을 위해, 실제로 직도입 을 신청허가 받았으나 포기한 GS의 직도입 사례를 중심으로 구체적으로 그 비용을 살펴보기로 하자. GS는 2004년 7월 정부로부터 직도입을 허용받아 2008년 1월부터 물량을 도입하기로 계획되어 있었다. 그런데 GS는 국제 LNG 시장상황을 이유로 직도입 계획을 자의적으로 변경하여 향후 직도입을 허용 받은 사업자가 시 장상황에 따라 직도입 계획을 임의대로 변경할 수 있는 전례로 작용하고 있다. 국내 장기천연가스 수급전망을 고려할 때 기존 수요자용 물량 확보도 불확실한 상황에서 GS 2개사의 직도입 실패에 따른 추가 물량 확보는 연간 90만 톤이다. 이 물량은 현물시장에서 KOGAS가 구입해야 할 형편이다. 높아진 현물가로 구입해야 하는 비용을 계산하기 위해 만약 GS의 직도입 물량을 장기계약으로 구매할 경우를 상정해볼 수 있다. GS파워 및 EPS가 직도입을 허용 받은 2004년 당시에는 현재보다 훨씬 저렴한 가격으로 구매 가능한 시기였다. GS 2개사는 결국 적기 도입계약 추진기회를 상실하고 시 구매자에게 유리하게 되는 2017년이며 이전에는 준비기간으로 설정하고 있다. 현재 과거와 같은 직도입의 직접적 유인이 없는 상황에서도 민간기업(산업용 도시가스 소비자)의 직도입 요구가 지속되고 있는데, 이는 당장 직도입을 하려 는 것이 아니라 직도입 권리만 확보한 상태에서 직도입이 유리한 시기에 규제 소비자에서 이탈하려는 것이라고 해석할 수 있다. 118 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 장상황이 극도로 악화된 현 시점에 와서 가스공사로부터 물량공급을 요청 한 셈이다. 따라서 에서 보듯이 만약 2005년에 가스공사가 체결한 신규도입계약 500만 톤(2008년부터 도입예정)에 GS파워, GS EPS 물량까지 포함시켜 구매하였다면 현재보다 연간 약 2억 9,000만 달러(2,770억 원, ￦930/$ 기준) 가량의 도입가격을 절감할 수 있었을 것으로 추정된다. 위의 사례는 실제로 발생한 GS의 경우를 통해 사회적 비용 증가분을 계 산한 것이다. 그러나 GS 외에 승인된 직도입 물량을 고려하면 비용은 더 증가한다. 이를 전반적인 가스수급조절 실패로 인한 비용이라고 볼 수 있다. 왜냐하면 정부는 예정된 직도입 계획으로 인해 2000년부터 2003년까지 KOGAS의 장기계약을 승인하지 않았는데 이는 현재 시점에서 수급조정 실 패로 인한 초과수요와 초과수요 물량에 대해 현물 구입비용으로 나타나기 때문이다. 현재 승인된 직도입 기업들은 GS와 같이 당장 직도입 계약을 하 지 않고 있다. 따라서 결국 KOGAS에서 그 물량을 대신 구입해야 할 것이 다.8) 3) 시나리오 3(발전사의 직도입): 발전 가격하락은 도시가스(가정용)의 가격상승을 유발하며 발전 가격하락분이 도시가스 가격상승분보 다 작음. 두 번째 시나리오에서 실제로 수행한 비용 분석은 예정된 모든 직도입 물량(1,175만 톤)을 기업들이 실행하였을 경우의 미래 효과에 대한 비용분석 을 한 것이 아니라 GS의 미수행 분량인 90만 톤만 계산 한 것이다. 따라서 여기서는 신고 직도입 물량 1,175만 톤의 반을 넘는 570만 톤을 차지하는 발전사 직도입을 추가 실행하였을 경우를 분석하기로 하자.9) 발전사 들이 8) 직도입 전체 물량을 도입할 경우 초래되는 비용에 대해서는 직도입을 금지하는 다섯 번째 대안에서 기회비용의 관점에서 계산할 것이다. 9) 이 세 번째 시나리오는 2005년 해당 물량의 도입권을 KOGAS가 확보함으로써 현실화되지는 않았다. 하지만 향후의 시장 상황에 따라 새로이 제기될 수 있기 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 119 가스 직도입을 하려는 유인에 대해서는 첫 번째 시나리오의 K-Power와의 경쟁으로 설명되었다. 현재 한전의 발전자회사의 경우 수급조절(swing) 기능 이 약화되었다고 하나 여전히 공급제약의 상황 하에서는 공급규제의 대상 이므로 이에서 이탈하고자 하는 것이다.10) 여기서는 발전사들의 도입 경쟁력이 KOGAS의 도입 경쟁력보다 더 나은 가라는 문제를 검토할 필요가 있다. 만약 그렇다면 사회적 이득 전체는 증 가하는 효과가 있지만, 도입독점권하에서 KOGAS의 도입경쟁력이 더 유리 한지, 아니면 도입경쟁 하에서 민간회사의 도입경쟁력이 더 유리한지는 검 증이 필요한 주장이다. 사실 발전회사가 직도입 계획 물량을 KOGAS로 사 는 것과 비교하여 더 나은 조건으로 할 수 있는지 여부는 2005년 현실화하 지 못하였기 때문에, 미래의 가능성일 뿐이다. 한편에서는 상황을 일반화하 여 논의하고, 다른 한편에서는 최근의 KOGAS의 구입 추세를 고려하여 이 문제를 살펴보고자 한다. 일반적으로 도입가격의 결정 요인은 구매 협상력(buying power: B) 외에 도 시장 상황(공급자 수: S, 유가 변동:O), 수요처의 안정성(도입계약상 가변성 추가로 인한 협상력 약화: D) 등의 변수에 의해 결정될 것이다. P(LNG) = f (S, O, B, D) 우선 시장 상황(S, O)은 공통의 환경이다. 최근 국제 LNG시장의 환경은 공급물량 부족, 고유가 지속 및 자원민족주의의 대두로 절대 필요물량의 확 보 자체를 위협하고 있다. 국제 LNG시장은 공급자가 제한된 과점시장으로 때문에 가상적으로 논의해보기로 한다. 10) 도시가스사업법 제24조에 의해, 재고수준이 기술적 재고 수준 이하로 일정기 간 지속될 것이 예상되면 LNG 사용제한이 가능하다. 