기본연구보고서 10-24

석유산업 미래전략 연구:

원유조달 전략

이 달 석

노 남 진

참여연구진

연구책임자 : 선임연구위원 이달석

연구참여자 : 연구원 노남진

한양대학교 교수 윤원철

해외자원개발협회 상무 이철규

요약 i

< 요 약 >

1. 연구의 필요성 및 목적

화석에너지를 대표하는 에너지원인 석유는 녹색성장정책과 기후변

화에 따른 세계 각국의 대응정책으로 인해 그 사용에 제약을 받게 될

것이다. 그렇지만 석유는 앞으로 수십 년 동안 주종 에너지원으로서의

위치를 계속 유지할 것으로 예상되고 있다. IEA는 2030년 세계 1차

에너지소비에서 차지하는 석유의 비중이 29.5% 수준을 유지할 것으로

전망하였다. 우리나라의 에너지믹스는 세계 에너지믹스에 비해 석유의

비중이 더 높은 상태를 유지할 전망이다. 국가에너지기본계획(2008년

8월)에 의하면, 화석에너지 소비를 억제하기 위한 각종 정책수단이 도

입된다 해도 석유의 비중은 2007년의 43.4%에서 2030년 33.0%로 낮아

지는데 그친다.

국내 석유산업은 정제와 판매 등 하류부문의 괄목할만한 성장에

도 불구하고 소요 원유의 전량을 해외에 의존해야 하는 형편이므

로 합리적인 원유조달 전략의 수립은 석유산업 발전을 위해 긴요

한 과제이다. 그런데 국제 원유시장에서는 석유소비국들의 원유조달

에 장애가 될 수 있는 다양한 문제들이 예상되고 있어, 이에 대해

면밀히 분석해 볼 필요가 있다.

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제1차년도 연구로서 석

유산업의 상류부문에 초점을 맞추어 안정적이고 효율적인 원유조

달 전략을 모색하는데 그 목적을 두고 있다. 이를 위해 우리 석유

ii

산업의 원유조달과 관련된 국제 원유시장의 이슈들을 분석한 후,

그에 따른 미래의 대응전략을 논의하였다.

2. 주요 내용

본 연구는 국제 원유시장의 이슈를 전통적 원유공급 위험, 자원

민족주의의 재등장, 피크오일 논란, 중동원유의 아시아프리미엄, 그

리고 원유가격 변동성이라는 다섯 가지 주제로 나누어 분석하였다.

원유시장에서 전통적인 공급 위험은 여전히 존재하고 있어서 미래

원유도입의 장애요인이 될 수 있다. 일시적인 공급중단과 같은 전통적

인 공급 위험을 가져오는 요소는 석유자원의 지역적 편중과 자원보유

지역의 정세 불안이라고 말할 수 있다. 그런데, 석유자원은 여전히 중

동지역에 편중되어 있고, 중동 산유국들의 원유공급 비율은 점점 더

높아지고 있다. 또한 중동지역은 정치 경제적으로 매우 불안한 상태에

있다. 여기에 더하여, 아시아․태평양지역의 석유교역량 증가로 인한

석유수송로의 혼잡은 공급 위험을 더 높일 것으로 예상된다.

자원민족주의의 재등장은 석유자원에 대한 접근성을 제약할 것이다.

자원에 대한 국가통제의 강화를 수단으로 하는 자원민족주의의 확산

은 국영석유회사들(NOCs)의 시장지배력 확대를 가져오는 한편, 석유

자원에 대한 국제석유회사들(IOCs)의 접근성을 제약하게 될 것이다.

이는 결국 석유생산 부문의 투자 부진을 가져오므로 공급이 감소하여

고유가의 원인이 될 수 있다. 주요 산유지역에서의 투자여건 악화는

상대적으로 심해 및 비전통 석유자원에 대한 개발 투자를 증대시킬

것이다.

요약 iii

피크오일에 관해서는 많은 논란이 있지만 저렴한 석유의 시대가 끝

나가고 있음은 분명하다. 잔존하는 석유자원은 물리적 특성과 입지,

요구되는 투자규모 등으로 인해 상대적으로 생산비용이 높아질 것이

기 때문이다. 피크오일 시점에 대한 논란은 매장량, 회수율, 석유소비

증가율, 피크시점 고갈상태 등 주요한 가정의 차이에서 비롯된다. 피

크오일 시점에 관한 기존의 연구와 주장은 2030∼40년경을 피크시점

으로 보는 경우가 많다. 만일 타 에너지원에 의한 석유의 대체와 석유

이용효율이 획기적으로 개선되지 않는다면 피크시점에서의 유가 급등

은 피할 수 없을 것으로 보인다.

중동원유의 아시아 프리미엄은 향후에도 아시아 석유소비국들의 효

율적인 원유도입을 위해 해결해야 할 중요한 과제가 될 것이다. 아시

아 프리미엄은 아시아 소비국들의 중동원유에 대한 높은 의존도와 중

동 산유국의 경직적인 공급방식에서 비롯된다. 중동의 국영 석유회사

들의 대다수가 판매 원유의 도착지를 제한하고 제 3자거래를 엄격히

통제함으로써 가격차이에 따른 재정거래를 방해하고 있다. 이와 같은

공급방식이 중동 산유국들로 하여금 수에즈를 중심으로 동․서 시장

을 효과적으로 차별화 하면서 아시아 프리미엄을 부과할 수 있도록

한다.

유가의 변동성이 높은 것은 석유의 단기 수요 및 공급이 매우 비탄

력적이고 석유시장에 OPEC이라는 카르텔이 존재한다는 구조적인 이

유가 있기 때문이다. 석유수요는 연료소비 장치를 대체하는데 시간이

소요되고, 석유공급은 유전의 생산능력을 증가시키는데 시간이 소요되

므로 단기적으로 비탄력적이다. OPEC은 생산량 조절전략과 생산능력

조절전략이라는 두 가지 전략을 활용하는데, 이러한 OPEC 전략의 성

iv

공과 실패로 인해 유가 변동성이 확대된다. 즉, 생산능력 조절전략의

성공으로 가격의 상승이 야기되고, 생산량 조절전략의 실패로 가격의

변동성이 심화된다는 것이다. 한편, 투기자금에 대한 구분 및 정의가

어려운 상태여서 금융거래자 등 석유산업과 관련이 없는 다른 자금의

원유선물시장 유출입이 유가 변동성을 확대시키는 원인인지는 불분명

하다.

이와 같은 원유시장의 문제에 대처하기 위해서는 도입선다변화, 해

외 석유개발, 가격변동성 대응을 주요 전략으로 추진할 필요가 있다.

도입선다변화는 공급중단 등 전통적 공급위험에 대처할 수 있는 전략

일 뿐더러 중동원유의 아시아 프리미엄 문제를 동시에 해결할 수 있

는 전략의 하나이다. 해외 석유개발은 새로운 자원민족주의 경향과 전

통적 석유자원의 고갈에 대응하여 안정적으로 원유를 확보하기 위한

전략이다. 또한 해외 석유개발은 우리의 석유산업이 상 하류부문 사이

의 연계를 강화하여 국제경쟁력을 강화할 수 있는 전략이기도 하다.

마지막으로 가격변동성에 대한 대응은 원유가격의 변동으로 인한 위

험을 감소시켜 석유산업을 안정적으로 운영하기 위한 전략이다.

3. 정책제언

원유의 도입선다변화는 석유산업의 효율적 운영은 물론 국가 에너

지안보 강화를 위해서도 중요한 문제이다. 그러나 도입선다변화 전략

은 다변화 대상지역의 생산 및 수출능력, 수송거리 및 운임, 원유의

성상, 국내 정제시설 구조 등에 의해 제약을 받는다. 이러한 제약요인

을 감안할 때, 가장 유력한 다변화 대상은 러시아, 특히 동시베리아

요약 v

지역과 캐나다이다. 도입선다변화를 추진하기 위한 전략으로는 종래의

원유도입선다변화 지원금과 같은 제도적 지원 체계 보다는 자원외교

및 정부주도의 국가 간 협력이 매우 중요할 것으로 보인다. 수송비 지

원제도를 통해 중동의존도를 실질적으로 감축시키기 위해서는 막대한

재원이 소요될 뿐더러, 산유국들과의 자유무역협정(FTA)에서 그러한

제도 유지가 곤란하기 때문이다.

석유기업들의 해외 석유개발사업을 활성화시키기 위해서는 정부의

적극적인 지원정책이 요구된다. 석유개발사업에 대한 융자지원 예산

확대, 기술력을 갖춘 전문인력 확보, 광권매입비용에 대한 세액공제

확대 등이 그것이다. 아울러 공적개발원조(ODA)나 대외경제협력기금

(EDCF)과 같은 유무상원조자금을 자원개발과 연계하는 방안도 고려해

보아야 한다.

가격변동성에 대한 대응전략은 파생상품을 활용할 필요가 있다. 정

부도 고유가 혹은 유가 변동성 대책으로서 기존의 비축사업과 유전개

발 이외에 파생상품을 활용한 위험관리 등 대응수단을 보다 다양화시

키는 것이 바람직하다. 이와 함께, 유가변동성 완화를 위한 국제적인

공조체제가 요구된다. 국제공조의 기본 방향은 정보의 비대칭성, 관리

가격과 보조금, 투자 및 무역 장벽 등 시장기능의 원활한 작동을 방해

하는 요소들을 제거함으로써 유가의 안정을 도모하는 것이라고 할 수

있다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

Constraints in the use of oil, a representative fossil energy, may

be inevitable due to the countermeasures taken by all nations

against climate change. It is expected, however, that oil will

maintain its status as a major energy source for years to come. IEA

has projected that oil consumption will remain at a 29.5% level in

the world’s primary energy consumption in 2030. As far as energy

mix is concerned, Korea is expected to have a higher dependence

on oil compared with other nations. According to the National

Energy Plan(Aug. 2008), even after the introduction of various

policy measures to curb the country’s fossil fuel consumption, oil

consumption will see only a slight drop to 33.0% in 2030 from

43.4% in 2007. Although Korea’s oil industry has experienced

remarkable growth in the downstream field, it is heavily dependent

on overseas supply for its crude oil requirement. Accordingly, the

establishment of rationalized oil procurement strategies is a pressing

task for industry development. There is, however, a wide range of

foreseeable issues in the global oil market that can play out as

impediments to oil procurement for oil-consuming nations, thus

ii

requiring thorough analysis. This study is the first-year study of

『Future Strategy on the Oil Industry』, and its objective is to

come up with stable and efficient oil procurement strategies, with

focus on the upstream field of the oil industry. Towards this end,

the issues relating to the global oil market, which are pertinent to

oil procurement for Korea’s oil industry, were analyzed, after which

discussions were held on the subsequent corresponding strategies.

2. Major Contents

As for the issues relating to the global oil market, the following

five were analyzed: the traditional oil supply risk, the revival of

resource nationalism, the peak oil controversy, the Asian premium

of the Middle Eastern crude oil, and the oil price volatility. As the

traditional oil supply risk still remains to this days in the oil

market, it can serve as a stumbling block to future oil imports. The

factors causing the traditional oil supply risk, such as temporary

oil supply disruption, are biased fossil energy reserves in certain

regions of the world, and political and economic instability in those

regions. The oil remains heavily concentrated in the Middle East,

and the ratio of oil supply by the oil-producing nations in the

Middle East is increasing. Moreover, the Middle East remains

extremely unstable in terms of politics and the economy. Adding to

this, the oil trade volume increase in the Asia-Pacific region has

Abstract iii

already led to severe congestion in the oil transport routes, which

predictably increases the supply risk.

The revival of resource nationalism may limit the accessibility to

the oil. The spread of resource nationalism, where national control

over a country’s resources is strengthened as a mean to advance

the country’s interests, will bring about greater market dominance

by national oil companies(NOCs) while limiting the international oil

companies'(IOCs) access to the oil. This will lead to weak

investments in the oil production sector, with a subsequent decrease

in oil supply, thus serving as a factor contributing to higher oil

prices. Deterioration of investment conditions in the major

oil-producing nations will boost investments in the development of

deep-sea and unconventional oil.

There have been many controversies regarding the peak oil, but it

is certain that the era of cheap oil has nearly come to an end. This

is because the physical characteristics, location and investment scales

of the remaining oil will require relatively higher production costs.

The controversy over the peak oil period arises from the difference

in the major assumptions, including resources in place, recovery

efficiency, oil consumption growth rates, and state of depletion at

peak. Many existing researches sees that the peak oil period will

come at around 2030 to 2040. Unless alternative resources replace

oil and the efficiency for oil use is drastically improved, a sharp

rise in oil prices at the peak oil period seems inevitable.

iv

As for the Asian premium of the Middle Eastern crude oil, it is

an important matter to address for efficient oil imports by the

oil-consuming Asian nations. The Asian premium is created because

of oil-consuming Asian nations' heavy dependency on the Middle

Eastern oil as well as inflexible supply method of the oil-procuring

countries in the Middle East. Most of the NOCs in the Middle East

restrict the destination of their oil and strictly control re-sale to

third parties to prevent arbitrage through price differences. Such

supply method enables the Middle Eastern oil-producing countries

to place Asian premium while allowing them to effectively

discriminate the Eastern and Western markets.

The oil price volatility is the structural problem in the market.

Short term oil demand and supply is inelastic and the market has

OPEC, an oil cartel. The short term oil demand is inelastic due to

long lead time for altering the stock of fuel-consuming equipment,

and the short term oil supply is inelastic because it takes time to

augment the productive capacity of oil fields. OPEC makes use of

both production volume control and production capacity control

strategies and the success and failure of the two strategies affect oil

price volatility. That is, its success in restricting capacity growth has

driven up the average price level, while its failure to manage

production volume has increased price volatility. On the other hand,

given the difficulty of classifying and defining speculative funds, it

is unclear whether the funds from non-oil industry players

Abstract v

including financial speculators in the oil futures markets increases

oil price volatility.

To deal with such issues in the oil market, it is necessary to

pursue the following as major strategies: diversification of the

supply sources; overseas oil development; countermeasures against

oil price volatility. The diversification of the supply sources is one

of the strategies that can handle both the traditional oil supply

risks, such as oil supply disruption, and the Asian premium of the

Middle Eastern crude oil. Regarding overseas oil development, it is

a strategy to secure crude oil in a stable manner in response to the

re-emergence of resource nationalism and the depletion of the

conventional oil. Moreover, it can contribute to stronger national

competitiveness in that it strengthens the link between upstream

and downstream oil industries of Korea. Lastly, the countermeasures

against oil price volatility will help the stable operation of the oil

industry.

3. Policy Suggestion

Diversification of crude oil import sources is critical for efficient

operation of the oil industry and the strengthening of national

energy security. This strategy, however, has many constraints such

as the production and export capacity of alternative supply sources,

transport distance and freight costs, and the conditions of domestic

vi

refinery structures. Given such constraints, the possible candidates

for diversification are Russia, particularly the East Siberian region,

and Canada. As for the strategies that are suitable for the

diversification of the oil import sources, it seems that resource

diplomacy and state-initiated cooperation between countries are

more crucial than the existing institutional assistance systems, such

as subsidy for the diversification of the crude import sources. This

is because an enormous amount of economic resources is required

to substantially reduce oil dependence on the Middle East through

freight cost assistance.

The overseas oil development by oil companies requires the

government’s proactive assistance policies. These include budget

expansion for financing loans to oil development projects, securing

the services of people equipped with technological expertise, and

the expansion of tax breaks for purchasing mining rights. In

addition, measures for connecting resource development with

grant-type aids and credit assistance, such as Official Development

Assistance(ODA) and Economic Development Cooperation

Fund(EDCF), should be considered.

As for the countermeasures against oil price volatility, it is

necessary to utilize derivative products. On the part of the

government, it is desirable to diversify the countermeasures,

including risk management utilizing derivative products, other than

the existing oil stockpile and oil development in response to higher

Abstract vii

oil prices or oil price volatility. In addition, an international

cooperative system is required to ease the oil price volatility. The

international cooperation towards stable oil prices should eliminate

the factors obstructing the market function, such as asymmetrical

information, administered prices and subsidies, as well as

investment and trade barriers.

차례 i

제목 차례

제Ⅰ장 서 론 ······················································································· 1

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 ························································· 3

1. 원유도입 현황 ·················································································· 3

2. 원유도입선다변화 정책 ·································································· 16

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 ················································· 27

1. 원유매장량 ······················································································ 27

2. 원유생산 ·························································································· 30

3. 석유수요 ·························································································· 35

4. 석유수출입 ······················································································ 38

5. 장기 석유수급 전망 ······································································· 40

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 ·································· 43

1. 전통적 원유공급 위험의 상존 ······················································· 43

2. 자원민족주의 재등장 ····································································· 53

3. 피크오일 논란 ················································································ 65

4. 중동원유의 아시아 프리미엄 ························································ 73

5. 유가의 변동성 확대 ······································································· 85

ii

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 ·························································· 101

1. 개관 ······························································································· 101

2. 도입선다변화 전략 ······································································· 102

3. 해외 석유개발 전략 ····································································· 110

4. 가격변동성 대응 전략 ·································································· 118

제Ⅵ장 결 론 ··················································································· 128

참 고 문 헌 ························································································ 133

차례 iii

표 차례

<표 Ⅱ-1> 지역별 원유도입비율 변화 추이 ············································ 5

<표 Ⅱ-2> 연도별 주요 도입국 ································································ 7

<표 Ⅱ-3> 형태별 원유도입 ····································································· 9

<표 Ⅱ-4> 유질별 원유도입 비율 ··························································· 11

<표 Ⅱ-5> 원유도입 단가 추이 ······························································ 13

<표 Ⅱ-6> 석유수입금액 변동 추이 ······················································· 15

<표 Ⅱ-7> 원유도입선다변화 지원제도의 변천 ····································· 19

<표 Ⅱ-8> 원유도입선다변화 지원 내역 ················································ 24

<표 Ⅱ-9> 연도별 회사별 원유도입선다변화 지원 ································ 25

<표 III-1> 지역별 석유 매장량 및 분포율 추이 ···································· 28

<표 III-2> 지역별 원유생산량 추이 ······················································· 31

<표 III-3> 지역별 석유수요 추이 ··························································· 36

<표 III-4> 세계 지역별 석유 수출입(2009년) ········································ 39

<표 III-5> 세계 석유수요 전망 (2008~2030) ·········································· 41

<표 III-6> 세계 석유생산전망 (2008~2030) ············································ 42

<표 Ⅳ-1> 지역별 석유 매장량과 소비량의 불균형(2009년) ·················· 44

<표 Ⅳ-2> 석유공급교란 사례 ································································ 46

<표 Ⅳ-3> 주요 산유국의 ICRG 정치적 위험 수준 ······························· 47

<표 Ⅳ-4> 정치적 위험 요소와 가중치 ·················································· 48

<표 Ⅳ-5> 걸프만 국가들의 생산 및 수출량 ········································· 51

<표 Ⅳ-6> 시나리오별 피크오일 시점 전망 ··········································· 69

<표 Ⅳ-7> 중동 산유국의 배송지별 원유가격 산정공식 비교 ··············· 79

iv

<표 Ⅳ-8> 아라비안라이트 원유의 배송지역별 연평균 가격 ················ 80

<표 Ⅳ-9> 동북아 3국의 원유수입(2008년) ············································ 83

<표 Ⅴ-1> 석유수출세가 면제된 동시베리아의 유전 ··························· 107

<표 Ⅴ-2> 국내 정유사의 해외석유개발사업 투자실적 ······················· 111

<표 Ⅴ-3> 선물계약을 활용한 매수헤징 사례 ····································· 120

<표 Ⅴ-4> 옵션계약을 활용한 매수헤징 사례 ····································· 122

<표 Ⅴ-5> 칼라거래를 활용한 매수헤징 사례 ····································· 123

<표 Ⅴ-6> 공급측면에서의 고유가 대응수단별 비교 ··························· 125

차례 v

그림 차례

[그림 Ⅱ-1] 원유도입량 변화 추이 ··························································· 4

[그림 III-1] OPEC 및 비OPEC의 확인매장량 변화 추이 ······················ 29

[그림 Ⅲ-1] OPEC 여유생산능력 변화 ··················································· 35

[그림 Ⅳ-1] 세계 석유수송의 주요 병목지점 ········································· 50

[그림 Ⅳ-2] 아라비안라이트의 가격차 구성(유럽행-아시아행) ··············· 82

[그림 Ⅳ-3] 원유(WTI) 가격의 변동 추이 ·············································· 86

[그림 Ⅳ-4] 두바이 유가와 달러의 변동성 ············································· 88

[그림 Ⅳ-5] 두바이 유가의 변동성 ························································· 88

제Ⅰ장 서론 1

제Ⅰ장 서 론

석유산업을 둘러싼 여건은 상류부문에서 하류부문에 이르기까지 급

속히 변화되고 있다. 국제 원유시장에서는 자원보유 국가들의 자원민

족주의 경향과 함께 석유수입국들 사이의 치열한 원유확보 경쟁이 나

타나고 있다. 또한 아시아 태평양 지역의 석유제품 시장에서는 중국과

인도, 중동 산유국 등 개도국의 정제시설 확충으로 수급여건이 크게

변화하고 있다. 여기에 더해 각국의 녹색성장정책 추진으로 석유 에너

지는 새로운 위상정립을 요구받고 있다.

화석에너지를 대표하는 에너지원인 석유는 녹색성장정책과 기후변

화에 따른 세계 각국의 대응정책으로 인해 그 사용에 제약을 받게 될

것이다. 그렇지만 석유는 앞으로 수십 년 동안 주종 에너지원으로서의

위치를 계속 유지할 것으로 예상되고 있다. IEA(국제에너지기구)의 소

위 ‘450시나리오’에서도1) 세계 석유수요는 연평균 0.2%씩 증가하여

2030년에 8,900만b/d에 이르고 석유의 비중은 29.5%를 유지할 것으로

전망하였다. 우리나라의 에너지믹스는 세계 에너지믹스에 비해 석유의

비중이 더 높은 상태를 유지할 전망이다. 국가에너지기본계획(2008년

8월)에 의하면, 화석에너지 소비를 억제하기 위한 각종 정책수단이 도

입된다 해도 국내 석유수요는 2030년까지 연평균 1.0%씩 증가하고 석

유의 비중은 2007년의 43.4%에서 2030년 33.0%로 낮아지는데 그친다.

1) 지구의 대기권 온도가 2℃ 이상 상승하는 확률을 25%로 제한하기 위해 온실가스

농도를 450ppm으로 제한하는 의무 규정을 각국 정부가 도입하는 시나리오(IEA(2009)).

2

국내 석유산업은 정제와 판매 등 하류부문의 괄목할만한 성장에도

불구하고 소요 원유의 전량을 해외에 의존해야 하는 형편이므로 합리

적인 원유조달 전략의 수립은 석유산업 발전을 위해 긴요한 과제이다.

그런데 국제 원유시장에서는 석유소비국들의 원유조달에 장애가 될

수 있는 다양한 문제들이 예상되고 있어, 이에 대해 면밀히 분석해 볼

필요가 있다.

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제1차년도 연구로서 석유

산업의 상류부문에 초점을 맞추어 안정적이고 효율적인 원유조달 전

략을 모색하는데 그 목적을 두고 있다. 이를 위해 우리 석유산업의 원

유조달과 관련된 국제 원유시장의 이슈들을 식별하여 분석한 후, 그에

따른 미래의 대응전략을 논의하고자 한다.

본 보고서의 구성은 다음과 같다. 우선 제 2장에서는 우리나라의 원

유도입 현황과 정책을 살펴보았다. 원유도입 정책에서는 주로 원유도

입선다변화 지원제도의 운용에 관해 설명하였다. 제 3장에서는 석유의

매장량과 생산 소비, 수출입 등 세계 원유시장의 수급구조를 분석하였

다. 제 4장에서는 국제 원유시장의 이슈를 5가지 주제로 나누어 분석

하였다. 여기에는 원유시장의 전통적 원유공급 위험, 자원민족주의의

재등장, 피크오일 논란, 중동원유의 아시아프리미엄, 그리고 원유가격

변동성 등이 포함되어 있다. 이어서 제 5장은 4장의 분석을 토대로 원

유시장에서 예상되는 문제에 대처하기 위한 미래 원유조달을 위한 주

요 전략으로서, 도입선다변화, 해외 석유개발, 가격변동성 대응을 제시

한다. 제 6장은 연구의 주요 내용과 결과를 요약하여 결론으로 삼았다.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 3

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책

1. 원유도입 현황

가. 지역별 원유도입

우리나라의 원유도입량은 국내 석유수요의 증가와 더불어 괄목할만

한 증가세를 보였다. 2009년 원유도입량은 835백만 배럴로 1980년에

비해 4.6배가 증가한 양이며, 이 기간 동안의 연평균 증가율은 5.4%에

해당한다. 원유도입량의 증가는 주로 1980∼90년대에 이루어져서, 국

내 석유수요가 본격적인 증가세를 보인 1987년부터 외환위기 발생연

도인 1997년까지 10년 간 연평균 증가율은 무려 15.0%에 달하였다. 그

러나 외환위기 이후의 석유수요 정체로 인해 2009년의 원유도입량은

1997년의 원유도입량에도 미치지 못하고 있다([그림 Ⅱ-1] 참조).

원유도입은 주로 중동지역에 의존하고 있다. 제2차 석유위기 이전에

우리나라는 원유의 전량을 중동지역에서 도입하였으나, 이후 원유도입

선다변화 정책의 추진으로 중동지역에 대한 의존도가 점차 낮아져서

1985년에는 57%로 최저치를 기록하였다. 1980년대 중반의 원유공급과

잉에 따른 세계 석유시장의 안정 및 중동 산유국의 시장점유율 확보

정책은 이후 우리나라 원유도입의 중동지역 의존도를 다시 증가세로

반전시켰다. 중동지역 의존도는 1989년 다시 70%를 넘어서서 꾸준히

상승하다가 2005년 이후에는 80%를 상회하고 있다(<표 Ⅱ-1> 참조).

4

[그림 Ⅱ-1] 원유도입량 변화 추이

자료 : 한국석유공사

중동의존도가 증가하는 이유로 동남아시아 국가 등 개발도상 산

유국이 국내수요의 급속한 증가로 수출여력이 감소했다는 점, 아프리

카․미주지역 원유는 거리상의 문제로 수송비 부담이 크다는 점, 중동

원유의 세계 시장점유율이 계속 높아졌다는 점, 원유도입선다변화 제

도가 유명무실해졌다는 점 등을 들 수 있다.

1980년대 중반까지는 중동지역 의존도 감축과 더불어 우리나라와

근거리인 동남아시아로부터의 원유도입량과 도입선다변화 대상지역인

미주(아메리카) 및 아프리카로부터의 원유도입량이 크게 증가하였다.

총 원유도입량에서 아시아지역이 차지하는 비율은 1985년 24%까지 높

아졌으며, 이후 감소추세를 보여 최근에는 10∼15%에 머물고 있다.

아프리카지역이 차지하는 비율은 1999년 최고 12.5%에 이르렀으나

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 5

연도 중 동 아시아 아프리카 아메리카 유럽

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

98.9

90.7

76.0

74.0

66.5

57.0

60.5

64.1

64.3

72.1

74.3

73.7

74.7

76.9

76.7

77.9

73.8

66.4

75.9

72.3

76.8

77.0

73.3

79.5

78.1

81.8

82.2

80.7

86.3

84.5

0.4

2.8

12.3

13.6

19.3

24.2

22.2

23.7

19.7

21.1

20.2

20.7

18.6

17.2

15.9

13.1

13.7

13.9

13.9

10.7

12.6

15.1

17.3

12.5

14.1

13.3

12.4

15.0

12.5

13.9

0.0

0.8

3.6

6.2

6.1

6.0

6.1

7.0

6.8

5.5

3.1

1.4

2.5

2.8

4.0

6.1

5.1

9.4

7.6

12.5

7.6

4.6

4.5

4.2

5.2

4.1

4.8

4.1

1.1

1.4

0.7

5.7

8.1

6.1

8.1

12.8

11.1

5.1

9.1

1.3

2.3

4.2

4.1

3.2

3.5

3.0

3.5

2.7

2.1

3.2

2.4

3.0

3.8

3.5

2.6

0.6

0.5

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.5

1.3

0.6

0.4

1.0

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

<표 Ⅱ-1> 지역별 원유도입비율 변화 추이

(단위: %)

자료: 한국석유공사

현재는 1.4%로 낮아졌다. 1990년대 아프리카지역에서의 도입비율이 높

아진 것은 국내 석유수요의 경질․저유황화 추세로 인해 아프리카산

6

경질․저유황 원유의 수요가 증대되었기 때문이다. 미주지역에서의 도

입비율도 1985년 최고 13%를 기록하였으나, 2000년대 중반까지 3～4%

수준에 머물렀고, 최근 들어서는 도입물량이 전무하다.

나. 국별 원유도입

원유도입 국가 수는 연도별로 등락하여 왔지만 전반적으로 증가하

는 추세를 보였다. 1978년 중동지역의 사우디아라비아, 쿠웨이트, 이란

3개국으로 한정되었던 원유도입선은 중동의 여타 국가와 동남아시아,

미주 및 아프리카지역의 각국으로 확대되었다. 도입국 수는 1982년 13

개국, 1990년 22개국이었으며, 2001년과 2002년에는 각각 30개국과 33

개국이었다. 최근에는 아프리카와 미주지역 국가로부터의 원유도입이

감소하는 경향을 보여, 2009년의 원유도입 국가는 모두 24개국이다

(<표 Ⅱ-2> 참조).

