액화천연가스

3. 역사

19세기 초 카니아르 드 라 투르(Cagniard de la Tour)는 기체를 액화할 수 없는 온도가 존재한다는 것을 밝혔다. 19세기 중후반에는 모든 기체를 액화하려는 노력이 집중적으로 이루어졌으며, 마이클 패러데이(Michael Faraday), 제임스 줄, 윌리엄 톰슨(켈빈 경) 등 많은 과학자들이 이 분야에서 실험을 수행했다. 1886년 카롤 올셰프스키(Karol Olszewski)는 천연가스의 주성분인 메탄을 액화시켰다.^[5] 1900년까지는 헬륨을 제외한 모든 기체가 액화되었고, 헬륨은 1908년에 액화되었다.

1918년 미국에서 천연가스의 대규모 액화가 처음으로 이루어졌는데, 이는 미국 정부가 일부 천연가스의 소량 성분인 헬륨을 추출하기 위한 방법이었다. 이 헬륨은 제1차 세계 대전 중 영국 비행선에 사용될 예정이었다. 액체 천연가스(LNG)는 저장되지 않고 재기화되어 즉시 가스관에 주입되었다.^[5]

1915년 고드프리 캐벗은 매우 낮은 온도에서 액체 기체를 저장하는 방법에 대한 특허를 받았다. 1937년 리 투미(Lee Twomey)는 천연가스의 대규모 액화 공정에 대한 특허를 받았다. 그의 특허는 천연가스를 액체로 저장하여 한파 속에서 최대 에너지 부하를 줄이는 데 사용하는 것이 목적이었다.^[5]

이스트 오하이오 가스 사는 1940년에 오하이오주 클리블랜드에 대규모 상업용 LNG 플랜트를 건설했는데, 이는 세계 최초의 플랜트였다.^[5] 1942년에는 추가적인 저장시설을 증설하여 저장용량을 늘렸다. 이 플랜트는 3년 동안 성공적으로 운영되었다.

클리블랜드 플랜트는 1944년 10월 20일 사고로 인해 130명의 사망자를 냈다.^[6] 이 화재로 LNG 시설의 추가 설비가 몇 년간 지연되었다.

1959년, LNG를 운반하도록 개조된 미국의 리버티 선인 ''미세인 파이오니어''호가 미국 걸프만 연안에서 영국으로 LNG를 운반하면서 업계가 재개되었다. 1964년 6월에는 세계 최초의 LNG 전용 운반선인 ''미세인 프린세스''호가 취역했다.^[7] 알제리에서 대규모 천연가스전이 발견되면서, 알제리 가스전에서 프랑스와 영국으로 LNG를 수송하면서 LNG 국제 무역이 빠르게 성장했다.

미국의 LNG 산업은 1965년 여러 새로운 플랜트 건설과 함께 재개되었고, 이는 1970년대까지 계속되었다. 수압파쇄("프래킹")에 의해 촉진된 미국의 천연가스 생산의 급증(2010~2014)으로 인해, 많은 수입 시설이 수출 시설로 전환되고 있다. 미국의 첫 LNG 수출은 2016년 초에 완료되었다.^[8]

2023년까지 미국은 세계 최대 LNG 수출국이 되었으며, 이미 건설 중이거나 허가된 프로젝트로 2027년까지 수출 능력이 두 배로 증가할 것이다.^[9] 최대 수출업체는 셰니어 에너지 Inc., 프리포트 LNG, 그리고 벤처 글로벌 LNG Inc.였다.^[10] 미국 에너지 정보청(EIA)은 2023년 미국이 4.3조 세제곱피트를 수출했다고 보고했다.^[11]

4. 생산

천연가스는 LNG 플랜트를 통해 공급되며, 이곳에서 물, 황화수소, 이산화탄소 및 기타 불순물이 제거된다. 이러한 불순물은 저장에 필요한 낮은 온도에서 얼거나 액화 설비를 손상시킬 수 있다. LNG는 일반적으로 90% 이상의 메탄을 함유하며, 소량의 에탄, 프로페인, 뷰테인, 약간의 중 알칸, 질소를 포함한다. 정제 과정을 통해 거의 100% 메탄을 얻을 수 있다.^[12] LNG의 위험 중 하나는 차가운 LNG가 물과 접촉할 때 발생하는 급격한 상변화(RPT)에 의한 폭발이다.