그 우선순위는 발전용으 로서 1순위는 비수도권발전전용 6개 발전소, 2순위는 수도권발전전용 5개 발 전소, 3순위는 열병합 6개 발전소의 순서로 공급이 제약된다. 다음 단계는 도시가스용으로 공급이 제약된다. 120 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 국내 사업자간의 도입경쟁은 구매 협상력(Buying Power)을 약화시킴으로써 도입가격의 상승 및 계약조건의 악화만을 초래하였다. 특히 동일 수요를 대 상으로 동일 국가의 사업자간에 경쟁을 조성한 사례는 세계적으로도 전례 가 없는 것으로 공급자의 입지만을 강화시켜주는 역효과가 발생한다. 두 번째로, 구매자가 많으면 구매가격이 높아지는 것이 당연하다(B, D). 일부는 장기계약 체결 시 경쟁방식으로 구매를 추진하여 38% 이상 도입비 용을 절감하였다고 주장하고 있으나 이는 당시의 국제 LNG 시장상황을 반 영하는 것이지 경쟁의 효과로 보는 것은 무리라는 점은 이미 첫 번째 시나 리오에서 설명했다. 오히려 정부는 2004년 가스공사의 도입계약 협상도중 구매자간 경쟁을 명분으로 발전자회사의 도입계약 추진을 승인함으로써 일 부 공급자에 대한 중복 접촉 등으로 혼선을 야기하였을 뿐만 아니라 구매협 상력의 훼손을 초래하였던 것이다. 결국 구매자 시장(Buyer’s Market)이든 판매자 시장(Seller’s Market)이든, 시장 환경이 경직적이든 유연하든에 관계없이 어떠한 조건에서도 도입창구 의 단일화는 협상력(B)을 강화시킨다고 볼 수 있다. 따라서 직도입 자체를 무조건 승인하는 데는 반대하면서도 KOGAS와 민간 도입 업자 간의 도입 경쟁을 유발하자는 대안(代案)은 위의 논의를 고려할 때 위험한 발상이다. 동일한 가스전을 둘러싼 국내의 다수 도입자들 간의 도입 경쟁은 오히려 도입 가격을 올릴 가능성이 있기 때문이다. KOGAS가 가진 구매 협상력(B)의 실체를 잘 설명하고 있는 사례로서 예 멘이 구매물량 및 구매조건에 따라 계약조건을 차등적으로 적용하였던 2005년 예멘과의 도입 협상 사례를 들 수 있다( 참조). 국내(천연가스 산업 구조개편)와 국외(판매자 시장으로의 전환)의 어려운 여건 에도 불구하고 KOGAS는 2004년 브루나이와 말레이시아와의 기존계약에 대한 가격재협상에서 ‘S-Curve’를 도입함으로써 구매협상력을 증명하였다. 1997년에 체결된 브루나이(BLNG)와의 장기계약에서 5년마다 시장상황을 반 영해 가격재협상이 가능토록 규정한 것에 의해 유가 30달러를 기준으로 향후 5년간 5,200만 달러의 도입비용을 절감하였고, 말레이시아(MLNG II)와의 장 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 121 구분 330만 톤 130만 톤 + 70만 톤(옵션) 130만 톤 (옵션 불행사 시) 200만 톤 (옵션 행사 시) 가격(유가 $40/bbl 기준) * 유가상한: $40 $2.985/MMBTU $3.035/MMBTU $3.015/MMBTU 가스전 지분 10.5% 4% 6% 지분 프리미엄 없음 1,200만 달러 1,800만 달러 2005년 장기계약 시 예멘이 제시한 계약조건 기계약에는 가격 재협상 조항이 없었음에도 불구하고 재협상을 이끌어 냄으 로써 11년간 6억 달러의 도입비용을 절감하였는데 이는 기존의 계약관계에 서 축적된 판매자와 구매자간의 신뢰관계가 구매협상력의 강화로 이어진 것으로 판단할 수 있다. 따라서 발전사의 직도입 가격이 KOGAS로 도입이 단일화한 상황에서의 도입가격보다 더 저렴하다고 할 근거가 없다. 이제 발전회사의 직도입이 실제로 현실화 할 경우 사회적 부담은 어떻게 되는가를 살펴보기로 하자. 발전 직도입 확대로 발전용 가스가 전부 이탈할 경우 가스공사는 동고하저의 도시가스 물량(수요패턴 7:3)만 공급해야 할 것 이다. 현실적으로 도시가스 수요만으로 안정적인 국가적 수급관리는 곤란 하다. 2017년에 도시가스 물량은 전체의 80%를 차지할 것으로 예상되며, 2006년 주택난방용 동절기 월 최고 對 하절기 월 최저 수요량은 9.9 : 1 (=TDR)로서 매우 열악하기 때문에 계절별 차등 도입 계약을 하던가, 아니 면 20만 Kl에 940억 원(10만 Kl에는 685억 원)이 드는 저장기지를 계속 증설 해야 한다. 예를 들어 2014년 기준으로 1개 사(社)의 600만 톤의 직도입이 시행될 경우 KOGAS는 물량감소에도 불구하고 TDR이 악화되어 10만 Kl 용량 1기의 저장탱크 증설이 요구되며 직도입사의 경우 10만 Kl 용량 11기 의 저장탱크를 필요로 하게 되어 발전사가 직도입으로 이탈하게 될 경우, KOGAS는 저장탱크 설비만 685억 원, 발전사는 7,535억 원의 설비비용이 추가된다.11) 122 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 또 한편 직도입 물량만큼의 KOGAS 물량 축소로 인해 KOGAS가 공급하 는 도시가스의 단위당 생산단가가 증가할 것이다. 따라서 이제까지 발전용 및 도시가스용 통합구매로 가능했던 저렴한 도시가스용 천연가스 공급(일본 의 1/2 수준)이 불가능하게 된다.12) 일부 발전사가 성공적으로 직도입을 마무리하였다 해도 전력가격이 자동 적으로 인하하는 것은 아니다. 전력가격의 인하는 전체 LNG 발전사가 낮은 가격의 천연가스를 소비할 수 있을 때만 가능하기 때문이다. 