중동지역에서는 사우디아라비아, 쿠웨이트, 이란에 더하여 오만,

UAE, 카타르 등이 주요 도입선이 되었다. 아시아지역에서는 인도네시

아를 시작으로 말레이시아, 브루나이, 중국 등에서 원유가 도입되고

있다. 아프리카지역은 리비아가 최초의 도입선이며, 1980∼90년대에는

리비아, 이집트, 알제리로부터의 도입량이 많았으나 최근에는 나이지

리아, 앙골라, 콩고로부터의 도입량이 많다. 미주지역은 전통적으로 에

콰도르로부터의 도입량이 큰 비중을 점하여 왔으나 최근에는 도입량

이 없다. 1990년대 도입국 수가 늘어난 것은 앙골라, 콩고, 구소련, 파

푸아뉴기니, 베트남, 필리핀 등에서 원유도입이 있었기 때문이다.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 7

연도별도입국수

4대 도입국도입

비율(%)

1978 4사우디(57.6)

쿠웨이트(30.5)

이란(7.8)

중립지대(2.3)

91.3

1980 8사우디(61.2)

쿠웨이트(26.0)

이란(8.5)

중립지대(3.2)

98.9

1982 13사우디(49.6)

이란(12.8)

쿠웨이트(12.0)

인니(8.5)

82.9

1984 18이란(19.9)

사우디(17.9)

오만(12.1)

인니아(8.5)

58.4

1986 21이란(16.3)

UAE(12.4)

오만(12.1)

말련(10.1)

50.9

1988 22오만(19.6)

UAE(15.5)

이란(13.9)

말련(8.7)

57.7

1990 22오만(20.7)

UAE(16.2)

사우디(12.8)

이란(11.1)

60.8

1992 24사우디(30.4)

오만(14.5)

이란(12.0)

UAE(10.4)

67.3

1994 22사우디(31.0)

이란(14.4)

UAE(8.5)

오만(8.4)

62.3

1996 27사우디(35.0)

UAE(12.7)

이란(10.8)

오만(8.0)

66.5

1998 27사우디(28.6)

UAE(14.9)

쿠웨이트(8.2)

이란(8.2)

59.9

2000 26사우디(29.6)

UAE(14.3)

이란(9.1)

쿠웨이트(7.5)

60.5

2002 33사우디(30.4)

UAE(13.4)

쿠웨이트(7.2)

이란(6.5)

57.5

2004 29사우디(30.7)

UAE(17.6)

이란(7.9)

쿠웨이트(7.9)

61.4

2006 27사우디(29.4)

UAE(17.9)

쿠웨이트(10.4)

이란(8.4)

66.1

2008 22사우디(30.4)

UAE(18.3),

쿠웨이트(12.1)

이란(8.4)

69.2

2009 24사우디(30.5)

UAE(13.7)

쿠웨이트(12.0)

이란(9.8)

66.0

<표 Ⅱ-2> 연도별 주요 도입국

주: ( )안은 해당 국가의 도입비율

자료: 한국석유공사

8

원유도입 국가는 20여개에 이르고 있지만 원유도입의 집중도는 매

우 높은 편이다 . 2006년 이후 현재까지 4대 원유 도입국은 사우

디아라비아․UAE․쿠웨이트․이란인데, 이들 국가로부터의 원유도입

비율은 65%를 넘고 있다. 최대 도입국인 사우디아라비아의 도입비율

은 30% 내외를 꾸준히 유지하고 있다.

다. 형태별 원유도입

원유도입의 형태로서 기간계약(term contract)과 현물계약(spot contract)

간의 비율에서도 큰 변화가 있었다.2) 1980년까지는 대부분 장기계약으

로 원유가 도입되었으나, 제2차 석유위기 이후 원유의 공급과잉이 나

타나면서 현물시장이 크게 확대되자 기간계약에 비해 가격상의 이점

이 있는 현물계약을 통한 도입비율이 계속 상승하였다. 현물원유의 도

입비율은 1988년 43%로 최고치를 기록하였다. 그러나 1990년대 이후

에는 기간계약이 다시 증가하는 추세를 보여, 2000년대에는 기간계약

비율이 60∼70%, 현물계약 비율이 30∼40% 정도를 유지하고 있다.

원유도입에 있어서 이러한 기간계약과 현물계약 간의 비율 변화는

원유가격결정 방식의 변화에서 비롯된 것이다. 즉, 1980년대 중반까지

우리나라의 정유회사들은 현물시장으로부터 저렴한 원유를 도입하여

원유비를 절감하려고 현물도입 비율을 증가시켰다. 그런데 1986년의

원유가 폭락을 전환점으로 원유가격 결정방식이 현물가격에 연동되는

2) 국제 원유시장은 원유의 인수도 여부에 따라 실물시장과 선물시장으로 구분할 수 있

는데, 실물시장은 실제 원유의 인수와 인도를 목적으로 거래되는 시장인데 반하여 선

물시장은 미래의 가격변동에 대한 위험회피(hedging) 혹은 투기(speculation) 등을 목

적으로 계약서류만으로 거래가 이루어지는 시장이다. 실물시장으로는 현물시장(spot

market)과 기간계약시장(term contract market)의 형태가 있다.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 9

방식으로 변화되어 기간계약과 현물계약간의 가격격차가 해소되자 정

유회사들은 원유공급의 안정성을 고려하여 기간계약으로 다시 이동하

였다. 이 외에도 기간계약에 의한 원유도입 비율이 증가한 이유로는

걸프전쟁을 계기로 원유의 안정공급에 대한 인식이 새로워졌다는 점,

산유국과의 유대를 강화할 수 있다는 점, 계약기간이 1년 이하로 짧아

졌다는 점 등을 들 수 있다.

연도총도

입량

개발수입 기간계약 현물계약

물량 비율 물량 비율 물량 비율

1997 873,415 1,242 0.2 620,344 71.0 251,830 28.8

1998 819,094 - - 614,272 75.0 204,822 25.0

1999 874,090 - - 571,075 65.3 303,015 34.7

2000 893,943 - - 582,931 65.2 311,012 34.8

2001 859,367 340 0.0 538,385 62.7 320,642 37.3

2002 790,992 - - 478,646 60.5 312,346 39.5

2003 804,809 1,348 0.2 550,893 68.5 252,569 31.3

2004 825,790 665 0.1 571,537 69.2 253,588 30.7

2005 843,203 1,188 0.1 563,900 66.9 278,115 33.0

2006 888,429 - - 585,343 65.9 303,086 34.1

2007 872,541 - - 543,353 62.3 329,187 37.7

2008 864,872 - - 586,860 67.9 278,012 32.1

2009 835,163 - - 579,774 69.4 255,389 30.6

<표 Ⅱ-3> 형태별 원유도입

(단위: 천배럴, %)

주: 2003년 현물 물량에는 임가공 물량 996천배럴 포함

자료: 한국석유공사

라. 유질별 원유도입

원유는 유전 및 매장된 지층에 따라 유질(油質)의 차이가 있다. 원

유의 물리적 성질에는 비중․비등점․점도․응고점․팽창계수․발열

10

량 등이 있으며, 화학적 성질에는 원유를 구성하는 탄화수소 계열 및

석유에 함유된 황화합물․질소화합물․산소화합물․금속염류 등이 있

다. 이러한 원유의 성질 중 가격결정에 가장 중요한 것은 비중과 유황

함량이다. 원유의 유황분은 0.1～7w% 정도가 함유되어 있다.3) 석유의

비중은 대개 0.65～0.95 정도인데, 일반적으로 미국석유협회(American

Petroleum Institute; API)가 제정한 API도가 이용되고 있다.4) 이 API

도에 의해 원유를 분류할 때 API 30도 이하를 중질(重質)원유, API 3

0～34도의 원유를 중질(中質)원유, API 34도 이상의 원유를 경질(輕質)

원유라 한다.

도입원유의 유질은 국내 석유제품 수요구조, 2차 정제시설능력 수

준, 제품수출입 정책 등을 반영한다. 국내 석유제품 수요는 경질화 추

세가 급속히 진전되어, 전체 석유제품 소비에서 경질제품이 차지하는

비중은 1980년의 45.8%에서 1990년 68.1%, 2000년 80.1%, 2009년

87.8%로 늘어났다.5)

이와 같은 석유제품 수요구조의 변화에 따른 제품 간 수급불균형에

직면하여 국내 정유회사들은 우선적으로 경질원유의 도입 확대를 통

해 대응하여 왔다. <표 Ⅱ-4>에서 보는 것처럼 경질원유 도입비율은

1980년에 15.7%에 불과했으나, 1988년에는 64.8%로 늘어났다.

3) 황함유율에 의한 원유의 분류는 명확하지 않으나 대체로 황함량 1w% 이하를 저유황

원유, 2w% 이상을 고유황원유로 분류한다.

4) API도란 원유의 비중을 나타내는 기준으로 물(비중 1)을 API 10도로 하고 비중이 가

벼워지는데 따라서 API도는 높아진다. API도와 비중식과의 관계는 API=141.5/비중

(60/60℉)-131.5이다.

5) 석유정보망(www.petronet.org). 경질제품은 경질중유, 중질중유, B-C유, 아스팔트를

제외한 모든 석유제품이다.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 11

년도총도입량

(천배럴)

유질별 비율(%)

경질유 중(中)질유 중(重)질유

1980 168,465 15.8 27.3 56.9

1981 171,542 23.1 26.3 50.6

1982 171,842 27.3 24.7 47.9

1983 192,969 37.5 25.7 36.8

1984 199,482 44.2 30.0 25.8

1985 198,313 53.6 17.7 28.7

1986 219,667 60.2 16.1 23.7

1987 213,621 61.5 12.1 26.4

1988 260,179 64.8 15.4 19.8

1989 292,584 64.1 14.1 21.9

1990 308,368 56.7 15.6 27.6

1991 387,156 61.5 10.5 27.9

1992 508,986 55.1 17.8 27.1

1993 560,563 52.9 22.8 24.3

1994 573,714 49.8 27.0 23.2

1995 624,945 55.7 24.1 20.2

1996 721,927 59.1 22.9 18.0

1997 873,415 58.9 23.3 17.8

1998 819,094 60.6 22.5 16.9

1999 874,090 60.3 21.2 18.5

2000 893,943 60.9 20.0 19.2

2001 859,367 61.4 18.4 20.3

2002 790,992 63.5 14.7 21.8

2003 804,809 59.1 16.1 24.8

2004 825,790 57.8 16.9 25.3

2005 843,203 57.2 19.3 23.5

2006 888,794 55.9 19.8 24.3

2007 872,541 59.4 20.9 19.6

2008 864,872 56.3 20.5 23.2

2009 835,085 56.7 22.0 21.3

<표 Ⅱ-4> 유질별 원유도입 비율

주: 경질유는 API 34도 이상, 중(中)질유는 API 30～34도, 중(重)질유는 API 30도 이하

자료: 한국석유공사

12

이는 2차 정제시설 설치에 막대한 투자비가 소요되어 수요구조 변화에

따라 적기에 시설투자가 이루어지지 않았고, 또한 소비지정제원칙을

견지하여 가능한 한 제품수출입보다는 국내정제에 중점을 두고자

하였기 때문이다.

그러나 경질원유의 도입비율은 2000년에 60.8%, 2009년에 56.7%에

머물고 있다. 이는 경질원유의 도입을 통한 수요구조 변화에의 대응이

한계를 가질 수밖에 없으므로, 정유회사들이 중질유분해 및 탈황시설

등 고도화설비능력을 확충하고 중질제품의 수출과 경질제품의 수입을

병행하여 대처해 왔기 때문이다.

마. 원유도입 단가 및 금액

원유도입 단가는 국제 원유가격의 변동과 더불어 등락하여 왔다.

1990년 걸프전 이후 잉여생산능력의 증가로 약세를 보이던 국제유가

는 1995년 이후 개발도상국을 중심으로 꾸준한 석유수요 증가에 따라

상승추세를 보이기 시작했고, 우리나라의 원유도입 단가(FOB 기준)도

1997년 $19.3/배럴로 상승하였다. 그러나 국제유가는 아시아지역 금융

위기에 따른 석유수요 부진으로 1998년에 다시 하락하였고, 원유도입

단가도 $12.7/배럴을 기록하였다. 그럼에도 불구하고 1990년대의 유가

는 비교적 안정되어 있었다고 말할 수 있다.

2000년대에는 중국 등 개도국의 높은 경제성장에 의한 수요 급증과

세계적인 경기회복에 의한 수요 증가로 국제유가는 매년 급등세를 지

속하였다.6) 국제 원유가격은 서부텍사스유(WTI) 기준으로 2008년 7월

$145/배럴까지 치솟았다가 미국발 금융위기와 함께 떨어지기 시작

6) 이 기간 중 원유가 상승의 원인에 대한 자세한 분석은 이달석(2007), pp.3∼50 참조

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 13

연도도입 단가 수송 단가

FOB C&F CIF 수송비 비율(%)

1992 17.80 18.54 18.55 0.74 4.0

1993 15.81 16.58 16.59 0.77 4.6

1994 14.84 15.53 15.55 0.69 4.4

1995 16.50 17.31 17.32 0.81 4.7

1996 19.16 20.10 20.11 0.94 4.7

1997 19.28 20.33 20.34 1.05 5.2

1998 12.74 13.72 13.72 0.98 7.1

1999 16.13 16.91 16.91 0.78 4.6

2000 27.04 28.21 28.22 1.17 4.1

2001 23.58 24.86 24.86 1.28 5.1

2002 23.34 24.23 24.24 0.89 3.7

2003 27.48 28.72 28.73 1.24 4.3

2004 34.49 36.17 36.18 1.68 4.6

2005 48.94 50.52 50.53 1.58 3.1

2006 61.08 62.83 62.83 1.75 2.8

2007 67.86 69.34 69.36 1.48 2.1

2008 95.82 98.27 98.28 2.45 2.5

2009 59.30 60.75 60.75 1.45 2.4

<표 Ⅱ-5> 원유도입 단가 추이

(단위: $/배럴)

주: 수송비 비율은 C&F 도입 단가에서 차지하는 비율

자료: 한국석유공사

하여 2009년 1월에는 $31/배럴에 이르렀다. 이에 따라 우리나라 원유

도입 단가는 2002년 $23.3/배럴에서 2006년 $61.1/배럴, 2008년 $95.8/

배럴로 상승하였다가 2009년에는 다시 $59.3/배럴로 하락하였다.

원유도입 C&F 가격에서 FOB 가격을 뺀 원유수송 단가는 세계 유

조선 해운시황에 따라 변동된다. 원유수송 단가는 1980년대 후반부터

1990년대 전반까지 계속 하락하는 추세를 보였다. 왜냐하면 세계의 대

형 유조선 경기가 1980년대 후반부터 유조선 신규 건조량의 증가와

14

해체량의 감소로 운임이 급격히 하락하는 등 구조적 수급불균형에 의해

장기 침체 국면이 계속되었기 때문이다. 원유수송 단가는 1995년부터

상승추세를 보여 1997년 $1.05/배럴을 기록하였다. 이는 노후선 해체

량이 증가함에 따라 선박량의 증가율이 현저히 둔화되었기 때문이다.

노후선 해체량의 증가는 IMO (International Maritime Organization)가

1995년 7월부터 25년이 경과한 유조선에 대해 바닥의 이중화를 의무화

하여 1970년대 초반에 건조한 유조선이 폐기되기 시작한 것에 기인한다.

2000년대 초반까지 다시 하락세를 보이던 해운시황이 2003년 이라

크전 등 중동정세가 불안해지고 중동수역의 선박 부족사태가 일어나

면서 다시 호전되어 큰 폭의 운임상승으로 이어졌다. 2004년에는 중국

의 급속한 경제성장으로 인한 이른바 ‘중국효과’가 본격화되면서 유조

선 운임이 상승하였다. 2007년에는 단일선체 유조선이 벌크선으로 개

조되면서 일시적인 선복량 부족이 초래되어 운임도 상승하였으나,

2008년 3/4분기 이후 국제 금융위기에 따른 경기후퇴로 운임이 하락

세로 돌아섰다.7) 우리나라의 2009년 평균 원유수송 단가는 $1.45/배럴

로 C&F 원유도입 단가의 2.4%를 차지하고 있다.

한편, 원유도입 금액은 도입단가의 변동을 반영하여 등락을 거듭하

였다. 국내 총 수입금액에서 원유도입 금액이 차지하는 비율은 1995년

8.0%에서 원유가격이 폭등했던 2008년의 경우 19.5%까지 상승하였다

(<표 Ⅱ-6> 참조). 원유와 석유제품 수입금액을 합한 전체 석유류 수

입금액은 2008년 처음으로 1천억달러를 넘었고 국내 총 수입액에서

차지하는 비율도 24.3%를 기록하였다. 2009년의 전체 석유류 수입금액

은 656억 달러로 총 수입액 대비 20.3%에 해당한다.

7) 한국수출입은행(2009.3), pp.40∼41.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 15

연도총수입액(A)(백만달러)

석유수입금액(백만달러) 비 율(%)

원유(B) 제품(C)합계

(B+C)B/A (B+C)/A

1992 81,775 9,443 2,582 12,025 11.5 14.7

1993 83,800 9,298 2,989 12,287 11.1 14.7

1994 102,348 8,919 3,152 12,071 8.7 11.8

1995 135,119 10,825 3,999 14,823 8.0 11.0

1996 150,339 14,517 4,863 19,380 9.7 12.9

1997 144,616 17,768 4,325 22,092 12.3 15.3

1998 93,282 11,239 2,860 14,099 12.0 15.1

1999 119,752 14,784 3,492 18,276 12.3 15.3

2000 160,481 25,227 6,001 31,228 15.7 19.5

2001 141,098 21,368 5,477 26,845 15.1 19.0

2002 152,126 19,173 5,690 24,864 12.6 16.3

2003 178,827 23,123 6,710 29,833 12.9 16.7

2004 224,463 29,874 7,670 37,544 13.3 16.7

2005 261,238 42,604 8,796 51,399 16.3 19.7

2006 309,383 55,846 11,286 67,132 18.1 21.7

2007 356,846 60,517 14,152 74,670 17.0 20.9

2008 435,275 84,995 20,831 105,826 19.5 24.3

2009 323,085 50,735 14,822 65,557 15.7 20.3

<표 Ⅱ-6> 석유수입금액 변동 추이

자료: 한국석유공사․한국은행

16

2. 원유도입선다변화 정책

가. 도입선다변화 지원제도의 변천

국내 소요원유의 전량을 해외에 의존할 수밖에 없는 우리나라는

1970년대 두 차례의 석유위기를 겪으면서 안정적인 원유도입의 필요

성을 절감하게 되었다. 특히 제 2차 석유위기 전까지 원유도입의 전량

을 중동지역에 의존하고 있었기 때문에, 원유의 안정적인 확보를 위해

서는 무엇보다 도입선 다변화를 추진하여 위험의 분산과 위기 시 대

응능력을 제고하는 것이 중요한 과제가 되었다.

제 2차 석유위기 시 정부는 원유도입선 다변화의 조속한 실현을 위

해 정부차원의 경제외교 노력은 물론 해당국에 진출하여 사업을 벌이

고 있는 국내 민간종합상사의 정보와 교섭능력을 활용토록 하였다. 또

산유국별로 민간회사를 지정, 창구화하여 불필요한 과당경쟁을 방지하

고 교섭의 효율성을 높이도록 하였다. 당시 원유도입선 다변화에 기여

한 회사는 남방개발(인도네시아), 삼성(멕시코, 말레이시아), 현대(에콰

도르), 대우(리비아), 유공(브루나이), 쌍용(아랍에미리트), 경인에너지

(베네수엘라) 등이었다.8)

정부는 1982년부터 「석유사업법」에 근거하여 원유도입선 다변화를

제도적으로 지원하기로 하였는데, 그 내용은 다변화지역(미주 및 아프

리카)으로부터 도입되는 원유에 대한 추가운송비를 지원하는 것으로

출발하였다(동력자원부고시 제 82-17호,1982.3.23). 이어서 추가운송비

지원에 더해 다변화지역의 원유도입 시 추가로 발생하는 금융비용과

수입장려금($0.7/배럴)을 당시의 ‘석유안정기금’으로 보전하도록 하였다

8) 대한석유협회(1990), p.428.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 17

(동력자원부고시 제 83-5호,1983.2.21). 이러한 원유도입선다변화 지원

의 확충은 원거리 수송에 따라 필연적으로 발생하는 추가부담금과 도

입상사에 대한 소정의 장려금을 정부가 지원함으로써 실수요자인 정

유회사와 원유를 도입하는 민간상사의 분쟁소지를 줄이고 도입선다변

화 정책을 원활히 추진하기 위한 것이었다.

1980년대 중반 들어 원유의 공급과잉으로 OPEC의 시장지배력이 약

화되면서 현물시장가격이 산유국의 공식가격을 밑도는 등 원유시장이

구매자시장으로 전환되자 정부는 원유도입선다변화 지원제도를 대폭

정비하였다(동력자원부 고시 제 87-19호,1987.5.13).

우선 수입장려금제도를 폐지하여 민간상사의 정책원유에 대한 장려

금을 지급하지 않기로 하고 정유회사가 일괄적으로 원유도입 업무를

수행하도록 하였다. 그리고 현물시장의 약세를 활용하여 원유도입 부

담액을 낮추기 위해 장기계약과 현물구입을 신축적으로 운용하여 저

가 현물구입을 확대하도록 유도하였다.

또한 추가금융비 지원제도를 폐지하고 지원대상을 축소하였으며, 추

가운송비의 차등지원제도를 도입하였다. 원유도입선다변화 지원대상은

미주 및 아프리카지역의 산유국정부 또는 국영석유회사와 장기계약을

체결하여 도입하는 원유로 한정하였다. 추가운송비 차등지원은 중동지

역에서 도입되는 원유의 운송비보다 추가로 발생하는 운송비를 지원

하되, 다변화 대상국을 대산유국과 군소산유국으로 구분하여 매장량 1

백억 배럴 이상의 대산유국 도입분은 추가운송비의 100% 범위 내에서

지원하고 1백억 배럴 미만의 군소산유국의 경우에는 70% 범위 내에서

지원토록 한 것이다.

1989년 3월 27일부터는 ‘석유사업기금을 조성하기 위한 수입금의 징

18

수 및 석유사업기금에 의한 손실보전’에서 다루던 원유도입선다변화

지원 내용을 분리해 내어 그 명칭을 ‘원유도입선다변화를 촉진하기 위한

원유도입추가운송비의 지급기준’으로 변경하였다(동력자원부고시 제

89-16호).

1991년 7월 6일에는 도입선다변화 지역의 추가운송비 지급기준을

대산유국과 군소산유국 구분 없이 추가운송비의 80%로 제한하고 지급

한도도 당해 연도 석유사업기금 운용계획중 원유도입선 다변화 지원

자금으로 조성된 석유사업기금의 예산범위 내에서 지급하는 것으로

하였다(동력자원부고시 제91-38호).

1994년 12월 22일에는 추가운송비 산출기준에서 국제용선율의 정의

를 변경하였다. 즉, 종전까지 월평균 국제용선율이란 TCR(Tanker

Charter Record)지에 게재되는 평균 현물운임율(Average Spot Freight

Rate-% World Scale)을 말하였다. 그러나 이때부터 국제용선율이란

AFRA(Average Freight Rate Assessment)지에 게재되는 단독항해 월

드스케일 포인트(Single Voyage World Scale Point)가 되었다(상공자

원부고시 제 1994-160호).

1995년 4월 12일에는 지원자금원인 석유사업기금이 에너지 및 자원

사업특별회계(에특회계)로 넘어감에 따라, 추가운송비 지급한도도 에

특회계 예산중 원유도입선다변화 지원자금으로 배정된 예산범위 내에

서 지급하는 것으로 변경하였다(통상산업부 고시 제 1995-38호).

2004년 2월 13일부터는 고시의 명칭이 ‘원유도입선 다변화를 촉진하

기 위한 석유수입부과금 부과기준’으로 변경되었다(산업자원부 고시

제 2004-17호). 이는 「석유사업법」시행령 개정(2003.10.15)으로 원유

도입선 다변화 지원방식이 종전의 “예산지원방식”에서 “부과금 감면

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 19

방식”으로 변경하고 그 집행에 필요한 세부사항을 정하기 위한 것이

었다.9) 부연하면, 추가운송비의 80%를 에특회계 예산 범위 내에서 지

원하던 방식에서 추가운송비의 80%를 석유수입부과금에서 감면하도록

하였다. 지원대상 지역은 종전의 미주와 아프리카지역에 더하여 구주

지역을 포함하였다. 또한 지원대상 계약요건은 종전의 산유국 정부 및

국영석유회사와 체결한 장기계약에서 산유국정부, 국영석유회사, 일정

요건을 갖춘 석유메이저․트레이딩사와 체결한 1년 이상의 장기계약

으로 규정하였다.

지원대상 지원내용 지원방식

1982. 3∼1986. 4

▪미주 아프리카

▪장기 현물계약

▪추가운송비

추가금융비

장려금

▪석유사업기금

예산배정

1986. 4∼1987. 5▪미주 아프리카

▪장기계약

▪추가운송비

추가금융비

▪석유사업기금

예산배정

1987. 5∼2003.12▪미주 아프리카

▪장기계약

▪추가운송비 ▪에특회계

예산배정

2004. 1∼현재

▪미주 아프리카

구주

▪장기계약

▪추가운송비 ▪석유수입부과

금 감면

<표 Ⅱ-7> 원유도입선다변화 지원제도의 변천

나. 도입선다변화 지원제도의 내용

현행 원유도입선다변화 지원은 2004년 5월 11일의 ‘원유도입선 다변

화를 촉진하기 위한 석유수입부과금에 관한 고시’(산업자원부 고시 제

9) 추가운송비 감면대상 원유는 2004년 1월 1일 이후 수입신고가 수리된 원유부터 적용

하도록 고시 부칙에 명시하였다.

20

2004-53호, 2004.5.11)의 내용이 그대로 유지되고 있다.

우선 지원대상 지역은 미주지역, 아프리카지역과 구주지역(구소련지

역 포함)을 말한다. 지원대상 원유는 국내 석유정제업자 또는 석유수

출입업자가 산유국정부, 국영석유회사, 석유메이저 또는 트레이딩회사

와 계약을 체결하고, 그 계약에 따라 도입되는 원유에 한한다.

그런데, 체결된 계약은 여러 가지 요건을 모두 충족시켜야 한다. 즉,

계약기간은 최소 1년 이상이고, 도입물량은 최소 연간 700만 배럴 이

상이어야 한다. 도입가격은 확정된 가격 또는 가격공식이 명시되어 있

어야 하며, 연간 4항차 이상의 도입이 이루어져야 한다. 계약대상 원

유의 원산지는 1개국이어야 하고 계약 상대방은 1개사이어야 한다.

또한 석유메이저 또는 트레이딩회사와 계약을 체결하는 경우, 당해

장기계약 원유도입대상 국가와 3년동안 계속해서 원유거래실적을 보

유하고 있는 회사로 제한하였다. 계약서상의 도입물량은 계약기간 내

에 90%이상 도입되는 경우에 도입물량 요건을 충족한 것으로 보고 있다.

다변화원유에 대한 석유수입부과금은 다음의 산식에 따라 항차별로

산출한 금액으로 부과한다.

A = B-C

C = (α-β)×γ×(1+δ)×ε×0.90

여기에서,

A = 다변화원유에 적용되는 석유수입부과금

B = 원유에 부과되는 석유수입부과금

C = 다변화원유에 대한 석유수입부과금 차감액

α = 다변화원유를 도입하는데 소요되는 리터당 운송비

β = 중동지역 원유를 도입하는데 소요되는 리터당 운송비10)

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 21

γ = 다변화원유 운송비 실지급일의 전신환 매도율(TTS)

δ = 실행관세율

ε = 다변화원유 도입물량(리터)

중동지역으로부터 원유를 도입하는데 소요되는 리터당 운송비는 석

유정제업자가 다변화원유를 도입하는 선적월에 해당하는 월의 당해

정제업자의 중동지역 원유도입 평균운송비를 말한다. 그리고 석유정제

업자가 석유수출입업자를 통하여 다변화원유를 도입하는 경우에는 최

종수요자인 당해 정제업자의 중동지역 원유도입 평균운송비를 말한다.

만일 중동지역 원유의 선적실적이 없는 경우에는 다변화원유 선적월

에 해당하는 월의 국내 전체 석유정제업자의 중동지역 원유도입 평균

운송비를 기준으로 한다.

그렇지만 이러한 규정에 따른 다변화원유에 대한 석유수입부과금이

아래 월드스케일(World Scale) 산출기준에 따라 산출된 석유수입부과

금보다 적을 경우에는 아래 월드스케일 산출기준에 따른 석유수입부

과금을 적용한다.

A = B-C

C = (αζ-βη)×γ×(1+δ)×ε×0.80

여기에서,

A = 다변화원유에 적용되는 석유수입부과금

B = 원유에 적용되는 석유수입부과금

C = 다변화원유에 대한 석유수입부과금 차감액

10) 중동지역이라 함은 사우디아라비아, 카타르, UAE, 쿠웨이트, 오만, 예멘, 시리아,

요르단, 이라크, 이란, 아프가니스탄, 이스라엘, 레바논의 영역에 포함된 지역을

말한다.

22

α = 다변화원유를 도입하는데 소요되는 월드스케일의 리터당 기준

운임11)

β = 중동지역 원유를 도입하는데 소요되는 월드스케일의 리터당 기

준운임12)

γ = 다변화원유 운송비 실지급일의 전신환매도율(TTS)

δ = 실행관세율

ε = 다변화원유 도입물량(리터)

ζ = 다변화원유 선적월의 LR1, LR2, VLCC 또는 ULCC 중 해당선

박의 평균 국제용선율13)

η = 다변화원유 선적월에 해당하는 월의 중동원유의 VLCC 평균

국제용선율

위 식에서, 정제업자가 다수의 항구에서 다변화원유를 선적하여 도

입하는 경우에는 다변화원유의 월드스케일의 리터당 기준운임은 각

항구별 선적물량을 가중한 월드스케일의 리터당 기준운임의 평균치로

한다. 그리고 정제업자등이 다변화원유와 비다변화원유를 함께 선적하

여 도입하는 경우에는 다변화원유 월드스케일의 리터당 기준운임은

다변화원유 월드스케일의 리터당 기준운임과 다변화원유와 비다변화

원유의 선적물량을 가중한 월드스케일의 리터당 기준운임의 평균치중

11) 다변화 World Scale이라 함은 다변화원유 선적항에서 국내 하역항까지 최단거리 기

준의 World Scale Single Port Rate이다.

12) 중동 World Scale이라 함은 Ras Tanura, Kharg Island, Mina Al Ahmadi, Mina Al

Fahal에서 국내 하역항까지 각 World Scale Single Port Rate의 산술평균이다.

13) 월평균 국제용선율이란 AFRA(Average Freight Rate Assessments)에 게재되는

Single Voyage World Scale Points를 말한다. 이 경우의 AFRA는 전월 16일부터 당

월 15일까지의 기간은 당월로 간주하여 적용한다.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 23

작은 것으로 한다.

다변화원유 도입에 따른 지원을 받고자 하는 정제업자 등은 계약을

체결한 후 15일 이내에 계약서를 한국석유공사 사장에게 제출하여야

한다. 한국석유공사 사장은 제출된 계약서가 규정에 합치되는지를 검

토한 후 정제업자 등의 계약서 제출 후 10일 이내에 계약서가 첨부된

검토보고서를 지식경제부장관에게 제출해야 한다.

다변화원유 도입에 따른 부과금 차감 신청은 원유수입신고 수리일

이 속한 달의 다음달 5일까지 이루어져야 한다. 한국석유공사 사장은

신청서가 요건을 충족하는 경우에 석유수입부과금 차감액을 결정하여

당해월 석유수입부과금에서 차감된 납부고지서를 교부해야 한다.

