액화플랜트는 생산된 천연가스를 약 -162℃까지 냉각하여 액화하는 시설이다. IGU 보고서에 의하면, 2017년 1월 현재 전세계 액화플랜트의 용량은 339.7MTPA로, 2015년말보다 약 35MTPA 증가했다. 같은 달 현재 총 114.6MTPA의 액화플랜트가 건설 중인데, 대부분 미국(57.6MTPA), 호주(31.1MTPA)와 러시아(16.5MTPA)에서 건설하고 있다. 2017년에는 미국, 호주, 카메룬, 말레이시아, 인도네시아와 러시아에서 총 47.6MTPA의 신규 액화플랜트가 완공될 것으로 예상된다. 현재 건설단계인 프로젝트가 예정대로 완공되면, 2018년경 호주가 카타르를 제치고 제1위의 액화용량 보유국이 되고, 미국은 수년 후 주요 LNG 수출국으로 부상할 것으로 예상된다.

2017년 1월 기준 제안이 이루어진 액화플랜트 프로젝트의 총용량은 879MTPA로 대부분은 미국(335MTPA)과 캐나다(329MTPA)의 프로젝트다. 하지만, 최근 캐나다의 일부 대형 프로젝트가 철회됐다. 이는, 캐나다 프로젝트가 미국 프로젝트에 비해 그린필드 프로젝트로서 액화플랜트 건설뿐만 아니라 천연가스전과 파이프라인 개발을 위한 신규 투자가 필요해 자본비용이 높고 정부의 사업승인이 지연되고 있으며 조세 또한 사업자에게 불리하기 때문인 것으로 보인다.

현존 액화플랜트의 약 80%는 Air Products사의 액화공정을 채택하고 있다. 그리고, 건설 중인 액화플랜트 용량 중 59%(68.2MTPA)가 동사의 액화공정을 채택하고 있다.

액화플랜트 프로젝트는 LNG 밸류체인 중 가장 큰 규모의 투자가 이루어지는 단계이며, 개발 및 운영 과정에서 다양한 리스크의 영향을 받는다. 우선, LNG 가격을 좌우하는 유가가 낮고 반면에 프로젝트 비용이 높을 경우 프로젝트 경제성이 악화되어 추진이 어려워진다. 건설비 상승 등으로 인한 비용초과 또한 유의해야 하는 위험이다. 액화플랜트의 단위원가는 2000~2008년 톤당 평균 413달러에서 2009~2016년 987달러로(그린필드 프로젝트의 경우 507달러에서 1,389달러로) 상승했고, 그로 인해 다수의 프로젝트에서 최종투자결정(FID) 당시 예상치보다 30~50%의 비용초과가 발생한 것으로 보고됐다. 그리고, 물량 리스크를 경감하기 위해서는 장기구매계약 체결을 통해 안정적 LNG 수요를 확보할 필요가 있다.

액화플랜트 프로젝트를 성공적으로 추진하기 위해서는 LNG의 원료라고 할 수 있는 피드가스를 확보하는 것도 긴요하다. 다수의 천연가스 생산국에서 자국수요량이 증가함에 따라 수출보다 자국수요 충족을 우선시하는 경향이 나타나고 있다. 일례로, 호주는 내수시장의 수급불안을 우려해 올해 7월부터 5년간 한시적으로 정부가 LNG 수출을 제한할 수 있도록 하는 내수시장 가스공급안정화제도(ADGSM)를 시행하고 있다. 이러한 수출제한을 비롯해 인허가, 지역주민 또는 원주민의 민원, 조세, 환경 등과 관련한 정치적 내지 법적 리스크 또한 중요하게 고려해야 한다.

전통적으로 액화플랜트 사업모델은 대부분 천연가스전 권리자가 액화플랜트를 소유하는 통합구조 모델을 따랐다. 하지만, 최근 미국에서 주목할 만한 변화가 미국에서 일어나고 있다. 톨링 모델이 그것이다. 톨링 모델하에서, 액화플랜트 소유자는 이용자에게 액화서비스를 제공하고 이용자로부터 용량요금과 종량요금을 지급받는다. 용량요금은 액화플랜트의 고정비를 보상할 수 있도록 액화서비스 이용 여부와 무관하게 부과되고, 종량요금은 변동비를 보상할 수 있도록 이용량에 비례하여 부과된다. 피드가스의 조달책임과 가스가격 변동 리스크는 이용자가 부담한다.

톨링 모델은 풍부하고 유동적인 미국 천연가스시장과 더불어 글로벌 LNG 거래의 양상에 중대한 변화를 일으키고 있다. 유가 대신에 헨리허브 지수에 가격을 연동시키고 목적지제한 조항이 없는 거래가 증가하고 있다. LNG 수요자가 직접 피드가스를 조달하는 경우 take-or-pay를 통해 LNG 구매물량을 확약할 필요도 없다. 이는 LNG 재판매 및 차익거래를 확대함으로써 글로벌 LNG 시장의 유연성 제고에도 기여하고 있다.

법무법인(유한) 태평양 박진표변호사