20110509 lng 0509 11시imgstock.naver.com/upload/research/industry/... · 2011. 5. 11. ·...

글로벌 LNG 어디로가고있나?

LNG산업11 May 2011

산업분석

▶ LNG 시장은 기존 공급과잉 우려가 퇴색하고 중기적으로 타이트한 수급전개와 가격강세가 예상됨

▶ 일본 원전사고로 인한 spot 수요 증가와 글로벌 원전정책 변화가능성으로 2020년 LNG소비는 기존 전망보다 6,800만톤 증가 전망

▶ 수요전망 상향은 2015년 이후 공급예정인 호주의 대규모 프로젝트 개발 및 미국의 풍부한 Shale가스 LNG 수출 가능성을 높임

▶ 글로벌 가스가격은 2015년까지 상승, 이후 안정 예상. 지역별 다른 펀더멘털이 적용되는데 아시아 LNG는 유가연계의 구조로서 유가상승에

따라, 유럽은 아시아 잉여물량 감소에 따라 상승 예상. 미국의 Henry Hub가격은 Shale가스 영향으로 중기적 약세 예상

▶ 결론적으로 LNG 소비증가에 따른 견조한 가격흐름 및 신규공급 프로젝트 활성화를 예상함

▶ 2011~2014년 총 110척의 LNG선박 발주를 예상하며 종합상사의 가스전 가치, 케이파워의 원가경쟁력도 재조명 받을 전망

◎Top Picks : 가스공사, 현대중공업,성광벤드,대우인터내셔널, SK

LNG 유니버스의 Top picks는 한국가스공사(소비증가), 현대중공업(선박과 복합화력), 성광벤드(기자재), 대우인터내셔널(가스가격),

㈜SK(케이파워의 value). 관심종목으로 한국전력, 지역난방공사, 삼성중공업, 대우조선해양, LG상사를 추천

◎ Investment Point

세계 가스가격과 LNG 수급 전망

11.8

4.2

9.2

자료: EIA, Bloomberg, Industry data, KTB투자증권

LNG공급설비 증설에 따른 연도별 LNG선박 발주량 전망

19

31

42

74

69

43

30

자료: Clarkson, KTB투자증권 추정

Analyst 신지윤(유틸리티/운송) ☎02) 2184-2333 / [email protected] Analyst CFA 이봉진(조선/기계) ☎02) 2184-2326 / [email protected]

Analyst 도현우(상사/유통) ☎02) 2184-2326 / [email protected] Analyst 오진원(지주회사) ☎02) 2184-2309 / [email protected]

I. Summary

II. Key Charts & Tables

III. 글로벌 수급전망

III-1. 수급 결론

III-2. 수요 전망

III-3. 공급 전망

III-4. Shale 가스란?

III-5. 미국은 LNG를 수출할까?

III-6. 가격 전망

IV. 한국의 LNG산업

IV-1. 유틸리티

IV-2. LNG Trading-상사

IV-3. LNG선박-조선

IV-3-1. 2011~2014년 총 110척의 LNG선 발주 전망

IV-3-2. LNG선박 발주 증가는 국내 조선업에 호재

IV-4. 기계 및 기자재

03

05

1213

14

18

21

23

26

3030

35

42

50

V. Appendix

VI. 기업분석

VII.종목별 투자의견

한국가스공사 (036460)

한국전력 (015760)

지역난방공사 (071320)

현대중공업 (009540)

삼성중공업 (010140)

대우조선해양 (042660)

성광벤드 (014620)

SK (003600)

대우인터내셔널 (047050)

LG상사 (001120)

55

56

5758

60

62

64

66

68

70

72

78

82

>>C.o.n.t .e .n.t .s

I. Summary

글로벌 LNG 시장은 광범위한 주제이다. 최근 일본 원전사고 이후 글로벌 에너지정책에 대한 재검토

분위기가 형성되며 LNG 산업전망에도 변화가 일고 있다. 우리 리포트의 전개는 수요와 공급측면의

변화, 특히 일본대지진, 미국 Shale가스, 지역별 가격차이가 미칠 영향을 살펴볼 것이다. 이어서

value chain의 상류에 위치한 종합상사, 중류의 조선과 기계, 하류에 전력과 가스 유틸리티산업에

대한 전망으로 전개될 것이다.

일본대지진 이전에 LNG시장의 컨센서스는 2013~4년까지 약간의 공급초과, 2015년까지 공급과잉

이었다. 하지만 일본의 LNG대체수요, 글로벌 원전확대 정책의 변화 가능성으로 2015년까지

타이트한 수급, 이후 공급초과 요인 잠재로 변화하고 있다. 당사는 글로벌 LNG수요가 2015년까지

연평균 6.8%, 2015~20년은 3.6% 성장할 것으로 예상한다. 글로벌 LNG 공급은 카타르의 신규

설비 가동으로 2015년까지 연평균 6.8% 증가가 전망된다. 2015~20년은 건설 전 단계인 호주와

북미대륙의 LNG 프로젝트의 진행속도가 빨라지면 연평균 5.8% 증가할 것으로 전망한다.

정치 문제와 환경 이슈는 LNG 수출의 걸림돌이었지만 오일 메이저의 가스시장 진입, 파나마운하

확장, Shale 가스 증산으로 인한 공급과잉 요인으로 2015년부터 LNG 수출 예상된다. 아시아 국가의

소비를 놓고 북미대륙의 저렴한 가스는 호주 프로젝트와 경쟁 양상을 띌 전망이다.

아시아 LNG가격은 11달러 수준으로 원유가격과 연계되어 있는 형태이다. 유가 강세전망과

일본 spot 수요로 인한 LNG 잉여물량 감소에 따라 2015년까지 견조한 가격흐름이 예상된다.

글로벌 spot 가격의 벤치마크인 영국의 NBP 가격은 현재 8.7달러수준인데 아시아 잉여물량 감소로

아시아 가격수준으로 빠르게 상승할 전망이다. 4달러 초반의 미국의 가스가격은 Shale가스의

영향으로 LNG수출이 본격화 될 수 있는 2015년 전까지는 약세를 벗어나기 어려울 예상이다.

리포트의 전개

글로벌 수급 요약

미국은 LNG를 수출할까?

가스가격은 오를 것인가?

Research Center

Industry Report 3 page

SecuritiesAnalyst 신지윤, 이봉진, 도현우, 오진원 >> 글로벌 LNG

그림01 LNG Value chain

자료: KTB투자증권

Seller Buyer

가스전 참여업체

종합상사

LNG 선박FPSO

터미널 건설

LNG 발전

가스 Utility

유가 연동 가격체계

일본 대지진

Shale gas

지역별 가격차이

카타르.중동

인니, 말련극동 3국

호주 LNG

미국 LNG

중국

남미 3국

[Post 2015] [Post 2015]

Analyst 신지윤, 이봉진, 도현우, 오진원 >> 글로벌 LNGSecurities Research Center

4 page Industry Report

한국의 LNG 장기수요 전망은 1)유류대비 가격경쟁력 우위, 2)LNG 설비계획, 3)장기적 LNG

가동률 상승으로 밝은 편이다. 한국가스공사는 외형 확대와 미수금 감소가 예상되어 투자 유망하다.

한국은 LNG 도입물량의 88%를 유가에 연계된 장기계약으로 도입하고 있다. 직접 도입을 통해

도입원가를 낮출 수 있는 케이파워와 같은 IPP의 성장성이 돋보인다.

종합상사의 성장성 확보 수단은 E&P이다. 한국 종합상사들의 생산단계 E&P 중에서 40%가 가스

프로젝트인데 아시아 LNG가격의 완만한 상승 전망은 매우 긍정적이다. 2013년부터 미얀마 가스

전의 수익기여가 본격화 될 대우인터내셔널이 유망 종목이다.

조선업체는 글로벌 LNG 신규공급 확대에 따라 선박발주가 증가할 전망이다. 고선가의 LNG선박은

2008~2010년까지 수주 공백기를 지나 2011년부터 2014년까지 총 110척의 발주가 예상되며

LNG FPSO까지 감안할 경우 시장규모의 대폭 확대가 기대된다. 과거 LNG선박 수주 증가시 선가

상승폭이 클락슨 지수 상승폭을 상회했다는 점에서 수익성에도 긍정적이다. 한편 원전 반대론

확대로 복합화력발전의 성장성도 확산되고 있는데, 현대중공업은 LNG설비와 복합화력발전 프로

젝트 수행경험이 많다는 점에서 가장 투자 유망하다.

LNG 공급자 우위시장의 형성과 완만한 가격상승, 호주, 미국 등 신규공급 프로젝트 활성화로

요약되는 당사 글로벌 산업전망 하에서 KTB투자증권 LNG 유니버스의 Top picks는 한국가스

공사(소비증가), 현대중공업(선박과 복합화력), 성광벤드(선박과 복합화력), 대우인터내셔널(가스

가격), ㈜SK(케이파워의 value)이다. 이 외에 관심종목으로 한국전력, 지역난방공사, 삼성중공업,

대우조선해양, LG상사를 같이 추천한다.

유틸리티

종합상사

조선/기계

Top pick은

가스공사, 현대중공업,

성광벤드, 대우인터내셔널,

SK

표01 KTB투자증권 LNG 유니버스

한국가스공사 한국전력 지역난방공사 현대중공업 삼성중공업 대우조선해양 성광벤드 SK 대우인터내셔널 LG상사

주요지표 종목코드 036460 015760 071320 009540 010140 042660 014620 003600 047050 001120

투자의견 BUY BUY N/A BUY BUY BUY BUY BUY BUY BUY

목표주가(원) 52,000 35,000 N/A 650,000 56,000 54,000 26,000 250,000 50,000 50,000

상승여력(%) 33.5 19.0 N/A 37.3 32.4 32.4 41.7 41.6 26.9 27.1

현재가(원) 2011-05-06 38,950 29,400 78,800 473,500 42,300 40,800 18,350 176,500 39,400 39,350

시가총액(십억원) 3,010 18,862 912 35,986 9,766 7,809 525 8,289 4,050 1,525

ROE(%)

2010 3.9 -0.1 7.9 24.7 23.4 19.9 6.1 8.8 8.2 34.8

2011E 5.4 0.7 11.5 19.3 20.8 13.0 12.7 22.0 15.5 18.8

2012E 4.8 1.0 11.5 20.3 25.0 14.7 17.6 14.2 15.4 16.5

PER(X)

2010 18.2 n/a 11.9 9.4 9.8 8.8 39.5 10.1 29.9 5.2

2011E 10.3 68.4 6.6 9.9 9.0 11.8 13.7 4.5 15.0 7.7

2012E 11.1 46.5 6.0 7.9 6.1 9.2 8.5 5.9 13.0 7.5

PBR(X)

2010 0.7 0.5 0.9 2.1 2.1 1.6 2.4 0.9 2.4 1.6

2011E 0.6 0.5 0.8 1.8 1.7 1.5 1.7 0.9 2.2 1.3

2012E 0.5 0.5 0.7 1.5 1.4 1.3 1.4 0.8 1.9 1.1

EV/EBITDA(X)

