액화천연가스

에너지 밀도와 다른 물리적 특성

발열량은 가스를 액화하는 데 사용되는 공정과, 사용하는 가스원에 따라 달라진다. 발열량의 레인지는 +/-10 ~ 15 퍼센트의 스판 범위를 가질 수 있다. LNG의 고위 발열량의 전형적인 값은 약 50 MJ/kg 또는 21,500 BTU/lb 이다. LNG의 저위 발열량의 전형적인 값은 45 MJ/kg 또는 19,350 BTU/lb 이다.
다른 연료들과의 비교를 위해, 발열량은 MJ/liter로 표현되는 에너지밀도로 알려진 볼륨당 에너지의 항으로 표현할 수 있다. LNG의 밀도는 대략 0.41 kg/liter ~ 0.5 kg/liter이며, 온도, 압력, 조성에 따라 달라진다. 참고로 물의 밀도는 1 kg/liter 이다. 0.45 kg/liter의 중앙값을 이용하면, 전형적인 에너지밀도값은 22.5 MJ/liter(높은 발열량의 경우) 또는 20.3 MJ/liter(낮은 발열량의 경우)이다.
(볼륨에 기초한) LNG의 에너지밀도는 CNG보다 대략 2.4배 커서 LNG의 형태로 배로 천연가스를 수송하는 것이 경제적이다. LNG의 에너지밀도는 프로판과 에탄올에 필적하지만, 가솔린의 70%, 디젤의 60%이다.

생산

LNG 플랜트로 천연가스를 공급하여 물, 황화수소, 이산화탄소와 기타 성분들을 제거하는 처리를 한다. 이것들은 저장에 필요한 낮은 온도 이하에서 동결하거나 액화 설비를 파괴하게 하는 것들이다. LNG는 일반적으로 90% 이상의 메탄을 함유하고 있다. 또한 소량의 에탄, 프로판, 부탄, 약간의 중 알칸, 질소를 함유하고 있다. 거의 100% 메탄을 얻기 위해 정제 프로세스가 설계된다. LNG의 위험 중의 하나는 급격한 상변화(Rapid phase transition: RPT)에 의한 폭발이며, 이것은 차가운 LNG가 물과 접촉할 때 발생한다.
LNG 생산과 수송에 필요한 가장 중요한 기반시설은 하나 또는 그 이상의 LNG train(액화 및 정제 시설)으로 구성된 LNG 플랜트이다. 각각의 LNG train은 가스 액화를 위한 독립적인 유니트이다. 현재 운용중인 가장 큰 LNG train은 카타르에 있다.
최근까지 Trinidad와 Tobago에 있는 Atlantic LNG의 Train 4였는데 이것은 5.2 million metric ton per annum(mmtpa)이고, 다음으로 이집트에 있는 SEGAS LNG가 5 mmtpa로 뒤따르고 있었다. Qatargas II 플랜트는 두 개 train의 각각에 대해서 7.8 mmtpa의 생산용량을 가진다. LNG는 선박에 적재되고 재기화 터미널로 운반된다. 거기에서 가스로 변환되어 팽창하게 된다. 재기화 터미널은 일반적으로 로컬 분배 회사(Local distribution companies: LDCs) 또는 독립적인 전력 플랜트(Independent power plants: IPPs)에 천연가스를 분해하기 위한 저장 및 파이프라인 분배 네트워크에 연결된다.