다. 도입선다변화 지원실적

원유도입선다변화 지원제도가 만들어진 1982년 이후 현재까지 도입

선다변화를 위해 지원된 금액은 총 1920억원이며, 이 금액의 거의 절

반가량이 지원제도 도입 초기인 1982년에서 1986년 사이에 지원되었다

(<표 Ⅱ-8> 참조).

지원금액의 정유회사별 배분비율은 GS칼텍스가 49.3%로 가장 높고,

이어서 SK에너지 31.4%, 한화에너지14) 13.9%, 현대오일뱅크 4.6%,

S-Oil 0.8%의 순이다(<표 Ⅱ-9> 참조). 정유회사들 중 상대적으로 LG

정유가 에콰도르 원유를 도입하면서 지원제도를 많이 활용하였으며,

특히 1998년 이후 지원금을 받은 정유회사는 GS칼텍스가 유일하다.

14) 한화에너지는 1999년 현대정유(현 현대오일뱅크)에 의해 합병되어 인천정유로 개명

하였다. 2001년 9월 인천정유는 법정관리를 거쳐 2006년 3월 SK인천정유라는 사명

으로 SK그룹 계열사로 편입된 후 2008년에 최종적으로 SK에너지로 합병되었다.

24

연도 지원물량

지원내역

추가

운송비

추가

금융비

수입

장려금합계

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

7,070

36,953

27,893

38,326

33,108

16,136

16,681

4,436

-

13,362

22,699

19,658

25,712

20,859

16,362

9,868

5,019

6,613

7,513

5,776

4,457

645

-

-

-

-

-

-

2,187

9,546

2,779

8,696

14,244

4,065

2,939

457

-

5,509

9,176

9,775

14,509

11,144

9,360

7,860

4,716

4,716

4,530

4,818

4,818

441

-

-

-

-

-

-

5

4,013

3,533

2,668

2,234

259

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6,846

12,046

15,812

8,704

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,195

20,405

18,358

27,176

25,182

4,324

2,939

457

-

5,509

9,176

9,775

14,509

11,144

9,360

7,860

4,716

4,716

4,530

4,418

4,818

441

-

-

-

-

-

-

합계 339,206 136,285 12,712 43,408 192,405

<표 Ⅱ-8> 원유도입선다변화 지원 내역

(단위: 천배럴, 백만원)

자료: 지식경제부(2010.5), p.42.

제Ⅱ장 원유도입 현황과 정책 25

연도 SK GS칼텍스 한화 현대 S-Oil 합 계

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

1,692

2,795

8,411

8,832

7,997

1,919

1,081

157

-

3,019

4,746

4,682

5,563

4,513

3,701

1,240

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

11,796

6,193

8,043

8,438

1,323

1,129

152

-

2,334

4,195

5,093

7,050

4,560

3,979

6,620

4,716

4,716

4,530

4,808

4,818

441

-

-

-

-

-

-

500

4,742

1,203

8,731

4,305

732

693

132

-

-

-

-

1,896

2,071

1,680

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,072

1,178

1,427

4,199

108

-

-

-

156

235

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

833

143

243

242

36

16

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,192

20,405

18,358

27,176

25,182

4,324

2,939

457

-

5,509

9,176

9,775

14,509

11,144

9,360

7,860

4,716

4,716

4,530

4,808

4,818

441

-

-

-

-

-

-

합계 60,348 94,945 26,685 8,915 1,513 192,405

<표 Ⅱ-9> 연도별 회사별 원유도입선다변화 지원

(단위: 백만원)

자료: 지식경제부

26

반면에 S-Oil은 합작선인 사우디 아람코사에 원유도입을 의존하고 있어

1990년 이후 도입선다변화 지원제도를 전혀 활용하지 않았다 .

정유회사에 대한 원유도입선다변화 지원실적은 2004년 이후에는 전

무한 상태가 지속되고 있다. 2004년 정부는 안정적인 도입선다변화 지

원을 위해 에특회계의 예산 범위 내에서 지원하던 방식을 석유수입부

과금에서 감면하는 방식으로 변경하였다. 그러나 지원을 받기 위한 다

변화원유의 계약체결 요건이 지나치게 까다롭고, 설사 요건을 충족시

킨다 해도 지원금액이 추가운송비의 80% 수준에 불과해 제도 활용의

유인이 부족한 상황이다.

정부가 원유도입선다변화 정책을 추진한 직후에는 이로 인해 우리

나라 원유도입의 중동의존도는 크게 낮아졌다. 그러나 도입선다변화

보조금을 지급받고 도입되는 원유의 비율은 1980년대 전반 14.3%였던

것이 1980년대 후반에는 5.4%, 1991∼97년에는 3.2%로 낮아졌다. 지원

실적이 있는 1998년부터 최종년도인 2003년까지 GS칼텍스가 에콰도르

에서 도입한 물량 30,086천 배럴은 이 기간 중 도입한 국내 총 원유도

입량의 0.6%에 불과하였다.

도입선다변화 지역인 미주 및 아프리카에서 도입되는 원유 중에서

추가수송비를 보조받을 수 있는 장기계약물량의 비중도 감소하여 왔

다. 1982～85년 기간 중에는 미주 및 아프리카에서 도입된 원유의 거

의 전량이 보조금 지급대상이었으나, 그 비율이 1986～90년 49%, 199

1～97년 38%로 낮아졌다. 특히 1998～2003년의 경우는 총 원유도입량

에서 도입선다변화 지역의 원유가 차지하는 비율이 9.8%였지만 보조

금을 지급한 원유는 0.6%에 머물렀다. 보조금 지급대상 원유의 비율이

이처럼 감소한 것은 현물시장 활용의 확대뿐만 아니라, 예산 제약으로

지원대상의 원유의 일부에 대해서만 지원이 이루어졌기 때문이다.

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 27

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석

1. 원유매장량

가. 지역별 매장량 분포

2009년 기준 세계 석유 확인매장량은 1,333.1십억 배럴로 2000년 대

비 약 228억 배럴 증가하였다. 석유생산 증가에도 불구하고 탐사 및

채굴기술의 발전에 따라 회수율이 향상되고 개발 가능한 신규 유전

수가 증가했기 때문이다.

세계 석유 매장량은 절반 이상(56.6%)이 중동 지역에 분포되어 있으며,

나머지 대부분도 중남미 유럽 아프리카 지역에 분포하고 있어 심한

지역적 편중성을 보이고 있다.

중동 지역의 매장량은 1990년 세계 매장량의 65.7%를 차지해 최고치

를 기록한 이후 점차 감소하는 추세이지만 여전히 높은 매장량 비율을

유지하고 있다. 세계 최대의 석유 소비국인 미국이 포함된 북미 지역의

매장량은 1980년대 후반을 정점으로 급격히 감소하는 추세를 보이고

있으나 최근 캐나다 앨버타 주의 오일샌드가 전통석유를 대체할 새로

운 자원으로 부각되고 있다. BP 통계에 따르면 2009년 말 캐나다 오일

샌드에 포함된 석유(비튜멘) 매장량은 143.3십억 배럴로 캐나다 원유

매장량(33.2십억 배럴)의 4배 이상인 것으로 평가되고 있다.15)

15) 앨버타 주정부의 발표에 따르면, 2008년 말 기준 앨버타 주에 매장된 비튜멘의 확인

매장량은 약 170십억 배럴로 BP의 통계치보다 많다.

28

중남미와 아프리카 지역의 석유 매장량은 해외자본에 의한 탐사사

업 증대로 꾸준한 증가세를 보이고 있는데, 특히 중남미 최대 매장량

보유국인 베네수엘라는 최근 오리노코 강 주변 대규모 신규 매장지를

발견함으로서 매장량이 사우디아라비아보다 클 수 있는 것으로 평가

되고 있다. 베네수엘라 국영석유회사인 PDVSA는 오리노코 지역의 초

중질유 매장량 규모를 2,800억 배럴로 추정하고 있다.

지역1980년 1990년 2000년 2009년

매장량 비율 매장량 비율 매장량 비율 매장량 비율

북미 92.5 13.9 96.3 9.6 68.9 6.2 73.3 5.5

중남미 26.7 4.0 71.5 7.1 97.9 8.9 198.9 14.9

유럽·유라시아 98.6 14.8 80.8 8.1 108.5 9.8 136.9 10.3

중동 362.4 54.3 659.6 65.7 696.7 63.0 754.2 56.6

아프리카 53.4 8.0 58.7 5.9 93.4 8.4 127.7 9.6

아시아·태평양 33.9 5.1 36.3 3.6 40.1 3.6 42.2 3.2

세계전체 667.5 100 1,003.2 100 1,105.5 100 1,333.1 100

<표 III-1> 지역별 석유 매장량 및 분포율 추이

(단위: 십억 배럴, %)

자료: BP(June 2010)

나. OPEC과 비OPEC의 매장량

중동 지역의 주요 원유생산 국가와 아프리카 및 남미 지역 일부 국

가로 구성된 OPEC은 경제성이 있고 생산이 용이한 매장지를 다수 보

유하고 있다. 세계 원유 매장량 순위의 상위 10개국 중 8개국이

OPEC 회원국이며, OPEC의 매장량 비율은 1980년 63.7%에서 2000년

76.9%, 2009년 77.2%로 꾸준히 증가하는 추세이다.

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 29

비OPEC 국가의 신규 매장지 발굴을 위한 투자 증가에도 불구하고,

OPEC이 매장량의 대부분을 보유함에 따라 세계 석유매장량 변동추이

는 OPEC 매장량 변동추이와 흐름을 같이하고 있다. OPEC 회원국 중

가장 많은 매장량을 보유한 사우디아라비아의 2009년 석유매장량은

264.6십억 배럴로 세계 전체 매장량의 약 20%를 차지하고 있다. 사우

디아라비아는 1980년대 후반 이래 매장량 규모가 정체되어 매장량 보

유 비율이 감소하는 추세이지만, 그 규모는 전체 비OPEC의 매장량과

거의 비슷한 수준에 해당한다.

한편, 비OPEC의 매장량은 OPEC이 보유한 매장량의 1/3에도 못 미

치는 큰 격차를 보이고 있다. 2009년 기준 비OPEC의 원유 매장량은

264십억 배럴로 1980년에 비해 불과 24십억 배럴이 증가한 정도에 그

치고 있다. 비OPEC 지역은 경제성 있는 매장지가 많지 않아 투입한

예 산 에 비 해 추 가 적 인 매 장 량 증 대 성 과 는 O P E C 에

[그림 III-1] OPEC 및 비OPEC의 확인매장량 변화 추이

자료: BP(June 2010)

30

비해 현저히 떨어지고 있다. 비OPEC 내에서도 매장량 분포는 지역별

로 심한 편중을 나타내고 있다. 즉, 북미 지역 및 구소련 국가의 매장

량은 전체 비OPEC 국가의 62%를 차지하고 있으며, 나머지 매장량의

대부분도 아프리카 및 남미 일부 국가와 중국이 보유하고 있다. 비

OPEC 국가 중 가장 많은 석유매장량을 보유한 국가는 러시아로서

2009년 74.2십억 배럴에 이르고 있으나, 전 세계 매장량에서 차지하는

비중은 5.6%에 불과하다.

2. 원유생산

가. 지역별 원유생산

세계 원유생산량은 1980년 62.9백만b/d에서 2009년 79.9백만b/d로

증가하며 연평균 0.8%의 증가율을 기록하였다. 과거 대부분의 석유가

중동, 유럽 및 유라시아, 북미지역에서 생산되었으나, 최근 들어 아프

리카 및 중남미 지역의 생산이 점차 증대되는 추세이다.

중동지역의 2009년 원유생산량은 세계 생산량의 30%에 해당 되는

24.4백만b/d로 가장 큰 비중을 유지하고 있으며, 이어 유럽 및 유라시

아(22.4%), 북미(16.5%), 아프리카(12.0%)가 많은 양을 생산하고 있다.

중동은 가장 많은 원유를 생산하고 있지만 매장량 규모에 비해 상

대적으로 적은 양을 생산하고 있어 향후 세계 석유수요의 중동에 대

한 의존도는 심해질 것이라는 전망을 가능케 하고 있다. 사우디아라비

아는 중동 최대의 원유생산국으로서 중동지역 생산량의 약 40%를 담당

하고 있다. 2009년 사우디아라비아의 원유생산량은 9.7백만b/d로 가장

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 31

지역 1980년 1990년 2000년 2009년생산비율

(2009년)

북미 14,063 13,856 13,904 13,388 16.7

중남미 3,747 4,507 6,813 6,760 8.5

유럽·유라시아 15,088 16,106 14,950 17,702 22.1

중동 18,882 17,540 23,475 24,357 30.5

아프리카 6,225 6,725 7,804 9,705 12.1

아시아·태평양 4,943 6,726 7,874 8,036 10.1

세계전체 62,948 65,460 74,820 79,948 100.0

<표 III-2> 지역별 원유생산량 추이

(단위: 천b/d, %)

주: 바이오연료와 기타 석탄 부산물은 제외

자료: BP(June 2010)

많았으며 이어 이란과 UAE는 각각 4.2백만b/d, 2.6백만b/d를 생산하며

뒤를 잇고 있다.

한편, 중동지역의 2009년 원유생산량은 전년대비 7.3% 감소하였는데

경기침체에 따른 세계 석유수요 감소와 유가 급락에 따른 OPEC의 생

산량감축 합의 때문이었다. 중동의 생산량 감축으로 2009년 사우디아

라비아는 세계 최대 생산국의 자리를 러시아에게 내주며 세계 2위의

원유생산 국가가 되었다.

북미 지역의 원유생산량은 1980년대 이후 14백만b/d 내외에 머물고

있는데, 특히 이 지역 최대 생산국인 미국의 2009년 석유생산량은 7.2

백만b/d로 석유생산 피크기인 1970년 생산의 64% 수준에 그치면서

지속적인 생산량 감소 추세를 보이고 있다. 반면에 캐나다는 북동부

지역의 유전 개발과 앨버타 주의 오일샌드 개발로 인해 생산량이 빠

르게 증가하고 있다.

32

아시아 및 태평양 지역의 경우 다른 지역에 비해 생산량이 적지만,

중국을 중심으로 생산량이 점차 늘어나는 추세를 보이고 있다. 인도네

시아의 경우는 1990년대 초 약 1.6백만b/d의 원유를 생산하는 아시아

지역의 주요 생산국이었으나, 최근 생산량이 1.0백만b/d 수준으로 하

락하였다. 인도네시아는 2008년 OPEC 회원국에서 탈퇴한 바 있다.

유럽 및 유라시아의 주요 원유생산 지역은 영국 및 노르웨이로 대

표되는 서유럽 지역과 구소련연방 구성국가인 러시아 및 CIS(독립국

가연합)로 구분될 수 있다. 서유럽 국가의 원유생산은 주로 북해 유전

개발을 통해 이루어졌는데, 2000년 이후 북해 유전의 노후화로 인해

생산량이 급감하는 추세이다. 노르웨이는 1990년 이후 영국보다 더 많

은 원유를 생산하며 서유럽 최대 생산국이 되었지만, 2001년 생산량이

3.4백만b/d를 기록한 이후 감소세를 보여 2009년 생산량은 2.3백만

b/d에 머물고 있다. 하지만 노르웨이의 원유생산량 감소 원인은 석유

고갈에 대비하여 채취가 용이한 근해 지역의 유전개발을 자제하고 국

영석유회사인 스타토일(StatOil)을 중심으로 심해유전 개발을 중심으로

신규유전 탐사 및 개발에 집중하고 있기 때문인 것으로 분석되고

있다.

중남미 지역의 원유생산량은 1980년대 초부터 1990년대 말까지

빠른 증가세를 보였으나 2000년 이후 증가세가 크게 둔화되었다. 그것은

이 지역의 최대 생산국인 베네수엘라의 생산량이 감소했기 때문이다.

베네수엘라의 원유생산은 1990년대 말 3백만b/d를 상회하였으나 이후

감소세를 보이면서 2009년 생산량이 2.4백만b/d에 그치고 있다. 브라

질의 원유생산량은 2009년 2.0백만b/d로 본격적인 유전탐사 및 개발

사업이 시작된 1970년대 중반보다 약 12배가 증가하는 성과를 보이고

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 33

있다. 1990년대 초 캄포스 만의 해저유전 개발을 시작으로 최근 남동

부 산토스 만 해저유전 개발까지 외국자본에 대한 탐사 및 채굴 허가

를 통한 적극적인 유전개발로 향후에도 생산량이 꾸준히 증가할 전망

이다.

나. OPEC 및 비OPEC의 원유 생산

OPEC 회원국 대부분은 풍부한 매장량을 보유한데다 비교적 채굴이

용이한 육상에 매장지를 확보하고 있어 대체로 석유생산비용이 낮고

수익률이 높다. OPEC의 원유 탐사 및 개발 사업은 일반적으로 국영

석유회사의 주도로 시행되어 원유 판매수익은 대부분 국가재정으로

흡수되며, 원유판매 수익이 전체 국가재정에서 차지하는 비중은 매우

크다.

OPEC의 원유생산은 1970년대 세계 총 원유생산량의 40~50% 수준

을 유지하였으나, 제 2차 석유위기에 따른 세계적인 석유수요 감소로

1980년대 초반의 생산비율은 30% 아래로 하락하였다. OPEC의 원유생

산 비율은 2000년대 들어 신흥국의 급속한 석유수요 증가로 인한 고

유가로 다시 40%를 넘고 있다. 비OPEC의 대표적인 원유생산 지역은

구소련과 북해 및 북미지역을 꼽을 수 있다. 비OPEC의 석유산업은

OPEC과 달리 대부분 민간부문이 주도하므로 기업의 수익극대화를 목

표로 경제성이 있는 최대한의 생산량을 모두 생산하고 있다.

비OPEC의 석유생산량은 세계 석유수요의 증가와 함께, 1980년 36.9

백만b/d에서 2009년 46.9백만b/d로 증가하였다. 그렇지만 최근 유전

의 노후화 및 신규 유전개발 부진에 따른 매장량 감소로 비OPEC 국

가들의 생산량은 점차 감소하는 추세이다. 특히 미국의 원유생산은 이

34

미 1970년대 정점에 이른 후 지속적인 감소 추세를 보이고 있으며, 유

럽의 경우도 북해 유전의 노후화로 인해 감소 추세를 보이고 있다.

2000년 이후 급속한 생산량 증가를 보인 러시아 역시 신규 유전의 개

발 부진으로 생산 증가세가 지속될 수 있을지 여부는 불투명한 상황

이다.

다. OPEC의 여유생산능력

비OPEC의 경우 최대 생산능력으로 가능한 한 모든 석유를 생산하

지만 세계 석유시장의 잔여공급자(residual suppliers)인 OPEC은 여유

생산능력을 유지하게 된다. OPEC이 보유하고 있는 여유생산능력 규

모는 세계 석유시장의 안정과 밀접한 관계가 있다. 즉, OPEC의 여유

생산능력이 부족하다는 것은 원유의 공급차질이 발생했을 때 이를 대

체할 수 있는 여력이 없다는 것을 의미하며, 시장에 나타나는 작은 충

격도 유가의 상승으로 이어진다.

2000년대 고유가를 유발한 중요한 원인의 하나는 OPEC의 여유생산

능력 부족에서 찾을 수 있다. OPEC의 여유생산능력이 2002년 7.0백만

b/d 수준에서 2004년 1.0백만b/d 이하로 감소되었고, 2008년 세계적

인 경기침체로 수요가 폭락할 때까지 3백만b/d를 넘지 못하였다([그

림 III-2] 참조). 2000년대 OPEC의 여유생산능력이 감소했던 것은 신

흥국을 중심으로 한 석유수요의 급격한 증가에 기인한다. 또한 1980년

대와 1990년대의 저유가로 인하여 탐사ㆍ개발 등 생산부문에 대한 투

자가 매우 부진했다는 사실을 그 이유로 들 수 있다. 2008년 금융위기

이후 세계 석유수요가 급감함에 따라 2010년 현재 OPEC의 여유생산

능력은 6백만b/d 수준을 회복되었다.

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 35

비OPEC의 원유생산 확대에 대한 비관적인 전망을 감안할 때, 향후

OPEC의 생산능력 확대와 충분한 여유생산능력의 보유는 수급의 안정

화 측면에서 매우 중요하다. 하지만 OPEC은 석유소비국들이 공급안

보를 강조하는 것과 마찬가지로 안정적인 수요 확보를 강조하며 생산

능력 확대에 소극적인 전략을 취하고 있다.

[그림 Ⅲ-2] OPEC 여유생산능력 변화

자료: IEA

3. 석유수요

2009년 세계 석유소비량은 84.1백만b/d로 1980년에 비해 1.4배

증가하였다. 북미와 유럽 및 유라시아 지역의 수요 증가세가 둔화

된 가운데, 아시아 태평양 및 중남미, 중동 지역의 수요 증가가 세

계 석유수요의 증가를 주도하고 있다.

36

북미 지역의 2009년 석유소비는 22.8백만b/d로 세계 소비의 26.4%

라는 높은 비중을 차지하고 있지만, 1970년대 석유위기 이후 기타

지역에 비해 상대적으로 낮은 소비증가율을 보이고 있다. 미국은

북미 지역 석유수요의 대부분을 차지하고 있어서 미국 경제상황

및 에너지 믹스 변화, 에너지 효율개선, 환경규제 등은 북미 지역

석유수요를 변동시키는 주요한 요인이 되고 있다.

중남미 지역의 석유소비는 2009년 5.7백만b/d로 세계 소비의 6.6%

에 불과하지만, 상대적으로 빠른 증가세를 나타내고 있다. 국가별로

는 브라질의 소비량이 2.4백만b/d로 이 지역 국가 중 가장 많았으며,

이어서 베네수엘라와 아르헨티나, 칠레가 많은 소비량을 기록하고 있

다 . 브라질은 최근 정부의 바이오연료 생산 및 활용 촉진

지역 1980년 1990년 2000년 2009년세계수요비중

(2009년 기준)

북미 20,012 20,206 23,548 22,826 27.1

중남미 3,391 3,661 4,855 5,653 6.7

유럽·유라시아 24,389 23,473 19,577 19,372 23.0

중동 2,050 3,493 4,838 7,146 8.5

아프리카 1,386 1,997 2,484 3,082 3.7

아시아·태평양 10,341 13,862 21,126 25,998 30.9

세계전체 61,569 66,693 76,428 84,077 100.0

<표 III-3> 지역별 석유수요 추이

(단위: 천b/d, %)

자료: BP(June 2010)

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 37

정책으로 인해 바이오 연료 수요가 크게 증가하고 석유수요의 증가를

견인하고 있다. 2000~2009년 기간 동안 브라질 전통 석유수요의 연평

균 증가율은 1.4%에 불과했으나 바이오연료의 증가율은 10.8%에 달하

고 있다.

유럽 및 유라시아 지역의 2009년 석유소비량은 19.4백만b/d로 전

세계 석유소비의 23.5%를 차지하고 있다. 이 지역은 많은 수의

OECD 선진국이 포함되어 있어 세계 석유소비에서 차지하는 비중은

높으나 2006년 이후 소비가 감소 추세를 보이고 있다. 이 지역에서는

러시아의 석유소비량이 2.7백만b/d로 가장 많았으며 독일과 프랑스,

영국 등 서유럽 선진국이 그 뒤를 잇고 있다. 구소련의 석유수요는

1991년 체제 붕괴에 따른 경기침체로 인해 큰 폭으로 감소했으며,

1990년대 중반부터 현재까지 약 4백만b/d 수준을 유지하고 있다.

중동 지역의 2009년 석유소비는 7.1백만b/d로 세계 소비의 8.7%에

그치고 있으나, 최근에는 석유소비가 빠르게 증가하고 있다. 사우디

아리바아의 석유소비는 2.6백만b/d로 이 지역 국가들 중 가장 많

은 소비량을 기록했으며, 이어 이란이 1.7백만b/d 쿠웨이트가 0.4

백만b/d를 기록하고 있다. 사우디아라비아의 2009년 석유소비는 전

년대비 23만b/d 증가하여 큰 폭의 증가세를 보였다. 석유화학산업

확장전략에 따른 LPG와 에틸렌 및 납사 소비 증가는 최근 소비 증

가세 주요 원인이 되었으며, 휘발유 소비에 대한 정부보조금 지급

역시 석유소비 증가에 영향을 미쳤다.

아프리카 지역의 2009년 석유소비는 3.1백만b/d로 세계 소비의

3.7%에 불과하나 2000년대 들어 소비 증가세가 지속되고 있다. 한편,

이 지역 최대 석유소비국인 이집트는 생산량 증가세는 둔화된 반면

38

소비는 계속 늘고 있어 머지않아 석유순수입국으로 전환될 전망이

다. 이집트 정부는 수송용 연료소비 및 화학산업용 원료소비 증가에

대비하여 2016년까지 현 정제설비에 60만b/d의 정제능력을 추가하

고, 이집트 동부의 홍해 연안 지역에 13만b/d의 정제시설을 건설할

계획이다. 남아프리카공화국의 석유수요 역시 꾸준한 증가세를 기록

하고 있는데, 일반적인 아프리카 국가의 상황과 반대로 소비량이 생

산량을 크게 상회하여 약 38만b/d의 석유를 수입하고 있다.

아시아 태평양 지역은 1990년 이후부터 세계 석유소비 증가의 대

부분을 차지하며 가장 빠른 소비 증가율을 보이고 있다. 중국의 석

유소비는 2009년 약 8.6백만b/d에 이르러 미국에 이어 세계 2위를

기록하였다. 중국은 2000년부터 2009년까지 연평균 6.8%의 석유소비

증가율을 보이며, 세계 석유수요 증가분의 절반 이상을 차지하고 있

다. 인도 역시 급속한 경제성장에 따라 중국과 함께 이 지역 석유수

요의 증가를 주도하고 있다. 인도는 약 68만b/d의 원유를 생산하고

있지만 소비의 증가 폭이 커서 석유 수입량이 빠르게 증가하고 있

다. 세계 3위의 석유소비국인 일본은 2005년 이후 소비가 감소세를

나타내고 있는데, 주요 요인은 경제성장의 둔화 및 에너지효율 개선,

산업부문 석유소비의 천연가스 전환 등이다.

4. 석유수출입

세계 석유수요 절반 이상을 OECD 국가가 차지하고 있는 반면,

생산은 OPEC 및 러시아 등 비OECD 국가를 중심으로 이루어짐에

따라 지역 간 석유거래는 활발하게 이루어지고 있다.

2009년 세계 석유거래량은 52.9백만b/d를 기록했으며, 이중 세계

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 39

최대 수입국인 미국이 거래량의 21.6%에 해당하는 11.4백만b/d를

수입하였다. 미국에 이어 중국은 5.1백만b/d, 일본은 4.3백만b/d의

석유를 수입하였다. 한편, 싱가포르의 석유수입량은 2.6백만b/d로 소

비량(약 1.0백만b/d)보다 훨씬 많은 규모의 석유를 수입하고 있는데,

원유를 정제하여 수출하거나 수입된 석유제품을 현물거래를 통해 재

수출하는 물량이 약 1.5백만b/d에 달하기 때문이다.

지역수입 수출

원유 제품 계 원유 제품 계

북미 9,688 3,309 12,997 3,264 2,577 5,841

미국 8,893 2550 11,443 44 1871 1,915

중남미 504 863 1,366 2,588 1,137 3,725

유럽 10,308 3,177 13,485 464 1,523 1,987

구소련 18 67 86 6,868 2,197 9,065

중동 140 219 360 16,510 1,916 18,426

아프리카 809 582 1,391 6,792 645 7,437

아시아·태평양 16,537 6,689 23,227 1,208 4,499 5,707

중국 4,086 1,041 5,127 94 614 708

인도 2,928 217 3,145 1.9 740 741.9

일본 3,545 738 4,283 - 345 345

싱가포르 930 1,668 2,598 47 1,505 1,552

세계 전체 38,005 14,925 52,930 38,005 14,925 52,930

<표 III-4> 세계 지역별 석유 수출입(2009년)

(단위: 천b/d)

자료: BP(June 2010)

40

지역별로 살펴보면 중국, 일본, 인도, 한국 등 대소비국이 포함된

아시아 태평양 지역의 석유수입량이 23.2백만b/d로 가장 많았으며,

이어 유럽 지역이 13.5백만b/d, 북미 지역이 13.0백만b/d를 수입하

였다. 이들 세 지역의 수입비중은 세계 석유수입의 93.9%를 차지하

고 있다.

석유수출은 중동이 전체 수출량의 34.8%에 해당하는 18.4백만b/d

를 수출하였으나, 역내 석유수요의 증가와 기타 지역의 석유생산량

증대로 세계 수출에서 차지하는 비중은 감소하는 추세이다. 구소련

의 석유수출은 연방체제 붕괴시점이었던 1991년 당시 1.9백만b/d(세

계시장 점유율 5.8%)에 불과했으나 빠른 증가세를 보이며 2009년

9.1백만b/d(세계시장 점유율 10.8%)에 이르렀다. 특히 러시아의 수출

은 석유기업의 민영화 추진이 이루어진 1996년부터 2003년 기간 동

안에 급격한 증가하였다.

5. 장기 석유수급 전망

가. 세계 석유수요 전망

국제에너지기구(IEA) 및 미 에너지정보청(EIA)의 에너지 수요전망

에 따르면 세계 석유수요는 2030년까지 연평균 1% 내외의 증가율을

보이며 1억b/d 이상으로 증가할 전망이다. OECD 석유수요는 정체

하거나 감소할 것으로 전망되는 반면, 비OECD 석유수요는 2008년

부터 2030년까지 연평균 2% 내외의 꾸준한 증가세를 보일 것으로

전망된다. 특히 아시아와 중동 비OECD 국가는 석유수요 증가분의

대부분을 차지할 전망이다.

제Ⅲ장 세계 원유 수급구조 분석 41

부분별로는 수송부문이 석유수요 증가를 주도하여 전체 석유수요

증가분의 약 97%를 차지할 것으로 전망되고 있다. 특히 중국과 인

도의 자동차 수 증가는 수송용 연료소비 증가의 주요인이 될 전망이

다. 한편, 수송부문에서 전통석유의 비중은 바이오 연료의 생산증대

로 다소 감소할 전망이지만 여전히 90% 이상을 유지할 것으로 예상

된다.