2010 13.7 170.2 11.8 8.8 6.6 6.5 26.5 10.6 25.5 15.0

2011E 12.4 21.1 9.7 8.8 6.7 8.7 9.8 5.5 22.6 13.5

2012E 12.5 14.5 9.3 6.7 3.6 6.9 5.9 6.6 20.7 13.3

유틸리티 조선/기계 지주 종합상사

주: 지역난방공사는 컨센서스

자료: KTB투자증권

Analyst 신지윤, 이봉진, 도현우, 오진원 >> 글로벌 LNG Securities

5 pageIndustry Report

Research Center

II. Key Charts & Tables

표02 세계 1차 에너지원 소비전망 (단위: MToe)

자료: EIA, Industry data

2008 2015E 2020E CAGR(15~20)

Coal 3,315 3,892 3,966 1.5 Oil 4,059 4,252 4,346 0.6 Gas 2,596 2,919 3,132 1.6 LNG 176 290 334 5.5

Nuclear 712 818 968 2.6 Hydro 276 331 376 2.6 Biomass and waste** 1,225 1,385 1,501 1.7 Other renewables 89 178 268 9.6 Total 12,272 13,775 14,557 1.4 (비중, %)Coal 27.0 28.3 27.2 Oil 33.1 30.9 29.9 Gas 21.2 21.2 21.5 LNG 1.4 2.1 2.3

Nuclear 5.8 5.9 6.6 Hydro 2.2 2.4 2.6 Biomass and waste** 10.0 10.1 10.3 Other renewables 0.7 1.3 1.8 Total 100 100 100

그림02 세계 LNG 수요와 공급 전망(2007~2020년)

자료: EIA, Industry data, KTB투자증권

8.7%

6.4%

4.2%

5.2%



표03 호주의 LNG생산능력 증가 전망 (2014~2020년) (단위 : MTPA)프로젝트 명 시작년도 2010 ~ 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E

확정적 LNG 프로젝트Darwin LNG 2006 4 4 4 4 4 4 4 4Burrup(NWS Train 1-5) 1989/2004 16 16 16 16 16 16 16 16Pluto1 2011 4 4 4 4 4 4 4Gorgon 2015E 4 8 12 15 15 15Wheatstone 2016E 4 9 9 9Gladstone-QCLNG 2015E 3 5 7 7 7 7APLNG 2015E 5 9 9 9 9 9Gladstone-QCLNG 2014E 4 7 9 9 9 9 9

Sub Total 19 28 42 54 65 72 72 72잠재적 LNG 프로젝트Pluto2 2014E 4 4 4 4 4 4 4Pluto3 2016E 4 4 4 4 4Gladstone 2014E 2 4 4 7 7 7 7APLNG-trains 1-3 2016E 5 9 14 14Shell / Petrochina 2016E 4 8 12 16Ichthys 2017E 9 9 9 9Browse 2017E 4 4 8 8Gladstone-Curtis LNG 2017E 4 4 4 4 4Scarborough 2018E 10 10Gorgon 4 & 5 2018E 5 5 10Sunrise-FLNG 2020E 4 4 4Prelude-FLNG 2020E 4 4 4Sub Total 6 8 16 41 62 85 94Total 34 50 70 106 134 157 166

주: 붉은색 상자 처리된 프로젝트들은 최근 구매계약이나 선박발주로 언론에 많이 거론되는 프로젝트

자료: Bloomberg, EIA, Industry data

그림03 세계 LNG 소비 시나리오


가정. 원전 감소분의 35%를 가스가 대체

시나리오 1

시나리오 2

시나리오 3

시나리오 4



Research Center

그림05 2015년 이후 전 세계 LNG 수출 구도

자료: Platts, Bloomberg, KTB투자증권

그림04 미국의 천연가스 공급전망(1990~2035년) (단위 :TCF/year)

자료: US EIA

History Projections

1%

45%

8%

8%

22%

7% 1%7%Associated with oil

AlaskaCoalbed Methane

Tight gas

Non-associatedoffshore

Non-associatedonshore

Shale Gas

Net Imports

11%

14%

20%

9%

28%

8%2%9%



그림08 영국 NBP 천연가스 선물가격

자료: Bloomberg

11.3

9.49.1

9.5

10.610.610.6

11.9

10.5

4/28일 가격

11

그림09 세계 가스가격과 LNG 수급 전망


11.8

4.2

9.2

그림06

자료: Bloomberg

지역별 천연가스 가격의 비교

12.15

4.2

8.7

17.96

그림07

자료: Bloomberg

국가별 천연가스 가격과 유가 추이



Research Center

그림10

자료: 한국전력

한국의 LNG발전설비 확대전망 그림11

자료: 한국가스공사

가스공사와 케이파워의 국가별 LNG 도입가격

6.5

표04 케이파워의 어닝스 모델 (단위 : 억원)(단위: 억원) 2008 2009 2010 2011E

발전매출 5,676 7,091 8,943 9,391 판매단가(원/KWH) 156.7 126.3 130.7 140

capacity(MW) 1049 1049 1049 1049

평균전력(GW) 9,189 9,189 9,189 9,189

발전량(GWH) 3,621 5,615 6,842 6,708 이용률 39% 61% 74% 73%

13%영업비용 2,766 4,503 4,333 4,348 감가상각 325 326 323 323 재료비 등 2,442 4,177 4,010 4,025 재료비 등 per 생산량(원/KWH) 67.4 74.4 58.6 60.0

도입단가($/MMBTU) 7.4 7.4 6.5 7.0

영업이익 2,909 2,588 4,609 5,043 OPM 51% 36% 52% 54%EBITDA 3,234 2,914 4,933 5,367

영업외수지(net) 140 (167) (144) (150)세전이익 3,049 2,421 4,465 4,893 법인세 836 586 1,087 1,174 순이익 2,213 1,835 3,377 4,019

자료: 케이파워, KTB투자증권



그림12 LNG공급설비 증설에 따른 연도별 LNG선박 발주량 전망


19

31

42

74

69

43

30

그림13 컨테이너+LNG 발주 증가시 국내 Big3 의 수주 점유율 확대


표05 LNG선박 발주량 추정2007 2008 2009 2010 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E

물동량(만CBM) 24,034 24,448 26,123 30,024 34,079 35,536 37,039 38,387 41,841 45,441 49,626 51,874 54,404 55,575

YoY 1.722 6.852 14.933 13.507 4.274 4.229 3.640 8.998 8.603 9.210 4.529 4.878 2.151

size 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16

회전율(항차) 7.53 5.98 5.49 5.78 5.84 5.90 5.96 6.02 6.14 6.26 6.39 6.52 6.65 6.78

선복량(척수) 199 256 298 324 365 376 388 399 426 453 486 498 512 512

선복량(척수) 증분 56 42 27 40 12 12 10 27 28 32 12 14 1

기말 수주잔고 2,230 1,380 660 290 416 715 1,041 1,356 1,271 1,009 548 257

신규수주 390 80 80 236 399 538 576 451 277 151

인도량 480 910 720 440 110 100 211 261 536 540 611 291 263 39

해체량 - 10 - 10 10 10 99 99 99 99 99 99 38 26

연간 LNG선박 발주척수 25 5 - 5 15 25 34 36 29 18 10 - - -

자료: KTB투자증권 추정



Research Center

그림14

자료: 각 사. KTB투자증권

2004년 LNG선 수주 증가시 선가 상승폭 확대

63.9% 49.7%

38.7%

그림15

자료: 각 사. KTB투자증권

2011년 이후 LNG선박 비중 점진적 상승 전망

그림17

자료: 각사, KTB투자증권

종합상사 E&P 수익 비중 그림18

자료: 각사, KTB투자증권

종합상사 가스전 수익 비중

그림16 국내 종합상사 상대주가

자료: Bloomberg, KTB투자증권



III. 글로벌 수급전망III-1. 수급 결론

글로벌 LNG시장 수급전망의 결론이다.

기존 LNG시장 전망의 컨센서스는 “2013~4년까지 약간의 공급초과, 2015년 이후에는 공급과잉

요인이 많은”상황이었다. 중기적으로 카타르 공급증가와 전세계적인 비전통적 가스의 생산증가,

장기적으로는 호주의 대규모 프로젝트들이 수급에 부담요인이기 때문이다. 그러나, 일본대지진 이후

일본의 LNG 대체수요 증가, 원전 확대정책을 썼던 국가들의 에너지정책 변화 가능성이 커지며 결국

“2015년까지는 타이트한 수급, 이후 공급초과 요인 잠재”로 시각이 변화했다. 글로벌 LNG 수요 전망이

상향되며 공급도 대기 중이던 프로젝트의 상업화가 빨라질 것이다. 호주와 미국의 LNG 수출 프로

젝트가 활발해 질 수 있음에 주목한다.

LNG 수요전망의 컨센서스는 2015년까지 연평균 6.5%, 2015년부터 2020년까지는 연평균 2.9% 성장

하여 2020년 소비량은 334MTPA, 금번 세기의 평균 성장률은 4.6%이다. 그러나, 이는 최근 일본대지진

으로 인한 원전 수요감소가 충분히 반영 안 된 측면이 있다. 이에 따라, 원전 감소, LNG 증가로 시나리오

분석을 통해 당사의 view를 수정 제시하는데 2010~2015년까지 6.8%, 2015~2020년까지 성장률은

3.6%로 상승하여 2020년 소비량은 351MTPA로 확대되고 이에 따른 연평균 성장률은 5.2%이다.

2015년까지 신규공급은 현재 건설중인 프로젝트 범위에서 벗어나지 않기 때문에 전망기관들의 예상도

유사하다(CAGR 6.8~6.9%). 문제는 2015년 이후 공급개시가 목표인 현재 건설 전 단계의 프로젝트 전망

이다. 2015년 전까지는 중동의 카타르, 2015년 이후는 호주가 주요 공급증가 국가이다. 호주는 현재

FID(Final Investment Decision) 단계 이전에 있는 여러 프로젝트가 있다. 최근 글로벌 수요전망 상향에

힘입어 높은 개발비용과 미국 Shale가스 확대 등의 악재를 일정부분 극복해갈 전망이다. 신규공급의

보수적 시나리오는 2015~2020년 연평균 1.6%, 2010~2020년 4.2% 성장이다. 당사는 컨센서스를

준용하여 2015~2020년 5.8%, 2010~2020년까지 6.4% 성장할 것으로 예상한다.

가스 spot 가격은 일본지진 직후 급등했지만 다시 제자리로 돌아왔다. 글로벌 벤치마크인 영국 NBP

선물가격을 볼 때 올 동절기에는 강세를 나타낼 전망이다.

중장기 가스가격은 기본적으로 2015년까지는 강세를 전망한다. 아울러, 지역별로 다른 패턴을 보일 것

으로 예상된다. 아시아는 유가에 연계된 가격구조 상, 유가강세와 일본대지진 영향에 따른 spot 수요

증가로 2015년까지 견조한 상승추세가 예상된다. spot 성격이 가장 강한 유럽의 가스 가격은 아시아

잉여물량의 감소 가능성에 따라 상승세를 나타낼 전망이다. 미국 Henry Hub 가격은 아시아와 유럽의

가스가격에 비해 40~50% 수준에 낮은 수준이다. 2015년 이후 미국의 LNG수출과 같은 돌파구가

본격화되기 전까지는 shale가스 증산으로 인한 공급압력 요인이 미국가스가격에 반영될 것으로

전망된다.