현행의 도매 전력 시장 체제에서는 전력가격(SMP)을 직도입의 혜택(현재 K-POWER)을 받는 발전사가 아니라, 기존 계약물량을 이용하는 발전사(한계비용이 가장 높으므로)가 결정한다. 이로 인해 직도입 조건의 개별 발전사는 큰 초과이윤 을 얻지만 도매 전력 가격 자체는 변화를 받지 않는다. 단 전체 발전사가 낮은 가격으로 천연가스를 모두 공급 받는다면 발전 비용의 하락은 가능할 수 있다. 이 경우 발전비용이 하락하여 전력가격은 떨어지지만 그 여파로 도시가스로 배분될 가격인하분이 소멸되어 도시가스의 가격이 상승할 것이 므로 사회적으로 보아서는 차이가 없다. 결론적으로 발전사의 자가 직도입을 허용하는 세 번째 사나리오는 첫째, 발전 자회사가 보다 싼 가격으로 도입할 가능성이 별로 없다는 점에서 원천 11) 저장탱크 설비비용은 10만 Kl 기준으로 항만설비, 부지조성 비용을 합하면 1,044억 원에 달한다. 여기서는 가장 보수적으로 비용을 계산하였다. 발전 자 회사 역시 이러한 상황을 모르지 않기 때문에 KOGAS →발전회사 공급가격 을 조절함으로써 발전 자회사의 직도입 욕구는 상당히 소멸할 수도 있다. 이 점에 대해서는 5절에서 자세히 논의한다. 12) ｢저장시설 운영계획｣에 관한 KOGAS의 내부 자료에 의하면 다양한 시나리오 에 따라 필요한 저장탱크의 수는 가변적이다. 예컨대 직도입사가 4개 사이고 KOGAS와 설비공동이용을 하지 않고 별도의 저장탱크를 구축하는 경우는 10 만 Kl 기준으로 17개(KOGAS 1기 + 직도입사 16기)의 탱크가 필요하게 된다. 따라서 어떤 경우에도 직도입자의 수가 늘수록 사회적으로 필요한 저장탱크 의 증설은 늘어나며 이로 인한 사회적 비용은 소비자가 지불해야 할 것이다. 한편 2006년 가정용 최종 소매가격 기준으로 韓國은 641.16원/㎥인 반면, 日 本은 1,278.64원/㎥이다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 123 적으로 사회적 이득이 없게 되며, 둘째 발전 자회사가 현재보다 싼 가스를 이용한 발전을 하여 전력가격이 하락하더라도 그것은 결국 도시가스의 가 격상승을 담보로 할 수 밖에 없다는 점에서 사회적 편익은 동일한 결과를 초래한다는 점이다. 도시가스의 높은 TDR로 인한 비용은 도시가스의 소비 자가 지불하던지, 발전사가 지불하던지 누군가 지불해야 한다.13) 4) 시나리오 4(자가소비용 직도입에서 일반 소매용 직도입으로 까지 확대= 도·소매 완전 개방): 가스수요의 가변성에 대한 대응비용이 증가함. 네 번째 시나리오는 현행 법에 허용된 자가소비용 직도입뿐 아니라 도입 경쟁을 확대하여, 일반 소매용까지 허용하는 경우다. 직도입의 가능성을 가 장 극단적으로 현실화시킨 시나리오로서 실제로 대성 그룹, 삼천리, SK 콘 소시움 등 민간 도시가스 사업자들이 희망하고 있는 사안이기도 하다. 이 시나리오를 지지하는 견해는 가스 산업이 완전 개방된다면 경쟁 유발 및 개별 기업의 비용절감 노력으로 소매 가스 가격이 하락할 것이라고 예측 한다. 하지만 전력 요금의 인하, 개별 기업의 이윤 확대는 나타날 수 있을지 는 몰라도, 도시 가스 요금은 반드시 인상된다. 우선, 비용 구성 중 원료비가 차지하는 비중(약 85%)이 너무 커서 관리비 용의 절감 효과가 있다 해도 미진할 가능성이 높으며, 둘째, 현재 지역독점 하의 민간소매 도시가스의 경우 소매경쟁을 할 경우 가격하락의 가능성 있 으나 이는 민간독점의 초과이윤이 존재하기 때문이지 도입가격과 관련된 것이 아니기 때문이다.14) 13) 안진회계법인(2004, 73쪽)의 조사에 의하면 발전자회사의 900만 톤 물량이 이탈할 경우 도시가스 가격은 23.6원/㎥ 상승한다. 14) 민간 도시가스 사는 초과이윤이 있는 반면 현재 KOGAS에 초과이윤이 없다는 증거가 KEEI 보고서에 드러나 있다. 이에 의하면 민간 도시가스 사가 도매 배관과 인수 기지를 직접 설비할 경우 손실이 나타나며, 소매 배관은 이익이 나는 것으로 되어 있다. 이를 통해 KOGAS 책임하의 도매 배관의 경우 민간 도시가스가 책임 하에 관리하는 소매배관에 비해 초과이익이 없다는 점을 알 124 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 도소매 완전 개방은 한편으로는 현재 지역 독점인 소매시장에 경쟁을 유 발시켜 지방가스사의 초과이윤을 줄일 수 있을지 몰라도, 설비경쟁과 함께 불확실한 가스수요에 대응하는 비용을 더 높일 가능성이 높다. 도시가스 가 격의 인하가 가능한 유일한 경우는 국내 물량 전체의 도입 평균가격이 인하 될 때 뿐이다. 5) 시나리오 5(직도입 금지 후 KOGAS로 도입일원화): 구매자 우위 시장 을 활용한 낮은 비용의 장기계약과 수급애로의 해소 이미 지나간 일이지만 만약 첫 번째 시나리오와 같이 직도입을 허용하지 않고 국제 LNG시장의 구매자우위 환경을 이용할 수 있었다면 편익이 어떠 했을까를 살펴보기로 하자. 2003년 3월 중기계약 추진 시 단기계약과 현물 물량까지 반영하여 250만 톤 대신 500만 톤으로 책정하거나 처음부터 장기 계약으로 추진했더라면 2010년 이후 부족물량도 상당부분 축소가 가능했을 것이다. 또는 2010년에 계약이 종료되는 중기계약 250만 톤만이라도 최초 부터 장기계약으로 체결했더라면 5조 원 이상의 부담을 줄일 수 있었을 것 으로 추산되고 있다(현재 중기계약 연장 혹은 장기계약으로의 전환에 대한 필요 성이 대두되고 있으나 계약조건은 악화되었다). 