전망

기관지역 2008 2015 2020 2025 2030

2008-2030연평균증가율

IEA

OECD 43.2 41.2 n.a. n.a. 40.1 -0.3

비OECD 35.0 40.2 n.a. n.a. 56.2 2.2

국제벙커링 6.5 7.0 n.a. n.a. 8.9 1.4

계 84.7 88.4 n.a. n.a. 105.2 1.0

EIA

OECD 47.9 46.3 46.4 47.2 48.3 0.0

비OECD 37.9 42.4 45.7 50.4 55.6 1.8

계 85.8 88.7 92.1 97.6 103.9 0.9

<표 III-5> 세계 석유수요 전망 (2008~2030)

(단위: 백만b/d, %)

자료: IEA(2009), EIA(2010)

나. 세계 석유공급 전망

IEA에 따르면 세계 석유생산량은 연평균 약 1.0%의 증가율을 보

이며 2030년까지 약 105백만b/d로 늘어날 전망이다. 이 가운데

OPEC의 석유생산량은 전망기간동안 연평균 1.8%의 증가율을 기

록, 2030년 53.8백만b/d로 늘어날 전망이며, 세계 생산량에서 차지

하는 비중은 44%에서 52%로 높아질 전망이다.

42

비OPEC 국가의 경우 원유생산량은 2030년에 2008년 대비 약 2.4

백만b/d 증가한 49.2백만b/d에 달할 전망이다. 이는 오일샌드 및

석탄액화석유(CTL), 가스액화석유(GTL) 등 비전통석유의 생산량

증대에 기인한다. 반면 전통석유 생산량은 신규 유전탐사의 어려

움, 유전개발 비용의 상승, 그리고 2009년 유가 급락에 따른 유전

개발 투자 부진 등으로 2010년을 정점으로 감소하기 시작하여

2030년에는 2008년 대비 약 4.0백만b/d 감소한 35.3백만b/d에 그

칠 전망이다. 한편, 석유생산량에 관한 장기 전망은 국제 유가 상

황과 해외 석유 기업의 유전개발 투자 가능성, 계획된 프로젝트의

실현 가능성 등 예측에 많은 변수가 있어, IEA와 EIA의 전망에 큰

차이를 보이고 있다.

전망

기관지역 2008 2015 2020 2025 2030

2008-2030연평균증가율

IEA

OPEC 36.3 40.3 n.a. n.a. 53.8 1.8

비OPEC 46.8 46.3 n.a. n.a. 49.2 0.2

process gain 1.5 1.8 n.a. n.a. 2.2 1.8

계 84.6 88.4 n.a. n.a. 105.2 1.0

EIA

OPEC 35.6 37.4 38.8 41.2 43.9 1.0

비OPEC 49.9 51.3 53.3 56.5 60.0 0.8

계 85.5 88.7 92.1 97.6 103.9 0.9

<표 III-6> 세계 석유생산 전망 (2008~2030)

(단위: 백만b/d, %)

자료: IEA(2009), EIA(2010)

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 43

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석

1. 전통적 원유공급 위험의 상존

가. 개요

지난 반세기 동안 50만b/d 이상의 원유 공급부족을 수반한 중대 사

태가 적어도 14회가 있었다. 이러한 공급중단 사태들은 거의 모두가

중동지역의 정치적 군사적 문제들과 관련된 것들이었다. 즉, 공급중단

사태들 중 일부는 산유국 내부의 정치·사회적 불안(예: 이란 혁명)으로

인해 야기되었고 일부는 주요 산유국들이 관여된 전쟁(예: 1990년 걸

프전쟁)으로 인해 야기되었다.

이러한 역사적 사실에 비추어, 일시적인 공급중단과 같은 전통적인

원유공급 위험을 가져오는 요소는 석유자원의 지역적 편중과 자원보

유 지역의 정세 불안이라고 말할 수 있다. 세계 석유시장 상황이 과거

에 비해 크게 변화되었다고 하지만 이러한 공급 위험의 요소는 과거

와 크게 다를 바가 없다. 여전히 석유자원은 중동지역에 편중되어 있

고, 중동 산유국들의 원유공급 비율은 점점 더 높아지고 있다. 만일

이 나라들이 정치적으로 안정되어 있고 시장중심적 정책을 추구한다

면 편중 상태 그 자체가 공급 위험을 야기한다고 볼 수는 없을 것이

다. 그러나 중동지역은 정치 경제적으로 매우 불안한 상태에 있고 중

동의 OPEC 산유국들은 생산량 제한 등 석유시장에 영향을 미치려는

정책을 지속적으로 추진하고 있다. 따라서 이 지역에서 혼란 사태가

44

발생하여 원유의 공급중단이 발생할 가능성은 여전하다고 볼 수 있다.

전통적 공급위험을 야기하는 또 다른 요소는 원유수송로의 안전 문

제이다. 세계 석유의 2/3는 이른바 병목지점(choke point)을 경유하여

해상으로 수송되는데, 이들 병목지점은 좁은 통로로 인해 선박사고나

테러공격에 대단히 취약하다. 더욱이 세계 석유수요가 증가하면서 원

유교역량은 더 늘어나고 있어 원유수송로의 혼잡은 가중되고 있다.

나. 석유의 편재성

세계 석유시장의 상황이 크게 변하여 왔음에도 불구하고 석유자원

의 지역적 편중은 개선되지 않고 있다. 즉, 석유의 수요와 공급은 지

역적으로 심한 불균형 상태에 있다는 것이다. 북미와 아시아 태평양,

유럽은 세계 석유매장량의 약 19%를 보유하고 있지만 수요 비중은

매장량 소비량

물량(십억배럴) 비율(%) 물량(천b/d) 비율(%)

북미 73.3 5.5 22,826 27.1

중남미 198.9 14.9 5,653 6.7

유럽·유라시아 136.9 10.3 19,372 23.0

중동 754.2 56.6 7,146 8.5

아프리카 127.7 9.6 3,082 3.7

아시아·태평양 42.2 3.2 25,998 30.9

전세계 1,333.1 100.0 84,077 100.0

<표 Ⅳ-1> 지역별 석유 매장량과 소비량의 불균형(2009년)

자료: BP(June 2010)

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 45

약 81%를 차지하고 있다. 반면에 중동과 아프리카는 세계 석유매장량

의 66%를 보유하고 있지만 수요 비중은 12%에 불과하다. 이러한 수

급의 불균형은 석유의 국제무역을 촉진시켜 전 세계 석유공급의 약

60%가 국제적으로 거래되고 있다. 공급측면에서는 석유매장량이 불균

형하게 분포되어 있어 세계 석유매장량의 56%가 중동의 퇴적분지에

집중되어 있다. 또 OPEC 회원국은 세계 석유매장량의 77.2%를 보유

하고 세계 석유생산의 41.4%를 통제하고 있다.

다. 산유국의 정세 불안

석유공급 및 석유수출국의 대부분은 여전히 정치적으로 불안한 상

태에 있다. 과거와 마찬가지로 석유시장에서는 여전히 일시적인 공급

중단이 일어날 수 있다는 것이다. <표 Ⅲ-2>에서 보는 것처럼 원유 공

급중단 사태들의 거의 대부분은 중동지역의 정치적․군사적 문제들과

관련된 것들이었다. 1973년까지 이러한 공급중단 사태들은 1956년의

수에즈 전쟁으로 유발된 경우를 제외하고는 사소한 것들이었다. 그러

나 1973년 이후 네 차례의 사태, 즉 1973년의 아랍-이스라엘 전쟁,

1978∼79년의 이란 혁명, 1980년의 이란-이라크 전쟁, 1990∼91년의 걸

프전쟁 등은 초기 몇 달 동안 300만∼560만b/d의 공급중단을 가져왔

다. 이와 같은 역사적 사실과 더불어, 일부 석유수출국들의 내부 긴장

이 최근 몇 년 사이에 커지고 있는 것을 고려하면, 이 지역에서 대규

모의 혼란 사태가 발생할 가능성을 낮게 볼 수는 없다.

ICRG(International Country Risk Guide)는 매년 세계 주요 국가의

정치적 위험 순위를 평가하고 있다. 정치적 위험수준의 평가에서,

점수가 49.9 이하이면 “매우 높음”으로 간주되고, 50.0∼59.9는 “높음”,

46

공급교란 요인 시기지속기간

(개월)

공급부족량

(백만b/d)

세계소비중

비율(%)

이란유전 국유화 51.03-54.10 44 0.7 5.30

수에즈 운하전쟁 56.11-57.03 4 2.0 11.43

시리아 수송료 분쟁 66.12-67.03 3 0.7 2.04

6일 전쟁 67.06-67.08 2 2.0 5.00

나이지리아 내전 67.07-68.10 15 0.5 1.25

리비아 가격분쟁 70.05-71.01 9 1.3 2.71

알제리-프랑스 국유화 분쟁 71.04-71.08 5 0.6 1.20

레바논 정치소요 73.03-73.05 2 0.5 0.86

아랍-이스라엘 전쟁 73.10-74.03 6 1.6 2.75

레바논 내전 76.04-76.05 2 0.3 0.50

사우디 유전사고 77.05 1 0.7 1.13

이란혁명 78.11-79.04 6 3.7 5.68

이란-이라크전 발발 80.10-81.01 3 3.0 4.97

액손 발데즈 사고 89.03-89.04 1 0.5 1.00

UK 코모란트 플랫폼 폭발 89.04-89.06 2 0.5 1.00

이라크 쿠웨이트 침공 90.08-91.01 5 4.3 6.50

베네수엘라 파업과 소요 02.12-03.02 3 2.1 2.62

나이지리아 소요 03.03-03.08 6 0.3 0.37

이라크 전쟁 03.03-04.09 19 1.0 1.12

허리케인 카트리나, 리타 05.08.24 1 1.5 1.80

자료: IEA 등

<표 Ⅳ-2> 석유공급교란 사례

60.0∼69.9는 “보통”, 70.0∼79.9는 “낮음”, 80.0 이상은 “매우 낮음”으로

간주된다. <표 Ⅳ-3>은 ICRG의 주요 산유국에 대한 1989년 12월과

2009년 12월의 정치적 위험 순위를 정리한 것이다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 47

국가 1989년 12월 2009년 12월

이라크 36.0 41.5

나이지리아 48.0 46.0

베네수엘라 67.0 47.0

이란 38.0 54.0

앙골라 45.0 59.0

인도네시아 42.0 61.0

알제리아 59.0 61.0

아르헨티나 60.0 64.0

러시아 - 64.5

중국 58.0 66.5

리비아 44.0 67.0

브라질 60.0 69.0

사우디아라비아 57.0 69.5

멕시코 68.0 70.0

카자흐스탄 - 72.0

쿠웨이트 57.0 72.5

카타르 51.0 73.0

말레이시아 59.0 73.0

오만 54.0 74.0

UAE 47.0 78.5

미국 83.0 83.0

캐나다 88.0 88.0

노르웨이 83.0 88.5

<표 Ⅳ-3> 주요 산유국의 ICRG 정치적 위험 수준

주: ICRG 정치적 위험 수준은 고위험 0부터 저위험 100 사이에 분포(점수가 49.9 이하

이면 “매우 높음”으로 간주되고, 50.0∼59.9는 “높음”, 60.0∼69.9는 “보통”, 70.0∼

79.9는 “낮음”, 80.0 이상은 “매우 낮음”)

자료: www.prsgroup.com

48

순서위험요소

점수(최대)주요소 부요소

A 정부의 안정성․정부의 통일성․법률적 힘․대중지지도

12

B 사회경제적 여건․실업․소비자신뢰․빈곤

12

C 투자 상황․계약 실행가능성․이윤회수․지불연기

12

D 내부 갈등․내전, 쿠테타․테러, 정치폭동․시민 난동

12

E 외부 갈등․전쟁․국경 갈등․외국의 압력

12

F 부패 6

G 군부의 정치개입 6

H 종교의 정치개입 6

I 법과 질서 6

J 인종 문제 6

K 민주화 정도 6

L 관료의 수준 4

합계 100

<표 Ⅳ-4> 정치적 위험 요소와 가중치

자료: The PRS Group, Inc.(October 2006), pp.139∼146.

이라크와 나이지리아의 정치적 위험은 “매우 높음“으로 분류되고

베네수엘라․인도네시아․앙골라․알제리아의 정치적 위험은 “높

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 49

음“으로 분류되고 있다. 또한 상당수의 산유국이 ”보통“으로 분류

되어 전반적으로 주요 산유국의 정정불안은 여전히 존재하는 것으

로 평가하고 있다.

ICRG의 정치적 위험 수준에 대한 평가방법은 정치적 위험요소에

점수를 부여함으로써 이루어진다. 각각의 정치적 위험요소에 대한

최저 점수는 0점이 되고 최고 점수는 전체 정치적 위험의 평가에

서 해당 요소가 부여 받은 고정된 가중치이다(<표 Ⅳ-4>). 각 위험

요소에 대한 위험수준 평가는 주어지는 점수가 50% 이하이면 매우

높은 수준이고, 50∼60%는 높은 수준, 60∼70%는 보통, 70∼80%는

낮은 수준, 80% 이상은 매우 낮은 수준이다.

각국의 정치적 위험에 더해 전반적인 중동정세 역시 언제든지 공급

중단과 국제유가 급등을 가져올 수 있는 문제들을 안고 있다. 가장 이

슈가 되는 것은 이란의 핵문제로, 서방측과의 충돌 가능성과 이란에

대한 제재조치의 강도에 따라 중동의 원유공급에 차질이 발생할 가능

성이 있다. 이스라엘과 팔레스타인의 무력충돌이 잦아지고 있다는 점

도 중동지역 원유공급의 주요 위험요인이다.

라. 석유수송로 위험

세계 석유의 2/3는 호르무즈 해협, 말라카해협, 수에즈운하와 보스

포루스 등 여러 병목지점을 경유하여 해상으로 수송된다. 또한 아시

아, 서유럽, 미국으로 향하는 페르시아만 석유의 약 88%는 호르무즈해

협을 통해 수송된다. 그런데 이들 병목지점은 좁은 통로로 인해 선박

사고나 테러공격에 대단히 취약하다.

50

[그림 Ⅳ-1] 세계 석유수송의 주요 병목지점

자료: U.S. Joint Forces Command(2010), p.28.

특히 아시아․태평양지역의 석유교역량 증가로 인해, 페르시아만에

서 호르무즈해협을 거쳐 인도양-말라카해협-남중국해-동중국해로 이어

지는 동북아 국가들의 석유수송로는 혼잡 등 위험이 가중되어 공급중

단의 가능성이 높아지고 있는 실정이다.

호르무즈(Hormuz) 해협은 페르시아만과 오만만을 잇는 해협으로

페르시아만 연안의 여러 항구에서 원유를 실어 나르는 유조선들이 반

드시 지나가야 하는 항로이기 때문에 매우 중요한 전략적․경제적 요

충지이다. 호르무즈 해협을 통한 원유수송량은 약 16.2백만b/d로 추정

되는데, 이는 세계 석유수요의 20.7%와 세계 석유교역량의 38.3%에

해당하는 양이며, 앞으로는 그 비율이 점점 더 높아지게 될 것이다

(<표 Ⅳ-5> 참조).

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 51

생산1)(2009년) 수출2)(2008년)

물량

(백만b/d)

비율

(%)

물량

(천b/d)

비율

(%)

중

동

지

역

사우디 7.92 9.3 7.24 17.1

이 란 3.74 4.4 2.56 6.1

UAE 2.27 2.7 2.23 5.3

쿠웨이트 2.01 2.4 1.72 4.1

카타르 0.77 0.9 0.79 1.9

이라크 2.43 2.9 1.65 3.9

걸프만 계 19.14 22.6 16.19 38.3

기타 중동 1.68 2.0 0.95 2.3

중동 계 20.82 24.5 17.15 40.5

기타지역 64.02 75.5 25.16 59.5

세계 총계 84.84 100.0 42.31 100.0

<표 Ⅳ-5> 걸프만 국가들의 생산 및 수출량

주: 1) IEA(May 2010), 2) EIA(2010)

말라카(Malacca) 해협은 동남아시아 말레이반도 남부 서해안과 수마

트라섬의 동해안 사이에 있는 해협으로서, 동쪽의 남중국해와 서쪽의

안다만해를 연결하고 있는데, 길이는 약 800㎞, 너비(북부)는 300㎞, 평

균수심은 50m이다. 매년 6만여척의 선박들이 이 해역을 왕래하고 있

다. 최근 들어 말라카해협에 해적이 자주 출몰하면서 태평양 - 인도양

간 무역이 큰 위협을 받고 있다. 2006년 말라카 해협을 경유하여 수송

된 물량은 12.0백만b/d에 이른다.16)

동아시아 해역의 다양한 분쟁중 관련국 수가 가장 많고 복잡한 것

은 남중국해의 남사군도(Spratly Island) 분쟁이다. 중국, 대만, 베트남,

16) OECD/IEA(2008), p.107.

52

말레이시아, 필리핀, 브루나이 등 6개국이 분쟁당사국이며, 중국, 대만,

베트남은 남사군도 해수면상의 모든 도서에 대해 영유권을 주장하고

있고, 중국, 대만, 필리핀은 해수면하의 모든 지형물에 대한 영유권을

주장하고 있다.

남중국해의 서사군도(Paracel Islands)는 중국 해남도 남쪽 336㎞, 베

트남 동쪽 445㎞ 지점에 위치한 2개의 군도, 총 40여개의 소도, 사주

및 암초로 구성되어 있다. 1970년 이전에는 중국이 서사군도의 동쪽

군도(Amphitrite Group)를 점유하고 있었고, 서쪽 군도(Crescent

Group)는 베트남(당시 월남)이 점유하고 있었으나, 1974년 1월 중국이

서쪽 군도의 5개 소도를 무력으로 점령한 후, 현재까지 서사군도 전도

서에 대해 실질적인 점유권을 행사하고 있다. 1970년 이전부터 서사군

도의 동쪽 군도 내 일부 무인도를 점유하고 있었던 중국은 1970년부

터 이 해역에 대한 해양조사를 실시하였고, 1971년부터 해양조사의 범

위를 넓혀 서쪽 군도를 포함시켰다. 당시, 전쟁 중이던 월남정부는

1973년 외국석유회사와 인근 해역에 대한 석유탐사 계약을 체결하여

중국과의 영유권 분쟁의 빌미를 제공하였다.

조어도는 일본 오키나와 서남쪽 약 40㎞, 중국대륙 동쪽 약 350㎞,

대만 북동쪽 190㎞의 동중국 해상에 위치한 8개 무인도로 구성되어

있고 총면적은 6.3㎢이다. 현재는 일본이 점유하고 있으나 중국과 대

만이 영유권을 주장하고 있다. 조어도는 인근해역의 석유매장 가능성,

EEZ(배타적경제수역) 선포 및 독도에 대한 일본 측의 영유권 주장으

로 인해 우리나라의 관심이 높은 지역이다.

이처럼 아시아 태평양지역의 원유수송물량 증가는 취약한 해상 수

송요충지의 혼잡을 가중시키고 영유권 분쟁을 둘러싼 관련국들의 갈

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 53

등을 고조시켜 원유수송의 안전을 위협할 가능성이 크다. 도서영유권

분쟁으로 인한 관련국 간의 무력충돌 가능성과 정치적 이유로 인한

해양인접국 간의 군사훈련 등은 해상교통로의 안전을 해치는 요인으

로 등장할 수 있다. 연안국이 영해의 기준선을 변경함으로써 관할권

범위가 지나치게 확대된다든지 또는 정치적 이유를 들어 항해에 이용

되는 국제해협을 봉쇄할 경우 유조선 통항에 심각한 영향을 줄 수

있다.

유조선 통항과 해상교통로 안전에 위협이 되는 또 다른 요인은 해

적행위 등 해상범죄행위이며, 이미 해적행위는 동아시아 역내 경제활

동과 직결된 해상교통로 안전을 위협하는 요인이 되고 있다.

2. 자원민족주의 재등장

가. 개요

자원민족주의(resource nationalism)란 용어는 1960～70년대 개발도

상국이 남북문제의 해결을 위해 국내 천연자원에 대한 주권을 확립하

려는 움직임으로서 주로 중동의 자원국유화를 일컫는 말로 널리 활용

되기 시작하였다. 1970년대의 자원국유화는 세계열강에 의한 식민지배

또는 제국주의의 영향으로부터 산유국의 독립과 자주권을 확보하기

위한 것으로 자국의 경제 및 정치적 위상을 높이려는 이데올로기적

측면이 존재하였다.17) 당시의 산유국들이 취한 조치는 외국 석유회사

의 자산 몰수, 강제 국유화, 석유 금수 등 일방적인 경제적 제재였다.

17) Energy Intelligence(2007), p.5.

54

또한 산유국들은 개별 국가의 자원국유화만으로는 선진국에 대응하기

어렵다는 판단 하에 석유수출국기구(OPEC, 1960), 아랍석유수출국기구

(OAPEC, 1968) 등 상호 협력을 모색하는 카르텔을 결성하였다.

자원민족주의는 1980～90년대에는 세계 석유시장의 구조가 변화되

고 세계 경제의 개방화․자유화 추세가 확산됨에 따라 퇴조하는 모습

을 보였다. 제2차 석유위기에 의한 고유가와 석유수요 둔화로 인해

1980년대 중반 잉여생산능력이 확대되고 유가가 폭락함으로써 석유시

장이 구매자시장(buyer's market)으로 전환되었기 때문이다. OPEC의

시장지배력은 국제적으로 원유를 거래할 수 있는 석유의 현물․선물

시장이 발달함에 따라 약화되었다.

2000년대 중반 이후 고유가와 더불어 대두된 신자원민족주의는 과

거의 이데올로기적 측면보다는 자원보유국들이 부존자원에 대한 국가

통제를 강화하여 자국의 수익 배분 몫을 증대시키려는 실용적 측면이

강하다. 베네수엘라․볼리비아의 경우, 미국의 영향력에서 벗어나 자

국의 자원에 대한 통제권을 강화한다는 점에서 일견 1970년대의 형태

와 유사하지만, 외국 석유회사들을 석유개발 프로젝트에 참여시킴으로

써 실리적인 측면을 고려하고 있다. 외국 자본에 대해 무조건 철수를

명령한 과거 중동의 자원민족주의와는 달리 기술 및 자본 투자의 지

속적인 유지를 위해 로열티와 세금을 인상하는 한편 외국 기업이 생

산한 자원의 처분권을 확보하기 위해 보상절차를 거쳐 단계적으로 지

분을 매입하는 형태를 취하고 있다. 러시아는 각종 제도 변경을 통해

민간기업의 자산을 국영기업에 귀속시키고 석유 및 천연가스 등의 자

원을 토대로 국제사회에서의 정치적․경제적 영향력을 강화시키는 수

단으로 활용하고 있다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 55

여기에서는 우선 자원민족주의가 다시 대두된 배경을 살펴본 후,

자원민족주의의 내용과 영향을 검토하기로 한다.

나. 자원민족주의의 대두 배경

자원민족주의가 다시 대두된 가장 중요한 배경은 2000년대 중반에

고유가 상황이 지속되면서 산유국들이 고유가의 배분 몫을 더 많이

확보하려는 것이었다. 산유국들은 고유가 상황에서 자사의 이익만을

추구하는 IOC들에 대한 반발심이 작용하여 경제개발 및 사회적 비용

지출에 요구되는 재원확보를 위해 IOC에 대한 압박을 강화하였다. 또

한 유가가 상승하자 남미 좌파정권 산유국들에서는 1990년대에 추진

한 에너지산업에 대한 민영화가 국부(國富)의 해외 유출만 초래했다고

판단하는 분위기가 팽배하게 되었다.

자원민족주의가 대두된 또 하나의 배경은 자원보유국들이 시장지배

력을 강화하려는 것이다. 한정된 석유자원을 놓고 주요 석유 소비국들

의 자원확보 경쟁이 치열해지면서 산유국들은 국제 에너지시장에서

자국의 영향력과 위상을 높이고자 하였다. 고도의 경제성장을 지속하

고 있는 중국이 필요한 에너지자원을 확보하기 위해 중동, 중남미, 중

앙아시아, 아프리카 등 자원보유지역으로 진출하면서 소비국간의 자원

확보 경쟁이 치열해지는 계기가 되었다.

자원민족주의가 대두된 배경에는 정치적 측면도 있다. 남미지역에서

는 신자유주의적 경제개혁의 실패, 우파정권의 실정 및 반미감정의 확

대 등으로 인해 좌파정권이 확산되면서18) 자원민족주의의 경향이 나

18) 2006년 칠레 미첼 바첼레트 대통령 취임(2006년 10월)에 이어, 브라질 룰라 대통령의

재선(2006년 10월), 베네수엘라 차베스 태통령의 3선(2006년 12월), 니카롸과 다니엘

오르테가 대통령 취임(2007년 1월), 에콰도르 라파엘 코레아 대통령 취임(2007년

56

타나게 되었다. 남미지역의 좌파정권은 국부의 해외유출 억제를 통해

빈부격차를 해소하려는 정책을 취하는 한편, 경제성장을 위해 미국에

의존하기 보다는 역내 동맹을 강화하고 중국과의 교류를 확대하는데

주력하고 있다. 러시아의 경우, “자원이 러시아의 국제적인 정치․경

제적 영향력을 재건하는데 기여하는 도구로 활용 되어야” 한다는 의

도를 가지고 자원의 국가 통제를 강화하였다.19) 러시아의 우크라이나

에 대한 천연가스 공급중단(2006년 1월)은 상업적 목적 이외에 석유

및 가스자원을 통한 유럽 및 주변 국가에 대한 정치적 영향력 확대를

목적으로 하였다고 볼 수 있다. 그 외에도 이란, 베네수엘라 등은 미

국을 상대로 종종 석유를 정치적 무기로 활용하고자 한다.

다. 자원민족주의의 내용과 특징

1) 중남미 지역

중남미 국가들은 1990년대 중반 원유생산량의 감소를 만회하기 위

해 외국 석유회사에 자국의 유전을 개방하였으나 2000년대 중반 들어

다시 국유화를 추진하였다.

중남미 지역에서는 지역 최대의 자원보유국인 베네수엘라가 계약형

태 변경 및 국영석유회사 참여 강화, 세율 및 로열티 인상, 세무조사

와 세금 소급납부 강요 등을 통해 자원민족주의를 주도하여 왔다. 차

베스 대통령은 2006년 4월 1일부터 국영석유회사(PdVSA)와 외국 석유

회사 간의 기존 원유생산계약을 무효화하고 정부가 지분의 60% 이상

을 소유하는 합작사업 방식으로 국유화를 추진하였다. 국유화 대상이

1월) 등 좌파정권이 잇따라 들어섰다.

19) The Arab Petroleum Research Center(2007), p.3.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 57

었던 32개 석유광구 중 7개는 100%, 25개는 60～75%의 지분을 정부

가 획득하였으며, 합작사업을 거부한 이탈리아 Eni사의 Dacion유전(65

천b/d)과 프랑스 Total사의 Jusepin유전(30천b/d)을 몰수하기도 하였다.

한편 베네수엘라 정부는 새로운 합작사업에서 외국기업에 부과하는

로얄티를 종전의 16.7%에서 33.4%로, 소득세율은 34%에서 50%로 조

정하였다. 2007년 5월에는 2002년 ExxonMobil이 미납한 380만 달러의

세금 및 과징금을 소급 징수하였다. 2007년 6월에는 자원국유화 조치의

일환으로 국제석유회사들의 초중질유 프로젝트의 지분을 몰수하

였다.20)

베네수엘라 천연가스 규제기관인 Enagas는 가스법과 탄화수소법을

통합하여 가스에 대해서도 국가통제를 강화하였다. 종전의 가스법은

가스개발사업에서 PdVSA가 지분의 35%를 보유할 권리가 있다고 규

정하고 있는 반면, 탄화수소법에서는 PdVSA가 모든 석유개발사업에

서 51% 이상의 지분을 보유해야 한다고 규정하고 있었기 때문이다.

이에 따라 프랑스 Total사와 스페인 Repsol사는 베네수엘라 국영

PdVSA사와 Yucal Placer 및 Barrancas 육상 가스 프로젝트의 지분을

양도하였다.

베네수엘라 차베스 대통령은 2008년 하반기 이후의 경기침체로 취

약해져가는 석유산업을 활성화하고자 오리노코 까라보보(Carabo- bo)

20) 당시 ExxonMobile은 Cerro Negro 프로젝트의 지분 41.7%를 보유하고 있었으나, 동

프로젝트에 대한 보상에 합의하지 못하고 철수하였다. ExxonMobile은 이듬해인

2008년 2월 7일 고등법원, 뉴욕 연방지방법원 등으로부터 베네수엘라 정부의 자원국

유화에 대한 보상조치로 베네수엘라 국영 PDVSA사의 해외자산 120억달러 상당을

동결하는 명령을 받아냈다고 발표하였다. 이에 차베스 대통령은 “ExxonMobile이 경

제전쟁을 중단하지 않을 경우 미국으로의 원유수출을 전면 중단할 것”이라고 언급

하면서 당시 유가가 큰 폭으로 상승하였다.

58

유전 개발에 해외기업들의 신규투자를 유치하였다. 2010년 2월 10일

까라보보 유전에 대한 입찰결과를 발표하는 자리에서 차베스는 국가

의 이데올로기보다는 기업들과의 전략적 동맹을 강조하면서 투자수익

과 자본회수를 보장하겠다고 약속하였다. 그러나 이 프로젝트의 지분

은 베네수엘라 정부가 60%를 보유하고, PdVSA가 지배주주가 되어 국

영관리를 강화하는 입장을 여전히 고수하고 있다.21)

볼리비아에서는 자원국유화 공약으로 당선된 모랄레스 대통령이

2006년 5월 1일 외국석유회사들의 석유 및 천연가스사업 소유권을

180일 이내에 볼리비아 국영석유회사(YPFB)에 이전하도록 하는 자산

국유화 포고령을 발표하였다. 볼리비아에 진출해 있던 12개 다국적 에

너지기업과 맺고 있는 44개 계약서를 국유화 방침에 맞게 변경하여

통보하였다. 즉, 외국 석유회사들은 운영서비스만 제공하게 되며, E&P

에서 수송에 이르기까지 모든 석유제품의 유통, 판매, 수출을 YPFB가

독점한다는 것이다. 또한 천연가스 1일 평균생산량이 2005년 기준으로

1억 입방피트를 넘는 기업에 대해서는 이윤의 82%(종전에는 50%)를

세금으로 납부토록 하였다.22)

에콰도르 의회는 2006년 4월 석유회사들이 수익의 50%를 세금으로

에콰도르 정부에 납부해야 한다는 법안을 가결하였다. 또한 2007년 10

월에는 초과 이윤세율을 종전의 50%에서 99%로 상향 조정하였다.

21) Reuters(2010.2.24), 에너지경제연구원(2010.3.5)에서 재인용

22) 로열티 18% + 직접세 32% + YPFB 추가세 32%

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 59

2) 러시아

러시아는 국영기업의 민간업체 인수 및 해외기업으로부터의 지분확

대 등을 통해 자국 에너지산업을 Gazprom(가스), Rosneft(석유),

Transneft(송유관)의 3대 국영기업체제로 재편하였다.23)

러시아 정부는 일찍이 2003년 당시 러시아 최대 석유회사 Yukos를

강제 해체하여 2004년 핵심 자회사인 Yuganskneftegaz를 국영석유회

사 Rosneft에 매각함으로써 석유산업의 국유화 전략을 추진하였다.