2015년까지 타이트한 수급,

이후 공급초과 요인 존재

수요와 공급의 동시 확대

수요는 2020년까지 5.2% 성장

공급은 2015년 이후에 불확실성,

2020년까지 CAG 6.4%를 준용

단기급락한가스선물가격은

2011년동절기강세예고

2015년까지 유럽>아사아>미국으로

지역별 가격강세 예상



Research Center

(단위 : MTPA)표06 세계 LNG 수요공급 추이 및 전망 (2007~2020년)

2007 2008 2009 2010 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020ECAGR CAGR CAGR

(2010~2015) (2015~2020) (2010~2020)

Demand 기존 A 169 171 176 212 235 254 267 283 290 297 306 318 326 334 6.5% 2.9% 4.6%

yoy 증감률 1.6 2.9 20.3 10.9 7.9 5.1 6.3 2.3 2.6 2.9 3.8 2.7 2.4

Demand 상향 B 169 171 176 212 235 254 270 288 294 305 316 327 339 351 6.8% 3.6% 5.2%

yoy 증감률 1.6 2.9 20.3 10.9 7.9 6.5 6.5 2.2 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6

Demand 최대상향 C 169 171 176 212 235 254 272 291 304 322 340 360 380 402 7.5% 5.7% 6.6%

yoy 증감률 1.6 2.9 20.3 10.9 7.9 7.0 7.0 4.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7

Supply 보수적 D 174 174 175 205 235 240 255 257 285 304 308 308 309 309 6.8% 1.6% 4.2%

yoy 증감률 0.0 0.6 17.1 14.6 2.1 6.3 0.8 10.9 6.7 1.2 0.2 0.3 0.0

Supply 컨센서스 E 174 177 189 218 247 258 269 278 303 329 360 376 394 403 6.9% 5.8% 6.4%

yoy 증감률 1.7 6.9 14.9 13.5 4.3 4.2 3.6 9.0 8.6 9.2 4.5 4.9 2.2

Supply 최대 F 176 182 200 227 257 265 274 291 317 354 430 462 506 524 6.9% 10.6% 8.7%

yoy 증감률 3.4 9.9 13.5 13.2 3.1 3.4 6.2 8.9 11.7 21.5 7.4 9.5 3.6

공급초과 최대 F-A 15 22 11 7 8 27 57 124 144 180 190

공급초과 중간 E-B 6 12 4 (2) (10) 9 25 44 49 56 52

공급초과 최소 D-C (7) (0) (14) (17) (34) (19) (18) (33) (52) (71) (93)

자료: EIA, Bloomberg, Industry data

그림19 세계 LNG 수요와 공급 전망


8.7%

6.4%

4.2%

5.2%



2020년까지 전망기관에 LNG소비 기존 컨센서스는 4.6%였다. 그러나, 일본대지진 이후 각국의

에너지정책에서 원자력 성장속도가 후퇴할 것으로 보여 당사는 수요전망을 2020년 컨센서스

334MTPA에서 351MTPA으로 상향조정했다. 이에 따른 2020년까지 CAGR은 5.2%이다. 석탄,

석유 같은 전통 에너지원보다 빠른 성장이지만 일본대지진으로 수요가 급증할 것이라는 기대와는

다소 온도 차가 있다

2010년 세계 LNG 수요는 2009년 경기침체로부터 수요회복과 이상기온으로 무려 20% 증가

했다. 2009년 3%에서 급격한 반등이다. 세계 2위 수입국인 한국의 LNG소비량은 24% 증가했고

한국 소비량의 1/3수준인 중국은 50% 증가했다. 그러나, 향후 소비증가 속도는 2011년 11%,

2012년 8%로 소비증가율은 점진적 하락할 것으로 보인다. 2010~15년 5년 평균증가율은

6.8%로 예상된다. 이후 전개될 수요는 일본대지진으로 촉발된 에너지정책의 변화 가능성,

에너지가격 전망을 검토할 필요가 있다.

일본지진으로 성장률 상향조정

2020년까지

연평균 5.2% 성장 전망

2010년 이상기온과 base

effect로 소비 20% 급증

III-2. 수요 전망

그림20 세계 LNG 소비 전망


4.6%

5.2%

6.6%

그림21

자료: BP, Industry data

세계 LNG 소비(2007~2010년) 그림22

자료: EIA, Bloomberg, Industry data

세계 LNG소비 전망(2015년까지)



Research Center

일본 대지진으로 인한 변화는 단기적으로 일본의 원전 대체수요로서 LNG소비증가이며 중장기적

으로는 각국 원자력발전소 건설이나 수명연장 작업이 차질을 빚는다는데 있다. 하지만, 의미

있는 수급전망에 변화가 나타나기 위해선 적어도 4~5년의 시간은 필요하다. 왜냐하면 에너지

정책이란 것이 변경하는데도 시간이 걸리고 변경하더라도 현실에 나타나기까지는 더 오랜 시간이

필요하기 때문이다.

LNG소비전망을 수행함에 있어서 다음과 같은 사항을 고려했다

▶ 2011년 초에 발간된 EIA의 세계 에너지소비 전망은 2015년에서 2020년까지 연평균 성장률은 1.4%

▶기존 LNG 소비 컨센서스는 2020년까지 연평균 4.6% 성장하여 334MTPA 2020년 LNG의

1차 에너지원 중 비중은 2.3%에 불과

▶ 일본의 대지진 이후 원전 발전량 감소에 따라 일본 내 LNG 소비량 증가가 예상

▶일본의 LNG소비량은 기존 약 70MTPA에서 4`~7MTPA으로 추가될 것으로 예상된다.

1) LNG발전 소모(LNG발전비중 30%)에 41MTPA, 도시가스에 23MTPA 소모 2) 일본 원전

사태로 인한 발전용 LNG 추가수요 연간 4~7MTPA 제시

▶단기적으로는 일본 LNG 소비량 증가, 장기적으로는 세계 원전정책에 영향을 감안하여

‘원전 감소-LNG 증가’를 다음과 같이 작성

▶ 시나리오 1은 원자력발전소비가 2015년 3%, 2020년 10% 감소

▶ 시나리오 2는 원자력발전소비가 2015년 5%, 2020년 20% 감소

▶원자력 발전량 감소분의 35%를 가스발전이 충당한다고 보고 가스소비 증가분을 LNG가

50%, 혹은 100% 대체한다고 가정

▶결론적으로 LNG 증가는 2020년 기존 334MTPA에서 최대 402MTPA로 산출. 소비량 증가분

68MTPA은 2010년 한국 LNG 소비량의 약 2.2배. LNG 선박 약 45척 추가필요

원전 비중 조정과

가스 수요 상향조정

표07 세계 1차 에너지원 소비전망 (단위: MToe)

자료: EIA, Industry data

2008 2015E 2020E CAGR(15~20)

Coal 3,315 3,892 3,966 1.5 Oil 4,059 4,252 4,346 0.6 Gas 2,596 2,919 3,132 1.6 LNG 176 290 334 5.5 Nuclear 712 818 968 2.6 Hydro 276 331 376 2.6 Biomass and waste** 1,225 1,385 1,501 1.7 Other renewables 89 178 268 9.6 Total 12,272 13,775 14,557 1.4 (비중, %)Coal 27.0 28.3 27.2 Oil 33.1 30.9 29.9 Gas 21.2 21.2 21.5 LNG 1.4 2.1 2.3 Nuclear 5.8 5.9 6.6 Hydro 2.2 2.4 2.6 Biomass and waste** 10.0 10.1 10.3 Other renewables 0.7 1.3 1.8 Total 100 100 100

앞선, 기본전망과 일본대지진 이후 시나리오 분석 외에 향후 전세계 LNG소비 혹은 가스 소비에

변화를 가져올 수 있는 요인은 중국, 남미, 그리고 미국의 천연가스 차량으로 판단된다.

중국의 LNG소비는 2008년 3MTPA(전세계 1.8%)에서 2015년 30MTPA(10.2%), 2020년

43MTPA(12.8%)로 확대될 것으로 예상된다. 이는 중국의 도시가스 보급확대 및 석탄발전에

대한 의존 축소정책에 따른 것이다. 즉, 천연가스 소비의 확대로서 LNG도 증가하지만 중국서부

및 중앙아시아로부터 PNG도 확대될 것으로 예상된다.

중국의 LNG 구매계약 사례를 살펴보면 과거에는 주로 카타르와 계약이 많았고 2014년 이후

도입 분부터는 압도적으로 호주로부터 도입을 늘리고 있다. 특이한 것은 이미 확정적으로 확보한

물량이 41MTPA에 달한다는 점이다. 최근 체결된 Sinopec이 호주의 APLNG와 2015년부터

4.3MTPA 도입 계약을 포함한 수치이다. 이러한 장기계약 물량은 2015년 예상 소비량

30MTPA를 훨씬 상회한다는 점이다. 이의 함의는 1) 중국 내부에서는 외부에 알려진 것보다

휠씬 많은 가스소비를 생각하고 있다는 점, 2) 따라서, 글로벌 수요가 예상보다 강할 수 있다는

의미이다.

중국에 이어 또 다른 LNG소비의 변수는 남미대륙이다. 남미대륙의 LNG 소비량은 1.1MTPA에

불과했지만 2008년 아르헨티나, 2009년 브라질, 칠레가 LNG 수입을 시작하며 2010년에는 약

4.5MTPA까지 성장했다. 특히, 세계 천연가스차량(NGV)의 35%가 중남미지역일 정도로 가스차량

인프라가 갖춰져 있어 향후 이 지역의 구매력 상승이 차량증가로 이어질 경우에는 매우 큰 시장이

될 수 있다. 브라질, 아르헨티나는 향후 미국 LNG의 주요 수출 후보로 거론되고 있다.

미국의 천연가스 차량 확대는 글로벌 LNG산업에도 큰 영향을 미친다. 미국 천연가스 차량 확대는

미국의 천연가스가격 상승 및 LNG수출 가능성 하락을 의미하기 때문이다. 천연가스 차량은

전기차와 이차전지, 그리고 석유산업에도 큰 변화를 가져올 수 있는 메가톤급 재료이다 다만,

아직 그 비중이 미미하고 넘어야 할 고비가 많기 때문에 정중동의 모습을 보이고 있을 뿐이다.

향후 가스소비의 3대 변수:

중국, 남미, 미국 가스차량

중국은

천연가스 소비확대 정책으로

글로벌 LNG소비

12.8%까지 확대전망

외부의 예상 소비량을 초과하는

중국 장기 구매계약 체결의 의미

새로운 소비 처로 떠오르는

브라질, 아르헨티나, 칠레

미국 천연가스차량 확대는

글로벌 LNG에도 큰 의미

Industry Report16 page

Research CenterSecurities Analyst 신지윤, 이봉진, 도현우, 오진원 >> 글로벌 LNG

그림23 세계 LNG 소비 시나리오


가정. 원전 감소분의 35%를 가스가 대체

시나리오 1

시나리오 2

시나리오 3

시나리오 4

Research Center



그림24

자료: BP, EIA

중국의 LNG 소비전망 표08

자료: Bloomberg

중국의 가스구매 계약 List (단위: MTPA)

그림25

자료: BP

중남미 LNG 수입의 역사

DominicanRepublic

Chile

Brazil

표09

자료: 미가스차량협회(NGVA)

미국 천연가스차량(NGV) 세제지원 법안

미국의 천연가스차량(NGV)은 약 11만대로 전체 등록대수의 1%도 미치지 못한다. 그러나,

연료비 경쟁 면에서도 NGV은 기존 디젤차량보다 우위에 있고, 유가와 천연가스의 spread가

점차 커지면서 천연가스차량 대안론이 부상하고 있다. 미 EIA에서 에너지등가기준으로 NGV은

기존 경유차량보다 연료비가 42% 저렴하고 2035년까지 50% 이하 수준을 유지할 것이라고

예측하고 있다. 연료비경쟁력은 공공 버스 및 화물차 등 대형차 부문에서 NGV의 성장을 견인

하고 있다. 전기자동차 등장으로 위기에 몰린 오일메이저들은 NGV를 지원하고 있고 직접 미국

가스업체 인수를 통해 가스시장 내 시장점유율을 20%까지 높이고 있다.