LNG 생산에는 액화 및 정제 시설(LNG train)이 필요하다. LNG는 선박에 적재되어 재기화 터미널로 운송되며, 재기화 터미널에서 가스 형태로 변환되어 팽창한다. 재기화 터미널은 일반적으로 지역 분배 회사(LDCs) 또는 독립적인 전력 플랜트(IPPs)에 천연가스를 분배하기 위한 저장 및 파이프라인 분배 네트워크에 연결된다.

LNG 산업은 대부분의 LNG 플랜트가 파이프라인이 연결되지 않은 외딴 지역에 위치하고, LNG 처리 및 운송 비용이 높기 때문에 지난 세기 후반에 걸쳐 느리게 발전했다. LNG 플랜트 건설에는 MTPA 용량 1개당 최소 15억달러가 소요되며, 수입 터미널에는 1일 처리량 10억 세제곱피트당 10억달러, LNG 선박에는 2억달러~3억달러가 소요된다.

2000년대 초, 새로운 기술 등장과 여러 기업의 액화 및 재기화 투자로 LNG 플랜트, 수입 터미널 및 선박 건설 비용이 하락했다. 이는 에너지 분배 수단으로서 LNG의 경쟁력을 높였지만, 최근 자재 비용 상승과 건설업체 수요 증가로 가격 상승 압력이 발생했다.

유럽과 일본 조선소에서 건조된 125000m³급 LNG 선박의 표준 가격은 이전에는 2.5억달러였다. 한국과 중국 조선소가 경쟁에 참여하면서 경쟁 심화로 이익률이 감소하고 효율성이 향상되어 비용이 60% 절감되었다. 또한 세계 최대 조선업체인 일본 엔화와 한국 원화의 평가절하로 인해 달러 가격도 하락했다.

2004년 이후 대량의 주문으로 인해 조선소 슬롯 수요가 증가하여 가격이 상승하고 선박 건조 비용도 증가했다. LNG 액화 플랜트의 톤당 건설 비용은 1970년대부터 1990년대까지 꾸준히 하락하여 약 35% 감소했다. 그러나 최근 자재 가격 상승과 숙련된 노동자, 전문 엔지니어, 설계자, 관리자 및 기타 사무직 전문가 부족으로 인해 액화 및 재기화 터미널 건설 비용이 두 배로 증가했다.

미국 북동부의 천연가스 부족 우려와 나머지 지역의 천연가스 잉여로 인해 미국에서는 많은 새로운 LNG 수입 및 수출 터미널이 계획되고 있다. 이러한 시설의 안전에 대한 우려는 일부 지역에서 논란을 일으키고 있다. 롱 아일랜드 사운드에서 TransCanada Corp.와 쉘의 합작 사업인 Broadwater Energy는 뉴욕 쪽에 LNG 수입 터미널 건설을 시도했으나, 지역 정치인들의 반대에 부딪혔다. 2005년 뉴욕 상원의원 척 슈머와 힐러리 클린턴도 이 프로젝트에 반대했다.^[25] 메인(Maine) 해안을 따라 제안된 여러 수입 터미널 계획도 높은 수준의 저항과 의문에 직면했다. 2013년 9월 13일, 미국 에너지부는 Dominion Cove Point의 미국과 자유무역협정을 체결하지 않은 국가에 LNG를 하루 최대 약 21803971875.84L³ 수출하는 신청을 승인했다.^[26] 2014년 5월, FERC는 Cove Point LNG 프로젝트에 대한 환경 영향 평가를 마무리했으며, 제안된 천연가스 수출 프로젝트는 안전하게 건설 및 운영될 수 있다는 결론을 내렸다.^[27] 또 다른 LNG 터미널이 현재 조지아주 엘바 아일랜드(Elba Island)에 건설될 예정이다.^[28] 미국 걸프 해안 지역의 3개 LNG 수출 터미널 계획도 조건부 연방 승인을 받았다.^[26][29] 캐나다에서는 노바스코샤주 가이스버러(Guysborough) 근처에 LNG 수출 터미널이 건설 중이다.^[30]