2007년 5월 3일, Rosneft(자회사 Neft-Aktiv)는 Yuoks의 상류부문 최대

자회사인 Tomskndft를 매입함으로써 러시아의 석유생산 1위 업체로

부상하였다.

2007년 5월 7일, 러시아 연방독점방지청(FAS)은 Yukos사 자산 입찰

에서 Promregion Holding사가 낙찰받자 불충분한 정보와 투명성 부

족을 이유로 인수 중단 결정을 내리고, 차점자인 Rosneft사(자회사

Neft-Aktiv)가 인수 권한을 취득하도록 하였다.24)

국영가스회사 Gazprom은 2005년 민영석유회사 Sibneft를 인수하고

사할린-Ⅱ 광구 등 외국 기업이 운영해 온 개발사업의 지분인수 등을

통해 대형화를 추진하였다. 러시아 정부는 국영가스사에 대한 통제권

강화를 위해 Gazprom에 대한 정부지분 확대(50% 이상)를 추진하였다.

23) 러시아정부는 전략적 경제부문인 자원부문의 국가 통제를 강화하기 위해 다국적

기업 형태의 대형 석유회사 설립을 추진하고 있다. 이 회사가 설립되면 국가 지

주회사인 Rosneftegas 산하로 들어갈 것으로 예상되는데, Rosneftegas는 이미

Rosneft의 지분 75.16%, Gazprom의 지분 10.74%를 소유하고 있다.

24) 자산은 Yukos의 트레이딩 회사 Stavroplnefteprodukt 지분 100%, 흑해 탐사 회

사 Val Shatskogo 지분 100%, 카스피해 석유개발 회사 Caspian Oil Company

지분 49.9% 등이다.

60

Gazprom은 2006년 12월 Shell과 일본 미쓰이, 미쓰비시 상사가 공동

으로 추진해 오던 사할린-Ⅱ 프로젝트의 지분 50%+1주를 74억 5000만

달러에 매수하기로 하였다. Gazprom과 BP의 러시아 자회사인

TNK-BP는 2007년 6월 22일 TNK-BP가 소유한 Kovykta 가스전의 개

발권을 7～9억달러 수준에서 Gazprom사에 양도하기로 합의하였다.25)

종전까지 지분구조는 TNK-BP 62.89%, Interros 25.82%, 이루쿠츠크주

당국 10.78%, 기타 0.51% 등으로 구성되어 있어 Kovykta 가스전 개발

프로젝트의 최대 주주가 Gazprom으로 변경되었다.

한편, 러시아 정부는 2004년부터 지하자원법 개정안을 마련하여 수

년간에 걸쳐 논의한 끝에 2008년 5월 신지하자원법을 최종 승인하였

다. 이에 따라 외국 기업이 전략광구 개발에 참여하기 위해서는 러시

아 기업과 합작회사를 설립한 상태에서 합작회사 지분의 50% 미만이

어야 한다. 또한 외국 기업이 전략광구 개발에 참여하려면 러시아 정

부의 별도 승인을 받아야 한다는 규정을 명문화하였다. 즉, 참여 지분

이 5% 내외인 당사자는 러시아 연방독점방지청 또는 정부 위원회에

신고만 하면 되지만 참여지분이 10% 이상이면 러시아 연방독점방지청

또는 정부 위원회의 승인을 얻어야 한다는 규정이 포함되어 있다. 전

략광구의 개념은 원유 5억배럴 이상, 천연가스 500억입방미터 이상의

가채매장량을 보유하고 있는 자산으로 정의하고 있다. 이 정의에 따라

총 30∼40개의 광구가 전략광구로 지정될 예정이다.

신지하자원법에서는 해양광구에 대한 개발권을 제한하여, 해양광구

는 매장량 규모와 상관없이 외국 석유회사나 러시아 민간석유회사의

참여가 불가능하게 되었다. 신지하자원법에서 해양광구를 개발할 수

25) 에너지경제연구원(2007.7.2), p.4.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 61

있는 기업의 자격을 해양유전 개발 경험이 5년 이상이고 정부가 50%

이상의 지분을 가지고 있는 기업으로 한정함으로써, 실질적으로는 국

영 Gazprom사와 Rosneft사를 지칭한다. 국영기업에 대한 특혜는 해양

광구에 대한 독점적 개발권 부여 외에도 러시아 주요 가스전의 하나

인 사할린 3광구 개발권을 입찰절차 없이 Gazprom에 부여한 것에서

잘 나타나고 있다.

3) 기타 지역

아프리카의 자원보유국들도 자원개발에 대한 자국 정부의 지분을

확대하려는 움직임을 보여 왔다. 알제리는 석유법 개정을 통해 국영기

업(Sonatrach)의 자국 내 석유 탐사․개발 권한을 강화하였다. 리비아

는 광권 연장을 무기로 자국의 수익분배율을 68%에서 88%로 높이는

계약체결을 요구하였다. 나이지리아는 2004년 심해유전 로열티율을

8%로 책정하였으며, 신규 분양 광구들에 대해 자국 석유회사들의 참

여를 우선적으로 고려하였다. 나이지리아는 2008년 초에 외국 석유회

사와 체결한 기존의 석유개발계약을 파기하고 합작회사 설립을 통해

석유개발사업을 운영하는 방안을 추진하겠다고 발표하였다. 나이지리

아 내의 모든 석유개발 프로젝트에 국영석유회사(NNPC)가 78% 이상

의 지분으로 참여하여, 통제권을 강화하고 수익배분율을 높이겠다는

것이 주요 내용이다.26)

중앙아시아의 카자흐스탄, 아제르바이잔에서도 자원민족주의 움직임

이 나타났다. 카자흐스탄은 자국 사업자가 정부와 계약한 유전개발권

을 2년간 다른 기업에 전매하는 것을 금지하였다. 아제르바이잔은 새

26) 한국석유공사(2008.9.10), pp.9∼11.

62

로 개발되는 유전에 대해 국영석유회사(SOCAR)가 지분의 절반 이상

을 소유하도록 규제하고 있다.

중동지역 주요 산유국은 대부분 석유 상류부문을 외국 석유회사에

개방하지 않고 있다. 대외 개방 자세를 취하고 있는 일부 중동 산유국

들도 소극적 형태의 서비스계약이 주를 이룬다. 특정 목적 달성을 위

한 특정 분야 개방 이외에는 확고한 국유화 방침이 유지되는 것이다.

중동 산유국의 IOC(국제석유회사)에 대한 개방은 성숙 유전의 회수율

증대 등 외국의 첨단기술 도입과 같은 특정 목적을 달성하기 위한 것

이다. 예컨대 UAE의 Upper Zakum 유전(ExxonMobil), 카타르의

Al-Shaheen 유전(덴마크 Maersk사), 오만의 Mukhaizna 유전(Occidental)

등이 그것이다.

아시아에서는 베트남이 정부의 자원 및 에너지 통제를 강화하고 있

다. 베트남은 자국 에너지산업에 대해 합작회사 설립에 의한 투자만

인정하고 합작회사의 외국 지분을 49% 이하로 제한하고 있다.

라. 자원민족주의의 영향과 전망

자원민족주의의 확산은 무엇보다도 IOC의 석유자원에 대한 접근성

을 제약하여 석유생산 부문의 투자 부진을 가져오므로 공급이 감소하

여 고유가의 원인이 될 수 있다. 산유국의 NOC는 IOC에 비해 기술

이 부족하고 운영 효율성이 낮은 것이 일반적이므로 IOC의 석유자원

에 대한 접근 제한은 생산량 감소와 더불어 생산비용 상승을 초래할

수 있기 때문이다.27) 또한 자원보유국들의 자원판매수입이 생산시설

27) 베네수엘라의 원유생산량은 1997년의 330만b/d에서 2009년 240만b/d로 급격히 감

소하였다. 생산을 증대시키기 위해서는 Orinoco Heavy Oil Belt 프로젝트의 수행이

필요한데, 베네수엘라 국영석유회사 PdVSA는 기술이 부족한 상태이다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 63

확충을 위한 재투자로 이어지지 않을 경우 공급능력 부족으로 인해

자원가격의 변동성을 확대시킬 가능성이 있다. 공급능력의 부족은 공

급차질 발생 시에 이를 대체할 수 있는 여력이 부족하다는 것으로 시

장상황 변화에 따라 자원가격이 민감하게 영향을 받게 된다.

다음으로 자원민족주의는 석유 및 가스자원에 대한 지배력이 IOC

우위에서 NOC 우위로 넘어가는 변화를 가져오게 될 것이다. 대부분

이 개발도상국인 산유국은 파트너로서 IOC 보다는 NOC를 선호하고

있다. 한편, 중국 등 소비국의 NOC는 단순히 장기 수익의 증대를 위

해 국가 소유의 자원을 관리하던 방식에서 벗어나 자국의 지속적인

경제성장에 요구되는 신규 에너지자원을 확보하기 위해 IOC와 경쟁하

며 국제적으로 세력을 확대하고 있다. NOC는 IOC에 비해 여러 가지

이점을 가지고 있다.28) 정부의 후원을 받고 있는 NOC는 정부 대 정

부 또는 NOC 대 NOC의 공생 관계를 통해 협상 시 경쟁을 배제할

수 있다. NOC는 IOC와는 달리 수익뿐만 아니라 경제성장을 위한 자

원 확보에 초점을 맞추고 있으므로 저수익 사업에 대한 투자가 가능

하다. 또한 NOC는 정부로부터 하부구조 투자에 대한 지원을 받을

수 있고 저비용의 자금과 노동력을 확보하기가 용이하므로 교섭력에

서 우위를 점할 수 있다.

마지막으로 자원민족주의는 심해 유전과 비전통 석유․가스자원의

개발을 촉진시키게 될 것이다. 자원민족주의 확산으로 석유 및 가스자

원에 대한 제한된 광구 입찰 등 주요 산유국에서의 투자여건을 악화

시켜 기존 광구에서의 경제성 확보가 어려워지고 있다. 따라서 전통

(conventional) 석유자원 개발에 비해 거액의 자금과 첨단기술이 필요

28) Pete Stark(2007); http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/

64

한 심해 및 비전통(non-conventional) 석유․가스자원에 대한 개발 투

자가 상대적으로 증가하게 된다는 것이다. 미국 멕시코만, 나이지리아

와 앙골라 등의 서아프리카지역, 이집트, 브라질, 말레이시아 등을 중

심으로 심해 유․가스전의 탐사와 개발이 활성화 될 것으로 예상된다.

또한 오일샌드, 오일셰일 등 비전통 석유․가스의 개발이 확대될 것이

다. 프랑스 Total의 Deer Creek Energy사 인수, Shell의 캐나다 자회사

Shell Canada의 Black Rock Ventures 인수 등 캐나다 오일샌드 사업

에 대한 투자가 확대되고 있다.29) Shell은 오일셰일 생산기술 개발

이후 미국, 중국 등지를 중심으로 오일셰일 개발 프로젝트를 지속적으

로 추진하고 있다.

2000년대 중반 다시 등장한 자원민족주의 경향은 앞으로 세계 석유

수요가 증가하고 소비국들의 자원확보 경쟁이 심화되면서 장기적으로

지속될 가능성이 크다. 자원민족주의는 자원보유국의 경제적․정치적

영향력을 더욱 강화하기 위해 다수의 자원보유국이 협력체를 구성하

는 방향으로 나아갈 것으로 예상된다. 지난 수년간 제기되어 온 가스

수출국들의 카르텔 결성 가능성이 그것이다. 주요 천연가스 생산국들

이 대거 참여하고 있는 가스수출국포럼(GECF)은 2008년 12월 비공식

적인 정책협의체 성격의 모임에서 사무국과 정관을 갖춘 공식적인 상

설기구로 전환하였다. GECF의 개편은 세계 3대 천연가스 보유국인 러

시아, 이란, 카타르에 의해 주도되었는데, 향후에는 이 포럼을 통해 회

원국들의 기본적인 활동을 조율할 것으로 전망되고 있다. 남미지역에

29) 캐나다의 2020년 오일샌드 생산량은 현재의 약 4배인 400만b/d로, 캐나다 석유

생산에서 차지하는 비율이 2005년 39%에서 2020년 82%로 증가할 전망되고 있다

(CAPP: 캐나다 석유생산자협회).

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 65

서는 베네수엘라를 중심으로 반미 좌파성향의 국가들이 에너지협력을

축으로 한 에너지동맹을 더욱 강화할 것으로 보인다.

3. 피크오일 논란

가. 개요

저렴한 액체연료의 풍부한 공급은 현대 산업경제의 기초를 형성하

였는데, 이들 연료의 대부분은 전통석유(conventional oil)에서 얻고 있

다. 그러나 점점 더 많은 분석가들이 자원의 물리적 고갈로 인해 전통

석유의 생산이 조만간 정점에 이르러 어쩔 수 없이 감소하게 될 것이

라고 예상하고 있다. 이러한 상황은 요구되는 기간 내에 대체에너지원

이 그 공백을 메우지 못한다면 상당한 경제적 혼란으로 이어지게 될

것으로 예상된다.

반대로, 다른 분석가들은 유가의 상승이 탐사와 개발, 전통석유의

회수율 증진, 그리고 오일샌드와 같은 비전통석유의 개발을 촉진함으

로써 21세기까지는 세계 수요를 충족시키기에 충분할 것이라고 주장

한다.

전자 그룹은 물리적 고갈이 미래 석유공급에 큰 영향을 줄 것이라

는 주장인 반면, 후자 그룹은 고갈이 투자와 신기술에 의해서 어떻게

완화될 수 있는가를 강조하는 것이다. 양자 모두의 관심사는 그러한

투자의 유인과 능력을 가질 수 있을 것인가 하는 점이다.

2000년대 중반의 강력한 수요증가와 가격상승, 그리고 주요 지역에

서의 생산 감소 등은 피크오일 문제와 석유공급 안보에 대한 관심을

증가시켰다. 그러나 세계 경기침체가 유가를 떨어뜨리자 이제는 상류

66

부문 투자 프로젝트의 취소와 연기로 인해 단기적인 공급부족 사태만

을 경고하고 있다. 여기에서는 석유자원의 고갈성에 관한 관점과 더불

어 피크오일 시점에 대한 문제를 개괄적으로 논의하고자 한다.

나. 석유자원의 고갈성

일반적으로 바이오연료에 대한 잠재력과 액체연료의 전력으로의 대

체에 대한 잠재력을 고려하지 않더라도 가까운 장래에 액체연료가 고

갈될 위험은 거의 없을 것으로 예상되고 있다. 현재까지 세계는 전통

석유 부존량의 절반 이하를 사용하였고 CTL(Coal To Liquid)을 포함

한 비전통석유가 훨씬 더 많다는 점이 그러한 주장의 근거이다. 그러

나 탄화수소자원의 절대 규모는 미래 석유공급의 유일한 제약조건도

아니고 중요한 사항도 아니다.

석유자원의 고갈문제에 관해서는 적어도 다음의 네 가지 요인들이

고려될 필요가 있다. 첫째, 남아있는 자원은 탐사 개발 수송과 정제에

소요되는 비용이 현재까지 사용된 자원에 비해 훨씬 더 높을 것이고,

이는 저렴한 석유의 시대가 끝나가고 있음을 의미한다. 둘째, 남아있

는 자원의 개발은 경관훼손이나 탄소배출 등 여러 가지 심각한 환경

적 문제를 야기할 가능성이 있어, 액체연료의 사용을 제한하도록 할

수 있다. 셋째, 전통석유와 비교해 비전통자원의 개발은 일반적으로

처리의 모든 단계에서 더 많은 에너지를 요구하여, 사회적으로 생산적

인 사용을 위해 이용 가능한 순에너지를 감소시키는 결과를 가져올

수 있다. 마지막으로, 남아있는 자원의 생산비율은 그 물리적 특성과

입지, 요구되는 투자규모 등으로 인해 상대적으로 낮을 수 있다. 이

마지막 요인이 피크오일 논쟁의 핵심이다. 즉, 중요한 것은 자원의 규

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 67

모가 아니라 그 자원의 생산율이고, 그 비율은 감소할 수밖에 없는 이

유이다.

전통석유자원의 특성은 전형적으로 생산이 정점에 이르고 이후 하

락하는 형태를 취한다. 여러 요인들이 이러한 형태를 어느 정도 바꿀

수는 있지만 석유생산의 정점이 세계의 점점 더 많은 지역에서 관측

되고 있다. 예를 들어, 주요 생산국인 멕시코를 포함한 약 60개 국가

는 이미 생산정점을 지난 것으로 간주된다.

경제적 정치적 요인에 의해서 어느 정도 영향을 받기는 하겠지만

석유자원의 세 가지 물리적 특성은 각 지역의 석유생산을 정점에 이

르도록 만든다.30) 첫째, 개별 유전은 일반적으로 생산이 정점에 이르

고, 이후 수압이 낮아진 결과로 생산이 감소한다. 각 유전이 독특한

생산 곡선을 보이는 것은 해당 유전의 물리적 특성과 개발되고 관리

되는 형태에 기인한 것이지만, 유사한 형태가 일반적으로 관측된다.

둘째, 어느 특정 지역에서 대부분의 석유는 소수의 대형 유전에 매

장되어 있다. 이 형태는 개별 분지로부터, 전 세계에 이르기까지 모든

수준에서 관측되고 있다. 예컨대, IEA는 세계적으로 약 7만개의 유전

이 있는 것으로 추정하고 있지만, 2007년에 세계 생산의 약 절반은 단

지 110개 유전에서 생산되었고, 세계 생산의 1/4은 20개, 세계 생산의

1/5은 10개 유전에서 생산되었다. 사실 세계 생산의 7%는 단 한 개의

유전인 사우디아라비아의 가와르(Ghawar) 유전에서 생산되었다. 약

500개의 ‘대형’ 유전이 지금까지 발견된 모든 원유의 2/3를 차지하고

있다.

30) Steven Sorrell(2009), p.4.

68

셋째, 이들 대형 유전은 해당 지역의 개발 초기에 발견되는 경향이

있는데, 이는 부분적으로 이들 유전이 광범위한 지표면을 차지하고 있

기 때문이다. 이어지는 발견은 급속하게 작아지고 정확한 위치를 찾아

내기가 어려워진다. 이러한 전반적인 형태는 탐사지역의 제한과 같은

기술적 정치적 경제적 요인에 의해 영향을 받지만 역시 모든 통합수

준에서 관측되고 있다. 예로서 세계 대형 유전의 절반 이상이 50년 전

에 발견되었고, 1/10 정도의 유전이 1990년 이후에 발견되었는데 대형

유전은 거의 없다.

이처럼 유전이 큰 규모의 유전부터 개발된다고 가정하면, 어느 시점

에 이르러서는 상대적으로 늦게 발견된 소규모 유전으로부터의 추가

적인 생산이 대규모 유전의 생산 감소를 보충하기에 충분치 않게 되

고, 해당 지역의 석유생산이 정점에 이르게 한다.

다. 피크오일 시점

2000년대 중반 급속한 유가상승과 더불어 피크오일 시점에 대한 논

의가 활발히 전개되었다. 여기에는 1995년에 수행한 Campbell &

Laherrere의 연구도 한 몫을 하였는데, 이들의 연구는 피크오일 시점

이 추정시점을 기준으로 향후 약 10년 이내인 2004년경에 도달할 것

이라고 주장하였기 때문이다. Petroconsultants社가 의뢰한 이 연구는

부분적 수정작업을 거친 Campbell(2003)과 함께 피크오일 시점의 도

래를 경고하는 사람들에 의해 빈번하게 인용되어 왔다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 69

시나리오 A B C D E

생산피크시

고갈상태(%)50 50 50 50 50

평균 생산량

(백만 b/d)90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110 90 ~ 110

전통석유량

(조배럴)6 7 7.5 8 9

비전통석유량

(조배럴)2 4 5 7 7.5

전통석유

회수율 (%)30 35 40 42 45

비전통석유

회수율 (%)10 15 20 23 26

가채매장량

(조배럴)2 3 4 5 6

생산피크시기 2004~07 2018~21 2031~36 2043~51 2056~66

<표 Ⅳ-6> 시나리오별 피크오일 시점 전망

자료: Energy Intelligence(May 19, 2008)

그러나 피크시점의 추정은 전제조건에 따라 크게 달라질 수 있다.

<표 Ⅳ-6>은 EI(Energy Intelligence)사가 발행하는 주간석유정보지

(PIW: Petroleum Intelligence Weekly)에서 매장량과 회수율에 대해 5

가지 시나리오를 구성하여 석유생산의 피크시점 전망이 어떻게 달라

질 수 있는지를 보여주고 있다.

시나리오별 매장량(resource in place)은 전통석유의 경우 6조 배럴

에서 9조 배럴까지 시나리오의 차이를 두고, 비전통석유의 경우 2조

배럴에서 7.5조 배럴까지 차등을 두었다. 또한 회수율은 전통석유의

경우 30%에서 45%까지, 비전통석유의 경우 10%에서 26%까지 변하도

70

록 설정하였다. 이러한 시나리오별 피크시기 전망 결과는 상당히 다

른 결과가 도출되고 있다. 가령, 시나리오 A의 피크시점은 2004~2007

년으로 나타난 반면, 시나리오 E는 피크시점이2056~2066년에 나타날

것으로 전망되고 있다.

한편, DOE(2002)는 미국 지질조사국(US Geological Survey: USGS)

자료에 기초해 세계 매장량 수치를 3가지로 구분하고 공급증가율을 4

가지로 나누어서 총 12개의 시나리오를 통해 석유생산 피크시점을 전

망하였다. 가채매장량을 최저 2,248십억배럴에서 최고 3,896십억배럴까

지 전제하고, 소비증가율에 따른 생산증가율을 최고 3%에서 최저 0%

까지 전제한다면, 가장 빨리 피크에 도달하는 시기는 2021년이지만 가

장 늦게 도달하는 시기는 2112년이다.

석유의 생산피크에 대한 논란은 ‘원유’와 ‘매장량’ 등의 개념정의와

상당한 관련이 있다.

원유라고 언급되는 물질은 넓은 범위의 물리적, 화학적, 지질학적

환경 하에서 존재하므로 그 정의가 불명확하다. 물리적 특성은 매우

점성이 있는 것(예, 역청)부터 액체 상태나 콘덴세이트에 이르는 다양

한 연속체이다. 생산피크 도래를 주장하는 대부분의 연구에서 말하는

‘석유’는 전통석유(conventional oil)에 한정하고 있다.

한편 확인매장량(proven reserves)이란 현재의 ‘기술적․경제적 조

건’에서 채굴할 수 있는 매장량을 의미하나 그 정의가 역시 불명확하

다. 기술적 조건은 유전에서 실제 사용되는 기술인지, 현재 세계에서

사용되는 최고 수준의 기술인지가 불분명하고, 경제적 조건을 구성하

는 가격․원가․세금은 시간에 따라 변동된다. 확인매장량 추정치는

산유국과 생산계약을 추진하는 석유회사에 의하여 축소될 수도 있고

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 71

펀드 매니저에 의해 확대될 수도 있다. 예를 들어 OPEC 국가들은 생

산쿼터 배정을 늘리기 위해 1980년대 매장량 추정치를 과장하였다. 미

국 등 일부 국가는 확인매장량 추정에 사용되는 엄격한 기준을 제시

하고 있어, 회사들이 규제 당국에 보고하는 매장량이 축소되는 경향이

있다. 즉, 미국 증권거래위원회(SEC) 공시규정은 투자자 보호를 위한

규제 당국의 지침으로 매우 보수적인 관점에서 매장량을 정의한다.

잔존 매장량은 이미 발견된 석유의 남은 양과 아직 발견되지 않은

석유의 합으로 구성되므로 발견되지 않은 매장량에 대한 불확실성이

크다. 잔존 가채매장량은 확인매장량 외에도 추정(probable) 및 가능

(possible) 매장량을 포함하며, 회수율과도 연관되어 있다.

이로 인해 석유의 생산피크 시점에 대한 논란은 몇 개의 주요한 가

정에서 비롯되고 있는데, 그 가정은 추론과 주관적 해석에 바탕을 둔

경우가 많다.

피크시점 추정의 주요 가정은 ①매장 자원량(resources in place), ②

회수효율(recovery efficiency), ③석유소비증가(crude oil con-

sumption), ④피크시점 고갈상태(state of depletion at peak)이다. 매장

자원량은 전통석유의 경우 6조～10조 배럴, 비전통석유의 경우 2조～8

조 배럴의 범위에서 추정 또는 전제되고 있다.31) 회수효율은 22%에서

55%까지 추정 또는 전제되고 있다.32) 석유수요 증가율는 여러 기관의

31) 전통석유의 경우 Vierbuchen(2007) 8조 배럴, Sandrea & Sandrea(2007) 9.8조 배럴,

Campbell & Laherrere(1995) 6조 배럴이며, 비전통석유의 경우 IEA(2004) 7조 배럴,

Vierbuchen(2007) 7.5조 배럴, Saleri(2008) 2〜7.5조 배럴이다(EI(2008)).

32) Sun & Sloan(2003)은 250개 유전에 대한 분석을 바탕으로 전통석유의 평균적인 회

수율을 37%로 제시하였다. 또한 Sandrea & Sandrea(2007)는 22%, Saleri(2008)는 전

통석유 45%, 비전통석유 26%, Campbell & Laherrere(1995) 30%, Mabro(2006) 50～

55%의 회수율을 제시하였다(EI(2008)).

72

전망에서 연평균 증가율을 0〜2%로 보고 있다. 피크시점의 고갈률도

Hubbert(1956)가 50%를 가정하고 있지만 신축적으로 적용될 수 있다.

석유의 생산피크 분석결과가 이렇게 근본적 한계를 갖고 있다면, 지

질학적 관점의 생산피크 분석을 탈피하고 석유공급과 매장량에 대한

경제적 관점을 통해 석유생산을 전망하는 개념의 틀을 구축하자는 경

제학자들의 주장이 보다 설득력이 있다. 즉, 가채매장량과 석유공급의

범위를 지질학적 조사에 기반을 두지 말고, 가격이라는 시장신호를 근

거로 접근하자는 것이다. 그 이유는 석유매장량이나 공급은 시장 내에

서 근본적으로 가격에 반응하므로 그 물리적 한계는 시장가격에 반응

하는 투자 유인에 따라 극복이 가능하기 때문이다. 다시 말해, 우리가

사용할 수 있는 석유자원의 규모가 가격이라는 외부적 요인에 의해

가변적으로 움직인다면, 굳이 명확하지도 않은 지질학적 자료에 근거

하여 매장량을 산출하고 생산피크 시점을 논하는 자체가 무의미하다

는 것이다.

피크오일에 관한 비관론자들은 석유의 생산이 이미 피크에 도달했

다고 주장하고 있지만, 회수효율과 탐사성공률에서 고유가의 영향과

기술 발전을 고려한다면 피크시점이 연기될 가능성은 충분하다. 전통

석유 외에 비슷한 성격을 가지고 있는 다양한 자원들이 지구에는 여

전히 많이 존재하고 있기 때문이다. 기술이 발전함에 따라 유정에서

채취할 수 있는 석유의 양(회수율)이 증가할 수 있고 유전을 발견할

수 있는 확률 역시 증가할 것이다. 따라서 탐사 및 회수 기술의 개선,

산유국들의 국제석유회사(IOC)들에 대한 상류부문 접근성 제고 및 투

자의 촉진, 지정학적 위험의 감소 등은 매우 중요한 과제이다.

이처럼 석유의 공급은 지리적, 기술적, 경제적, 정치적 요인들이 서

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 73

로 복잡하게 얽혀서 결정되는 것이며, 어느 하나의 변수만을 가지고는

설명될 수 없다. 그럼에도 불구하고 전통석유자원의 기본적인 특성은

특정 지역의 생산이 증가하여 정점 또는 고원에 도달한 후 결국에는

감소하게 되는 것은 불가피하다는 사실이다. 피크오일 시점에 관한 기

존의 연구와 주장을 종합해 보면 2030∼40년경을 피크시점으로 보는

경우가 많다. 향후 20년 이내에 타 에너지원에 의한 석유의 대체와 석

유이용효율이 획기적으로 개선되지 않는다면 피크시점에서의 유가 폭

등은 피할 수 없을 것이다. 피크오일에 관한 관심과 정책대응이 요구

되는 시점이다.

4. 중동원유의 아시아 프리미엄

가. 개요

현재 기간계약으로 거래되는 모든 원유의 가격은 어떤 형태로든 현

물시장 가격에 연동되는 방식으로 결정되고 있다. 이러한 방식은 1980

년대 후반부터 시작되어 현재까지 거의 그대로 유지되어 오고 있다.

현물시장 연계방식은 특정 원유의 가격이 벤치마크 원유가격에 연동

한 지역별 가격공식(price formula)을 적용하여 산정되도록 하는 것이

다. 벤치마크 원유(마커 원유)는 유럽시장에서는 브렌트, 미국시장에서

는 WTI, 아시아시장에서는 두바이 원유가 자리를 지키고 있다.

원유가격 결정시 기준이 되는 브렌트, WTI, 두바이 등 벤치마크 원

유는 현물시장 외에도 선도․선물시장(forward․futures market)에서

도 거래된다. 현재 선도․선물시장 거래는 원유가격 형성에 중요한 역

할을 하고 있다. 이들 시장은 현물원유의 수급과 연계될 수 있는 복잡

74

한 상호 연관장치를 가지고 있으며, 이를 통해 선도․선물시장에서 형

성되는 가격이 현물거래가격과 연계된다.

현재까지 기간계약 원유거래에서 이용되고 있는 현물시장 연동의

대표적인 방식은 마커원유의 가격과 조정요인(adjustment factor), 그리

고 가격결정일(price timing), 판매지점(point of sale), 가격계산기간을

구성요소로 하는 가격산정공식을 이용하는 것이다. 즉, 가격산정공식

은 기본적으로 아래의 식과 같이 마커원유의 가격에 조정요인을 가감

하여 결정하되, 산유국의 판매지점과 원유의 가격결정일이 판매원유의

배송지(유럽, 미국, 아시아)에 따라 차이가 있다.