천연가스차량의 확산의 걸림돌은 인프라의 부족이다. 미국의 가스 주유소는 약 1,000개뿐이고

건설비용은 일반 주유소의 10배 수준이다. 일반소비자용 가스차량도 부족하다. 현재 Honda의

Civic GX 뿐이고 새로운 모델 출시도 2017년에 가야 한다. 결국 중요한 것은 에너지 정책이다

4월 미 국회에 제출된 새로운 가스차량 지원 법안의 통과여부가 중요하다. 동 법안은 NGV에

대한 다양한 세제지원을 담고 있다.

NGV,

연료비경쟁력 우위로

성장 가능성 풍부

미 천연가스차량의 제약은

인프라 부족.

정책적 변화 여부가 중요

Exporter Export Venture Buyer Term Start Year End Year Volume

AUSTRALIA Australia NWS CNOOC FOB 2006 2031 3.7

INDONESIA Tangguh LNG CNOOC FOB 2007 2032 2.6

MALAYSIA MLNG Tiga CNOOC Xship 2009 2034 3.0

QATAR Qatargas CNOOC Xship 2009 2034 2.0

Flexible Total Portfolio CNOOC Xship 2010 2030 1.0

QATAR Qatargas PetroChina Xship 2012 2037 3.0

Flexible BG Portfolio CLP Xship 2013 2033 1.0

QATAR Qatargas CNOOC TBD 2013 2038 5.0

QATAR Qatargas PetroChina TBD 2013 2038 2.0

Unspecified GDF Suez Portfol CNOOC Xship 2013 2016 0.7

AUSTRALIA Gorgon LNG PetroChina FOB 2014 2034 2.0

AUSTRALIA Gorgon LNG PetroChina TBD 2014 2034 2.3

AUSTRALIA Curtis LNG CNOOC Xship 2014 2034 3.6

AUSTRALIA Browse PetroChina TBD 2015 2035 3.0

AUSTRALIA APLNG Sinopec TBD 2015 2035 4.3

PAPUA N.GUINEA PNG LNG Sinopec Xship 2015 2035 2.0

대상 주요내용

NGV 구입 NGV 구입시 추가되는 비용의 80%까지 세액공제

소형차는 $7,500, 대형트럭은 $64,000가 한도

가스스테이션 비용의 30%까지 적용하던 세액공제를 50%까지 확대 적용

한도는 가스스테이션당 $100,000

집에 설치하는 가스주입기는 $2,000까지 세액공제

Gas 구입 gallon당 50센트의 세액공제

NGV 생산업자 NGV 생산에 대해 세액공제 혜택



2015년까지는 현재 건설 중인 프로젝트만 반영되므로 예측에 큰 차이는 없다. 2015년 이후

전망은 현재 최종투자판단 과정(FID: final investment decision)이전 단계 프로젝트의 진행

속도에 따라 달려 있다. 가장 보수적인 전망은 연평균성장률 4.2%이고 가장 낙관적인 전망은

8.7%이다. 당사는 중간인 6.4% 정도이다. FID 이전 단계 및 MOU단계에 있는 프로젝트 중에 구매

계약이나 선박발주가 유력하다고 거론되는 프로젝트들을 포함시킨 것이다. 구간별로 살펴 보자.

중기적 관점에서 LNG시장 공급은 충분한 상태이다. 특히, 2010~12년까지가 신규 설비 가동이

집중되는 시기이다. 2008년 말부터 2013년 말까지 전세계 LNG capacity 약 51% 증가할 예정이다

(EIA는 47%로 예상). 이러한 LNG공급능력 확대와 함께 Shale gas와 CBM과 같은 비전통적

가스전의 전 세계 확대로 가스수급은 원활할 것이란 게 기존 EIA의 전망이었다. 일본 지진 이전에

발표한 자료이나 EIA는 대륙간 천연가스 운반 Capacity, 즉 LNG와 PNG 설비의 가동률이

20007~8년 82% 수준에서 2011년 70% 아래로 급락한 후 2015년까지 70~75% 사이를 안정적

으로 유지할 것으로 예상했었다.

LNG 신규증설은 카타르에 집중되어있다. 카타르의 LNG 생산능력은 2008년 30MTPA에서

2013년 말 77MTPA으로 대규모 확장, 전세계의 28% 차지할 전망이다. 이미 금년 말이면

73MTPA으로 확대되는데 아직까지 장기판매계약을 체결하지 못한 물량이 약 20MTPA으로

추산된다. 원래 미국으로 수출할 것을 목표로 했지만 미국이 여의치 않자 유럽 등으로 물량을

돌리고 있다. 최근 일본의 LNG 수요 증가는 카타르발 잉여물량을 흡수할 수 있는 요인이 될

전망이다. 단, 카타르는 생산능력에 맞추어 선박도 이미 발주해 놓은 상태이기 때문에 언제든지

아시아 수요에 대응 가능한 물량으로 분류된다.

글로벌 LNG 생산능력은 2012년 카타르가스4 이후 2015년 전까지는 대규모 LNG 설비 준공이

없어서 증가율은 둔화될 전망이다. 그러나, 일본지진으로 다소간 불안요인이 있으나 이러한 불안

요인도 2015년 이후 호주의 대규모 프로젝트들의 생산이 개시되면 해소될 것으로 예상한다.

2020년까지 LNG 생산설비

연평균 6.4% 증가 전망

글로벌 LNG 2008~13년 사이

51% 공급 증가 전망,

글로벌 LNG와 PNG의 가동률은

2015년까지 안정적 기조 예상

카타르 공격적인 Capa 증설,

2013년 글로벌 28% 차지

2013~15년은 공급증가 둔화

III-3. 공급 전망

그림26 세계 LNG 공급 전망


8.7%

6.4%

4.2%

Research Center



표10 세계 LNG생산시설 준공 (2008~2013년) (단위 : MTPA)Country 2008 2009 2010E 2011E 2012E 2013E2013 vs. 2008

카타르 30 39 57 73 77 77 156.7%알제리 20 20 20 20 20 25 25.0%호주 16 19 19 22 24 24 50.0%말레이지아 23 23 23 23 23 23 0.0%인도네시아 21 20 23 25 23 22 4.8%나이지리아 17 12 14 18 20 20 17.6%트리니다드 토바고 14 15 15 15 15 15 7.1%러시아 0 10 10 10 10 12 -이집트 10 9 9 9 11 11 10.0%오만 10 10 9 9 9 9 -10.0%브루나이 7 7 7 7 7 7 0.0%예멘 0 1 4 7 7 7 -아부 다비 6 6 6 6 6 6 0.0%앙골라 0 0 0 0 1 4 -노르웨이 2 3 4 4 4 4 100.0%페루 0 0 2 4 4 4 -적도 기니 4 4 3 3 3 3 -25.0%리비아 1 1 1 1 1 1 0.0%미국 1 1 1 1 0 0 -100.0%World LNG Capacity 182 200 227 257 265 274 50.5%YoY 증감률 3.4% 9.9% 13.5% 13.2% 3.1% 3.4%

그림27

자료: EIA

주요대륙간 천연가스 운송능력 및 전망 그림28

주: EIA는 Tight라는 항목은 지역간 정의가 다르고 데이터가 불확실성이 크기에 그림자로

처리했다고 밝힘

자료: EIA

세계 천연가스 생산형태별 생산전망




표11 호주의 LNG생산능력 증가 전망 (2014~2020년) (단위 : MTPA)프로젝트 명 시작년도 2010 ~ 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E

확정적 LNG 프로젝트Darwin LNG 2006 4 4 4 4 4 4 4 4Burrup(NWS Train 1-5) 1989/2004 16 16 16 16 16 16 16 16Pluto1 2011 4 4 4 4 4 4 4Gorgon 2015E 4 8 12 15 15 15Wheatstone 2016E 4 9 9 9Gladstone-QCLNG 2015E 3 5 7 7 7 7APLNG 2015E 5 9 9 9 9 9Gladstone-QCLNG 2014E 4 7 9 9 9 9 9Sub Total 19 28 42 54 65 72 72 72잠재적 LNG 프로젝트Pluto2 2014E 4 4 4 4 4 4 4Pluto3 2016E 4 4 4 4 4Gladstone 2014E 2 4 4 7 7 7 7APLNG-trains 1-3 2016E 5 9 14 14Shell / Petrochina 2016E 4 8 12 16Ichthys 2017E 9 9 9 9Browse 2017E 4 4 8 8Gladstone-Curtis LNG 2017E 4 4 4 4 4Scarborough 2018E 10 10Gorgon 4 & 5 2018E 5 5 10Sunrise-FLNG 2020E 4 4 4Prelude-FLNG 2020E 4 4 4Sub Total 6 8 16 41 62 85 94

Tota 34 50 70 106 134 157 166

주: 붉은색 상자 처리된 프로젝트들은 최근 구매계약이나 선박발주로 언론에 많이 거론되는 프로젝트


2009~12년이 카타르라면 2015년부터 가동이 예상되는 다수의 호주 LNG 프로젝트가 신규

공급을 주도할 것이다. 호주의 LNG생산능력은 2010년말 19MTPA(전체 9%)에 불과하다.

그러나, 현재 건설 중이거나 FID단계가 끝난 확정적인 프로젝트들이 예정대로 생산 개시한다면

2015년에는 42MTPA(전체 약 14%), 2020년에는 72MTPA(전체 약 18%)로 증가한다.

그리고, 비확정적 프로젝트들, 소위 FID전 단계(Pre-FID)인 잠재적 프로젝트를 모두 반영하면

호주의 생산능력은 2015년에 50MTPA(전체 약 16%), 2020년에는 166MTPA(전체 41%)로

폭발적인 속도로 확대될 수 있다. 즉, 2015~2020년 사이 글로벌 생산능력 확대 규모는 호주

프로젝트의 진행 속도에 달려있다고 봐도 과언이 아니다.

2015~20년의 호주 LNG 프로젝트의 규모는 다음의 변수에 따라 달라질 것이다.

1) 자체적으로는 개발비용이 높아 BEP 가스가격이 8~10달러라는 점이 고려될 것이다. 호주입장

에서 다행스럽게 최근 유가급등으로 아시아의 LNG구입가격이 10달러를 상회하고 있다.

2) 더욱 빨라질 수 있는 측면은 일본대지진 이후 글로벌 LNG 장기 수요전망 상향조정이다.

3) 지연될 수 있다는 측면은 공급 측면에서 북미대륙의 LNG 수출이 변수이다. 미국가스가격이

Henry Hub 기준 6달러 이하를 유지한다면 호주 LNG는 가격 면에서 고전할 것이다.