이러한 시나리오의 비용과 편익을 구체적으로 계산하기 위해서는 지난 수급문제 해소 비용을 대용변수로 사용할 수 있다. 수급애로를 해소하기 위 한 가스 공급 수급 문제는 총량 차원에서 수요예측의 실패로 인한 가스공급 의 부족과 동절기 발전용 천연가스 공급의 부족으로 나누어 볼 수 있다. 우선 수요예측 실패로 인한 총량 차원의 가스공급 부족을 보면, 최근 장 기계약 물량 부족으로 시급히 계약한 중·단기 계약과 현물 물량이 급증하고 있는데 이는 제2차 전력수급 기본계획의 천연가스 수요를 초과하는 물량은 2004년에는 132만 톤, 2005년에는 155만 톤에 달한다.15) 수 있다(에너지경제연구원, 2007). 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 125 연도 도입량 Spot 도입 카고수 Spot 도입비중(%) Spot ($/MMBtu)천 톤 카고수 2000 14,578 248 10 4% 4.37 2001 16,164 270 24 9% 4.78 2002 17,828 298 24 8% 4.38 2003 19,434 326 35 11% 5.17 2004 22,153 371 38 10% 5.98 2005 22,304 374 21 6% 8.59 2006 24,605 410 41 10% 11.07 2007 24,766 413 30 7% 11.72 KOGAS의 현물시장 통한 도입량과 가격 다른 한편 전력산업 구조개편 역시 수급 실패에 일조하였다. 이는 동절기 발전용 천연가스 공급의 부족으로 나타났다. 전력산업 구조개편의 결과로 천연가스 발전이 첨두 수요를 담당하여 동절기에 천연가스 발전이 많이 이 루어져 천연가스 발전 수요가 급증하였다. 이런 상황에서도 천연가스 산업 구조개편을 염두에 두고 있던 정부는 2000년대 초반의 구매자 우위의 시장 에서 KOGAS의 장기계약을 승인하지 않아 안정적 공급물량의 시기를 놓쳤 다. 따라서 부족한 천연가스 공급을 메우기 위해 현물로 구매계약을 하여야 했고 이는 천연가스 공급가격의 상승으로 이어졌다. 2000년 이전에는 가스 공사 도입물량 중 현물 의존도가 5% 이하였으나, 2000년 이후 최근까지 약 10%로 매년 30~40 Cargo 수준으로 올랐다. 에서와 같이 2003~2004년 도입한 현물 물량의 톤당 평균 도입 단가는 2003년에 체결한 중기계약 대비 $29~63.7, 전체 중장기계약 대비 $4.12~7.89 정도 높은 수준을 나타내고 있어, 2년간 전체 현물 물량의 도입 금액 차이는 당시 환율을 1$당 1,030원으로 적용 시 비교기준에 따라 최 15) 앞에서 보았듯이 천연가스 수요예측 역시 예상을 초과하는 수요를 반영하여 지속적으로 수정하고 있지만 반복하여 과소 예측하는 오류를 범하였던 것이다. 126 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 시나 리오 1 2 3 4 5 내용 기 허용직도입 만 유지하고 추 가 직도입 제한 현행 규정에 따라 자 가직도입 추가 허용 발전사의 자가직도입 허용 소매가스사의 판매 용 직도입 허용 직도입 금지 및 직도입 단일화 평가 사회적 잉여의 사 적 잉여로의 전환 수급불안정성과 현물 구입비용상승 발전가격하락 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 127 4. 수급안정화 정책대안 4절에서 제시하고자 하는 수급안정화 대안은 3절의 분석 결과 직도입 확 대가 사회적 편익을 증가시키기는커녕 사회적 비용만 증가시켰다는 반성에 기초하고 있다. 따라서 수급안정화는 직도입 정책의 전환을 전제한다. 하지 만 단기적으로는 이미 진행 중인 직도입 정책에 대한 보완책도 필요하다. 또한 장기적 수급안정화를 위해서는 직도입 정책의 전환 뿐 아니라 보다 적극적인 수요 대책이 마련되어야 할 것이다. 따라서 공급 차원의 정책으로 직도입 정책 전환 뿐 아니라 수요 차원에서 부하관리 정책과 가격 정책을 포괄하여야 한다. 1) 직도입 정책의 전환 우선 초기 직도입 정책과정부터 반성할 필요가 있다. 그것은 POSCO 직 도입 허용과 K-Power 직도입 허용의 효과 문제이다. 정부는 1998년 9월 규 제완화 차원에서 자가용 소비명목의 LNG 직도입을 허용하였으나, 설비의 중복투자, 수급불안, 발전시장에 미치는 부작용 및 도시가스 요금인상 가능 성이라는 문제점이 제기되었다. 또한 K-Power의 직도입 허용은 자가용 수 요를 확대 해석하는 결과를 낳았다. POSCO의 최초 직도입 물량은 철강생 산에 소요되는 자가용 수요였지만, K-Power와 전략적 제휴를 통해 발전시 장에까지 직도입 LNG가 유입된 것이다. 자가용 수요의 직도입 허용에 이 어, 자가용 수요의 정의를 발전부문까지 확대 해석함으로써 규제시장에 왜 곡을 초래하였다. 한편 KOGAS는 지난 수년간 발전부문에 의해 야기된 국내 수급불안 해 소를 위해 연간 200만 톤 규모의 현물 구매를 진행해 오고 있으며 최근에는 장기계약 평균 단가보다 고가 구매가 불가피해졌다. 따라서 이러한 시도는 직도입자의 수급조절능력의 한계를 드러낸 것임과 동시에 수급책임의 회피 시도에 더하여 사회적 편익의 희생을 담보로 사적이윤의 극대화를 추구하 128 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 는 도덕적 해이현상이라 할 수 있다. 