Pij = Pmj ± Aij

P; 원유가격, Pm; 마커원유가격, A; 조정요인, i; 원유 유종,

j; 원유배송지

이러한 공식은 사우디아라비아 이라크 이란 쿠웨이트 등 중동산유

국들도 사용하고 있는데, 아시아시장의 가격이 유럽 및 미국시장의 가

격보다 높은 아시아 프리미엄이 발생하고 있다. 이에 따라 우리나라를

비롯한 중국과 일본 등 아시아 소비국들은 유럽 소비국이나 미국에

비해 상대적으로 높은 비용으로 중동산 원유를 구입하고 있다. 여기에

서는 가격결정공식의 운용에 대해 좀 더 살펴본 후, 아시아 프리미엄

의 크기와 아시아 프리미엄의 발생 원인에 대해 검토하기로 한다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 75

나. 가격공식의 운용

가격공식에서 가장 중요한 요소인 현물시장가격 연동은 마커원유의

가격을 통해서 이루어지는데, 하나의 벤치마크 원유가격을 토대로 각

종 원유의 가격을 결정하는 단순한 연동방식이 일반적이다. 그러나 연

동되는 가격이 현물가격 대신 선물가격이 사용되기도 하고 3대 유종

을 벤치마크 원유로 사용하지 않는 경우도 있다.

사우디아라비아와 쿠웨이트, 이란 등 일부 중동 산유국들은 2000년

경부터 유럽시장 마커원유 가격을 종전의 현물거래 브렌트 원유인 데

이티드 브렌트(Dated Brent)에서 ICE의 브렌트 선물가격인 비웨이브

(Brent Weighted Average; Bwave)로 변경하였다. 이는 브렌트유의 시

장유동성 감소로 현물가격의 변동이 심하여 산유국과 소비국의 불만

이 높아졌기 때문이다. 비웨이브는 ICE에서 거래된 근월물 가격을 그

날 거래된 각각의 월물 물량을 가중 평균하여 가격을 산출하는 방법

으로 거래물량과 가격을 동시에 고려할 수 있는 효과를 가지고 있다.

또한 사우디아라비아는 2010년 1월부터 자국 원유의 미국시장 벤치

마크 원유가격을 WTI 가격에서 아거스 고유황원유 지수(Argus Sour

Crude Index; ASCI)로 변경하였다. 2009년 WTI원유의 인도지점인 오

클라호마 쿠싱 지역의 석유재고 증가는 다른 벤치마크 원유에 비해

상대적으로 WTI의 가치를 하락시켰고, 이에 따른 사우디아라비아의

불만이 커졌기 때문이다.33)

33) 통상 WTI는 브렌트보다 $1∼2/배럴의 프리미엄이 있었으나, 2009년 1월 WTI 가격

은 브렌트 가격보다 최대 $12/배럴까지 낮게 형성되었다(AOG(November 16, 2009),

p.6.). 이러한 가격 역전 현상은 이후에도 단속적으로 계속되었다.

76

하나의 마커원유가 아닌 다수의 벤치마크 원유를 포함하는 원유바

스켓을 사용하는 경우도 있다. 이는 단일 마커를 사용하는 것에 비해

원유바스켓을 사용하는 것은 이론상으로는 특수한 시장변화와 지역적

상황에 영향을 받기 쉽다는 단점을 감소시킬 수 있기 때문이다. 다수

의 원유와 연계하는 방식은 아시아․태평양시장에 수출하는 중동산

원유에 적용되고 있다. 즉, 두바이유와 오만유의 평균가격에 조정요인

을 가감하는 것이다.34) 두 개의 마커를 사용하는 것은 단일 마커에서

나타날 수 있는 가격의 불안정성 제거라는 측면과 함께 만족할 만한

마커가 부족하다는 사실에 기인한 것이다. 유럽이나 북미지역과는 달

리 아시아․태평양지역에는 적정한 벤치마크로 이용될 수 있는 원유,

즉 지역 내에서 생산되면서 폭넓게 거래되는 원유가 없다. 두바이유와

오만유 바스켓 역시 이들 원유의 현물거래가 브렌트에 큰 영향을 받

고 있기 때문에 완전히 만족할 만한 마커라고 볼 수는 없다.

셋 이상의 원유 평균가격을 포함하거나 특정 석유제품의 평균가격

에 의해 수정된 여러 원유의 평균가격을 포함하는 복잡한 바스켓방식

을 사용하는 경우도 있다. 이는 다른 단순한 공식에 비해 정제업자들

입장에서 원유의 '실질적 가치'에 보다 더 근접할 수 있는 방식이라고

볼 수 있다. 왜냐하면, 그것은 여러 가지 석유제품으로 정제된 원유의

가치라 할 수 있는 ‘네트백(netback)’과 유사하기 때문이다. 멕시코는

독특하게 이와 같은 보다 복잡한 공식을 사용하고 있다. 복잡한 바스

켓에 연동하는 방식의 장점은 단순한 연동방식에 비해 전체 시장 상

34) 가격공식에서 오만유가 두바이와 동일한 가중치로 가격이 적용됨에도 불구하고

아직 독립적인 마커원유로 인정되지 않는 것은 오만유의 현물가격이 두바이유 가

격에 기초하여 소급 적용된 정부공식판매가격과의 차액으로 거래되어 왔기 때문

이다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 77

황을 반영할 수 있도록 고안되었기 때문에 가격의 불안정이나 불균형

을 줄일 수 있다는 것이다. 특히 이러한 공식은 원유와 석유제품의 가

격 괴리가 커지고 있을 때 석유제품이 갖는 ‘지대(rent)’를 잘 포착할

수 있다. 그러나 모든 수출업자가 이러한 공식을 활용할 수 있는 것은

아니다. 그러한 공식들을 구성하고 유지하기 위해서는 보다 정교한 원

유판매방식의 운용이 요구되며, 이를 효과적으로 작동하게 하는 판매

자와 구매자 사이의 긴밀한 협력이 요구된다.

기간계약 원유가격을 현물시장 원유가격에 연동하는 것은 거래가

활발하지 않은 원유를 유동성 높은 원유와 연계함으로써 가격의 투명

성을 제고시킬 수 있는 방법이다. 이러한 연동방식은 여러 가지 장점

을 제공하는데, 무엇보다 하나의 일관된 방식으로 관리하기가 용이하

다는 것이다. 또 다른 장점은 시장상황의 변화를 민감하게 반영하므로

수요공급자 간의 장기적인 계약을 촉진시킨다는 것이다. 여기에 더해

현물가격 연동방식은 기간계약 공급에 대해 벤치마크 원유의 선도․

선물시장을 이용하여 정제업자들이 헤징을 할 수 있도록 함으로써 기

간계약의 위험을 감소시킨다.

조정요인(adjustment factor)은 원유의 품질과 지리적 차이를 고려하

여 적용되고 있다면, 가격결정 메커니즘의 다른 요소들은 시장위험

(market risk)의 다양한 측면을 고려하고 있다. 기준이 되는 벤치마크

원유가격은 일정 기간의 현물가격 평균치를 적용함으로써 특정 일자

의 급격한 가격변동에 따른 위험을 회피하고 있는데, 이 점이 원유 현

물거래와의 차이라고 할 수 있다. 벤치마크 원유의 현물가격 중 시장

상황에 민감한 유럽과 미국행은 대개 5∼10일의 평균가격을 적용하며,

아시아행은 선적월의 월평균가격을 적용한다.

78

한편, 가격결정은 선적시점을 기준으로 하거나 선적 후 일정 시점

또는 인도시점을 기준으로 한다. 이러한 가격공식에서 가장 중요한 요

소는 정제업자에게 운송되는 기간 동안의 가격변화로 인한 구매자의

위험을 줄이는 것이다. 사우디아라비아 라스타누라항(港)에서 희망봉

을 경유하여 미국 텍사스까지 유조선에 의한 운송기간은 약 42일이

소요된다.35) 이처럼 원거리 공급자들이 근거리 공급자들과 동일한 여

건 하에서 고객을 상대로 경쟁을 해야 할 때에는 인도시점을 기준으

로 가격이 결정되는 경우가 있다. 일종의 네트백 가격결정방식이라고

도 볼 수 있는 이와 같은 방식은 중동의 주요 공급자들로 하여금 그

들의 판매지역을 다변화하고 지역적으로 판매조건을 조정하여 판매량

을 최적화할 수 있도록 한다. 결국, 시장에 따른 이러한 차별화는 생

산자들이 서로 경쟁하면서 선택된 지역에서 물량과 수익을 최대화하

고자 하는 것이다. 구매자의 입장에서 보면, 이러한 가격공식의 운용

이 경쟁력을 보장하는 원유의 선택 범위를 넓혀 준다고 볼 수 있다.

벤치마크 원유가격, 조정요인, 가격결정일 등 원유가격 산정의 기본

적인 메커니즘에 더하여, 구매자를 유인하거나 해당 원유의 가치를 더

욱 정확히 반영하기 위해 가격공식에 여타 추가적인 요소들이 삽입되

기도 한다. 그러한 요소들 중 수송비 조정이 대표적인데, 이는 원거리

원유의 구매자들에게 유조선 시황에 관계없이 여타 fob 구매분과 경

쟁적인 수준의 가격을 보장해 주기 위한 것이다. 생산자들은 이러한

추가 수송비를 흡수하도록 함으로써 근거리 공급자들과 경쟁할 수 있

는 기반을 유지한다. 수송비 조정은 주로 사우디아라비아가 유럽 및

미국행 원유판매에 적용하고 있다.

35) Energy Intelligence Research(2009), p.A60.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 79

구 분 유럽행 미국행 아시아행

벤치마크가격브렌트 현물․선물가

격

WTI 현물가격

ASCI

두바이와 오만

현물가격 평균

가격결정일선적후 40일 또는

인도일

선적후 1개월 또는

인도일선적일

가격계산기간가격결정일 전후

5～10일 평균

가격결정일 전후

5～10일 평균30일(월평균)

판매지점FOB, Sidi Kerir,

Ceyhan

FOB, US Gulf

CeyhanFOB

<표 Ⅳ-7> 중동 산유국의 배송지별 원유가격 산정공식 비교

다. 아시아 프리미엄의 크기

여기에서는 중동산 원유의 아시아 프리미엄의 크기를 알아보기 위

해 사우디아라비아의 대표적인 원유인 아라비안라이트를 기준으로 배

송지역별 공식가격(formula price)을 비교하였다. 아라비안라이트의 배

송지역별 공식가격은 월별 벤치마크 원유의 가격과 해당 월의 조정요

인을 토대로 선적시점에서 계산한 것이다. 물론 앞에서 논의한 바 있

듯이, 아시아행 원유의 공식가격에 적용되는 마커원유의 가격은 선적

월의 평균가격으로 고정되어 있는 반면, 유럽행 원유의 공식가격에 적

용되는 마커원유의 가격은 선적 후 40일 후에 결정되고 미국행 원유

의 공식가격에 적용되는 마커원유의 가격은 선적 후 1개월 후에 결정

된다. 또한 마커원유의 가격계산 기간도 아시아행은 월평균 가격인데

비해, 유럽 및 미국행은 5～10일 평균이다. 따라서 아시아행과 유럽행

및 미국행의 실제적인 공식가격 사이에는 일정기간의 시차가 존재할

것이다. 그러나 확실한 원유가격 전망이 이루어질 수 없다면, 이러한

80

연도가 격 가격차

유럽행(ⓐ) 미국행(ⓑ) 아시아행(ⓒ) ⓒ - ⓐ ⓒ - ⓑ ⓑ - ⓐ

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

15.73

19.17

17.13

10.78

16.19

25.82

22.16

22.61

26.08

34.06

49.20

60.28

68.69

94.34

59.49

15.79

19.28

17.35

11.14

16.09

26.17

20.38

22.74

27.06

35.93

49.70

58.93

67.26

95.04

59.40

16.75

19.37

18.71

12.20

17.29

26.75

23.04

24.38

27.90

35.00

50.20

61.87

69.22

94.78

62.21

1.02

0.20

1.58

1.42

1.10

0.93

0.89

1.77

1.82

0.94

1.01

1.59

0.53

0.44

2.72

0.96

0.09

1.36

1.06

1.20

0.58

2.67

1.64

0.84

- 0.93

0.50

2.94

1.96

- 0.26

2.81

0.06

0.11

0.22

0.36

- 0.10

0.35

- 1.78

0.13

0.98

1.87

0.51

- 1.35

- 1.43

0.70

- 0.09

평균 36.11 36.15 37.31 1.20 1.16 - 0.04

<표 Ⅳ-8> 아라비안라이트 원유의 배송지역별 연평균 가격

(단위: $/배럴)

주: PIW 자료에 의거, 선적시점 월평균 가격을 기준으로 계산

가격 결정일(price timing)과 가격계산 기간의 차이에서 비롯되는 배송

지역간 가격차이의 기댓값(expected value)은 0이 될 것이므로 장기간

의 가격격차를 비교하는 데 있어서 그 시차가 큰 문제가 되지는 않을

것이다.

선적시점에서 계산된 아시아행과 유럽행 및 미국행 아라비안라이트

의 연도별 평균가격과 평균가격차를 비교해 보면 <표 Ⅳ-8>과 같다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 81

1995∼2009년 기간 중 아시아행 원유의 가격은 유럽행 가격에 비해

$1.2/배럴이 높은 수준이었다. 원유가격이 급속히 상승하던 2007년과

2008년에 가격차가 ₡50/배럴 내외로 줄어들었으나, 원유가격이 급락

한 2009년의 가격차는 무려 $2.7/배럴에 이르고 있다. 1995∼2009년

기간 중 아라비안라이트의 아시아행과 미국행 사이의 가격차도 아시

아행과 유럽행 사이의 가격차와 유사한 크기를 보이고 있다. 다만

2004년과 2008년의 경우는 아시아행 가격이 오히려 미국행 가격보다

낮게 나타나고 있다. 한편 아라비안라이트의 미국행과 유럽행 가격은

연도에 따라 유럽행 가격이 높기도 하고 미국행 가격이 높기도 하나

1995년 이후의 가격차를 평균하면 거의 동일한 수준인 것으로 계산되

었다.

중동산 원유의 아시아 프리미엄은 원유가격 산정공식의 주요소인

마커원유 가격과 조정요인의 차이로 분해해 볼 수 있다. [그림 Ⅳ-2]은

아시아와 유럽 시장에서의 마커원유가격 차이와 조정요인 차이의 연

도별 평균치, 그리고 그 차이의 불일치로 인한 아라비안라이트 원유의

연평균 가격차를 보여주고 있다. 아시아시장과 유럽시장의 가격차는

마커원유의 가격차가 축소되는 상황에서 크게 나타났다는 사실을 알

수 있다. 2002년과 2003년, 2009년이 대표적인 예인데, 시장에서 형성

된 마커원유의 가격 차이는 축소되었던 것에 비해 중동 산유국이 책

정한 조정요인의 차이는 그에 대응하여 변동되지 않았다.

82

[그림 Ⅳ-2] 아라비안라이트의 가격차 구성(유럽행-아시아행)

라. 아시아 프리미엄의 발생원인

중동산 원유의 아시아 프리미엄이 발생하는 주요 원인은 아시아지

역의 원유공급원이 제한되어 있고 중동 산유국의 원유판매방식이 경

직되어 있기 때문이다.

아시아지역은 세계 여러 지역으로부터 원유를 수입하고 있지만, 중

동지역 원유에 대한 수입의존도는 다른 어떤 지역보다 높다. 미국과

서유럽지역의 중동원유 의존도는 모두 30%를 넘지 않고 있지만, 아시

아지역의 중동원유 의존도는 60%에 이르고 있다. 특히 2008년 동북아

국가의 중동원유 의존도는 중국 50.1%, 일본 86.9%, 한국 86.3%로 3개

국가가 평균 74%를 기록하였다(<표 Ⅳ-9> 참조). 아시아 국가들의 중동

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 83

구 분

중 국 일 본 한 국

물량

(천b/d)

비율

(%)

물량

(천b/d)

비율

(%)

물량

(천b/d)

비율

(%)

중동 1,795 50.1 3,633 86.9 2,041 86.3

아․태 100 2.8 282 6.7 232 9.8

아프리카 1,081 30.2 123 2.9 27 1.1

유럽․미주 492 13.7 142 3.4 64 2.7

전세계 3,583 100.0 4,180 100.0 2,364 100.0

<표 Ⅳ-9> 동북아 3국의 원유수입(2008년)

자료: Energy Intelligence(February 9, 2009).

원유 수입비중이 높고 여타지역으로부터의 수입비중이 낮은 이유는

간명하다. 역내에 수출 여력을 가진 국가가 거의 없는 아시아지역은

역외 원유에 크게 의존해야 하는 상황인데 근거리에 위치한 중동지역

이 원유수송비용 등 도입의 경제성 측면에서 타지역에 비해 절대적으

로 유리하기 때문이다. 중동의 원유수출국가들은 원유의 한계생산비용

측면에서 타지역에 비해 우위에 있을 뿐만 아니라 지리적 측면에서도

타지역에 비해 유리한 위치를 점하고 있는 것이다. 동북아 국가들의

원유도입선 선택이 단순히 경제성에만 근거할 경우 중동 원유수출국

입장에서 동북아 시장은 확보된 시장(captive market)에 해당한다.

다음으로 중동 공급자들의 대부분이 ‘도착지’를 제한하고 ‘제3자거

래’에 대해 엄격한 통제를 가하는 것은 아시아지역 정제업자들로 하여

금 상대가격의 변화에 신속하게 대응하는 것을 방해하고 있다. 더욱이

아시아 시장은 중동산 원유가 지배하고 있기 때문에 원유수입선의 조

정 등 아시아지역 정제업자들의 중동산 원유가격의 변동에 대한 대응

84

수단은 매우 제한되어 있다. 다시 말하면, 아시아지역 정제업자들의

높은 중동의존도로 인하여 아시아 프리미엄에 대한 효과적인 대응이

곤란하다는 것이다. 그러므로 대부분의 중동원유는 절대가격이나 상대가

격이 어떻게 되든 아시아지역의 장기계약자들에게 계속 유입되고 있다.

반면에 유럽이나 미국 시장은 중동, 유럽, 미주, 아프리카로부터 생

산되는 모든 원유가 함께 경쟁하고 있어서 동쪽 시장에 비해 신축성

이 높다. 그러므로 대서양 연안의 정제업자들은 원유가격과 제품가격

의 변화에 대응하여 구매하는 원유를 마지막 순간까지 조정해 나갈

수 있다. 이런 이유로 중동산 원유의 판매계약은 선적일자보다는 도착

일자에 근접한 시점에서 대서양 연안의 가격에 연계된 가격결정공식

을 적용하고 있다. 또한 중동산 원유는 생산자들이 소유하거나 용선한

선박에 의해 인도된 기준으로 판매되기도 한다. 이것은 중동산 원유가

유럽 및 미국까지 운송되는 동안의 절대가격 위험을 구매자들이 아닌

판매자들이 대부분 감수하고 있다는 것을 의미하며, 수송기간이 긴 중

동산 원유와 수송기간이 짧은 대서양 연안의 원유가 서로 경쟁하고

있는 것이다.

물론 유럽이나 미국의 정제업자들도 아시아 정제업자들과 마찬가지

로 중동산 원유를 구매할 때 도착지 제한과 엄격한 제3자거래 통제에

직면한다. 이에 따라 유럽 및 미국 시장에 대한 중동원유의 공급도 일

단 계약이 성립되면 상대적으로 신축성이 떨어지게 되는데, 이는 구매

자가 가격이 얼마가 될지 모르는 상태에서 수송기간이 긴 원유를 선

적해야만 하기 때문이다. 다만, 분명한 것은 그것이 인도시점에서 다

른 수송기간이 짧은 원유와 합리적으로 경쟁을 할 것이라는 사실이다.

도착지 제한과 제3자거래 통제는 유럽 및 미국 시장과 아시아 시장

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 85

의 서로 다른 경제적․경쟁적 환경의 차이와 결합되어, 중동 산유국들

로 하여금 동․서 시장을 매우 효과적으로 차별화 시키면서 아시아

구매자들에게 가격 프리미엄을 부과할 수 있도록 하는 것이다.

만약 중동의 원유시장이 도착지 제한과 제삼자거래에 대한 제한 없

이 자유롭게 작동되도록 한다면, 중동의 생산자들이 동쪽과 서쪽 구매

자들을 차별화하는 것은 가능하지 않을 것이고 아시아 프리미엄이 오

랜 기간 지속될 수 없었을 것이다. 즉, 시장에서의 경쟁은 동․서 구

매자들이 지불하는 가격격차를 해소시켜, 도착지와는 무관하게 생산시

점을 기준으로 중동산 원유가 동일한 fob가격을 형성하도록 하였을

것이다. 중동 산유국의 경직적인 공급방식은 동․서간의 효과적인 재

정거래(arbitrage)를 방해하는 마케팅 시스템을 형성시켜 놓았다는 것

이다. 따라서 현행 중동산 원유의 경직적인 공급방식은 거래의 주요한

장벽으로 작용하여 동․서간의 가격을 왜곡시키고 자원의 효율적인

배분을 저해하며, 나아가 가격의 불안정을 조장하고 있다.

5. 유가의 변동성 확대

가. 개요

석유의 “황금시대”라고 일컬어지는 1874년과 1974년 사이의 100년

간은 실질 유가가 현재가격으로 환산할 때 $10∼20/b의 범위 내에서

비교적 안정적이었다. 그러나 [그림 Ⅳ-3]에서 보는 바와 같이 1970년

대 이후 그러한 안정은 끝났다고 볼 수 있다. 1973년 10월에 석유수출

국기구(OPEC)에 속한 몇몇 아랍 국가들은 1973년의 아랍-이스라엘 전

86

쟁 중에 미국이 이스라엘을 지원한 데 대한 대응으로 미국으로의 석

유수출을 금지하는 조치를 취하겠다고 발표했다. 이 조치는 실질 석유

가격을 단 4개월 만에 $12/b에서 $53/b로 치솟게 만들었다. 1970년대

후반에는 이란-이라크 전쟁으로 빚어진 정치적 혼란이 시장을 또다시

[그림 Ⅳ-3] 원유(WTI) 가격 변동 추이

주: 실질유가는 WTI 월평균 가격을 미국 소비자물가지수로 나눈 값

뒤흔들어 1981년 1월경에는 실질 유가를 $95/b로 밀어 올렸다. 그러나

유가는 1986년에 $21/b로 폭락하였다. 이와 같은 유가의 변동은 아주

최근에도 계속되었다. 아시아 금융 위기에 뒤이어 유가는 1998년 12월

$21/b까지 하락한 후에, 2000∼04년 동안에는 $30/b 근처에서 다시

안정되었다. 그러다가 가파른 상승세를 보여 2008년 7월 $145/b에 도

달하였다가, 2008년 말에 다시 $40/b 아래로 내려갔다. 유가는 다시

상승하여 2010년 현재의 유가는 $70∼90/b에서 등락하고 있다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 87

[그림 Ⅳ-4]에서 알 수 있듯이, 지난 2004년 초반부터 2008년 초반까

지 두바이 유가의 연간변동성은 10%에서 30% 범위에서 등락을 반복

하였다.36) 하지만 2008년 중반 이후 두바이 유가의 연간변동성은 급격

히 증가하여 2009년 동안 연간 60% 수준에 육박하기도 하였다. 2009

년 하반기부터 다시 급락하여 현재는 연간변동성이 20% 수준에 머물

고 있다. 흥미로운 사실은 원-달러 환율의 연간변동성도 두바이 유가

의 연간변동성과 매우 유사한 추이를 보이고 있다는 점이다. 2004년

초반부터 2008년 초반까지 원-달러 환율의 연간변동성은 10% 이내에

머물면서 절대 수준에 있어서 두바이 유가의 연간변동성 보다 작았다.

하지만 2008년 중반 이후 원-달러 환율의 연간변동성은 두 배 이상 증

가해 20% 이상으로 나타났다.37)

[그림 Ⅳ-5]는 유가 수준과 이의 변동성 사이의 연관성을 살펴보기

위해, 두바이 유가와 앞서 정의된 연간변동성을 함께 나타낸 것이다.

여기에서 알 수 있듯이, 두바이 유가는 2007년 초반부터 급등하기 시

작하였지만, 변동성은 오히려 감소하였다. 또한 2008년 중반 이후 유

36) 유가와 환율의 변동성은 아래와 같이 해당 시계열자료의 지난 12개월간 표본자료를

대상으로 월간 로그수익률의 표준편차를 구하여 월간 변동성을 구하고, 이에

를 곱하여 연간으로 환산하면 된다.

월간변동성

연간변동성 ×여기서, 월간 로그수익률 ln , 는 시점의 유가 혹은 환율 표본자료

이다. [그림 Ⅳ-4]는 이렇게 산출된 연간변동성을 표본자료를 1개월씩 갱신하면서 연

율로 환산된 이동표준편차 형태로 나타낸 것이다.

37) 참고로 달러화 기준 두바이 유가의 연간변동성과 비교하여 원화 기준 두바이 유가

의 연간변동성은 작게 산출된다. 이러한 결과는 두바이 유가와 환율의 개별 변동성

은 증가하지만 이들 사이에 존재하는 음의 상관관계로 말미암아 오히려 원화 기준

두바이 유가의 변동성이 감소되는 것으로 판단된다.

88

가는 최고수준에서 하락하기 시작하였는데, 변동성은 지속적으로 증가

하여 일정 기간 머물러 있었다. 이로써 유가와 이의 변동성 사이에는

음의 상관관계가 존재하는 것으로 파악된다.

[그림 Ⅳ-4] 두바이 유가와 달러의 변동성

[그림 Ⅳ-5] 두바이 유가의 변동성

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 89

그렇다면 이러한 최근의 급격한 가격상승과 가격하락 등 가격변동

성의 확대는 단기적으로 매우 비탄력적인 수급곡선 이동으로 설명될

수 있을까? 아니면 석유시장의 의도적인 조작 혹은 선물과 현물시장

에서의 투기적 거래에 의해 촉발된 것이라고 의심할만한 이유가 있

을까?

구체적인 논의에 앞서, 2008년도에 이례적으로 큰 가격변동이 있

었지만 석유가격의 변동성이 일반적이라는 사실을 염두에 둘 필요

가 있다. Smith(2009)에 따르면, 연간 원유가격의 변동성은 매우 높

아서 1974∼2007년 기간을 대상으로 계산하였을 때 31%에 이른

다.38) 이와 비교해 1874∼1973년 기간 중의 연간 평균 변동성은

20% 정도에 머물렀다는 것이다. 여러 상품의 가격변동성 추정치를

비교한 Regnier(2007)는 석유가 현재 미국에서 판매되는 모든 상품

의 5% 안에 드는 변동성이 강한 상품이라는 사실을 발견하였다.

나. 수요와 공급의 비탄력성

석유가격의 연간 변동성이 높은 것은 수요와 공급곡선이 매우 비탄

력적이기 때문이다. 수요는 연료소비 장치의 스톡을 대체하는데 소요

되는 긴 리드타임으로 인해 비탄력적이다. 공급은 유전의 생산능력을

증가시키는데 시간이 소요되므로 단기적으로 비탄력적이다. 가격변동

성은 재고 보유의 인센티브를 제공하지만 이를 위한 비용이 크기 때

문에 수급의 경직성을 상쇄할 만큼 재고가 충분하지는 않다. 이러한

사실은 수요와 공급에 대한 충격이 석유가격의 높은 변동성을 가져올

38) Smith(2009), p.154. 연간 가격변동이 정규분포를 따른다고 단순히 가정하면 31%의

변동성을 넘어 등락할 가능성은 대략 1/3로 z-table에서 결정된다.

90

수 있음을 설명해 준다.

석유수요의 가격탄력성에 대한 추정치들은 시기 및 추정방법에 따

라 다르다. 그렇지만 단기 -0.05, 장기 -0.30이 전형적인 추정치라고 볼

수 있다. 석유공급의 가격탄력성은 자원고갈 및 기술혁신이 미칠 수

있는 영향으로 인해 신뢰할만한 추정치를 찾기가 더 힘들지만, 석유공

급이 단기적으로 매우 비탄력적이라는 데는 누구나 동의한다.

OECD(2004)는 공급탄력성이 단기 0.04, 장기 0.35 사이의 범위를 갖는

다고 보고하고 있다. 미국 에너지정보청, 즉 EIA(2007)와 System

Sciences Inc.(1985)는 그들의 국제 석유공급 모델에서 대부분 지역의

생산량을 예측하는 데 단기 0.02와 장기 0.10이라는 훨씬 더 비탄력적

인 공급곡선들을 사용하고 있다.

2000년대 석유가격을 크게 상승시킨 가장 큰 충격(shock)의 하나는

중국과 여타 개발도상국의 경제성장에 따른 석유수요의 급속한 증가

였다. 일반적으로 원유 수요의 소득탄력성은 경제발전 단계에 따라 큰

차이를 보인다. Gately & Huntington(2002)은 개발도상국에서 소득과

석유수요가 거의 비례적인 관계(탄력성 0.70∼1.00)에 있는 반면, 선진

국에서는 소득과 석유수요가 약한 관계(탄력성 0.40∼0.50)에 있다고

발표하였다. 또 하나의 중요한 충격은 석유공급에 크게 부정적인 영향

을 준 것으로 2004년부터 2008년 중반까지 나타났던 강관, 굴착기, 시

멘트, 엔지니어링 서비스 등의 가격상승에 기인한 석유생산 비용의 상

승이다. 따라서 생산비용 상승에 의한 석유공급의 축소와 더불어 중국

과 개도국들의 예기치 못한 에너지사용 증가는 2004년 이후에 있었던

큰 폭의 유가상승을 설명할 수 있다.

그렇다면 2008년 1월 $90∼100/b이던 유가가 7월까지 추가로 약

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 91

50%가 상승하였는데, 이 부분 역시 수급요인을 바탕으로 설명이 가능

한 것인가? 이에 관해서는 수급요인으로 설명이 가능하다는 주장과

투기자금의 영향이라는 주장이 서로 맞서고 있다.

Smith(2009)는 2008년의 가격폭등을 수급의 단기 비탄력성에서 찾고

있다. 즉, 수요와 공급의 단기 가격탄력성이 극히 낮아서, 작은 충격들

도 큰 효과를 가질 수 있다고 설명한다.

예를 들어 세계 시장에서 2008년 총 생산의 약 1.25%에 해당하는 1

백만b/d가 없어지는 충격을 생각해 보자. 만일 가격이 고정되어 있다

면, 이 충격은 1.25%의 초과 수요를 유발할 것이다. 단기적으로 균형

을 회복하려면, 그 부족분을 해소하기 위해 필요로 하는 만큼 수요량

이 감소하고 공급량이 증가할 때까지 가격이 ∂% 만큼 상승해야 한

다. 탄력성의 정의에 따라 추가로 공급되는 양은 % 기준으로 ∂×εs,

소비량 감소는 ∂×εd이다.39) 이들의 합계가 1.25가 되어야 하므로 가

격은 1.25/(εs-εd)% 만큼 상승해야 한다. 수요와 공급이 모두 비탄력

적이면 이 탄력성은 매우 큰 승수 효과를 가진다. 수요와 공급의 단기

탄력성이 모두 절대값으로 대략 0.05이므로, 각 실물충격은 대략 10배

이상의 단기 가격조정을 유발해야 한다.