4) 공급의 안정성이 검증되어야 아시아국가와 장기구매계약이 활발해질 수 있을 것이다.

결론적으로 2015년 이후 수급상황은 수요가 증가하더라도 호주와 이제 설명할 미국의 LNG

수출 가능성이라는 대기공급을 통해 대응해 나갈 수 있다는 결론에 근접하게 된다.

호주, 2015년 이후

대규모 가스전개발 대기 중

호주 잠재물량을 다 더하면

세계 비중 41%도 가능

호주 LNG프로젝트의

진행속도의 변수는?

2015년 이후 수요가 증가하더라도

대기공급은 풍부하다는 결론에 근접

Research Center



그림29

자료: EIA

천연가스의 추출형태별 분류 그림30

주: 붉은색이 가채 매장량, 파란색은 원시 매장량

자료: EIA

전세계 Shale Gas의 지도

최근 미국 가스가격의 약세를 이끌었고 향후 글로벌 가스공급의 변수로 거론되고 있는 Shale

가스에 대해 알아보기로 하자. Shale가스는 새로운 생산방법으로 이해할 수 있다. 가스는 생산

방법에 따라 전통적가스와 비전통적가스로 나뉜다. 참고로 LNG나 PNG는 운반형태에 따른 분류

로서 액화하여 선박을 이용하는 것이 LNG, 기체상태로 파이프라인을 통해 운반되는 것이 PNG

이다.

가스는 석유개발의 부산물로 생산이 시작되었지만 저장과 수송이 어려워 본격적으로 사용되지

않았다. 1859년 미국인 Edwin Drake에 의해 가스가 단독으로 채굴되고 저장과 수송 기술이 발전

하면서 산업전반으로 확대되었다. 전통적(Conventional) 가스는 석유와 함께 부존하는

Conventional associate gas 또는 단독으로 부존하는 Conventional non-associate gas(Free

gas)를 의미한다. 전통적인 방식의 천연가스 개발은 한 곳에 모여있는 가스를 수직시추를 통해

뽑아 올리는 형태이다.

비전통적(Unconventional)가스는 전통적인 가스 이외의 모든 가스를 총칭한다. 예를 들어 셰일

가스(shale gas), 석탄층메탄가스(coalbed methane), 치밀가스(tight sand gas), 가스하이드레이드

(gas Hydrate) 등이 있다. 석탄층메탄가스는 석탄이 매몰된 석탄층에 포함되어 있는 다량의 메탄

가스를, 치밀가스는 투수율이 0.1md 미만인 저류층에 존재하는 가스를 말한다. 가스하이드

레이트는 저온, 고압 조건하에서 천연가스가 물분자와 결합하여 형성된 고체상태의 결정이다

셰일가스는 암석(셰일)층 내 유기물에 흡착된 가스로 과거에는 개발비용이 많이 들어가고 채굴

난이도가 높아서 시장에서 주목 받지 못하였다. 하지만 최근에 수압파쇄기법(hydraulic fracturing

treatment)과 수평시추기술(horizontal drilling), 두 기법을 혼합한 프래킹 등의 기술의 발전으로

과거 12% 정도였던 회수율(Recovery Factor, 궁극 가채 매장량/원시 매장량)이 최근 50%까지

상승하였다. 이로 인해 채굴비용이 $3/mmbtu로 하락하였다. 북미뿐만 이니라 남미, 유럽, 호주,

중국에서도 가채 매장량이 속속 증가하고 있다.

글로벌 LNG 공급 증가,

미국의 Shale 가스

가스의 종류는

전통적가스와 비전통적 가스

비전통적 가스는 Shale가스,

석탄층메탄가스(CBM), 타이트가스

Shale가스는 개발기술 발전과

비용축소로 각광

III-4. Shale 가스란?

그림32

자료: EIA

미국의 Shale gas 및 천연가스 생산량 표12 세계 천연가스 매장량 변화(2000~2009년)



북미대륙의 저렴한 Shale gas 생산 증가는 북미대륙의 가스가격 약세를 유도했다. 북미 Henry

hub가스가격 4달러대로 유가대비 parity가 사상최저이고 아시아의 가스가격대비 50%에 불과한

이유는 Shale gas 영향이 독보적이다. 미국의 Shale gas 생산량은 2007년 1.2TCF, 2008년 대비

2.0TCF, 2009년 3.1TCF로 급증하고 있다. 98년 미국 가스생산량의 1.9%에 불과했지만 2009년

14%를 차지했고 2035년에는 45%까지 확대되어 미국 천연가스의 최대 공급원천이 될 전망

이다. 2035년 미국 천연가스는 현재 11%인 수입비중이 1%로 대폭 축소되는 등, 현재의 모든

형태의 천연가스 생산은 Shale 가스를 제외하고는 다 비중이 축소될 것으로 예상되고 있다.

매장량도 획기적으로 증가 중인데 2009년말 추정치는 전년말대비 76% 증가한 60.6 TCF였다.

2009년 미국의 천연가스 매장량은 244.6TCF이다. Shale가스 매장량 확대와 생산량 증가계획은

소비자에게 긍정적이지만 에너지 수출국가나 Oil Major에겐 위협요인이 아닐 수 없다. 이미 북미

대륙의 Shale가스는 중동과 러시아의 seller들에겐 아시아와 유럽 가스시장을 놓고 경쟁해야 할

대상이 되었다.

2035년 미국 가스공급의

45%을 차지할 전망

저렴한 Shale가스의 개발 가능성

확대로 매장량도 증가 중

그림31 미국의 천연가스 공급전망(1990~2035년) (단위 :TCF/yr)

(단위 :TCF/yr)

자료: US EIA

History Projections

1%

45%

8%

8%

22%

7% 1%7%Associated with oil

AlaskaCoalbed Methane

Tight gas

Non-associatedoffshore

Non-associatedonshore

Shale Gas

Net Imports

11%

14%

20%

9%

28%

8%2%9%

순위 국가 2000 2009 증감률

1 러시아 1492.3 1566.9 5%

2 이란 918.1 1045.5 14%

3 카타르 510.0 895.6 76%

4 투르크메니스탄 91.3 286.1 213%

5 사우디 222.5 279.6 26%

6 미국 177.4 244.6 38%

7 UAE 211.6 227.1 7%

8 베네주엘라 146.6 200.1 36%

9 나이지리아 145.0 185.3 28%

10 알제리 159.7 159.0 0%

전 세계 5951.2 6620.3 11%

자료: BP



Research CenterSecurities

표13 2010~2035년 가스 공급 인프라 지역별, 형태별 투자예상 (단위 : Bil. USD)탐사 및 개발 가스관 LNG* 소계 연평균

OECD 1,863 862 150 2,875 111

북미 1,263 459 24 1,746 67

유럽 419 320 11 751 29

태평양 180 83 114 378 15

Non-OECD 2,680 1,074 397 4,152 160

동유럽 797 383 33 1,213 47

카스피연안 227 84 0 311 12

러시아 525 234 33 792 30

Asia 721 321 94 1,136 44

중국 180 132 48 360 14

인도 129 58 29 216 8

중동 261 221 104 586 23

아프리카 583 60 122 764 29

남미 319 89 44 452 17

세계 4,543 1,936 622 7,101 273

주식시장에 주요 관심사항 중에 하나는 2015년 이후 LNG시장에 변수 미국의 수출 가능성이다.

미국이 LNG 수출을 늘릴 수 밖에 없다는 주장은 가격과 향후 공급과잉에서 출발한다.

❶가격요소이다. 미국의 천연가스 가격은 현재 MMBTU당 4.3달러에 불과하다. 유가에 연계된

아시아 LNG가격의 40% 수준이다. Platts에 따르면 미국 남부해안에서 유럽을 걸쳐 한국까지

돌아가는 현재의 항로에서도 운반비가 $1.9달러/MMBTU로 LNG터미널 건설비용을 감안

하더라도 미국 가스가격이 6달러만 넘지 않는다면 LNG 수출경쟁력은 충분하다고 전한다.

❷ 향후 공급측면이다. Shale가스의 확대에 기인한다. 향후 천연가스차량이 전기차를 대체할 정도의

획기적 수요진작이 없다면 향후에도 미국 내 가스 공급과잉이 지속될 것이 유력하기 때문에

LNG 수출은 불가피하다는 것이다.

하지만 만만치 않은 걸림돌이 존재한다. LNG수출을 반대하는 자들인데 우선, 대규모 가스

수요처인(industrial demand) 기업들이다. 이들은 미국 정부가 수출면허를 발급하는 것은 미국 내

가스가격의 상승을 유발하여 국익을 해치는 일이라고 주장한다. 이들 외에도 Shale 가스의 등장

으로 위기에 봉착한 석탄 광산업체들도 정부에게 신규 가스전 개발이나 해안지역 터미널건설이

환경파괴를 부추기고 광산업의 고용을 악화시킬 것이라며 격렬히 반대하고 있다. 환경론자들은

Shale가스 추출과정에서 발생하는 화학물질이 식수원 오염을 일으킨다고 주장하고 있다. 이들은

다양한 정치 로비활동을 통해서 환경 및 세제와 관련법안에 영향력을 행사하고 있다.

실제로 이러한 현상을 감안해서 인지 EIA가 전망한 2035년까지 세계 가스산업에 투자에 있어

북미대륙 탐사 및 개발은 1,263억불 투자가 예상되지만 LNG는 겨우 24억불(2.5조원)에 불과

하다. 현재까지 공식 수출면허가 부여된 미국의 LNG터미널은 2015년에야 시작하는 3.5MTPA

규모의 Cheniere 프로젝트(Sabine Pass, Texas)가 유일하다.

미국이 LNG 수출할까?

북미 가스의 탁월한 가격경쟁력

향후 Shale 가스 공급량 증가

걸림돌은 정치적인 반발

현재까지 전망은 미미

III-5. 미국은 LNG를 수출할까?

자료: EIA, KTB투자증권



최근 한 글로벌 대형 투자은행은 북미대륙에서 8개의 LNG수출 프로젝트가 추진 중이고 2017년

이면 미국의 LNG수출이 2bcf/d(15MTPA)에 이를 것으로 예상했다. 2009년 미국 생산량

57bcf/d(427MTPA)의 3.5%정도로 규모는 크지 않으나 전통적 에너지수입국가 미국의 에너지

수출이라는 변화에 초점을 맞출 필요가 있다. 가격경쟁력과 Shale 가스 대량생산에 따른 수출 불

가피성에도 불구하고 정치적 걸림돌이 많았던 LNG 시장에 변화를 이끄는 동인은 크게 네

가지로 요약할 수 있다.

첫째, 지난해 쉐브론의 Shale가스업체 아트라스에너지 인수처럼 미국의 Oil Major들이 가스업체

인수가 증가하고 있다. 원래 미국의 가스업계는 중견업체가 다수 포진해있었지만 이제 오일

메이져의 점유율이 20%에 이르고 있다. 메이져들은 공통적으로 LNG를 전략적으로 강화

중이다. 대정부 로비도 강화되고 있다는 보도이다. 에너지산업에 호의적인 공화당이 차기에

집권한다면 환경과 세제관련 법안의 변화를 통해 LNG 수출이 활성화될 것이란 기대가 높다.