상업적 측면

LNG 가치사슬의 상업적인 개발에 있어서, LNG 공급자는 먼저 하위 수요자에게 판매를 확신시켜야 하며, 긴 기간 동안 (일반적으로 20~25년)의 계약을 맺게 된다. 수요자가 이를 수용하고 미개척 프로젝트가 실현가능하다고 간주될 때에 비로소 LNG 프로젝트의 스폰서들이 개발과 운용에 투자를 할 수 있게 된다. 따라서 LNG 액화 사업은 강력한 재정적 정치적 자원을 가진 플레이어에 한정되어 왔다. 주요한 국제 오일 회사(IOCs)로는 ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, BG Group, Chevron를 들 수 있고 Pertamina와 Petronas와 같은 국영 오일 회사(NOCs)가 실제적인 플레이어들이다.
LNG는 선박으로 특별히 제작되어서 세계를 항해하게 된다. LNG의 무역은 공급자와 수용 터미널 간의 SPA(sale and purchase agreement)에 싸인을 함으로써, 그리고 수용 터미널과 최종 사용자 간의 GSA(gas sale agreement)에 싸인을 함으로써 완료된다. 대부분의 계약 조건들은 가스의 수송에 대해 판매자 책임을 포함하는 DES 또는 ex ship을 이용한다. 낮은 선박 건조 비용과 더불어, 구매자들은 신뢰할만하고 안정적인 공급을 보장받는 것을 선호한다. 그러나 FOB의 조건을 가진 계약이 증가하였다. 그러한 조건 하에 종종 선박을 보유하거나 독립적인 캐리어를 장기간 전세 계약한 구매자는 수송에 대해 책임을 지게 된다.
LNG 구매 계약은 가격과 볼륨 모두에 있어서 상대적으로 거의 유연성이 없는 긴 기간 동안에 대해 하게 된다. 만일 연간 계약 물량이 확정되면, 구매자는 제품에 대한 수령 및 지불을 의무적으로 해야 한다. 또는 수령하지 않더라도 지불해야만 한다. 이것은 take-or-pay contract(TOP) 의 법적 의무로 일컬어진다.
1990년대 중반에 LNG는 구매자의 마켓이었다. 구매자의 요구에 따라 SPAs는 볼륨과 가격에서의 약간의 유연성을 가지기 시작했다. 구매자는 TOP, 효력을 가지는 16년 이하의 단기간 SPAs에서 보다 많은 상위 및 하위의 유연성을 가졌다. 동시에 화물에 대한 대체 목적지, 차익 거래가 허용되었다. 21세기를 맞이하면서 시장은 판매자 위주가 되었다. 그러나 판매자는 보다 복잡하게 되었고, 차익거래 기회를 공유하는 제안을 하며, S-커브 가격으로부터 떠나고 있다. OPEC에 상응하는 천연가스의 OGEC의 탄생에 관한 많은 토론도 있어 왔다. 가장 큰 그리고 세번째로 큰 가스를 저장하고 있는 러시아와 카타르는 마침내 그러한 움직임을 지지하였다.
2003년까지 LNG 가격은 오일 가격에 비슷하게 따랐다. 그 이후로 LNG와 오일 간의 연결이 여전히 강력한 데도 불구하고, 유럽과 일본에서의 LNG 가격은 오일 가격보다 낮아졌다. 반면에 미국과 영국에서의 가격은 최근에 급등했다. 그리고 공급과 저장에서의 변화의 결과로 떨어졌다.
1990년대와 2000년대 초반에 시장은 구매자로 옮겨 갔다. 하지만 2003년과 2004년 이후 가격에 대한 최선의 평가치로서 넷백(net-back) 방식으로 이루어진 강력한 판매자 마켓이 되었다.
미국에서의 비전통적인 오일 및 가스의 현재의 급등은 미국에서의 더 낮은 가스 가격을 초래하였다. 이것은 Henry Hub index에 기초하여 가스를 수입하기 위한 아시아의 오일관련 가스 시장에서의 토론을 이끌었다.
벤쿠버에서의 최근의 높은 수준의 컨퍼런스, Pacific Energy Summit 2013은 아시아와 미국으로부터의 수출을 위한 이들 지역 간의 LNG 무역 관련하여 토론을 위해 정책 입안자들을 소집하였다.
인도, 일본, 한국, 대만, 중국, 그리스, 벨기에, 스페인, 이탈리아, 프랑스, 영국, 미국, 칠레, 도미니크 공화국 및 다른 여러나라를 포함하는 약 18개국에 존재하는 수용 터미널이 존재한다. 아르헨티나, 브라질, 우루과이, 캐나다, 우크라이나 등의 나라에서 새로운 수용(gasificaiton) 터미널을 건설할 계획을 가지고 있다.