직도입에 대한 욕구의 본질은 천연가 스 산업의 태동기부터 누적되어온 기존계약과의 가격차에 의해 나타나는 구조적인 문제에 기인하고 있다는 점을 정책 수립에서 무시해온 결과라고 보아야 할 것이다. K-Power가 발전용 연료시장을 교란시킨 것과 같은 효과를 도시가스부문 에 미치게 될 것이라는 우려는 이미 현실화되고 있어 대림산업 등의 개별 발전사업자는 물론 지역난방공사와 심지어 삼천리와 같은 도시가스회사 조 차 경쟁적으로 직도입을 희망하고 있는 실정이다. 결국 구조개편에 대한 명 확한 비전이나 이를 통해 추구할 수 있는 천연가스 산업의 건전하고 효율적 인 발전방향의 제시가 전무한 상태에서 개별 기업의 이해득실에 기초한 이 전투구 상황을 초래하게 되었다. 지금까지의 시나리오 분석에서 드러난 것은, 개방과 경쟁을 기반으로 하 는 천연가스 산업 구조개편이 사회적 편익을 주지 못하며, 새로운 비용을 야기한다는 점이다. 천연가스 산업구조개편에 대한 명확한 비전의 제시, 엄 밀한 비용/편익 분석, 사회적인 합의 없이 이로 인해 발생하는 제도적인 문 제점에 대해서는 미봉책으로 일관하였다. 이러한 상황에 대처하기 위해서는 직도입을 중단하고 도입계약을 단일화 해야 한다. 우선 자가소비용 LNG의 정의를 확대 해석하지 않고 개념을 명 확히 재정립하고 그 적용을 엄격하게 해야 할 것이다. 도입경쟁 자체는 정 책적 수단에 불과하며, 이 수단이 올바르게 작동하기 위해서는 유효 경쟁여 건의 조성이 선행되어야 함이 인식되어야 한다. 따라서 기존산업의 효율적 발전을 포함한 진정한 사회적인 편익을 증가시킬 수 있는 방안을 강구해야 한다. 그 구체적 대안으로서는 KOGAS로 도입창구를 일원화하되 컨소시엄 등을 통하여 직도입 주체의 욕구를 반영하여 현 시점의 혼란상황을 종식시 킴과 동시에 사회적인 편익의 증가를 도모해야 할 것이다. 두 번째로는 전 력산업 구조개편을 재평가하여 에너지 자원의 통합적 관리가 가능하도록 유기적 연계를 보장해야 할 것이다. 마지막으로 현재 진행되고 있는 러시아 로부터의 PNG 수입 고려할 때 발전용 및 산업용 직도입은 더 더욱 중단해 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 129 야 한다. 2006년 체결된 󰡔한·러 가스협력 협정󰡕(2006.10.17)으로 러시아 PNG도입이 가시화 되고 있는 가운데, 러시아 산업에너지부는 Gazprom이 마련한 동시베리아 및 극동지역 가스개발계획을 승인하였다.16) 도입을 검 토 중인 러시아 PNG는 배관 부하 변동 폭이 5~10%임을 감안하면 주요 소비처는 발전용·산업용에 적합하다. 발전용 수요가 최저인 9월 기준으로 연간 1,000만톤 규모의 PNG 도입 전제하고 월평균 물량(약 83만 톤)을 감안 할 때, 산업용을 포함한 발전용 위주로 사용하여야 PNG 처리가 가능하기 때문이다. 2) 진행 중인 직도입에 대한 규제 방안 직도입 정책 전환은 수급안정화에 대해 핵심적인 사항이나 정책의 비가 역성으로 인해 이미 진행된 직도입 물량에 대한 대책이 필요하다. 3절에서 분석된 사항은 GS의 경우와 같이 직도입 허용물량을 시장 상황에 따라 도 입하지 않고 포기하는 경우와 실제의 도입 계획 없이 향후의 시장 상황 변 화를 고려하여 직도입을 신청하는 전략적 행동이 미칠 사회적 비용이었다. 민간 기업의 경우 천연가스 산업의 도입부문 진출은 지금 당장은 아니더라 도 향후 새롭게 진출할 수 있는 시장영역으로서 매우 가치가 있다. 따라서 이와 같은 전략적 행동이 나타나는데 문제는 이러한 전략적 행동의 편익은 기업에게 귀속되나 비용은 사회화된다는 점이다. 따라서 가스의 도입부문 은 외부성(externalities)이 존재한다고 할 수 있으며 이로 인해 시장실패가 발 생한다. 따라서 외부비용을 적절히 내부화할 수 있는 조치들이 필요하다. 첫째는 계획된 직도입 물량의 도입계약을 포기하는 경우(ex. GS의 90만 16) 2007.9.3, Interfax 및 러 정부 보도 자료에 의하면 4개 가스공급센타(사할린/야 쿠치아/이르쿠츠크/끄라스 노얄스크) 생산가스(2006년: 8bcm, 2010년: 27bcm, 2020년: 108bcm, 2030년: 120bcm) 중에서 2020년부터 韓國, 中國에 PNG 물 량 25~50 bcm 공급 계획이나, 정확한 수출 시기는 수입국과 도입협상에 따라 일정조정 가능하며 미정이다. 130 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 톤) 현재는 KOGAS가 도입계약을 대신하여 이를 다시 공급해주므로 이로 인해 초래되는 비용이 전국의 가스 수요자에게 비용이 배분된다는 점을 해 결하여야 한다. 그러한 방법의 하나로서 계획된 직도입을 포기한 경우 일정 한 부담을 부과하는 방안이 강구되어야 한다. 현행의 가스공급 가격체제로 서는 불가능한 사안이나 이 문제가 해결되지 않는 한 직도입권을 부여 받은 민간 기업이 지금과 같이 시장상황이 악화된 경우 도입권을 쉽게 포기하는 경우가 많이 나타날 것으로 생각된다. 둘째는 KOGAS가 장기계약을 할 경우 국내 판매처(도시가스, 발전, 산업용 등)에 대해서도 장기계약을 동시에 수행하는 방법이 필요하다. 현재는 8차 가스수급계획에 따라 전체 물량을 KOGAS가 정부의 승인을 받아 장기계약 을 진행하고 있지만, 최종 수요자로부터 수요조사를 받고 이를 합산하여 필 요 장기계약 물량을 정하며, 이에 입각하여 확보된 장기계약은 약정한 수요 물량을 의무적으로 소화하게 하는 방안이다. 