둘째, 캐나다가 LNG 생산기지를 건설할 것으로 보여진다. 원래 미국은 가스가 부족한 국가로

캐나다로부터 PNG수입이 많았다. 그러나, 캐나다는 Shale가스로 미국이 자급모드로 들어가는데다

캐나다에서도 오일샌드를 비롯한 비전통적 가스전개발이 확대되기 때문에 수요처 발굴이

절실하다. 태평양 연안 브리티쉬 컬럼비아주의 Horn river shale개발에 따라 아시아로 LNG를

수출하기 위해 세 개 업체가 적극적으로 나서고 있다. 캐나다서부에서 아시아까지 선박으로 9일이

소요되므로 아시아까지 11일 소요되는 호주와 운반비용 측면에선 경쟁력이 존재한다.

셋째, 2014년 파나마운하 확장이다. 1914년 개통된 파나마운하는 길이 305m, 선폭 33.5m, 깊이

12.5m 규모의 선박이 한계였다. 2014년부터는 길이 427m, 폭 55m, 깊이 18.3m로 확대된다.

대형 LNG선이 미국 남동부에서 아시아로 빠르게 이동할 수 있는 경로가 확보되는 것이다. 확장 시,

미국 남부에서 아시아의 예상 소요일자는 약 15일로 2015년 이후 호주와 경쟁할 수 있는 토대를

구축된다. Freeport LNG나 Cheniere의 Sabine Pass 프로젝트는 아시아와 중동, 유럽 발전회사와

수출계약을 체결하고 구체적으로 LNG수출을 추진하는 대표적인 예이다.

네째, 일본대지진으로 인한 수요전망 상향이다. 아직 본격적인 수요증가가 나타나고 있지는 않지만

장기 구매계약 체결을 촉진하며 저렴한 미국 LNG에 대한 수요를 촉발시킬 수 있다.

LNG수출

변화를 이끄는 네 가지 동인

Oil Major의 등장

캐나다의 잉여물량 처리문제

파나마운하 확장으로 호주와

경쟁가능

일본대지진 이후 수요 상향

표14 Oil Major 기업의 전략과 실행구분

BP

Exxon Mobil

Chevron

Shell

Total

Strategy

- LNG사업에 주력

- 주력사업으로 러시아 등 해외사업 선정

- 주주이익 중시

- New Frontier 대규모 탐사 실시

- LNG사업 주력/ 전문기술 활동

- 수익성이 있는 사업의 성장을 통해 자산구축

- 초중질유 사업 및 가스사업 중시

- More upstream and profitable downstream

- 에너지 포트폴리오 확대 재조정

- 비전통적인 자원 개발, 신재생에너지, GTL

, CO2 회수 증 기술 개발 및 상용화

- 천연가스 및 LNG 사업 주력

Action

- 가스개발사업에 거액투자/신재생 에너지 Big brand 보유

- 산유국 국영석유사(NOC)와의 합작사업 강력 추진

- 기발견 매장량 인수에 관한 것은 인수비용이 낮은 안건에 국한

- 중동지역 개발투자에 주력/ 신규LNG 사업주력

- 기술개발에 고액투자/ 다각화에 의한 자산 효율성

- 상류부문으로서의 사업참여기회 확대 촉구

- 신규 LNG사업 주력

- 대형 프로젝트 추진/ LNG설비증설

- 정유 및 GTL 설비용량을 증설하고 신규 성장시장으로 진출

- 오일샌드 설비 증설/ 신규 풍력발전 설비 건설

- 신규 풍력 발전 설비 건설

- LNG 사업 주력/연구개발 강화

자료: 한국가스연맹

Research Center



표15 북미대륙 LNG수출 터미널 추진 현황국적 회사 Project 생산규모(mtpa) 현황

캐나다 Kitimat(Apache), EOG, Encana Kitimat, Canada 9.8 2011년 FID 완료 예정

캐나다 Haisla First Nation Douglas Island - MOU단계, Horn river shale 개발계획

캐나다 Shell Canada Prince Rupert Island - MOU단계. Horn river shale 개발계획

미국 Cheniere Sabine Pass Texas 3.5 FERC에 신청. 2015년 공급개시 목표

중국, 스페인, 프랑스 발전업체와 계약완료

미국 Freeport LNG Port Freeport 10.7 MOU단계. 아직 FID 구체 일정 없음

아시아 혹은 중동국가와 접촉

미국 Dominion Cove Point Maryland - MOU단계. 2015년까지 LNG터미널 건설 계획 발표


그림33 2015년 이후 전 세계 LNG 수출 구도

자료: Platts, Bloomberg, KTB투자증권



세계의 가스가격은 지역별로 큰 격차를 나타낸다. 5/6일 기준 북미는 4.2달러, 영국에서 거래

되는 NBP는 8.7달러이고 아시아는 일본의 2월 평균도입가격 기준 12.2달러이다. WTI유가를

MMBTU로 환산하면 18달러이다. 이들 세 지역의 가스가격이 괴리가 크게 나타나기 시작한 것은

유가의 급등과 미국 Shale가스의 생산확대가 본격화 된 2008년 이후인데 이를 이해하기 위해선

각각의 가격형성 체계를 알 필요가 있다.

아시아의 LNG가격은 유가에 직접 연계되는 형태가 주류이다. 즉, 25년~30년의 구매계약을

맺으면서 물량을 약속하고 가격은 대개 유가의 일차방정식 형태로 협의한다. 계약 당시 구매자와

구입자의 협상력에 따라 기울기, 즉 유가에 연계성이 차이가 난다. 가격의 급등과 급락을 피하기

위해서 유가의 상한과 하한을 두어서 유가가 아무리 올라도 구입하는 LNG가격을 고정시키기도

한다. 이렇게 되면 일차방정식이 S자 형태를 띠게 된다. 기울기 및 상한과 하한이 어떻게 결정

되느냐에 따라 다양한 도입가격이 나타난다. 일본의 구매계약 실례를 보면 대략 12달러 정도

인데 반해 오만은 8달러 대에 도입하고 있다(한국도 국가별로 5~11달러로 상이하다).

반면, 미국은 Shale가스 등 비전통적 가스생산의 급증, 그리고 금융위기를 겪으며 경제침체가

진행되었기 때문에 홀로 약세를 보이고 있다. 지금 미국 Henry Hub가격에는 일본대지진이라

든지 카타르나 호주의 LNG프로젝트가 전혀 영향을 못 미치고 있다.

유럽은 아시아와 미국의 중간 형태로 볼 수 있다. 동유럽 産 계약물량과 영국 인근 북해로부터

유입되는 가스, 그리고 중동 産 spot 잉여물량이 복합적으로 공급에 영향을 주고 있다. 이와 같은

대표성 때문에 일본 지진 이후 천연가스 가격 급등했다고 인용되는 것이 바로 영국의

NBP(National Balancing Point) 익월물이다. 혹자는 일본의 수요가 반응하는데 왜 영국가스가격을

인용하냐고 의아해할 수 있다. 그러나, 그것은 아시아의 LNG spot 시장이 의미가 낮기 때문이다.

아시아 LNG의 spot 거래단위는 340만MMBTU인데 영국 가스현물은 5만, 선물은 1.5만개로

주간단위 거래량에 있어 큰 차이를 만들어 낸다.

가스가격 지역별 격차는

가격형성 배경이 다르기 때문

2008년 이후 확대

아시아의 LNG가격은

유가의 1차 방정식과 S-curve

미국은 가스시장의 섬

유럽은 아시아와

미국의 중간 형태로

Spot 가격 밴치마크

II-6. 가격 전망

그림34

자료: Bloomberg

지역별 천연가스 가격의 비교

12.15

4.2

8.7

17.96

그림35

자료: Bloomberg

지역별 천연가스 가격 추이



Research Center

그런 측면에서 중국의 장기구매계약을 근거로 최근 일본대지진 이후 국제 LNG가격이 크게

오르고 있다는 일부 언론 보도는 큰 오류가 아닐 수 없다.

국제시장에서 통용되는, Financial Times가 일본지진 직후 가스가격 상승을 언급할 때 인용한

영국 NBP 익월물 가격은 지진 직후 투기적 수요 유입으로 $10.6/MMBTU로 단기 급등했지만

3/16일 이후 지속적으로 하락하여 5/6일 현재 $ 9.1/MMBTU까지 하락했기 때문이다. 즉, 글로벌

spot 가스가격은 고점에서 14.2% 하락해서 지진 前은 물론 리비아사태로 국제 에너지가격이

상승하기 이전까지 하락해있는 것이다.

아시아 LNG 가격

단기 급등은 심각한 誤謬

현재 글로벌 spot 가격은 약세

그림36

자료: Industry data

LNG가격 결정형태: S-curve 그림37

자료: Bloomberg

2011년 1월 日 LNG 도입가격과 유가반영 도입가격

표16

자료: Platts

Asia와 유럽의 가스 거래 형태비교 그림38

자료: Bloomberg

UK NBP 단기 가스가격 추이(2011년 이후)

3월 16일

3월 11일(일본지진)

거래단위(MMBTU) 2010 주간 거래량(MMBTU)

아시아 spot LNG 3,400,000 10,000,000

영국 가스 현물 50,000 900,000,000

영국 가스 선물 15,000 3,000,000,000

Brent유 선물 5,800 11,000,000,000



당사가 전망하는 가스가격은 단기적으로 올 동절기 강세, 2015년까지 중기적으로 유럽 위주의

상승세, 장기적으로는 2015년 이후 글로벌 약세이다.

먼저 6개월 여의 가격흐름은 NBP 선물가격 흐름을 참조했다. 최근 근월물은 단기급등 이후 급락

했지만 원월물, 즉 금년 동절기 인도분은 지속적인 상승세를 유지하고 있다. 현재 9달러 초반

에서 연말 11달러 초반으로 상승세를 전망하고 있는 것이다. 대체로 올 여름보다는 동절기에

북반구 난방수요 증가 효과를 예상하고 있는 것으로 보인다. 또한, 일본이 당장은 산업생산 회복이

더디지만 시간이 흐를수록 에너지수요가 증가할 것이란 점을 반영한 듯 하다.

한편, 중장기 가스가격 전망은 지역별로 차이를 보인다. 기본적으로 2015년까지 타이트한 수급,

2015년 이후 공급초과 현상이란 당사의 수급전망을 근거로 했다.

먼저 아시아 LNG는 일본 수요증가로 신규계약 유가 연계성이 강화될 것으로 예상된다. 2008년

유가급등 이후 체결된 구매계약의 유가 연계성(방정식의 기울기)은 85% 내외로 알려져 있다.

그리고, 앞서 언급한 카타르의 중기 공급 충격(미 계약 물량 상존) 및 대기 중인 호주의 대규모

프로젝트 때문에 앞으로 체결될 계약에서 아시아 구매국가가 적극적으로 비율을 낮춰줄 것을 요

구할 것이고 일정부분 성공적일 것이란 전망이 우세했다. 즉, 2015년까지는 기존 계약형태에 따라

원유가에 연동될 전망이고 이후에는 같은 원유가라면 LNG가격이 약세로 갈 가능성이 높았다.