수입

1964년에 영국과 프랑스는 에너지의 새로운 기원을 목격하고 알제리로부터 가스를 사는 LNG 무역을 했다.
오늘날 19개의 나라만이 LNG를 수출한다.
원유 시장과 비교할 때 천연가스 시장은 원유 시장의 약 60%이다. LNG는 작지만 급격하게 성장하고 있는 부문이다. 이러한 성장의 대부분은 깨끗한 연료와 오일의 높은 가격에 기인하는 대체 효과에 대한 수요에 의한다.
대한민국, 일본, 스페인, 프랑스, 이탈리아, 대만은 에너지 부족으로 대량의 LNG를 수입한다. 2005년에 일본은 58.6 million ton을 수입하여 세계 LNG 무역의 약 30%를 차지했다. 같은 해에 대한민국은 22.1 million ton을 수입하였다.
2004년에 대만은 6.8 million ton을 수입하였다.
이들 3대 주요 구매처는 세계 LNG 수요의 약 2/3 를 구매한다. 추가적으로 스페인은 2006년에 8.2 mmtpa 가량 수입하여 3번째 큰 수입국이 되었다. 프랑스 또한 스패인과 비슷한 양을 수입하였다. 2011년 3월 후쿠시마 다이이치 원전사고(Fukushima Daiichi nuclear disaster)로 일본은 전체의 1/3에 해당하는 주요 수입국이 되었다.
유럽 LNG 수입은 2012년 30% 떨어졌고, 2013년에는 남미와 아시아 수입국가들이 더 많은 비용을 지불함에 따라서 24%로 더 떨어질 전망이다.

화물 목적지 변경

LNG SPAs에 기초해서 LNG는 사전에 승인된 목적지로 예정된다. LNG의 목적지 변경은 허용되지 않는다. 그러나 만일 판매자와 구매자가 상호 협약을 맺으면 화물의 목적지 변경이 허용된다. 이것은 목적지 변경에 따라 발생하는 추가 이익을 서로 나누는 조건이 된다. 유럽연합과 다른 어떤 사법권에서는 LNG SPAs에서의 이익 공유 조항을 적용하는 것을 허용하지 않는다.

LNG 플랜트의 비용

오랜 기간 동안 액화 플랜트 및 탱커의 설계 개선은 비용절감의 효과를 가져왔다.
1980년대에 LNG 액화 플랜트를 구축하는 비용은 tpa(tonne per year) 당 350$이었다. 2000년대에는 $200/tpa 였다. 2012년에 그 비용은 $1,000/tpa 로 높아졌다. 이것은 부분적으로 철 가격이 증가하였기 때문이다.
최근인 2003년에는 미래로 지속하는 ‘학습효과’를 취하는 것이 일반적이었다. 하지만 LNG에 대해 서서히 떨어지는 가격의 이러한 인식은 지난 몇 년간에 내동댕이 쳐졌다.
미개척의 LNG 프로젝트의 건설비용은 2004년부터 이후까지 치솟기 시작했고, 용량의 연간 톤당 $400에서 2008년에는 용량의 연간 톤당 $1,000 로 증가하였다.
LNG 산업에서의 치솟는 가격의 주요 이유는 다음과 같이 기술될 수 있다.
1. 특별히 높은 수준의 진행중인 세계적인 석유프로젝트의 결과로 인한 EPC 계약자의 낮은 가용성
2. 원자재에 대한 수요 급증의 결과로 높은 원료 비용
3. LNG 산업에서의 기술 및 경험있는 인력의 부족
4. 달러의 평가절하
2007~2008년의 글로벌 금융 위기는 원재료와 장비 가격의 일반적인 감소를 가져왔고 LNG 플랜트의 건설비용을 다소 줄일 수 있었다. 그러나 2012년 LNG 시장에 대한 재료와 인력에 대한 수요가 증가하여 기준 이상이 되었다.

소규모 액화 플랜트

소규모 액화 플랜트는 그것이 사용되는 지역에 가깝게 LNG 생산이 가능하도록 하는 장점이 있다. 이러한 근접성은 LNG 수송과 제품 비용을 감소시킨다. 또한 장시간의 수송 중에 발생하는 추가적인 온실가스 배출을 방지한다.
소규모 LNG 플랜트는 발생할 수 있는 지역적인 천연가스 비상 저장(peakshaving)이 가능하여, 높고 낮은 주기의 수요 동안에 천연가스의 가용성에 균형을 맞출 수 있다. 또한 지역의 공급 시스템에 설치하고 저장된 LNG를 위한 천연가스 파이프라인이 필요없다.