이러한 방법이 도입되면 산업 용 수요자, 발전 수요자, 도시가스사들은 직도입할 경우 KOGAS의 공급의 무가 없어지게 된다는 점을 알게 되고 이에 대한 책임이 부여됨으로써 직도 입에 보다 신중한 자세를 보이게 될 것이다. 그러나 현재는 이러한 섬세한 정책관리가 전혀 되지 않고 있다. 오히려 정부(현재 지식경제부)는 민간도시가스사의 직도입도 가능하도록 도시가스 사업법 시행령을 개정(천연가스수출입업의 등록요건 등)하려고 하고 있는 중 이다(2008. 3. 31. 입법 예고). 입법 예고된 지식경제부의 도시가스사업법 시 행령 개정안에 따르면 천연가스수출입업의 등록요건은 도시가스사업자인 경우에는 사업개시 연도의 천연가스 내수 판매계획량의 30일 분에 해당하 는 양을 저장할 수 있는 저장시설을 갖추면 되고, 자가소비용 직수입자의 경우 액화한 것을 기준으로 사업 개시연도의 천연가스 자가 소비계획량의 30일 분에 해당하는 양을 저장할 수 있는 저장시설을 갖추면 된다. 이는 자가 소비용 직수입자의 저장시설 기준이 10만Kl대로 유지해야 한다는 현 행의 시설 기준 보다 훨씬 완화된 것이다. 정부의 정책 방향은 직도입의 폐 혜를 완화하고 장기적으로 문제를 해결하는 방향으로 설정된 것이 아니라 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 131 구분 발전 도시가스 집단에너지 하절기 기타 동절기 주택 난방 일반용 냉방용 산업용 열병 합용 하절기 기타월 동절기 단위당 공급비 18.56 28.08 37.60 87.57 35.01 -99.12 24.84 18.69 - 24.84 65.84 2006년 용도별 공급비용 요금 거꾸로 직도입을 더 확대하는 방향으로 설정되어 향후 수급관리 문제는 더 욱 심각해질 가능성이 높다고 보인다. 3) 요금체제개편: 용도별+계절별+소득별 차등요금제도 도입 현재 가스 요금은 원료비(80~90% 차지)와 공급비(20~10% 차지)로 나누 어 총괄원가 방식으로 요금을 책정한다. 그런데 직도입으로 인해 설비공동 이용제가 시행됨에 따라 현재 가스공사의 총괄원가 방식을 기능별로 회계 분리할 필요가 발생하였다. 회계분리는 원가발생요인에 따라 부담을 시킨 다는 것으로 자연히 High·Middle·Low level단위에서의 수급조정 비용을 용 도별로 분할하는 것도 동반한다. 현행 요금체제는 도매 공급비에서는 발전 과 도시가스로 구분하되, 발전과 집단에너지에만 계절(동절기, 하절기)별 차 등요금을 매기고 있다(). 그런데 향후 계획하고 있는 기능별 요금체제에 의하면 1) 용도별(발전, 도 시가스[가정용, 일반용, 냉방용, 산업용, 열병합, 수송용])로 모두 구분하고 2) 계절별로도 다르게 부과함으로써, 높은 TDR로 인한 비용의 증가를 용도별 최종 수요자에게 전가시켜 수요를 이에 반응케 하려고 한다. 과연 가격 변 화에 대해 수요가 효과적으로 반응할 것인가? 그 효과는 가격탄력성에 의존 하는데, 높은 TDR에 가장 크게 기여하는 도시가스 주택난방용의 경우 가격 탄력성이 낮다는 점이 문제다. 원료비를 포함하여 총 가격의 15%를 변경시 켜도 1% 미만의 변동폭만 보임으로써 필수에너지원의 특성을 보여주어, 단 132 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 구분 동절기 기타 월 하절기 동/하절기 요금격차 요금 차이 (06년 비교) 요금 차이 (06년 비교) 요금 차이 (06년 비교) 현행 차이 (06년 비교) 발전 47.04 9.44 25.35 -2.73 18.59 0.03 19.04 28.44 주택난방 117.25 29.68 37.75 -49.82 17.29 -70.28 - 99.96 일반 52.47 17.46 25.68 -9.34 15.74 -19.27 - 36.73 산업 30.49 6.09 16.16 -8.23 12.30 -12.09 - 18.19 열병합 17.22 -1.48 11.62 -7.07 11.30 -7.40 - 5.92 용도별·계절별 차등요금 산정 시물레이션 (한영회계법인, 2006, 88쪽) 기적으로 가격에 매우 비탄력적인 것이다(한영회계법인, 2006: 92). 이에 의 하면 결국 도시가스에서 가격을 인상시켜도 TDR 개선 효과는 없을 것이며, 다만 효과 여부와 무관하게 가스공사는 동고하저의 부하패턴에서 발생하는 비용을 최종 소비자에게 정확하게 반영시켜 교차보조를 해소하게 된다는 것만 알 수 있다. 이러한 새로운 계획에 따라, 용도별+계절별 차등요금을 적용한 시뮬레 이션에 의하면 에서 보듯이 전체적으로 동절기의 천연가스 도매 요금이 상승하지만, 특히 TDR이 높은 주택난방용이 급등하여 117원 정도 의 높은 공급비가 매겨지게 된다. 이는 가격탄력성이 낮아서 필수재의 특성을 띤 주택난방용 도시가스의 겨울 가격이 급등하여 소득 분배적 차원에서 매우 역진적 결과를 초래할 것이다. 이 경우에는 주택난방용 도시가스의 경우 전기료와 마찬가지로 누 진제 등을 도입하여 역진성을 해소하여야 한다. 결국 이는 가스 수요의 가 격탄력성이 낮기 때문에 비용을 반영한 가격 정책이 가스 수급의 효율성을 보장하지는 못한다는 것을 의미한다. 그러므로 효과적인 가스 수급을 위해 서는 높은 TDR을 관리할 수 있는 근본적인 수요관리 정책이 필요하다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 133 4) 가스의 수요관리 정책: 효과적 부하관리를 위한 발전의 수급조절 (swing) 역할 복원 가스의 수요관리정책이 필요한 이유는 높은 TDR이 도입과 저장에서 높 은 비용을 초래하기 때문이다. 