하지만 최근 수요전망이 상향되고 있기 때문에 대체로 2015년까지는 아시아 LNG가격은 상승

흐름, 2015년 이후는 호주나 미국의 신규공급이 늘어나 전반적인 횡보 추세를 예상한다

영국 NBP 가격은 일본대지진 이후 중기적 관점에서 글로벌 LNG소비증가의 가장 큰 영향을

받을 것으로 전망한다. Spot 형태의 거래인데 이제까지 가격 약세 요인 중에 아시아(카타르)의

잉여물량 영향이 컸기 때문이다. 또한, 전반적인 유가강세를 예상하는 가운데 유가에 연계된

아시아가격의 점진적 상승세는 유럽의 가스가격에도 영향을 줄 것으로 예상한다.

미국의 천연가스 Henry Hub 가격은 아시아와 유럽의 가격에 비해 상대적으로 저조할 가능성이

높아 보인다. 앞서 언급한 Shale 가스 때문에 공급이 충분한 상황이기 때문이다. 글로벌 가격과

괴리를 이용해 수출을 도모하지만 2015년 이후에야 가능하기 때문이다. 즉, 유가대비 가스가격

parity 최저 수준에도 불구하고 중기적으로 추가적인 석유나 석탄을 가스로 대체할 수요처가

마땅치 않다는 점(이미 발전소 전환이 완료된 수준에서 천연가스 차량 정도가 남음)에서 계속

해서 글로벌 가스시장의 섬이 될 가능성이 충분해 보인다.

가스가격 전망

단기 가스가격:

동절기 완만한 상승 예상

중장기 가스가격은 지역별 전망

아시아: 유가 연계성 강화로 견조

유럽: 아시아 잉여물량 감소로

타이트한 수급

미국: 가격

2015년까지는 약세 가능성 높아



Research Center

그림39 영국 NBP의 천연가스 선물가격

자료: Bloomberg

11.3

9.49.1

9.5

10.610.610.6

11.9

10.5

4/28일 가격

11

그림40 세계 가스가격과 LNG 수급 전망


11.8

4.2

9.2



IV. 한국의 LNG산업

IV-1. 유틸리티

유틸리티는 LNG value chain 하류에 위치한다. 2009년 기준으로 한국의 LNG 수입량은 일본에

이어 세계 2위로 비중은 14%이다 2010년 한국은 33MTPA의 LNG를 소비했다. 이 중 95.6%는

한국가스공사를 통해서 공급되었고, 나머지 4.4%는 POSCO와 케이파워가 직접 도입한 것이었다.

가스공사의 공급기준으로 한국의 LNG 소비는 1997년 11MTPA에서 2010년 31MTPA으로 3배

가까이 증가했다. 도시가스 보급의 확대와 LNG발전소의 증설에 따른 것이다.

한국의 LNG장기수요 전망은 양호하다.

첫째, 가스공사 평균도입 가격기준 LNG발전의 가격경쟁력은 유류발전보다 50% 이상 우위에 있다.

유가급등으로 복합발전에서 중유대비 LNG의 가격경쟁력은 상당기간 유지될 전망이다.

둘째, 장기 전력수급계획상의 LNG발전설비가 2010년 19.4GW에서 2024년 23.5GW로 확대될 것

으로 예상된다. 특히, IPP(독립발전사업자)의 시장진출이 활발해 질 것이다. 현재 한국 IPP의

LNG설비는 총 6.3GW인데 포스코, 송도에너지 등의 건설중인 발전소만 더해도 2014년에는

10.3GW에 이를 전망이다.

셋째, 가동률이 상승할 수 있기 때문이다. 신규원전 건설 및 원전수명연장 작업이 당초 계획보다

차질을 빚을 가능성이 높아져 LNG 발전 이용이 증가할 것으로 보인다.

LNG산업 전망을 유틸리티 기업에 적용하면 다음과 같다

▶가스공사는 LNG소비량 증가를 통한 외형 확대 측면에서 긍정적이다. 장기적으로 아시아 LNG

가격의 급등 가능성은 낮아 미수금도 점진적으로 감소할 전망이다

▶한국전력은 LNG 비중확대가 원칙적으로는 발전단가 상승요인으로 부정적. 그러나 시급한 전기

요금 인상을 촉진시킬 수 있기 때문에 전체적으로는 중립적이다

▶원가경쟁력이 있는 IPP(케이파워)와 지역난방공사는 중장기적 LNG발전 확대 구도에서 견조한

이익흐름을 이어갈 수 있을 것으로 예상되어 긍정적이다.

한국은 세계 2위 LNG 수입국가

95.6%를 가스공사가 도입

긍정적 장기수요 전망

가격경쟁력

장기수급계획과 IPP

원전의 차질 가능성과 가동률 상승

가스공사 긍정적

한전은 중립적

IPP 긍정적

그림41 한국가스공사 연도별 판매량




Research Center

그림42 한국의 월간 LNG도입가격과 두바이 유가

자료: 에너지통계정보시스템, Bloomberg

그림43

자료: 한국전력

발전설비 확대전망 그림44

자료: 지식경제부

장기전력수급 계획 발전 Mix(2010 vs. 2024)

19,422

23,517



그림45


국가별 LNG 도입 비중 그림46

자료: 한국가스공사, 케이파워, KTB투자증권

가스공사와 케이파워의 국가별 LNG 도입가격

6.5

LNG의 95.6%는 가스공사가 도입한다. 2010년 기준 연간 공급량의 88%를 장기도입계약을 통해

도입했고 12%(3.8MTPA)는 spot 물량을 이용했다. 주요 도입처는 카타르, 오만, 말레이시아, 인도

네시아 등이다. 장기도입계약분을 초과하는 소비량은 5년 미만의 단기계약물량과 spot 물량으로

대응하고 있다. 최근 중국의 공격적인 장기도입계약과 일본 원전사고로 인해 가스공사도 2015년

이후 도입 분에 대한 장기도입계약 추진에 적극적인데 주로 호주 프로젝트 들로 알려져 있다.

한편, 현재 가스공사는 3개의 LNG 터미널을 운영 중이고 삼척터미널을 새롭게 건설 중이다.

수송은 국내 해운회사 5곳과 21척의 LNG수송선에 대해 장기계약을 맺고 있다.

한국가스공사의 2010년 평균 도입가격은 60.7만원/톤이었다. 달러/MMBTU로 환산하면 10.6

달러이다. 미국 가스가격이 4달러 대인데 비해 비싼 이유는 유가에 연계된 계약 때문이다. 장기구

매계약의 건마다 다른 가격 수준을 보이는 게 특징이다. 대체로 10달러 내외이나 2009년부터

도입하기 시작한 예멘, 러시아(사할린)물량의 평균가격은 4.9달러, 5.5달러에 불과하다. IPP인

케이파워는 인도네시아로부터 직접 LNG를 수입하는데 전년 평균 가격은 6.5달러로 추산된다.

가스공사의 88%는

장기계약으로 도입

도입가격은

도입국가별로 달라

표17 한국가스공사의 장기도입 계약 (단위 : MTPA)국가 프로젝트 계약기간 계약물량(백만톤/연)

인도네시아 PERTAMINA 1994 ~ 2014 2.0

1998 ~ 2017 1.0

말레이시아 MLNG 1995 ~ 2015 2.0

2008 ~ 2028 1.5~2

카타르 RASGAS 1999 ~ 2024 4.9

2007 ~ 2026 2.1

오만 OLNG 2000 ~ 2024 4.1

브루나이 BLNG 1997 ~ 2013 0.7

호주 WOODSIDE ENERGY 외 2003 ~ 2016 0.5

GLNG 2015 ~ 2035 3.5

한국 동해가스전 2004 ~ 2018 0.4

예멘 YLNG 2009 ~ 2028 2.0

러시아 SAKHALIN ENERGY 2006 ~ 2028 1.5

이집트 BG 2008 ~ 2016 1.32~1.56

총계 27.5~28.2




Research Center

표18 한국의 주요 IPP 업체 (단위 : 십억원)업체명 발전설비용량(MW) 자산 부채 자본 매출액 영업이익 순이익 순이익률 최대주주 지분율(%)

포스코파워㈜ 2,084 2,546 1,705 233 881 79 42 5% ㈜포스코 85.7

GS EPS㈜ 1,090 945 472 472 795 116 68 9% ㈜GS 70

GS 파워㈜ 900 897 552 344 738 109 69 9% ㈜GS칼텍스 100

케이파워㈜ 1,074 1,023 273 660 894 460 337 38% ㈜SK 100

엠피씨율촌전력㈜ 577 433 312 120 378 45 26 7% ㈜엠피씨코리아홀딩스 100

엠피씨대산전력㈜ 466 152 78 74 54 17 9 17% ㈜엠피씨코리아홀딩스 100

현대그린파워㈜ 400 607 452 155 120 36 30 25% ㈜현대제철 29

자료: Industry data, KTB투자증권

최근 케이파워 실적호조 때문에 ㈜SK의 주가가 급등하며 IPP에 대한 관심이 상승했다. 현재

대표적 IPP들은 아래 에 정리되어 있다. 케이파워의 압도적 이익창출에서 오는 시사점은

IPP업체가 경쟁력 가지기 위해선 싼 가격에 가스 확보가 중요하다는 점이다. 전력의 거래특성상

원가경쟁력에서 수익성차이가 발생하기 때문이다. 우리나라에서 LNG 직도입은 포스코와 케이

파워만 하고 있다. 그럼에도 불구하고 포스코파워 수익성이 처지는 이유는 시장참여원칙인 케이

파워와 달리 포스코파워는 한전과 PPA계약(원가보상방식 전력구매계약)을 맺고 있기 때문이다.

2010년의 호실적을 케이파워가 2011년에도 이어가겠지만 서프라이즈는 쉽지 않을 전망이다.

왜냐하면 2010년 실적호조의 삼박자였던 판매단가 상승, 역사적 가동률, 도입원가 하락의 3박자

중에서 가동률의 추가상향은 어렵고 도입원가는 소폭 상승할 것으로 예상되기 때문이다. 판매

단가와 가동률이 날씨, 전력소비, SMP에 따라 영향을 받기 때문에 예측에 불확실성이 상존하나

현재 수준에선 지난해 정도의 실적을 기대하는 것이 합리적으로 보인다.

한국 IPP 업체에 대한 진단

2011년 케이파워 실적,

2010년 정도 예상

그림47

자료: 기상청, KTB투자증권

평년 대비 기후 변화가 급격했던 2010년 그림48

자료: 한국가스공사, KTB투자증권

한국가스공사 발전용 가스 판매량 월별 추이



표19 케이파워의 어닝스 모델 (단위 : 억원)(단위: 억원) 2008 2009 2010 2011E

발전매출 5,676 7,091 8,943 9,391 판매단가(원/KWH) 156.7 126.3 130.7 140

capacity(MW) 1049 1049 1049 1049

평균전력(GW) 9,189 9,189 9,189 9,189

발전량(GWH) 3,621 5,615 6,842 6,708 이용률 39% 61% 74% 73%

13%영업비용 2,766 4,503 4,333 4,348 감가상각 325 326 323 323 재료비 등 2,442 4,177 4,010 4,025 재료비 등 per 생산량(원/KWH) 67.4 74.4 58.6 60.0

도입단가($/MMBTU) 7.4 7.4 6.5 7.0

영업이익 2,909 2,588 4,609 5,043 OPM 51% 36% 52% 54%EBITDA 3,234 2,914 4,933 5,367

영업외수지(net) 140 (167) (144) (150)세전이익 3,049 2,421 4,465 4,893 법인세 836 586 1,087 1,174 순이익 2,213 1,835 3,377 4,019

자료: 케이파워, KTB투자증권

그림49 전력예비율 추이(2008~2011년)

자료: 에너지통계정보시스템

신고리 1호기 상업운전 개시



Research Center

IV-2. LNG Trading-상사

한국의 종합상사들은 90년대 후반부터 전개된 IT혁명으로 인해 중요한 도전을 받았다. 원거리간

커뮤니케이션에 필요한 비용을 감소시킬 수 있는 점이 종합상사가 영위하던 중개업무에 중대한

영향을 미쳤기 때문이다. 전자결제와 전자무역의 확대로 제조업자에게는 원자재 공급자와 최종

상품소비자와의 거래비용이 감소했으며, 이는 중개 업무에 대한 수요 축소를 초래했다. 또 한국의

종합상사들은 90년대 말 외환위기로 인해 재벌기업들이 해체되면서 큰 타격을 받았다. 종합상사

들은 재벌그룹 내 제조사들의 수출대행을 담당하면서 일종의 금융회사 역할도 했었지만, 제조

업체에서 직접수출의 비중을 높이며 수익성에 타격을 받았다. 때문에 새로운 수익구조를 찾아야

할 필요성이 절실해졌다.