기저부하(대규모, >1 MTPA) LNG 프로젝트는 천연가스 매장량,^[36] 구매자^[37] 및 자금 조달이 필요하다. 입증된 기술과 입증된 계약자를 사용하는 것은 투자자와 구매자 모두에게 매우 중요하다.^[38] 필요한 가스 매장량은 20년 동안 MTPA당 1조 세제곱피트(tcf)의 가스이다.^[36]

LNG는 규모의 경제 때문에 상대적으로 대규모 시설에서 가장 비용 효율적으로 생산되며, 정기적인 대량 선적을 통해 시장에 직접 공급할 수 있는 해상 접근이 가능한 지역에 위치한다. 이를 위해서는 충분한 용량의 안전한 가스 공급이 필요하다. 이상적으로는 중간 운송 인프라 비용과 가스 감소(운송 중 연료 손실)를 최소화하기 위해 가스 원천 근처에 시설이 위치한다. 대규모 LNG 시설 건설 비용이 높기 때문에 시설 이용률을 극대화하기 위한 가스 원천의 점진적인 개발과 기존의 재정적으로 감가상각된 LNG 시설의 수명 연장이 필수적이며 비용 효과적이다. 특히 대규모 설비 용량과 상승하는 건설 비용으로 인한 판매 가격 하락과 결합될 때, 모든 이해 관계자의 우려 사항이 해결되더라도 기존 시설보다 환경 친화적일 수 있음에도 불구하고 새로운, 특히 그린필드 LNG 시설을 개발하는 경제적 검토/타당성 확보가 어려워진다. 높은 재정적 위험으로 인해 투자 결정을 내리기 전에 장기간 가스 공급/채굴권 및 가스 판매를 계약적으로 확보하는 것이 일반적이다.

4. 1. 주요 LNG 생산 시설

5. 상업적 측면

5. 1. 무역

2006년 카타르는 세계 최대 LNG 수출국이 되었으며,^[79] 2012년에는 전 세계 LNG 수출의 25%, 2017년에는 26.7%를 점유했다.^[79][84]

2013년 이후, 미국의 셰일가스 생산 증가와 미국, 유럽, 아시아 간 천연가스 가격 차이로 인해 미국 내 수출 시설 투자가 증가했다. 2016년, 체니어 에너지는 미국 최초로 LNG 수출 허가를 받았다.^[8] 2018년 미국-EU 합의 이후, 미국에서 EU로의 수출이 증가했다.^[87] 2021년 11월, 미국의 벤처 글로벌 LNG는 중국 시노펙과 20년 LNG 공급 계약을 체결하여 중국의 미국산 천연가스 수입량이 두 배 이상 증가할 것으로 예상된다.^[88][89] 2021년에는 아시아 구매자들이 유럽보다 더 높은 가격을 제시하며 미국산 LNG 수출이 급증했으나, 2022년에는 대부분의 미국 LNG가 유럽으로 향하며 상황이 역전되었다.^[90] 미국의 LNG 수출 계약은 주로 15~20년 동안 체결된다.^[91] 멕시코만 프로젝트 가동으로 2024년 미국의 수출량은 13.3Bcf/d에 이를 것으로 예상된다.^[92]

1964년, 영국과 프랑스는 알제리로부터 천연가스를 수입하는 최초의 LNG 무역을 시작했다.

2014년에는 19개국이 LNG를 수출했다.^[79]

2013년 기준, 천연가스 시장 규모는 원유 시장의 약 72%였으며(열량 기준),^[93] LNG는 그중 작지만 빠르게 성장하는 부분을 차지했다.