높은 TDR을 수용하기 위해서는 동하절기 도 입패턴을 균등도입에서 7:3 도입으로 바꾸거나, 설비투자를 해야 한다. 도 입 조건을 변경한다면 생산·공급물량이 39.2% 증가되므로 원료비 인상요인 이 발생한다. 왜냐하면 가스전 설비, 추가수송선, 추가액화설비, 추가 상류 생산시설 등의 투자를 유발시켜 도입가격을 상승시키기 때문이다. 만약 이 도입 조건을 5:5 도입으로 할 수 있다면 0.6~0.8$/MMBtu(30.16~40.22원 /m3) 정도 인하할 수 있다. 그러나 현행의 수요조건 하에서 5:5 도입은 결국 여름의 추가적 저장설비 를 초래한다. 7:3 도입을 6:4 도입으로 바꾸는 것만으로도 10만 Kl 기준으로 필요저장설비규모가 360만 Kl가 증설되어야 하며, 생산기지 투자비는 2015 년 기준으로 3조 4,000억 원이 소요된다(한국가스공사, 2004). 하지만 저장용 량의 증설이 가시적 비용이 더 들더라도 궁극적으로 수급조절을 더 용이하 게 한다는 편익과 도입계약을 낮출 수 있다는 점을 고려한다면 저장용량의 증설은 여전히 필요하다 할 것이다. KOGAS의 내부 계산에 의하면 7:3 도 입을 5:5 도입으로 전환할 때의 저장비용 증가는 0.3$/MMBtu인 반면, 도입 가격의 인하는 0.6~0.8$/MMBtu에 달해 30년 지속을 전제할 경우 5:5 도입 이 더 유리하다고 한다. 현재는 이런 관점에서 저장용량의 증설을 강조하고 있는 추세이다. 하지만 어떤 경우에도 천연가스 산업에서 TDR을 낮추는 수 요관리 방안은 도입계약, 저장비용 양측에 보다 유리한 조건을 만든다. KOGAS는 높은 TDR을 낮추기 위해 KOGAS는 여름철 가스냉방에 보조 금을 지원하여 여름 수요를 촉진함으로써 TDR을 낮추는 수요관리사업을 실 시하고 있다. 이는 부하관리를 위해 가스냉방설치 보조금, 산업용 수요에 대 한 가스 할인, 내방용 천연가스 할인, 수송용 천연가스 할인 정책 등 부하관 리와 효율향상 등에 지원하는 것으로 그 규모는 890억 원에 이른다(2008년). 134 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 월간 용도별(도시가스 vs 발전용) 천연가스 수요변화(2007년) 하지만 그 정책의 효과는 미미하다. 오히려 높은 TDR로 나타나는 수요 문제를 해결하기 위해서는 가스 발전의 수급조절자(swing consumer) 역할이 더 중요한 역할을 차지할 것이다. 가스 발전이 종래의 수급조절자(swing consumer) 역할을 하지 않게 된 것은 전력산업 구조개편의 결과 경제급전을 하기 때문이다. 그리하여 에서 보듯이 발전용 월간 수요(부하) 패 턴이 기존의 동저하고의 수요패턴을 벗어나 2002년부터는 도시가스와 같은 동고하저 패턴을 띠게 됨에 따라 전체 TDR이 감소되지 않게 되었다(약 2.4). 따라서 가스발전의 수급조절자(swing comsumer) 역할을 복원할 필요가 있 는데 이번에는 가스발전의 이탈을 방어하기 위해 발전용 수요에 대해 공급 비용을 조절(할인)하여 발전용 수요에 요금인하 효과를 제공할 필요가 있다. 이렇게 하면 2004년 기준으로 발전용은 7.69원/m3이 할인되고 도시가스는 5.45원/m3이 인상될 것이다(안현효, 2004: 398). 비록 도시가스의 공급가격이 인상되지만, 발전사업자의 직도입 요구를 충족시켜 줌으로써 직도입 없이 규제소비자로 남는다는 장점이 있다. 이는 발전용 부하에 인센티브를 줌으로써 보다 시장 친화적으로 수급관리(swing) 역할을 복원하려는 시도라고 볼 수 있다. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 135 5. 결론 본 연구의 수급 시나리오 분석에 의하면 초과공급이 예상되었던 2004년 의 연구와 달리, 부족한 장기계약과 수요예측의 실패로 인해 공급부족이 악 화될 것으로 예상되며, 현행의 직도입 체제는 이 문제를 더 가중시킬 것이 다. 여기에는 세계 가스시장의 수급 변화(구매자 시장→생산자 시장)보다 국 내적 구조개편 정책의 실패가 더 큰 요인으로 작용하였다. 2000~2003년의 구매자 시장 때 구조개편 정책으로 인해 장기계약을 도입하지 않았으며 그 결과 현재 높은 가격으로 현물을 구입하여 수급차를 메워야 하는 상황이 되었기 때문이다. 이는 직도입 정책의 유지·확대에 기인한 것이므로 수급정책을 원활히 하 기 위해서는 직도입 정책을 중단하고 도입사업자를 단일화하여 단일 도입 자로 하여금 중·장기적 수급을 책임지게 해야 한다. 더불어 도입정책을 안 정화시키고 보강하기 위해 현재의 직도입 물량에 대해서는 단기적인 규제 처방이 필요하다. 다만 공급 측면만으로는 천연가스 산업의 수급문제를 근 본적으로 해결할 수 없기 때문에 장기적인 에너지 사용효율화 정책이 필수 적으로 동반되어야 한다. 그러한 에너지 효율화 정책으로는 가스가격정책과 수요관리정책이 있는 데, 가스가격정책은 총괄원가주의에서 개별원가주의 또는 경쟁가격주의로 넘어가는 추세다. 하지만 개별원가주의를 도입할 경우 필연적으로 부의 불 평등 분배 문제가 야기되는 바, 사회적 원리주의(부담능력주의 및 사회적 확 산주의)로 이를 보강하여야 할 것이다. 따라서 용도별 가격과 계절별 가격 차등화 정책에 필수적으로 사회적 원리주의를 도입하여 소득정책의 의미를 가지는 누진가격제를 적용하여야 할 것으로 생각된다. 이를 통해 저소득의 겨울 난방용 가스소비자가 급등한 가스가격으로 인해 경제적 피해를 보는 것을 막을 수 있을 것이다. 