한국 종합상사 태동의 모델이 되었고, 140년간 지속적으로 변신하면서 놀라운 적응력을 보였던

일본의 종합상사들도 80년대 이후 비슷한 문제를 겪었다. 1) 제조업체의 직접판매 증가 2) 제조

업체의 해외주재 사무소 및 지사 설립 증가 3) 중공업 기계 플랜트 수출 증가에 따른 A/S 문제 (제

조업체 직접 수출이 경쟁력 높음) 4) 종합상사간 과도한 외형 경쟁 등이었다. 특히 한국과 마찬

가지로 90년대 중반 이후 IT기술발전이 제조업체와 실수요자 간의 유통 및 상품거래 구조를 단순화

시키며 수익성이 저하되었다. 이로 인해 종합상사 사양론(斜陽論)까지 제기되면서 부진에 빠졌다.

이에 일본의 종합상사들은 기존의 자사 브랜드를 활용한 자본, 정보력, 인력의 통합적 운용으로

E&P, 자국기업 해외진출 지원, PF 등 새로운 비즈니스 모델 개발로 대응하였다. 그 결과 수익성이

개선되며 다시 한 번 전성기를 맞고 있다. (2010년 회계연도 기준 5대 상사 순이익 합 163억달러

예상 YoY +100%. 2003년 16.4억달러 대비 +896% 증가). 실적호조에 가장 큰 영향을 끼치는

사업분야는 E&P이다. 종합상사들의 순이익에서 E&P부문이 차지하는 비중은 51%(가중평균)에

달하고 있다.

한국의 종합상사들도 이를 벤치마킹해서 90년대 말부터 활발히 자원개발사업에 뛰어들었다.

2000년대 중반까지는 크게 두각을 나타내지 못하다가 최근 수익성이 가시화 되고 있다. 이유는

통상 E&P 탐사부터 생산까지 이르는 기간이 10년 내외이기 때문에 현시점이 초창기 투자했던

프로젝트에서 수익이 본격적으로 발생하는 시점이기 때문이고, 최근 국제 원자재 가격이 큰 폭으로

상승한 것이 수익에 영향을 미치고 있기 때문이다. 2011년 국내 주요 종합상사들의 세전이익 기준

으로 자원개발에서 얻고 있는 수익비중이 대우인터내셔널 12.5%, LG상사 63.5%, 현대상사

67.0%에 달할 것으로 예상된다. 현재 개발단계인 프로젝트들이 생산이 개시되면 이 비중은 더욱

더 커질 것으로 예상한다.

종합상사들이 E&P부문에서 빠른 발전을 할 수 있었던 이유는 기존의 해외 인력망을 통한 빠른

정보의 습득, 주로 진출해있었던 저개발 자원부국과의 협상 노하우, 여러 가지 사업수행 경험으로

인한 빠른 적응력 때문이었다.

한국 종합상사들은 90년대 말

IT혁명과 재벌해체로 인해

수익성에 큰 타격

일본 종합상사들 역시

80년대 이후 비슷한 문제로 부진

E&P를 비롯한 신규 사업 발굴로

다시 전성기를 맞은 일본종합상사

이를 벤치마킹해 한국 종합상사들도

E&P에 활발히 투자

최근 수익성이 가시화

E&P부문에서의 종합상사들의

빠른 발전 이유



표20 한국과 일본 종합상사의 비교구분 한국 일본

설립년도 1975년 1870년

설립배경 정부의 수출촉진을 위한 창구 육성 (수출거래 중심) 외국 상관에 대항한 민족계 무역회사 육성(수입, 국내거래 중심)

발전과정 종합상사에서 출발 섬유,철강 등 전문상사에서 종합상사로 발전

사업구조 무역거래 위주에서 유통, 건설 부문으로 확대 무역,내수유통, 제조 등의 전분야 지주회사 내지 독자그룹

취급품목 제한적 산업재에서 소비재까지 전분야

자료: 무역협회, KTB투자증권

표21 일본 종합상사의 역할과 기능의 진화

상사의 참여패턴 확대

상사의 역할 확대

메이지-2차 대전 전

거래중개형₁

기술 도입, 자원수입,

제품 수출

발전기반 형성기 고도성장기

1950년대 1960년대

거래중개형+발전된 거래 중개형₂

수출시장 개척, 국내시장 개척

경제조정기 성숙경제 이행기

1970년대 1980년대

거래 중개형+발전된 거래중개형

+프로젝트형₃

E&P, 해외진출 지원

경제시스템 전환기

1990년대

거래중개형+발전된거래중개형₃

+프로젝트형+솔루션 프로바이더형₄

신기술 개발, 신규사업 창출 벤처,

중기 지원, 자원권의 확보, 유통합리화

자료: 무역협회, KTB투자증권

주: 1. 제조업체의 조달과 판매를 중개, 도매사업 참여 포함

2. 상품을 포함한 산업재 분야에서 업, 다운스트림으로의 전개에 따른 사업영역의 확대( 상품기획, 원료 조달, 가공, 자원개발, 금융)

3. 복수의 영업, 영업지원 부문이 연계

4. 노하우를 활용해 사업 창출, 일본에 없는 해외기술,시스템,비즈니스모델 도입

매출액 영업이익 순이익2008 2009 2010 2011E 2008 2009 2010 2011E 2008 2009 2010 2011E

대우인터내셔널 8,027 9,138 13,805 16,811 120 159 160 214 70 113 72 197

LG상사 4,398 3,711 5,387 6,213 79 146 127 154 44 87 238 186

SK네트웍스 16,684 17,246 20,719 22,356 356 358 235 254 196 137 168 253

현대상사 2,106 2,248 3,249 3,964 42 56 48 67 34 22 40 59

GS글로벌 1,154 1,216 1,875 32 15 27 24 20 33

MITSUBISHI 230,060 184,499 236,843 261,353 5,834 2,172 4,318 5,543 3,916 2,669 5,188 6,209

MITSUI 154,269 120,956 131,673 144,947 3,838 1,785 3,926 4,769 1,824 1,565 4,665 5,798

SUMITOMO 121,109 87,996 107,285 114,618 2,924 1,541 2,759 3,170 2,287 1,545 2,617 3,044

ITOCHU 130,829 110,255 140,945 153,133 2,934 1,632 3,271 3,916 1,742 1,364 2,163 2,923

MARUBENI 111,415 83,745 110,995 120,348 2,327 1,285 1,837 2,272 1,115 1,013 1,712 2,182

표22 한국, 일본 종합상사 실적 추이 (단위:백만달러)


주: 2011년 예상치는 컨센서스



Research Center

그림50 국내 종합상사 수출액 비중

자료: KITA, 각사, KTB투자증권

그림51 국내 종합상사 상대주가


그림52


일본 종합상사 상대주가 그림53


글로벌 E&P 업체 상대주가



국내 종합상사들이 최근에는 광물자원 투자비중을 늘리고 있지만, 현재 생산단계에 있는 프로

젝트는 석유, 가스 비중이 높다(75.7%). 특히 가스 (40.0%) 비중이 크다. 이는 자원개발분야에서

선진국 업체보다 뒤늦게 뛰어든 국내업체들이 이미 상당부분이 개발되어있는 유전보다는 개발

기회가 많이 남아있었던 가스전에 많이 참여했기 때문이다. 대우인터내셔널이 2013년부터 생산

하는 미얀마 프로젝트 (국내에서 참여한 E&P 프로젝트 중 최대 규모)에서 수익이 창출되고, 현대

상사의 예멘LNG 프로젝트에서 배당금이 본격적으로 들어오면 가스전의 비중은 더 올라가게

된다. (74.2%) 이 때문에 향후 종합상사들의 자원개발 수익에는 가스 및 LNG 가격이 가장 큰 영향을

미친다고 볼 수 있다.

종합상사들이 보유하고 있는 주요 가스전으로는 미얀마 A-1, A-3(대우인터내셔널 50% 지분

보유), 베트남 11-2(대우인터내셔널 4.9%, LG상사 11%, 현대상사 4.9%), 오만 KOLNG(대우

인터내셔널, 현대상사 각각 1%), 오만 West Bukha(LG상사 50%), 카타르LNG(LG상사 0.3%, 현대

상사 0.4%), 예멘LNG(현대상사 3%)가 있다.

이 중 미얀마 A-1, A-3는 생산량 전량이 장기판매계약이 되어있고 판매단가는 두바이유가와

연동된다. 오만 KOLNG는 연간 660만톤 생산량 중가스공사 물량 (연간 400만톤), 오사카가스 물량

(70만톤)은 JCC와 연동되어있고 나머지는 Spot으로 판매된다. 베트남 11-2는 컨덴세이트는

유가에 연동되고 가스는 전량 물가상승률 감안한 고정가격에 페트로베트남에 공급된다. 카타르

LNG는 연간 생산량 700만톤 전량을 한국가스공사에서 도입하는데 역시 가격은 JCC와 연동이

되어있다. 2012년 말부터 배당이 들어오는 예멘LNG는 연간 생산량 670만톤 중 200만톤을 한국

가스공사에서 들여오고 (가격은 JCC 연동) 나머지 470만톤을 GDF-Suez와 Total이 Spot으로

미국에 판매하기로 되어있다. 미국의 Henry-Hub 가격을 적용 받는다. 이 역시도 미국 가스가격이

약세이고, 운송비도 많이 들기 때문에, 참여자들 간에 해당물량을 아시아에 팔고 차익을 공유하는

방안을 논의 중이다.

이처럼 국내업체들이 투자한 가스전은 일부물량을 제외하고는 아시아 역내에서 소비되기 때문에

아시아 가스가격을 적용을 받는다. 아시아가스가격은 유가 연계성이 강하기 때문에 타 지역보다

상대적으로 강세를 보이고 있다. 향후 일본 수요증가 등으로 인해 유가 연계성은 더 강화될 것으로

예상되기 때문에, 가스전 지분을 보유한 종합상사들에게는 유리한 상황이 지속될 수 있을 것으로

예상한다.

위에서 언급한대로(Ⅲ

20110509 lng 0509 11시imgstock.naver.com/upload/research/industry/... · 2011. 5. 11. ·...

Documents