일본, 대한민국, 스페인, 프랑스, 이탈리아, 타이완은 에너지 부족으로 인해 대량의 LNG를 수입한다. 2005년 일본은 5,860만 톤의 LNG를 수입하여 당시 세계 LNG 무역량의 약 30%를 차지했다. 같은 해 대한민국은 2,210만 톤, 2004년 타이완은 680만 톤을 수입했다. 이 세 주요 수입국은 세계 LNG 수요의 약 3분의 2를 차지한다. 스페인은 2006년 약 820만 톤을 수입하여 세 번째로 큰 수입국이 되었으며, 프랑스도 비슷한 양을 수입했다. 후쿠시마 제1 원자력 발전소 사고 이후 일본은 전체 LNG 수입의 3분의 1을 차지하는 주요 수입국이 되었다.^[94]

2012년 유럽의 LNG 수입은 30% 감소했고, 2013년에는 남미와 아시아 수입국들이 더 많은 비용을 지불하면서 24% 더 감소했다.^[95] 유럽의 LNG 수입은 2019년 새로운 최고치를 기록했고, 2020년과 2021년에도 높은 수준을 유지하다가 2022년에는 더욱 증가했다.^[91] 주요 공급국은 카타르, 미국, 러시아였다.^[96]

2017년 전 세계 LNG 수입량은 2억 8,980만 톤에 달했으며,^[97] 2017년 전 세계 LNG 수요의 72.9%는 아시아에 집중되었다.^[98]

액화 플랜트와 탱커 설계 개선으로 1980년대 LNG 액화 플랜트 건설 비용은 연간 톤당 350USD/tpa에서 2000년대 200USD/tpa로 낮아졌지만, 2012년에는 강철 가격 상승 등의 이유로 연간 톤당 1000USD/tpa까지 치솟았다.^[79]

2003년까지 이러한 현상을 "학습 곡선" 효과로 보고 앞으로도 계속될 것이라고 예상했지만, LNG 비용의 꾸준한 하락이라는 인식은 깨졌다.^[83]

그린필드 LNG 프로젝트 건설 비용은 2004년 이후 급등하여 2008년에는 연간 용량 톤당 약 400USD에서 1000USD로 증가했다.

LNG 산업에서 비용 급증의 주요 원인은 다음과 같다.

# 전 세계적으로 진행 중인 석유 프로젝트 증가로 인한 EPC 계약업체 가용성 저하.^[20]

# 원자재 수요 급증으로 인한 원자재 가격 상승.

# LNG 산업에서 숙련되고 경험 있는 인력 부족.^[20]

# 미국 달러 가치 하락.

# 세계에서 건설 비용이 가장 높은 지역 중 하나인 외딴 지역에 건설되는 프로젝트의 매우 복잡한 성격.^[99]

고비용 프로젝트를 제외한 2002년부터 2012년까지 120% 증가는 UCCI 지수에 보고된 상류 석유 및 가스 산업의 물가 상승과 더 일치한다.^[99]

2007년~2008년 금융 위기와 세계 금융 위기로 원자재와 장비 가격이 전반적으로 하락하여 LNG 플랜트 건설 비용이 다소 감소했지만,^[100][101] 2012년에는 LNG 시장에 대한 자재 및 노동 수요 증가로 인해 이러한 감소 효과는 상쇄되었다.

5. 2. 수입

6. LNG 가격

LNG 가격은 다양한 요인에 의해 결정되며, 여러 가지 가격 시스템이 존재한다.

• 원유 연동 계약: 일본, 한국, 대만, 중국에서 주로 사용되는 방식이다. 일본 원유 칵테일(JCC) 또는 인도네시아 원유 가격(ICP)과 연동되는 경우가 많다.
• 원유, 석유 제품 및 기타 에너지 운반체 연동 계약: 유럽 대륙에서 주로 사용되는 방식이다. 브렌트 원유 가격, 중유 가격, 경유 가격, 가스 오일 가격, 석탄 가격, 전력 가격 등 다양한 요소와 연동된다.^[106]
• 시장 연동 계약: 미국과 영국에서 사용되는 방식이다. 최근 미국산 LNG 수입 계약은 헨리 허브 가격과 연동되는 경우가 있다.^[107]

• CP: LNG 가격
• BP: 기본 가격 (협상에 따라 정해지는 상수)
• β: 기울기
• X: 연동 지수 (예: JCC, ICP, 브렌트 원유 가격 등)

7. 액화 기술

현재 C3MR, Cascade, Shell DMR 등 다양한 액화 기술이 사용되고 있다. APCI 기술이 LNG 플랜트에서 가장 많이 사용되며, Philips Cascade 기술이 그 뒤를 잇는다.^[119]

대규모 기저부하 LNG 플랜트에 사용 가능한 액화 공정은 다음과 같다.(보급 순서대로)^[118]