따라서 2006년 8월 6일 BP는 Trans-Alaska 파이프라인 부식과 누유

문제를 처리하기 위해 폐쇄될 것이라고 발표했다. 그러한 행동은 예상

밖으로 0.47%에 해당하는 40만b/d의 물량을 세계 총 생산에서 무기한

제거하였다. 위에서 언급한 승수를 토대로 볼 때, 가격은 약 4.7% 뛸

것으로 기대된다. 사실, 현물가격은 그 다음날 바로 3%가 상승하였다.

예측치와 실적치의 차이는 미국 정부가 상황을 감시하고 그 영향을

39) εs, εd는 각각 공급탄력성과 수요탄력성이다.

92

완화하기 위해 SPR 방출을 고려한다는 사실을 반영했는지도 모른다.

어쨌든 상대적으로 작은 것처럼 보이는 충격의 형태가 상당한 정도의

국제유가 상승을 야기하는 형태는 분명하다.

이러한 유형의 단기 충격이 2008년 상반기의 유가상승을 설명하는

데 도움을 줄 수 있을 것 같다. 2008년 2월에 베네수엘라는 회사자산

의 국유화에 대한 법정 다툼 기간 동안에 엑슨모빌에 대한 원유판매

를 감축하였다. 2008년 3월 후반 이라크에서는 사보타주(sabotage)로

인해 남부에 위치한 두 개의 주요 파이프라인이 훼손되었고, 이는 이

라크 석유수출 물량을 약 30만b/d 감소시키는 것이다. 2008년 4월 25

일에는 나이지리아 노동자들이 파업에 들어감에 따라 엑슨모빌이 3개

유전에서 78만b/d의 원유생산을 중단하게 되었다. 이틀 후인 4월 27

일에는 스코틀랜드 석유노동자들의 파업으로 노스 포티스(North

Forties) 파이프라인이 폐쇄되었는데, 이 파이프라인은 영국 북해 생산

의 약 절반을 수송하고 있다. 5월 1일에는 약 1.36백만b/d에 이르는

나이지리아 생산량이 석유시설에 대한 군사공격, 사부타주 및 노동자

파업 등으로 인해 중단되었다. 이와 동시에 세계 10대 수출국인 멕시

코의 수출이 대규모 칸타렐(Cantarell) 유전의 급속한 생산 감소로 인

해 4월에 크게 감소하였다. 6월 19일에는 나이지리아에서의 군사공격

으로 쉘사가 추가로 22.5만b/d의 생산을 중단하였다. 유가가 사상 최

고가격을 기록하기 며칠 전인 6월 20일에는 나이지리아 반군들의 파

이프라인 시설 파괴로 쉐브런사로 하여금 12.5만b/d의 생산을 중단하

게 하였다. 이러한 사건들의 각각은 분명히 현물시장에 영향을 주었

고, 현물유가의 급속한 상승세를 나타내는데 크게 기여하였다.

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 93

다. OPEC의 행태

OPEC은 생산조절을 통해 목표로 하는 가격 설정을 위해 두 가지

주요한 전략을 구사하고 있다. 그 하나는 설치되어 있는 기존의 생산

능력을 활용하지 않는 것으로서, 생산 가능한 양보다 실제로는 적은

양의 석유를 생산하는 생산량 조절 전략이다. 다른 하나는 석유개발을

위한 투자를 억제하여 신규 생산능력의 증가를 제한하는 생산능력 조

절 전략이다. 역사적으로 OPEC은 첫 번째 생산량 조절 전략에는 실

패했지만 두 번째 생산능력 조절 전략은 성공하였다고 볼 수 있다.

그런데 석유소비국들은 이러한 OPEC이 취하는 전략의 성공과 실패

로 인해 어려움을 겪어 왔다. 즉, 설치된 시설능력을 효과적으로 관리

하는데 실패하면 가격의 변동성이 심화되고, 반면에 생산능력의 증가

를 억제하는데 성공하면 가격수준의 지속적인 상승이 야기된다는 것

이다.

일견 OPEC의 생산조절은 가격인상에 성공적인 것처럼 보이지만,

이 전략은 최대 가능 생산량과 실제 생산량의 차이, 즉 잉여생산능력

이 클 때는 실패할 수밖에 없다.

OPEC이 석유자원의 국유화를 통해 생산량 통제권을 확보한 후에

곧바로 금수 위협과 생산 감축으로 1973년의 가격상승에 성공을 거두

었다. 1973년과 1975년 사이 폐쇄되어 조업을 중단한 생산능력은 거의

3배가 되었고 가격도 3배가 상승하였다. 그러나 이러한 행동은 지속되

지 못했고 유가는 곧 하락하기 시작하였다. 그 때부터 OPEC이 생산

량을 줄일 수 있는 통제력이 있다는 것을 제대로 보여준 적은 없다.

가격과 잉여생산능력이 동시에 증가한 시기인 1979년에서 1983년까지

94

의 기간이 그런 것처럼 보이지만, 당시의 상황은 OPEC 전략에 의한

것은 아니었다. 당시에는 이란 혁명과 이란-이라크 전쟁으로 인해 석

유 생산시설 가동이 중단되어 거의 6백만b/d에 달하는 석유가 시장에

공급되지 않았다. 사실 폐쇄된 OPEC 생산능력의 많은 부분은 계산된

사업상의 전략이라기보다는 전쟁, 국제적인 무역 제재, 노동조합과의

갈등과 사보타주 등을 포함하는 본의 아닌 외부적인 사태발전의 결과

였다.

OPEC이 회원국들로 하여금 생산량을 제한하여 잉여생산능력을 보

유하도록 할 수 없다는 것은 회원국들이 배정된 생산쿼터를 준수하지

않는다는 사실에서 잘 나타난다. 이는 물론 개별 산유국이 무임승차의

유인을 가지고 있어서 카르텔을 통한 담합의 유지가 어렵다는 카르텔

에 관한 기초적인 경제학적 설명과 부합하는 것이다. 1983년 OPEC이

쿼터시스템을 도입한 이래 총 OPEC 생산은 합의된 상한을 평균적으

로 4% 가량 초과해 왔고 때로는 15%를 넘는 초과 생산율을 보이는

경우도 있었다.

사우디아라비아가 생산조절자로서 쿼터 이상으로 생산하는 회원국

들의 물량을 어느 정도 흡수하는 역할을 수행하여 왔지만 잉여생산능

력이 과도한 경우에는 사우디의 역할도 한계가 있을 수밖에 없다. 유

가는 잉여생산능력의 규모에 따라 상승하거나 하락할 수밖에 없고 유

가의 변동성을 야기하는 요인이 된다.

OPEC은 1980년대와 1990년대의 경험을 통해 일단 생산시설이 설치

되면 카르텔의 이익과는 무관하게 사용될 수밖에 없다는 교훈을 어렵

게 얻었다. 당연히 OPEC의 입장에서는 공급이 수요를 초과하여 잉여

생산능력을 관리해야 하는 어려움에 직면하는 것보다는 수요가 공급

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 95

을 초과하는 상황이 더 유리하다.

OPEC이 기존에 설치된 생산능력의 가동률을 조정하기 보다는 신규

생산능력의 설치를 억제함으로써 석유생산을 제한하려 한다는 것은

1973년 이후 확인매장량, 즉 생산능력을 확장할 수 있는 매장량이 배

가되었음에도 불구하고 OPEC의 원유생산능력(34백만b/d)이 크게 변

하지 않았다는 사실에서도 알 수 있다. 비OPEC 생산자는 대개 생산

비용이 더 높고 상대적으로 열악한 산유지역에서 생산을 하고 있지만

1973년 이후 그들의 생산능력을 69%나 증가시켰다. OPEC의 생산시설

능력은 확인 매장량의 1.5% 정도를 추출할 수 있는 것으로, 개발 집약

도가 매우 낮다는 사실을 설명해 주고 있다. 비OPEC의 생산시설능력

은 확인 매장량의 5.6%를 추출할 수 있는 규모이다. 그리고 OPEC의

생산은 세계 전체 생산의 절반을 차지하고 있지만 지난 10년 동안 석

유산업 상류부문에 대한 투자액은 전체 투자액의 10%에 불과하였다.

OPEC은 잉여능력을 흡수하고 제거하기 위해 수요가 증가하는 상황에

서 비OPEC 생산자들에게 시장점유율을 내 주었다. OPEC은 분명히

카르텔 내의 저비용 생산능력의 확장 위험이 카르텔 밖의 고비용 생

산능력의 확장으로 인한 위험을 능가한다고 생각하였다.

OPEC은 최근에 생산능력을 확장하는 수많은 프로젝트에 착수하였

는데, 그 투자액은 2008년과 2012년 기간 중 매년 400억달러에 해당하

는 것이었다. 이는 5개 국제석유회사들이 세계 석유매장량의 3%를 가

지고 있지만 신규 생산능력을 개발하기 위해 2007년 한 해에 750억

달러(SES 자료)를 투자한 것과 비교해 보면 보잘 것 없는 것이다.

OPEC은 20배의 매장량을 가지고 있으면서 국제석유회사들의 절반 정

도를 투자한 것이다. 재투자 비율에서도 2007년 수퍼 메이저들은 생산

96

능력 확장을 위해 총 생산수익의 25%를 재투자한데 반해 OPEC 회원

국은 그러한 프로젝트에 순 수출수익 약 6%만을 투자하였다.

OPEC이 이러한 행태를 검토하기 위해 신규 생산능력의 한계비용과

추가 판매의 한계수익을 비교해 보자. OPEC 회원국들의 석유생산 한

계비용은 매우 낮아서 사우디아라비아는 $5/b, 중동의 다른 지역은

$10/b을 넘지 않을 것이다(Adelman and Watkins(2008)). OPEC 생산

자의 한계수익은 훨씬 높다는 것이다. Hamilton(2009)은 사우디아라비

아에 의해 생산된 추가적인 1배럴의 한계수익을 판매가격의 50%로 추

정하였다. 시장가격이 $10/b 이하로 하락하지 않는다면(한계수익이

$5/b 이하로 떨어지지 않는다면) 사우디아라비아의 생산증가는 사우

디아라비아의 수익을 증가시킬 것이다. 그러나 사우디 원유의 추가적

인 1배럴은 모든 생산자의 가격을 낮추게 되어, 카르텔의 한계수익은

전체적으로 아마도 가격의 20%에 근접할 것이다. 그러므로 카르텔의

관점에서 가격이 $50/b 이상에 머물지 않는다면 생산증가는 정당화

될 수 없다.40)

이 비교는 모든 카르텔에서 나타나는 내부적인 갈등을 보여준다.

즉, OPEC회원국의 개별적인 인센티브가 공동의 이익에 부합하지 않

는다는 것이다. 사우디를 포함한 OPEC이 유가가 $50/b 이하에 머물

렀던 1973∼2004년 기간 중에 생산능력 확장을 억제했다는 사실은 카

르텔 규율이 준수되었다는 중요한 지표이다. 2004년 가격이 $50/b를

넘어서기 전까지 OPEC은 추가적인 생산능력 확장을 억제하였지만,

그것은 카르텔 회원국들의 공동이익과 일치하는 것이었다. 2008년 후

반 유가가 $50/b 아래로 하락한 후에 대부분의 OPEC회원국들은 그들

40) MR = $50×0.20 = $10 =MC

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 97

의 투자를 연기하겠다는 의도를 발표하였는데, 이 또한 카르텔의 공동

이익과 일치하는 것으로 볼 수 있다. OPEC의 생산능력 조절전략은

유가상승을 초래하게 된다.

라. 투기자금의 역할

2004∼2008년의 유가상승 추세가 수급의 변화를 반영한다 하더라도

2008년 상반기에 있었던 유가의 급등은 투기자금의 책임이라는 의심

이 널리 확산되었다.

투기적 거래에 의한 유가급등설을 지지하는 사람들의 대부분은 헤

지펀드, 연금, 원자재 펀드와 같은 금융거래자들이나 석유산업과 관련

이 없는 다른 투자자들이 급속히 늘어난 데에 초점을 맞춘다. 즉, 이

러한 금융거래자들의 시장점유율이 2004년의 33%에서 2008년 50%로

늘어났다는 것이다(Bûyûkşahin, Bahattin, Michael S. Haigh, Jeffrey

H. Harris, James A. Overdahl, and Michel A. Robe(2008)). 이와 반

대로 석유회사, 정유회사 및 유통업체 등 전통적 상업거래자들의 점유

율은 같은 기간 중에 31%에서 15%로 줄었다. 상업거래자들의 요구에

부응해 거래를 제공하는 스왑딜러가 그 나머지를 채웠다. 또한 투기자

금이 유가급등의 원인이 되었다고 주장하는 사람들은 골드만삭스 상

품지수(Goldman Sachs Commodity Index) 등 상품지수에 몰려든 자

금의 규모를 지적한다. 이러한 지수들에 투자된 자금은 2006년 초의

680억 달러에서 2008년 봄에는 약 2500억 달러로 증가했다는 것이다

(Energy Intelligence(2009)).

최근 골드만삭스는 투기자들이 2008년 가격 상승기에 평균 $9.5/b만

큼 가격을 상승시켰다고 주장하였다. 골드만삭스는 투기자금을 헤지펀

98

드와 스왑딜러로 제한하고 연기금과 같은 상품지수 투자자는 제외하

였다. 반면에 EIF(EI Finance)는 투기자금을 보다 포괄적으로 정의한

후, 2008년 7월 유가가 $145/b에 달할 때 투기적 거래가 $60/b 이상

의 프리미엄을 형성시켰다고 주장하였다(Energy Intelligence(2010)). 그

러나 이들의 주장은 실증분석의 결과만을 제시할 뿐 투기자금이 가격

에 영향을 미치는 구체적인 메커니즘을 설명하지는 않고 있다.

사실, 투기자금을 구분하기 위한 상업거래자와 비상업거래자의 정의

는 분명하지 않다. 비상업적 거래가 모두 투기라고 볼 수는 없는데,

상품지수펀드(commodity index fund)의 경우는 기본적으로 수동적인

역할만을 한다. 그 목적이 외부 투자자들로 하여금 특정한 상품그룹의

평균적인 수익을 보고 참여하도록 하기 때문이다. 반대로 많은 상업거

래자들이 미래의 가격변동에 대한 예상을 토대로 위험을 선택적으로

헤징함으로써 투기를 한다. 예컨대, 석유생산자는 가격이 떨어질 것

같다고 예상할 때에만 헷지를 선택하고 가격이 상승할 것으로 예상할

때에는 투기행위와 마찬가지로 헤지를 선택하지 않는다.

투기적 거래에 의해 부풀려진 선물시장이 실물거래의 중요성을 축

소시킨다는 생각도 잘못된 것이다. 아무리 2008년에 선물거래가 늘어

났다 하더라도 어느 특정 월에 인도되는 선물계약 물량은 실물거래량

의 극히 일부에 지나지 않는다.

결국, 선물시장에서 헤징과 투기거래를 구분하는 것은 이들 모두 현

재 유가에 큰 영향을 주지 못하므로 중요한 사항이 아니라고 볼 수

있다. 선물계약은 파생상품으로서, 그 가격은 현물시장에서 판매되는

가격으로부터 유도되는 것이다. 본래 선물계약은 관계된 현물계약과

동일한 상품과 동일한 입지를 염두에 두고 이루어지므로, 선물가격은

제Ⅳ장 국제 원유시장의 주요 이슈 분석 99

만기시점이 다가옴에 따라 현물가격에 수렴해야만 한다. 다시 말하면,

만기가 되는 선물계약은 실물시장에서 수급균형을 위해 요구되는 현

물가격으로부터 크게 벗어나지 않는다는 것이다.

헤징거래든 투기거래든 선물거래자들은 원유 실물을 인수 또는 인

도하는 것이 아니라 매입했던 선물계약물을 매각하거나 또는 매각했

던 계약물을 매입하여 금전적 이득이나 손실만 챙긴다. 모든 선물계약

물이 이런 방식으로 결제되므로 사실상 현금 거래인 셈이다. NYMEX

거래소는 서부텍사스유(WTI) 선물계약물의 99% 이상이 현금거래 방

식으로 결제된다고 보고하고 있다. ICE 거래소에서 거래되는 WTI 선

물계약물은 실제로 현금 결제를 요구하고 있으며, 실물 납품은 옵션사

항이 아니다.

선물계약물들이 현금으로 결제되기 때문에, 선물거래는 석유수요를

증가시키지는 않는다. 선물계약물 거래자들은 원유를 보유하거나 인도

하지 않기 때문에, 그들의 거래에는 실물시장이나 현물가격에 영향을

미칠 수 있는 통로가 없다. 더구나, 현금으로 결제되는 선물거래들이

미래가격 자체를 움직이는 그런 경우마저도 생각할 수 없는데, 그 이

유는 각 거래자가 그들이 처음 매입한 것들을 결국 모두 매각해야만

하고 또한 그 반대의 경우도 마찬가지이기 때문이다. “매입 압력”이

가격을 상승시킨 후에 선물계약물을 사려는 사람은 그 뒤 필연적으로

일어날 동일 거래인들의 “매각 압력”이 가격을 다시 하락시키게 되기

때문에 손실 감수를 예상할 수 있을 뿐이다.

투기적 거래가 현물가격을 상승시킬 수 있는 유일한 길은 재고를

쌓아놓든가 아니면 생산을 폐쇄시키든가 하는 방법으로 시장 상황과

어긋나게 석유를 보유하도록 실물시장 참여자들을 선동할 수 있는 경

100

우이다. 실물시장 참가자들이 선물시장의 투기적 거래로 인해 현물가

격이 곧 오를 것이라고 확신한다면, 그들의 반응으로 재고량이 늘거나

또는 생산량이 감소할 수 있을 것이다. 그렇지만, 최근의 유가급등 시

기에 두 가지 현상 모두 관찰되지 않았다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 101

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략

1. 개관

전장에서는 원유조달과 관련한 국제 원유시장의 주요 이슈로서 전

통적 원유공급 위험의 상존, 자원민족주의의 재등장, 피크오일 논란,

중동원유의 아시아 프리미엄, 그리고 원유가격의 변동성에 대해 분석

하였다.

전통적인 공급위험이 상존하는 것은 석유자원의 지역적 편중성으로

인한 석유 수급의 지역적 불균형이 개선되지 않고 있으며, 산유국의

정세 또한 여전히 불안한 상태이기 때문이다. 호르무즈 해협과 말라카

해협 등 주요 원유수송로의 안전문제는 원유수송량의 증가로 인해 더

욱 심각해질 것으로 예상되고 있다. 자원민족주의의 재등장은 석유자

원에 대한 접근성을 제약하여 석유생산부문에 대한 투자의 부진을 가

져오므로 공급이 감소하여 고유가의 원인이 될 수 있다. 피크오일 시

점에 관해서는 논란이 있으나, 남아있는 자원에 소요되는 비용이 현재

까지 사용된 자원에 비해 훨씬 더 높아서 저렴한 석유의 시대가 끝나

가고 있음을 의미하고 있다. 중동산 원유의 아시아 프리미엄은 중동

산유국의 경직적인 공급방식(도착지 제한과 제3자거래 통제 등)이 개

선되지 않고 중동원유에 대한 의존도가 낮아지지 않는 한 지속될 것

으로 예상된다. 원유가격의 변동성은 수요와 공급의 가격탄력성이 매

우 낮고 OPEC이 취하는 전략에 의해 구조적인 문제로 남아있게 될

102

것이다.

이와 같은 원유시장의 문제에 대처하기 위한 미래 원유조달 전략으

로, 본 연구에서는 도입선다변화, 해외 석유개발, 가격변동성 대응을

주요 전략으로 제시하고자 한다. 도입선다변화는 공급중단과 중동원유

수송에 따른 해상 수송로 안전문제 등 전통적 공급위험에 대처할 수

있는 전략일 뿐더러 중동원유의 아시아 프리미엄 문제를 동시에 해결

할 수 있는 전략의 하나이다. 해외 석유개발은 새로운 자원민족주의

경향과 전통적 석유자원의 고갈에 대응하여 안정적으로 원유를 확보

하기 위한 미래 전략이다. 해외 석유개발은 우리의 석유산업이 상 하

류부문 사이의 연계를 강화하여 국제경쟁력을 강화할 수 있는 전략이

기도 하다. 마지막으로 가격변동성에 대한 대응은 원유가격의 변동으

로 인한 위험을 감소시켜 석유산업을 안정적으로 운영하기 위한 전략

이다.

2. 도입선다변화 전략

가. 도입선다변화의 중요성

원유의 도입선다변화는 원유도입을 중동지역 및 특정 국가에 과도

하게 의존하는 데서 야기될 수 있는 위험을 줄임으로써 원유의 안정

적 공급을 확보하기 위한 것이다. 다변화된 도입선을 가지고 있으면

일시적이거나 장기적인 공급중단으로 인한 원유도입의 취약성을 줄일

수 있다. 즉, 어떤 공급처가 천재지변이나 테러, 전쟁, 체제의 변화 등

으로 정상적인 수출이 곤란하게 되더라도 수입자들은 큰 혼란을 겪지

않을 것이다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 103

원유 도입선다변화는 석유산업의 안정적인 운영에 중요할 뿐만 아

니라 국가 에너지안보 강화를 위해서도 중요한 문제이다. 지난 수십

년 동안 수많은 원유 공급중단 사태가 벌어졌었는데, 이로 인해 유가

가 인상되어 전 세계 경제, 특히 석유수입국 경제에 부정적인 영향을

미쳤다. 원유수입국의 정부는 그러한 상황을 예방하고 에너지안보를

강화하기 위해 도입선다변화를 추진하고 있다.

Stokes(2007)는 도입선다변화를 에너지안보와 동일시하여 도입선다

변화의 중요성 주장에 가장 앞장서고 있다. 그는 다변화를 통한 에너

지안보라는 새로운 형태가 9.11 사태 이후에 강화되고 있으며, 미국은

중동에서 벗어나는 다변화정책을 추구하고 있다고 얘기한다. 이와는

달리, Yergin(2006)은 처칠시대 이래 에너지안보의 핵심은 다변화였으

며, 또 다변화는 수입국들이 에너지안보를 유지하는 가장 친숙한 원칙

이라고 주장한다. 물론 그는 다변화만으로는 충분하지 않으며 에너지

공급시스템의 안전, 시장의 안정 및 시장정보 등을 포함하는 다른 요

소들도 중요하다는 것을 인정한다. 아시아태평양 에너지연구센터

(APERC)(2000)는 석유 공급중단 위험의 감소를 목표로 하는 수많은

장기적인 에너지정책 수단들 가운데 도입선다변화는 추진할만한 유일

한 대안이라고 제안한다. 그러면서도 그들은 공급중단에서 야기되는

경제적인 피해를 줄이기 위해서는 석유비축 등 비상시 대응수단이 중

요하다고 강조한다. Alhajji(2007)는 에너지수입국들은 에너지안보 정책

의 기본을 4가지 원칙, 즉 에너지공급원 다변화, 석유수입선 다변화,

중동석유에 대한 의존도 감축 그리고 유가변동성 완화에 두고 있다고

말한다.

104

원유도입선다변화 전략이 에너지안보 문제를 전적으로 해결해 주는

것은 아니다. 다변화가 특정 공급선에 대한 의존도 때문에 야기되는

위험은 크게 줄일 수 있지만 전반적인 시장상황과 연계된 위험을 줄

일 수는 없기 때문이다. 그렇지만 도입선다변화가 에너지안보에서 중

요한 요소로서 인식되고 있다는 사실은 분명하다.

나. 도입선다변화에 영향을 미치는 요인

원유 도입선이 다변화되면 특정 지역에서 공급차질이 발생하게 될

경우에도 공급의 안정을 기할 수 있고, 공급자와의 가격협상력에서도

도움이 될 수 있다. 그러나 도입선다변화 전략은 근본적인 한계가 존

재한다는 사실을 인식할 필요가 있다. 즉, 다변화 대상지역의 생산 및

수출능력, 수송거리 및 운임, 원유의 성상, 정제시설 의 구조 등의 요

인들이 다변화 정책의 추진에 걸림돌로 작용하게 된다.

이미 잘 알려진 바와 같이, 아시아 역내에서는 과거 인도네시아와

말레이시아, 중국 등이 지속적인 원유 수출능력을 보유한 국가였다.

그렇지만 이들 국가는 국내 원유생산의 정체와 국내 석유제품 수요의

증대로 중국이 1996년, 인도네시아가 2007년에 원유 순수입국으로 전

락하였고 말레이시아의 순수출량도 점차 감소하고 있다. 이에 따라 우

리나라의 원유수요의 대부분을 아시아 권역 이외에서 조달해야 한다.

이러한 상황은 우리나라뿐만 아니라 주요 원유수입국인 일본과 중국

에게도 동일하게 적용된다. 그런데, 현재와 같은 도입구조가 계속되면

원유의 추가 소요분은 중동지역에서 조달될 것이고 중동의존도는 더

높아질 것이다. 그 이유는 간명하다. 도입비용의 경제성 측면에서 중

동지역이 여타 아프리카, 미주, 유럽지역에 비해 유리하기 때문이다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 105

원유의 도입비용은 수송거리에 비례하기 때문에 민간 정유회사가 아

프리카나 미주지역에서 원유를 도입할 경우, 중동지역에 비해 추가적

으로 수송비를 지불해야 하기 때문이다. 이윤극대화를 목표로 활동하

는 정제업자의 입장에서는 도입선다변화의 이점 내지는 에너지안보라

는 국가적 목표에 앞서 도입비용 최소화 원칙에 근거해 도입선을 결

정할 수밖에 없다.

또한 우리나라의 정제시설은 일본과 마찬가지로 중동산 원유처리에

적합한 시설이라는 점도 도입선다변화의 제약 요인이 된다. 중국의 중

동의존도가 상대적으로 낮은 것은 중국 정제시설의 특성에 주로 기인

한 것으로, 중국 정유공장들에 적합한 원유의 유종은 고유황인 중동원

유에 비해 저유황인 서아프리카산 유종이다. 중국의 정제시설은 탈황

설비를 보유하고 있는 중국 연안 인근 일부 정유공장과 최근에 건설

된 정유공장을 제외하면 대부분의 정유공장들이 자국산 원유인 다칭

원유 등 저유황 유종의 처리를 위해 설계되었기 때문이다.

위에서 언급한 요인들 외에 도입선다변화 전략에 영향을 미칠 수

있는 요인으로는 주요 수출국들 및 미국과의 정치적 관계, 수송인프라

의 수준, 관련 정책의 유무, 그리고 동원 가능한 경제적 정치적 군사

적 자원 등이 있다.41)

다. 도입선다변화 대상지역 및 전략

앞서 살펴본 원유 도입선다변화의 제약요인을 감안할 때, 가장 유력

한 대안으로 부상하는 곳이 러시아, 특히 동시베리아 지역이다.

ESPO(East Siberia-Pacific Ocean; 동시베리아-태평양) 송유관이 2009년

41) Vivoda(2009), p.4619.

106

12월 28일부터 가동됨에 따라, 그 이름을 딴 ESPO원유가 이미 동북아

원유시장에서 중동원유에 대한 새로운 경쟁원유로 등장하였다. 2010년

현재 ESPO원유는 코즈미노 수출터미널에서 20∼30만b/d가 우리나라

와 일본, 중국, 태국, 미국(하와이) 등으로 수출되고 있다. 2014년

ESPO송유관 2단계 공사가 완공되면 수송능력 160만b/d까지 확대되는

데, 이중에서 60만b/d는 중국으로 공급되고 나머지 120만b/d는 러시

아 극동지역과 아시아 태평양지역으로 공급될 예정이다. ESPO원유는

물량은 아직 중동원유에 비해 미미하지만 품질과 수송 측면에서 경제

성을 지니고 있다. ESPO원유는 API 34.6도, 유황함량 0.6%의 경질 저

유황원유이고 코즈미노항에서 우리나라까지 수송기간은 약 4일이 소

요된다. ESPO 송유관에서 출하되는 동시베리아 원유는 ESPO브랜드로

명기되어 석유수출세가 면세되었다. <표 Ⅴ-1>에서 보는 것처럼, 수출

세 면제의 대상은 동시베리아 22개 유전에서 생산되는 원유로, 원유비

중은 20 C〫에서 0.6947∼0.8874(API 비중 71 ∼〫28 )〫, 유황함량은 0.1%∼

1.5%이다.

러시아 동시베리아 지역에 이어 도입선다변화 대상지역으로 캐나다

를 고려해 볼 수 있다. 현재 검토되고 있는 캐나다 오일샌드 생산지와

캐나다 서부해안을 연결하는 송유관 프로젝트가 성사되면, 캐나다는

아시아 시장을 개척하고 아시아 국가들은 캐나다산 원유를 도입하여

이용할 수 있다. 캐나다는 오일샌드를 포함할 경우, 사우디아라비아에

이어 세계 2위의 원유 매장량 보유국이 된다. 2009년 캐나다 원유 생

산량은 272만b/d로, 이중 절반가량인 134만b/d가 오일샌드 생산량이

다. 캐나다 오일샌드 생산량은 2035년 630만b/d에 이를 것으로 전망

되고 있다. 캐나다는 캐나다 원유수출의 대부분을 차지하는 미국 시장의

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 107

No 광구명 개발자전략

광구소재지

1 Vankor 유전 Rosneft 〇 크라스노야르스크 지방

2 Talakanskoye Surgutneftegas 〇 사하공화국(야크차)

3 Alinskoye Surgutneftegas 사하공화국(야크차)

4 Verkhnechonskye TNK-BP& Rosneft 〇 이르쿠츠크 주

5 북 Talakanskoye Surgutneftegas 사하공화국(야크차)

6 동 Alinskoye Surgutneftegas 사하공화국(야크차)

7 Pilyudinskye Surgutneftegas 이르쿠츠크 주

8 Stanakhskoye Surgutneftegas 사하공화국(야크차)

9 Verkhnepeleduyskoye Surgutneftegas 〇 사하공화국(야크차)

10 Yurubcheno-Tokhomskyoye Rosneft 〇 크라스노야르스크 지방

11 Kuyumbinskoye Slavneft 〇 크라스노야르스크 지방

12 Dulisminskye Urals Energy 〇 이르쿠츠크 주

13 Sredne-botuobinskye Tass-YuryakhNefregasdobycha

〇 사하공화국(야크차)

14 Yarakitinskye INK 이르쿠츠크 주

15 Danilovskoye INK 이르쿠츠크 주

16 Markovskoye INK 이르쿠츠크 주

17 Zapadno-Ayanskoye INK 이르쿠츠크 주

18 Tagulskoye TNK-BP 〇 크라스노야르스크 지방

19 Suzunskoye TNK-BP 크라스노야르스크 지방

20 Yuzhno-Talakanskoye Surgutneftegas 사하공화국(야크차)

21 Vakunaiskoye GazpromNeft 이르쿠츠크 주

22 Chayandinskoye Gazprom 〇 사하공화국(야크차)

<표 Ⅴ-1> 석유수출세가 면제된 동시베리아의 유전

출처: JOGMEC

수요가 크게 늘지 않고 있어서 수출선을 다변화할 필요가 있으며, 아

시아 시장을 겨냥한 송유관 프로젝트를 검토하고 있다.42)

108

도입선다변화를 추진하기 위한 전략으로는 종래의 원유도입선다변

화 지원금과 같은 제도적 지원 체계보다는 자원외교 및 정부주도의

국가 간 협력이 매우 중요할 것으로 보인다.