다른 한편 수요관리정책의 핵심은 높은 TDR을 완화시키는 부하관리정 책이다. 현행의 정책은 하절기 가스냉방의 보조금 정책이 주된 것이나 그 136 민주사회와 정책연구 2008년 하반기(통권 14호) 효과가 작아 TDR 완화에 크게 기여하지 못하고 있다. 따라서 전력산업 구 조개편 이전에 존재했던 발전의 수급관리 역할을 복원하여야 할 것이다. 다 만 가스발전에 일정한 인센티브를 주면서 수급관리(swing) 역할을 하게 함 으로써 비용의 사회적 분담을 합리적으로 수행할 수 있을 것이다. 여기서 주의할 것은 발전자회사를 민영화할 경우 가스 산업과의 공조를 통한 수급 조절 역할은 불가능하다는 점이다. (2008.3.25 접수; 2008.4.15 심사; 2008.4.25 채택) 참고문헌 산업자원부. 2005, 󰡔발전회사 간 경쟁강화 방안 연구󰡕, 전력산업연구회. ______. 2006, 󰡔제8차 장기 천연가스 수급계획󰡕, 산업자원부 공고 제2006-368호. ______. 2007, 󰡔제3차 해외자원개발 기본계획(07~16)󰡕. 안진회계법인. 1999, 󰡔천연가스 산업 구조개편 방안󰡕 제1권. ______. 2004, 󰡔자가소비용 LNG 직도입이 가스산업에 미치는 영향 분석 및 정책 제언󰡕. ______. 2004, 󰡔직도입에 따른 KOGAS의 전략 구상󰡕. 안현효. 2004, ｢가스부문의 바람직한 산업구조｣, 김상곤 외(2004), 21세기 한국의 천연가스 산업, 전국교수공공부문연구회·노기연. 에너지경제연구원. 2007, 󰡔LNG 직도입사업 여건 조사 및 경제적 타당성 검토󰡕, 2007.8.2 현대제철 직도입가능성 타진 용역보고서. 에너지노동사회네트워크. 2006, 󰡔정부의 가스산업 정책 파행과 그 영향󰡕. 한국가스공사. 2004, ｢도입패턴별 원료비/설비/요금부문 경제성 분석을 통한 KOGAS 수익 증대 및 경쟁력 확보 방안｣, 구조개편실 규제제도팀, 2004.7. 한영회계법인. 2006, 󰡔천연가스 적정요금 산정등에 관한 연구용역 보고서󰡕. 홍장표. 2004, ｢가스시장의 수급안정화 방안｣, 김상곤 외(2004), 21세기 한국의 천 연가스 산업, 전국교수공공부문연구회·노기연. KOGAS Deloitte. 2005, 󰡔경쟁시장 대비, 중장기요금제도 연구용역 보고서󰡕. 한국의 천연가스시장 수급문제와 정책 대안 137 FACTS INC. 2003, “Strategic Framework for Management Decision Making in a Rapidly Changing LNG Market”, Seoul: Korea, Dec. 2003 Abstracts 305 Supply and Demand in Korea Gas Market and Policy Alternatives Ahn, Hyeon-Hyo This article analyses 5 scenarios to meet LNG demand in Korea since the amendment of gas enterprise law in 2006, which liberated import rights of KOGAS into private importers. First scenario is to continue the present volume of licensed imports for own use demand. Second scenario is to permit additional direct imports for own use demand. Third scenario is to permit GENCOs' direct import. Fourth one is to expand the level of liberation of LNG importing into all retail suppliers including own use demand, GENCOs and City Gas. Final scenario is to stop present policies permitting direct imports of private companies and make KOGAS responsible for meeting LNG demand in Korea. According to the analysis of this article, the final scenario is the best one for the nation, since the other four scenarios compel the nation to pay some of the highest gas price. This results from the failure of supply coordination from moral hazard by private importers in the sellers' market since 2005. Beside of the control of supply in Korea gas market by KOGAS, this article suggests demand side alternatives including regulated retail price policies and restoring comsumer function of GENCOs. Keywords: LNG Demand, Scenario Analysis of Meeting Gas Demand, Direct Imports for; Own use; Gencos and City Gas, Import Control