Oil parity

오일 패리티는 오일과 동등한 기준의 배럴로서 원유의 가격(Barrel of oil equivalent basis)에 해당하는 LNG 가격이다. 만일 LNG 가격이 BOE 항목으로 원유의 가격을 초과한다면 그 상황은 broken oil parity(브로큰 오일 패리티)라고 부른다. 0.1724의 계수는 full oil parity를 초래한다. 대부분의 경우에 LNG의 가격은 BOE 항에 있어서 원유의 가격보다 낮다. 특별히 동아시아에서 2009년에 몇몇 부분적인 화물 거래에 있어서 오일 패리티는 full oil parity에 근접했거나 심지어 oil parity를 넘어섰다.

S-curve

많은 공식들은 S-curve 를 포함한다. 가격 공식은 오일 가격과 다르며, 구매자에게 높은 오일가격, 판매자에게 낮은 오일가격의 충격을 줄인다.

JCC와 ICP (JCC and ICP)

대부분의 동아시아 LNG 계약에서, 가격공식은 Japan Crude Cocktail(JCC)라고 불리는 일본으로 수출되는 한 바스켓의 crude로 인덱스가 된다. 인도네시아 LNG 계약에서는 가격 공식이 Indonesian Crude Price(ICP)와 연결된다.

Brent and other energy carriers

유럽대륙에서 가격 공식 indexation은 같은 형식을 따르지 않으며 계약마다 달라진다. 브렌트 원유가격(Brent crude price: B), 중유 가격(Heavy Fuel Oil price: HFO), 경유가격(Light Fuel Oil price: LFO), 가스오일 가격(Gas Oil price: GO), 석탄가격, 전기 가격과 일부의 경우에 있어서 소비자와 생산자 가격 indexs는 가격공식의 연동(indexation) 요소들이다.

Price review

보통은 당사자들이 LNG SPAs에서의 가격조정 또는 가격 재개를 촉발할 수 있는 조항들이 존재한다. 어떤 계약에서는 가격개정을 촉발하기 위한 두 가지 옵션이 존재한다. 일반적인 경우와 특별한 경우이다. 일반적인 경우는 가격 검토의 목적으로 LNG SPAs에서 승인되고 정의되는 날짜에 하게 된다.

저장

현대의 LNG 저장 탱크는 완전 밀폐형이며, 벽 사이로 매우 효율적인 단열재를 포함하고 있으며 철근 콘트리트 외벽과 고 니켈 강철 내부 탱크(high-nickel steel inner tank)로 되어 있다.
큰 탱크는 낮은 종횡비(높이 대 폭)와 돔형 강철 또는 콘크리트 지붕을 지닌 원통형이다. 이들 탱크에서의 저장 압력은 매우 낮아 10 kPa(1.45 psig, 0.1bar)이하이다. 때때로 더 비싼 지하탱크가 저장을 위해 사용된다. 더 작은 양(말하자면 700m3 (190,000 US gallons) 이나 그 이하)은 수평 또는 수직으로, 진공 외피로 된 압력 용기에 저장될 수 있다. 이들 탱크는 50 kPa 부터 1,700 kPa(7 psig ~ 250 psig) 이하의 압력이 될 수 있다.
LNG는 압력에 관계없이 액체로 남아 있도록 하기 위해서는 차갑게 유지해야 한다. 효율적인 단열에도 불구하고 LNG 속으로 약간의 열누설(heat leakage)이 불가피하게 발생하고 결과적으로 LNG의 기화가 발생한다. 이 증발 가스는 LNG를 차갑게 유지하는 역할을 한다. 증발 가스는 일반적으로 압축되어 천연가스로 배출되거나 저장소로 재액화하여 반환된다.