2016년 1월 기준, 전 세계 LNG 액화 설비의 명목 용량은 301.5 MTPA(연간 백만 톤)였으며, 건설 중인 설비는 142 MTPA에 달했다.^[119] APCI 기술은 LNG 플랜트에서 가장 많이 사용되는 액화 공정이다. 운영 중이거나 건설 중인 100개의 액화 설비 중 총 용량 243 MTPA에 달하는 86개의 설비가 APCI 공정을 기반으로 설계되었다. 필립스(Phillips)의 Cascade 공정은 두 번째로 많이 사용되는 공정이며, 총 용량 36.16 MTPA에 달하는 10개의 설비에서 사용된다. 쉘(Shell)의 DMR 공정은 총 용량 13.9 MTPA의 3개 설비에서 사용되었으며, 마지막으로 린데(Linde)/스타토일(Statoil) 공정은 스노휘트 4.2 MTPA 단일 설비에 사용된다.

8. 저장

9. 수송

10. 환경적인 영향

천연가스는 에너지 단위당 CO₂ 배출량이 가장 적은 화석 연료이기 때문에, 최선의 친환경 화석 연료로 여겨진다. 동일한 양의 열을 기준으로, 천연가스를 태우면 석탄을 태우는 것보다 약 45%, 석유를 태우는 것보다 약 30% 적은 CO₂가 발생한다.^[129] 바이오메탄은 거의 이산화탄소 중립적이며 대부분의 이산화탄소 배출 문제를 피할 수 있다. 바이오메탄을 액화(LBM)하면 LNG와 같은 기능을 한다.^[130]

킬로미터 당 이송된 기준으로 LNG의 배출량은 파이프라인으로 된 천연가스보다 낮다. 이것은 다량의 가스가 러시아로부터 수천 킬로미터 파이프라인화되는 유럽에서 특히 중요한 문제이다. 그러나, LNG로 이송된 천연가스의 배출량은 수송과 연관된 배출량으로서 연소라는 점에서 지역에서 발생한 천연가스로 생성된 것보다 더 높았다.^[131]

그러나 미국의 서해안에서는 미국의 프랙킹 붐 이전에 3개의 새로운 LNG 수입 터미널 건설이 제안되었는데, 태평양 환경(Pacific Environment), 저렴한 청정 에너지를 위한 납세자(RACE), 그리고 라이징 타이드와 같은 환경 단체들이 이에 반대했다.^[132] 이들은 천연가스 발전소가 동일한 석탄 발전소보다 이산화탄소를 약 절반 정도 배출하지만, LNG 생산 및 발전소로의 수송하는 데 필요한 천연가스 연소는 천연가스만 연소할 때보다 이산화탄소를 20~40% 더 배출한다고 주장했다.^[133] 2015년 동료 심사 연구에서는 미국에서 생산되어 유럽이나 아시아에서 소비되는 LNG의 전체적인 수명주기를 평가했다.^[134] 그 결과 다른 화석연료 연소 감소로 인해 전 세계 이산화탄소 생산량이 감소할 것이라는 결론을 내렸다.

11. 안정성과 사고

LNG는 연료이자 가연성 물질이므로, 안전하고 신뢰성 있는 운영을 보장하기 위해 LNG 시설의 설계, 건설 및 운영 단계에서 특별한 조치가 필요하다. 액체 상태의 LNG는 폭발하지 않으며 자체적으로는 타지 않는다. LNG가 타려면 먼저 증기화되어 적절한 비율(5%~15%)로 공기와 혼합된 후 점화되어야 한다. 누출 시 LNG는 빠르게 기화되어 가스(메탄과 미량의 가스)로 바뀌어 공기와 혼합된다. 이 혼합물이 점화 범위 내에 있으면 발화 및 열적 발화의 위험이 있다. LNG를 연료로 사용하는 차량에서 가스가 누출되면 1주일 이상 실내에 주차되어 있을 경우 폭발 위험이 발생할 수 있다. 또한, 낮은 온도로 인해 LNG 차량 연료 충전 시에는 동상을 피하기 위한 교육이 필요하다.

LNG와 관련된 주요 사고는 다음과 같다.

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