수송

LNG는 화물시스템이 손상이나 누설이 되지 않도록 하는 이중 선체(double hull)로 특별하게 설계된 배로 수송된다. 몇 가지 특별한 누설 테스트 방법이 LNG 선박의 멤브레인 화물 탱크의 무결점 테스트를 위해 사용될 수 있다.
탱커의 가격은 약 USD 200 millon 정도이다. 수송과 공급은 가스 비지니스의 중요한 측면이다. 왜냐하면 천연가스 비축은 보통은 소비자 시장과는 일반적으로 매우 떨어져 있다. 천연가스는 오일보다 훨씬 더 큰 볼륨이며, 대부분의 가스는 파이프라인을 통하여 수송된다. 이전의 Soviet Union, 유럽 및 북미에서는 천연가스 파이프라인 네트워크가 있다. 천연가스는 더 높은 압력에서도 덜 조밀하다. 천연가스는 고압 파이프라인을 통하여 오일보다 훨씬 빨리 이동하지만 낮은 밀도로 인해 하루당 에너지의 양의 5분의 1만 전송할 수 있다. 천연가스는 선적하기 전에 파이프라인 끝에서 보통 LNG로 액화된다.
LNG 선박으로부터 육상의 저장소로 화물을 이동하기 위해 짧은 LNG 파이프라인을 사용할 수 있다. 긴 파이프라인은 선박이 항만 시설로부터 더 먼 거리에서 LNG를 하역하도록 개발 중에 있다. 이것은 LNG를 차갑게 유지하기 위한 조건 때문에 파이프 기술상의 파이프가 필요하다.
LNG는 탱커 트럭, 철도 탱커, LNG 캐리어로 알려진 목적선으로 수송된다. LNG는 때때로 탱커의 용량을 증가시키기 위해 극저온으로 유지된다.
첫 상업용 ship-to-ship transfer(STS)는 2007년에 Scapa Flow에 있는 Flotta Facility에서 선박 Excalibur 와 Excelsior 간의 LNG 132,000 m3 로 수행되었다. 이송은 멕시코의 걸프에서 Belgian gas tanker owner인 Exmar Shipmanagement에 의해서도 수행되었는데 기존의 LNG 캐리어에서 LNGRV(regasification vessel) 선박으로의 이송이 포함되어 있다. 상업적인 경험 이전에 LNG는 필요에 따라 오로지 특수한 경우에만 선박 간에 이송되었다.

터미널

액화 천연가스는 종종 바다와 같이 장거리에 대해 천연가스를 이송하는 데 사용된다. 많은 경우에 LNG 터미널은 오로지 LNG를 수출, 수입하기 위해 특별히 만들어진 항구이다.

냉장

단열재는 LNG를 충분하게 차갑게 유지할 수 없다. 필연적으로 열누설이 LNG를 데우고 증기를 만들게 된다. 업계의 관행은 LNG를 끓는 극저온으로 저장하는 것이다. 즉, 액체는 그것이 저장되는 압력(대기압)에 대해서 끓는점으로 저장된다. 증기가 끓고, 상변화에 대한 열이 액체로 남아 있도록 차갑게 한다. 절연은 매우 효율적이기 때문에 상대적으로 소량의 기화만으로도 온도를 유지할 수 있다. 이 현상은 auto-refrigeration 이라고도 불린다.
육상 기반의 LNG 저장 탱크에서의 기화 가스는 보통은 압축되어 천연가스 파이프라인 네트워크로 공급된다. 몇몇 LNG 캐리어는 기화 가스를 연료로 사용한다.

환경적인 영향

천연가스는 최선의 친환경 화석 연료로 여겨진다. 왜냐하면 에너지의 단위 당 CO2 배출이 최소이며, 높은 효율로 combined cycle power station에 이용되는 데 적합하기 때문이다. 동등한 양의 열에 대하여, 천연가스를 태우면 석탄을 태우는 것보다 약 45%, 석유를 태우는 것보다 약 30% 덜 CO2가 발생한다.
킬로미터 당 이송된 기준에 있어서 LNG로부터의 배출은 파이프로 된 천연가스보다 낮다. 이것은 다량의 가스가 러시아로부터 수천 킬로미터 파이프화 되는 유럽에서 특별한 이슈가 되었다. 그러나, LNG로 이송된 천연가스의 배출은 수송과 연관된 배출로서의 연소라는 점에서 지역에서 발생한 천연가스로 생성된 것보다 더 높았다.
그러나 미국의 West Coast에서는 3 개의 새로운 LNG 수입 터미널이 제안되었을 때, Pacific Environment, Ratepayers for Affordable Clean Energy(RACE), Rsing Tide와 같은 환경 단체들은 그것을 반대하는 움직임을 보였다. 그들은 천연가스 전력 플랜트가 동급의 석탄 전력 플랜트의 약 1/2 이산화탄소를 배출하는 반면에, 천연가스만을 태우는 것보다 플랜트로 LNG를 생산하고 수송하는 데 요구되는 천연가스의 연소로 20~30% 더 많은 이산화탄소가 더해진다고 주장하였다.