러시아는 동시베리아 원유공급을 두고 동북아 국가 간 경쟁을 유도

하는 전략을 구사하고 있다. 러시아는 석유수출을 확대하기 위해 동시

베리아 등 신규 원유 생산지역에서 아 태시장을 연결하는 송유관 건

설과 이를 통한 동시베리아와 극동지역 개발을 국책 과제로 인식해

왔다. 이를 위해 당초에는 민간기업인 유코스(Yukos)사가 중국과 함께

바이칼호 앙가르스크에서 중국의 다칭까지 송유관을 건설한다는 계획

이었다. 그러나 푸틴 정부는 에너지산업에 대한 국가통제 강화정책과

더불어 유코스사를 해체하고 2005년 5월 ESPO 송유관 노선을 수정하

였다. 즉, 1단계 노선은 타이셰트에서 스코보로디노 구간(2,694km)으로

하고, 스코보로디노에서 연해주까지의 2단계 구간(2,100km)은 결정을

유보하였다. 푸틴 정부의 송유관 노선 변경은 중국 노선으로 한정할

경우 가격결정권이 중국에 종속될 수 있고 석유시장의 다변화를 기대

할 수 없다는 점이 고려된 것으로 보인다. 부연하면, 일본과 한국의

극동지역 송유관 건설에 대한 요구에 따라 이들 국가의 자본과 자원

탐사기술을 유인하고 아 태지역으로의 수출선다변화를 꾀하였다는 것

이다. 이는 동북아 국가들의 경쟁을 유도하는 동시에 협력을 구사하는

42) 현재 거론되는 송유관 프로젝트는 Enbridge사의 Northern Gateway 프로젝트와

Kinder Morgan사의 TMX Northern Leg 프로젝트가 있다. Enbridge사 프로젝트(수

송용량 원유 525천b/d, 희석재 193천b/d)는 앨버타주 Brunderheim에서 Kitimat항을

연결하는 것으로, 이와 관련하여 2005년 중국의 PetroChina와 MOU를 체결한 바 있

으나 2007년에 PetroChina가 일방적으로 MOU 효력의 상실을 발표한 상태이다.

Kinder Morgan사 프로젝트(수송용량 400천b/d)는 현재 캐나다 서해안(vancouver항)

으로 연결하는 유일한 송유관인 Trans Mountain을 분사하여 Kitimat항을 연결하려

는 것이다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 109

이중전략이라고 말할 수 있다. 그러므로 중국과 일본, 러시아와의 에

너지부문에 대한 양자간 및 다자간 협력은 동시베리아 원유 확보를

둘러싼 수입국간의 지나친 경쟁을 막고 도입선다변화를 효과적으로

추진하기 위해 긴요한 과제이다.

중국, 일본과의 협력은 캐나다 원유의 도입을 위해서도 중요하다.

앞에서 언급한 캐나다의 아시아시장 개척을 위한 송유관 건설은 중국

의 캐나다 진출에 의해 논의되기 시작한 프로젝트로 우리나라와 일본

이 가세한 적극적 공세가 성사 여부 결정에 영향을 미칠 것으로 보인

다. 중국이 독자적으로 캐나다와 송유관 프로젝트를 추진하는 데는 몇

가지 어려움이 예상되고 있기 때문이다. 즉, 중국이 에너지수송에서

육로 우선 정책을 취하고 있다는 점, 캐나다-아시아 해상수송로 상에

미 해군기지가43) 인접해 있다는 점, 중국의 캐나다 진출 쇄도에 따라

캐나다 국민들이 중국의 영향력 강화를 우려하고 있다는 점 등이 그

것이다.44)

한편, 유명무실해진 원유도입선다변화 지원제도는 폐지를 검토할 필

요가 있다. 수송비차액지원을 통해 중동의존도를 실질적으로 감축시키

기 위해서는 막대한 재원이 소요되어 비용효과적인 방법이 아니며,

GCC(Gulf Cooperation Council)와의 자유무역협정(FTA) 체결 등으로

제도 유지가 곤란하기 때문이다. 정부의 재정적 지원은 해외 자주개발

원유의 확대를 통한 공급원 다변화에 중점을 두는 것이 바람직하다.

43) 알류샨(Aleutian) 열도의 기지를 말한다.

44) 2010년 Sinopec사의 Syncrude사 오일샌드 프로젝트 지분 매입 시 중국의 캐나다 내

영향력 강화를 우려한 여론이 형성된 바 있다.

110

3. 해외 석유개발 전략

가. 석유개발사업의 문제점

국내 석유기업 중 SK에너지를 제외하면 해외 석유개발에 대한 투자

는 매우 미흡한 상태이다. 석유기업들은 2009년 말까지 총 101개 사업

에 참여하였으며, 이중 생산사업 10개국 11개, 개발사업 2개국 2개, 탐

사사업 18개국 36개 등 총 49개 사업을 진행 중이다.

S-Oil은 외환위기 이후 아람코(Aramco)사가 최대 주주가 된 후 석

유개발사업에 대한 투자를 중단하였으며, 현대오일뱅크도 UAE의 IPIC

사가 최대주주가 된 이후 석유개발 투자를 중단하였다. 현대오일뱅크

는 2010년 IPIC사의 지분을 현대중공업이 인수하여 현대중공업 계열

사로 편입되었기 때문에, 향후 석유개발사업에 대한 투자 여부가 주목

된다. SK인천정유는 외환위기로 인하여 한화그룹의 경인에너지가 현

대정유(현 현대오일뱅크)에 매각되었다가 2008년 SK에너지에 통합되

었으며, 경인에너지 당시 투자했던 북해 캡틴 유전과 알제리 이사우아

네 유전이 생산 중에 있으나 2009년 12월 북해 캡틴유전을 한국석유

공사에 매각하고 투자를 중단하였다.

우리나라 석유기업은 2009년 말까지 에너지원사업특별회계(에특) 자

금 493백만 달러, 자체자금 3,714백만 달러 등 총 4,207백 만달러를 투

자하였으며, 이는 우리나라 석유개발사업 총 투자액 192.3억 달러의

21.9%이다. 이중 SK에너지가 3,991백만 달러를 투자하여 94.9%를 차지

하며, GS칼텍스는 140백만 달러를 투자하고 있다(<표 Ⅴ-2>).

SK에너지는 우리나라가 진출한 275개 석유개발사업 중 28.4%정도인

78개 사업에 참여하여 2009년 자주개발물량 46.0천b/d(원유 30.3천b/d,

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 111

회사명 구 분 진행사업 종료사업 합 계

GS칼텍스

에특자금 53,160 3,180 56,340

자체자금 78,946 5,107 84,053

투자액 132,106 8,287 140,393

SK에너지

에특자금 349,668 60,235 409,903

자체자금 2,826,046 755,012 3,581,058

투자액 3,175,714 815,247 3,990,961

SK인천정유

에특자금 17,249 17,249

자체자금 18,222 18,222

투자액 35,471 35,471

쌍용정유

에특자금 2,732 2,732

자체자금 15,190 15,190

투자액 17,922 17,922

현대정유

에특자금 6,375 6,375

자체자금 15,440 15,440

투자액 21,815 21,815

합계

에특자금 402,828 89,771 492,599

자체자금 2,904,992 808,971 3,713,963

투자액 3,307,820 898,742 4,206,562

<표 Ⅴ-2> 국내 정유사의 해외석유개발사업 투자실적(2009년말 현재)

(단위: 천$)

LNG 원유환산 15.7천b/d)를 확보하여 우리나라 자주개발원유의 약

17.7%를 담당하고 있다. SK에너지는 2009년 12월말 현재 20개국, 36

개 광구(4개 LNG 프로젝트 포함)에 참여하고 있으며, 이 중 생산 광구는

112

9개국 10개 광구이다. SK에너지 이외에 생산 광구를 보유한 국내 석

유기업은 없다.

이렇게 국내 석유기업들의 석유개발사업이 부진한 것은 국내 석유

기업의 지배구조 변화에서 비롯된 측면이 강하다. 외환위기 이후 국내

석유기업의 경영이 악화되면서 외국 메이저 석유회사 또는 산유국 국

영석유회사들이 우리 석유기업의 지분을 인수하거나 경영권을 취득하

였다. 쌍용정유는 사우디아라비아의 아람코사가 총 주식의 36%를 매

입하여 실질적인 경영주가 되었으며, 현대정유는 UAE의 IPIC사가 지

분 50%와 경영권을 현대그룹으로부터 인수하였다. GS칼텍스는 셰브런

사의 자회사인 칼텍스사와 50:50 합자회사로 설립되었고 경영권을 가

진 이사회가 GS와 칼텍스 동수로 구성되었으나 대표권을 GS가 가짐

으로써 해외자원개발사업법 상의 국내 법인으로 인정을 받을 수 있었

다. 외국계 자본이 경영권을 가지거나 경영에 참여하면서 국내 석유기

업들은 해외석유개발사업을 정리하고 투자를 중단하게 되었다. 앞에서

언급한 바와 같이 현대오일뱅크가 현대중공업의 계열사가 되었기 때

문에 향후 석유개발사업에 대한 투자가 이루어질 수 있는가에 대한

관심이 고조되고 있다.

다음으로 국내 석유기업들은 석유개발사업을 위한 투자재원 마련에

어려움을 겪고 있다. 최근 정제마진의 약세와 환경비용의 증가로 인해

석유기업의 영업이익률이 저하되어 있어서, 석유개발사업에 대한 투자

재원의 확보가 어려운 실정이다. 또한 석유기업들은 경질유 수요 증가

에 따른 고도화설비를 확장해야 하기 때문에 대규모의 자금이 소요되

는 석유개발사업에 대한 투자재원을 마련하기 어렵다는 문제를 가지

고 있다. 또한 국내 석유기업들은 석유개발사업을 추진할 수 있는 인

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 113

력과 기술력이 절대적으로 부족하여 R&D, 정보 등 인프라는 거의 갖

추지 못한 실정이다. 국내 석유기업 중 석유개발부문에서 가장 앞선

SK에너지도 보유하고 있는 기술인력이 50명도 되지 못한 실정이며,

GS칼텍스는 10명 수준에 불과하여 사업을 확장하는데 한계가 있다.

더욱 심각한 것은 이러한 인력과 기술력을 필요시 충당할 수 있는 인

프라가 우리나라에 없다는 것이다.

나. 석유기업의 석유개발사업 추진방향

해외 석유개발사업의 활성화를 위해서는 무엇보다도 민간부문의 자

원개발사업에 대한 인식의 변화가 요구된다. 국내 석유기업들은 효율

적인 원유 공급원 확보가 장기적으로 기업의 성패를 결정지을 수 있

다는 인식을 가지고 적극적이고 공격적인 석유개발사업 참여전략을

도출하여야 할 것이다. 우리나라는 충분한 규모의 정제설비를 갖추고

있으며, 1억배럴이 넘는 비축시설을 보유하고 있어 동북아 석유허브로

서의 가능성이 매우 높은 나라이다. 또한 우리나라의 석유소비는 세계

소비의 2%를 넘기 때문에 원유구매의 협상력도 결코 적지 않은 나라

이다. 따라서 우리 석유기업들은 신규 석유생산국과의 교류증대를 통

하여 유망 광구를 확보하는 것이 가능할 것이다. 이와 함께 국내 석유

기업들은 합작사 또는 대주주가 외국의 석유메이저이기 때문에 이들

과의 협력을 통해 유망광구를 확보할 수도 있다. 현재 GS칼텍스가 셰

브런사 광구에 지분을 참여하고 있는 것이 좋은 사례가 된다.

둘째, 민간부문이 가진 해외지사와 자회사 등 네트워크를 활용하여

수집한 자원개발정보를 공유할 수 있는 시스템의 도입이 필요하며 기

업들도 이에 적극 참여하여야 한다.

114

셋째, 정부가 자원개발 활성화 정책의 일환으로 인력양성 및 R&D

에 대한 지원을 확대하고 있지만, 민간부문도 자원개발 인프라에 대해

지속적인 관심을 가지고 적극적인 투자를 병행하여야 한다. 자원개발

인프라는 정부만의 몫이 아니며 민간부문도 인프라를 확보하지 못하

면 사업의 활성화의 제약요인으로 작용할 수밖에 없기 때문이다.

마지막으로, 민간부문의 막대한 유동 자금을 해외 석유개발사업에

투자할 수 있는가에 대한 노력이다. 정부가 민간자금의 적극적인 투자

를 유도하기 위하여 해외자원개발펀드 등을 개발하고 지원하고 있으

나 결국 민간부문의 참여가 없이는 불가능하기 때문이다. 국내 석유기

업들은 투자재원 마련을 위하여 이러한 펀드를 적극 활용하여야 하며,

민간기업이 전략적 투자자로 참여한 해외자원개발펀드의 성공사례를

만들어 보여준다면 막대한 유동자금을 해외석유개발 투자로 유인할

수 있을 것이다.

다. 석유개발사업에 대한 정부 정책방향

정부는 자주개발률 목표(2016년 28%)의 조기 달성과 해외 자원개발

사업 활성화를 위하여 석유기업 M&A 및 전략광종 생산광구 인수 추

진, 전략지역에 대한 집중적인 에너지·자원 협력으로 유망광구 확보,

경제·산업과 연계한 동반진출사업의 활성화, 자원개발전문기업의 육성,

장기·안정적인 자원개발 투자재원의 확보를 통한 자원개발 기업의 금

융애로 해소, 그리고 자원개발 인프라 확충을 통한 장기적이고 독자적

인 자원개발기반 구축을 추진하고 있다. 이와 함께 투자재원의 다양화

및 투자환경 조성, 해외자원개발 인프라 확충, 패키지형 자원개발사업

활성화 지원 등의 정책을 시행하고 있다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 115

정부는 투자재원의 다양화 및 투자환경 조성을 위해 해외 자원개발

투자비(광권매입비)에 대한 세액공제 일몰기한 연장, 해외 자원개발설

비 투자비 세액공제제도의 공제대상 설비 확대 등 세제지원을 강화하

였다. 또한 국책은행을 통한 금융지원 규모를 확대하고 매장량담보 융

자(RBF)제도 도입 등 자원개발 금융상품을 다양화하고 민간자금의 해

외 자원개발 투자를 유도하기 위한 다양한 정책을 추진하고 있다. 여

기에 더해, 정부는 국민연금과 같은 연기금의 자원개발투자 활성화를

위한 방안을 수립 중에 있다.

정부는 해외자원개발 인프라 확충을 위해 인력양성, 기술력 확보 및

정보화에도 힘쓸 계획이다. 자원개발 전문인력을 양성하기 위해 2009

년부터 10개 대학을 자원개발특성화대학으로 지정하고 외환위기 이후

붕괴된 자원개발 기술인력 양성 시스템의 부활을 위하여 지원을 시작

하였으며, 특성화대학에 대한 지원규모를 확대해 나갈 계획이다. 해외

자원개발 정보를 체계적으로 수집, 가공 및 제공하기 위하여 자원개발

정보시스템을 구축하여 정보보유기관 간 정보공유 및 교류 협력체계

를 강화해 나갈 계획이다.

패키지형 자원개발사업을 활성화하고 지원하기 위해 2011년부터 ‘패

키지형 사업 검토 실무협의회’를 구성하여 패키지형 자원개발사업의

예비타당성 검토를 지원하고, 총리실장이 주재하는 ‘에너지협력외교지

원협의회’를 통해 전략적인 지원방안을 모색하는 등 범정부차원의 지

원체계를 구축할 계획이다.

그렇지만 이러한 노력에 더하여, 정부는 석유기업 등 민간부문의 석

유개발사업 참여를 촉진하기 위한 정책을 꾸준히 추진할 필요가 있다.

먼저 석유개발사업에 대한 융자지원 예산을 확대하여야 한다. 정부

116

의 직접 지원정책인 재정지원의 경우, 자원개발사업 참여가 증가함에

따라 지원예산의 규모도 증가하고는 있다. 그러나 전체 지원예산에서

석유공사와 광물자원공사의 대형화에 투여되는 부분을 제외하면 실제

민간 기업에 지원되는 예산은 오히려 감소하고 있는 실정이다.45) 물론

자원개발사업의 국제경쟁력을 강화하기 위해서는 자원개발 공기업의

대형화가 필요불가결한 것이지만, 민간부분에 지원되는 재원의 비율이

감소하고 있다는 것은 심각한 문제다.

2007년까지는 민간부문에 대한 탐사사업 융자지원 비율은 60%수준

을 유지했으나, 이 비율이 점차 낮아지고 있다. 2010년도 민간기업에

대한 성공불융자 지원비율이 25∼35%로 성공불융자제도 실시이후 가

장 낮은 상태이며, 석유공사의 대형화를 위한 자본금 증자가 완료되는

2012년까지는 개선될 가능성이 적다. 이러한 융자비율의 저하는 민간

기업의 투자의욕을 저하시킬 것이며, 특히 탐사사업에 대한 투자가 감

소될 수 있기 때문이다. 따라서 민간기업의 탐사사업 참여를 독려하기

위해서는 성공불융자 지원비율을 높이고, 이를 위한 예산을 확보하여

야 한다.

둘째, 기술력을 갖춘 전문인력 확보이다. 현재 우리나라가 보유하고

있는 석유개발 기술인력은 한국석유공사, 민간기업, 대학 및 연구소를

모두 합해도 1,000명 수준에 불과하다. 세계 50위권의 석유회사인 유

노칼사(세계 56위)의 기술인력은 6,980명이며, 우리의 경쟁상대인 일본

은 3,500명 가량의 기술인력을 보유하고 있다. 더욱 중요한 문제는 이

정도의 기술인력을 일거에 확보할 수 없다는 점이다. 다행히 지식경제

부는 10개 대학을 자원개발특성화대학으로 지정하고 이들에 대한 지

45) 특히, 2010년도 석유개발사업 융자예산 중 해외 유전개발에 편성된 예산은 1,929억

원으로 2009년의 2,690억 원보다 약 28%가 감소하였다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 117

원 사업을 2009년부터 시행하고 있다. 이러한 지원을 받아 양성된 기

술인력들이 실제 현업에 공급되는 시기는 4년 후가 되기 때문에 지금

부족한 인력문제에 도움이 될 수는 없지만, 체계적인 인력양성 시스템

을 구축하기 시작한 것은 매우 바람직하다고 하겠다.

셋째, 민간부문의 참여를 확대하기 위해서는 보다 실질적인 참여 유

인책이 제시되어야 한다. 2008년 해외 광권매입비에 대한 세액공제 제

도가 신설되어 생산광구 또는 개발광구의 매입에 효과적인 인센티브로

작용하고 있다. 다만 세액공제 규모가 3%로 매우 작기 때문에 자원개

발 활성화 효과를 달성하기에는 다소 부족한 수준이다. 석유개발 기업

에게 실질적인 혜택을 주기 위해서는 공제규모가 확대 되어야 한다.

넷째, 패키지형 자원개발사업에 대한 범정부차원의 지원이 필요하

다. 패키지형 자원개발의 경우 사업타당성의 확보가 무엇보다 중요하

므로 예비타당성조사비를 국고에서 지원해야 한다. SOC, 플랜트, IT

등 타산업과 자원개발을 연계하는 경우 지식경제부 뿐만 아니라 관련

정부부처가 지원하는 고위급 패키지형 자원개발지원협의회의 실질적

인 가동이 필요하다.

마지막으로 해외 석유개발 기업들에게 도움이 될 수 있는 자원외교

의 전개가 필요하다. 정부가 성과위주로 자원외교를 전개한다면 자원

보유국에게 우리의 전략을 노출시킴으로 인해 오히려 협상을 어렵게

하고 가격을 상승시키는 역효과를 가져올 수 있다. 정부는 정부 대

정부 차원에서만 협상이 가능할 경우에 외교력을 동원해야 하며, 필요

시 정부 고위급 차원의 지속적인 자원협력외교를 전개하여야 한다. 또

한 공적개발원조(ODA)나 대외경제협력기금(EDCF)과 같은 유무상원조

자금을 연계하는 방안도 고려해야 한다.

118

4. 가격변동성 대응 전략

가. 파생상품을 활용한 위험관리

파생상품을 활용한 위험관리를 고유가 및 유가변동성에 대한 대응

전략으로 제시하는 이유는 다음과 같다. 먼저, 파생상품을 활용한 위

험관리 대안은 석유비축과 같은 물리적인 대응전략에 비해 비용이 적

게 든다는 점이다. 비축이라는 경제행위는 유가가 하락하였을 때 원유

를 싸게 구입하여 저장하였다가 유가가 오를 경우 이를 활용하는 것

으로 일종의 원시적인 위험관리 방안으로 생각할 수 있다. 이러한 비

축대안을 활용하기 위해서는 비축기지의 건설과 보수, 비축유의 운영

및 유지, 그리고 저장기간 동안의 원유구입에 대한 기회비용 등 막대

한 비용이 수반된다. 이에 비해 파생상품을 활용할 경우 훨씬 저렴한

비용으로 거의 동일한 효과를 거둘 수 있다. 간단히 말해, 파생상품을

활용한 위험관리는 불의의 사고에 대비해서 보험계약을 구입하는 것

과 같은 맥락에서 이해할 수 있다. 즉, 일반적인 보험계약의 경우와

마찬가지로 비용측면, 즉 보험료의 수준은 전체 손실보전액에 비해 미

미한 수준이라 할 수 있다.46)

46) 엄밀히 말해, 선물시장(futures market)을 통한 헤징거래는 보험의 성격을 가진다고

볼 수 없다. 보험의 경우 우려하는 재해로부터의 기회손실이 발생할 경우 보험금으

로 보전되고, 재해가 발생하지 않을 경우 보험료만큼만 손실이 제한된다. 하지만 선

물거래의 경우 우려하는 방향으로 가격변동이 발생할 경우 손실은 보전되지만, 이의

반대방향으로 가격이 움직일 경우 현물에서의 이득이 선물에서의 손실로 상쇄될 수

있다. 즉, 보험과는 달리 보험료가 고정되어 있지 않고 현물거래에서의 기회이득만

큼이나 커질 수 있다. 오히려 보험의 성격과 유사한 헤징거래로서는 옵션(option)을

활용한 경우라고 볼 수 있다. 이 경우 옵션 매입자는 행사(exercising)할 수 있고 최

대 손실은 옵션프리미엄만큼으로 고정된다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 119

다음으로, 파생상품을 활용한 위험관리는 미래 유가에 대한 예측이

불필요하고 시장에서 누구나 알 수 있는 현재 시장가격만으로 위험관

리의 실행 여부를 판단할 수 있다. 다시 말해, 국제 유가의 향후 수준

에 대한 예측 없이도 우리가 접할 수 있는 현재 시장가격이 적절하다

고 판단하면 파생상품시장에서 필요한 포지션을 취하면 되는 것이다.

그런데, 가격예측이 불필요한 위험관리의 경우와 가격예측을 필요로

하는 투기(speculation)의 경우를 구별하지 못하고, 위험관리나 투기에

있어서 모두 가격예측을 필요로 한다는 잘못된 인식이 종종 일반인들

사이에 존재한다. 실제로 국제유가를 포함해서 시장에서 거래되는 일

반상품이든 금융상품이든 이들의 미래 가격을 예측하기란 불가능하다

고 해도 과언이 아니다. 따라서 이렇게 위험관리를 할 경우 가격예측

이 불필요하다는 점이 위험관리에 대하여 매력을 느끼게 하는 점이다.

나. 파생상품을 활용한 위험관리 사례

선물계약과 옵션계약을 활용한 헤징의 개념을 설명해 보면 다음과

같다. 선물이나 옵션 등 파생상품시장의 기본적인 기능은 시장참여자

가 위험을 감수할 수 있거나 기꺼이 감수하고자 하는 다른 시장참여

자에게 위험을 전가함으로써 위험을 최소화시키거나 관리할 수 있도

록 하는 것이다. 그리고 가장 단순한 형태의 헤징은 ‘현물에서 취한

구매 혹은 판매 포지션과 반대되는 방향으로 파생상품시장에서 동일

한 물량의 포지션을 취하는 경제적인 행위’라고 정의할 수 있다. 예를

들면, 실물을 나중에 구매해야 하는 경우 파생상품시장에서 동일한 물

량을 현재 시점에서 매수하고, 실물을 저장하고 있는 경우 미래 판매

에 대비하여 파생상품시장에서 동일한 물량을 매도하는 것이다.

120

헤징의 형태는 일반적으로 매도헤징(short hedging)과 매수헤징(long

hedging)으로 나눌 수 있다. 매도헤징은 현물을 생산하거나 혹은 미래

시점에 이를 판매하고자 하는 시장참여자가 현물의 가격하락에 대비

하여 파생상품계약을 매도하는 것이다. 파생상품에서 매도포지션을 취

하는 경우 현물포지션의 손실[이익]은 파생상품 매도포지션의 이익[손

실]에 의하여 상쇄된다. 반면, 매수헤징은 현물을 매입하고자 하는 시

장참여자가 미래 구매시점의 가격상승으로 발생할 수 있는 위험을 회

피하기 위하여 파생상품계약을 매입하는 것이다. 매수헤징은 원재료

혹은 투입물의 매입비용 상승에 대비하기 위해 이루어진다. 예를 들

어, 국내로 수입되는 원유의 조달비용을 현재 시점의 시장가격으로 고

정시키는 경우도 이에 속하다.

<표 Ⅴ-3>은 매수헤징으로서 원유에 대한 조달헤징(procurement

hedging)의 경우를 예시하고 있다. 어느 정유회사가 1월 1일 현재 향후

1) 가격이 상승하는 경우

일자 현물포지션 선물포지션

1.1 구매 계획 $60.00 7월물 매수 $60.10

7.1 원유 매입 $62.00 7월물 매도 $62.10

손익 - +$2.00

합계 순조달비용 = 현물가격 - 선물이익 = $62.00 - $2.00 = $60.00

2) 가격이 하락하는 경우

일자 현물포지션 선물포지션

1.1 구매 계획 $60.00 7월물 매수 $60.10

7.1 원유 매입 $56.00 7월물 매도 $56.10

손익 - -$4.00

합계 순조달비용 = 현물가격 + 선물손실 = $56.00 + $4.00 = $60.00

<표 Ⅴ-3> 선물계약을 활용한 매수헤징 사례

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 121

6개월 후의 원유를 구매할 계획을 가지고 있다고 가정하자. 현재 유가

는 배럴당 60달러 수준이다. 정유회사의 입장에서는 향후 가격이 현재

수준이면 적정하지만, 더 이상 오를 경우 회사를 운영하는 데 지장이

있다고 판단하고, 현재 시점에서 7월물 선물계약을 매수하였다. 만약

6개월이 지나서 현재보다 유가가 배럴당 2달러 오른다고 가정하자. 이

경우에는 선물포지션에서 배럴당 2달러의 이익을 현물시장에서의 구

매가격에서 차감하면 실질적으로 배럴당 60달러로 구입하게 되는 셈

이다.

한편, 오히려 유가가 배럴당 4달러 내릴 경우, 선물포지션에서 배럴

당 4달러의 손실을 현물시장에서의 구매가격에 가산하면 실질적으로

배럴당 60달러로 구입하게 되는 셈이다. 중요한 것은 가격의 등락에

관계없이 실질적인 구매가격은 배럴당 60달러로 고정된다는 사실이다.

또한 실질적인 구매가격 60달러는 공교롭게도 현재 현물시장의 가격

과 동일하다는 점이다. 따라서 선물계약을 활용하여 헤징할 경우, 언

제나 현재 시점의 현물시장 가격으로 미래 조달단가를 고정시킬 수

있게 되는 셈이다.

<표 Ⅴ-4>는 앞서 정유회사가 선물계약을 매수하는 대신, 콜옵션계

약을 매수하는 경우를 보여준다.47) 정유회사는 행사가격이 배럴당 60

47) 콜옵션(call option)이란 나중에 가서 미리 정한 행사가격으로 정해진 물량만큼을 살

수 있는 권리를 가진 계약을 말한다. 풋옵션(put option)이란 나중에 가서 미리 정한

행사가격으로 정해진 물량만큼을 팔 수 있는 권리에 해당한다. 시장가격이 행사가격

보다 높을 경우에는 콜옵션을 행사하여 시장가격보다 싼 가격으로 물건을 살 수 있

다. 반면, 시장가격이 행사가격보다 낮을 경우에는 콜옵션을 행사하지 않고 그냥 포

기하면 된다. 선물계약의 경우 권리가 아니라 의무이기 때문에 가격이 내리더라도

포기할 수 없고, 이전에 체결된 선물가격으로 현재 시세보다 높게 물건을 구입해야

한다. 옵션의 경우, 선물에 비해 이러한 포기할 수 있는 장점이 존재하기 때문에 콜

옵션을 보유하기 위해서는 초기에 옵션프리미엄을 지불하게 된다.

122

달러인 콜옵션을 배럴당 1달러에 매수하였다. 만약 6개월이 지나서 현

재보다 유가가 배럴당 2달러 오른다고 가정하자. 이때, 동일한 콜옵션

의 가격도 오르게 되기 때문에 옵션포지션에서 배럴당 2달러의 이익

을 낳고, 이를 현물시장에서의 구매가격에서 차감하면 실질적으로 배

럴당 60달러로 구입하게 되는 셈이다.

가령 유가가 배럴당 4달러 내릴 경우에는 콜옵션을 그냥 포기하면

된다. 이때, 옵션포지션에서 배럴당 1달러의 손실이 발생한 셈이고, 이

를 현물시장에서의 구매가격에 가산하면 실질적으로 배럴당 57달러로

구입하게 되는 셈이다. 가격이 상승하는 경우는 앞서 선물계약을 활용

한 경우와 동일한 결과를 낳는다. 하지만, 가격이 하락하는 경우 선물

거래의 경우에는 고스란히 현물시장에서의 이익을 돌려주는 셈이지만,

옵션을 활용한 경우에는 가격하락에 따른 잠재적인 이득을 옵션프리

미엄만큼 차감한 일정 부분 향유할 수 있다는 장점이 있다. 또한 옵션

을 활용한 경우에도 가격등락에 관계없이 실질적인 구매비용을 현재

시장가격 이하로 고정시킬 수 있다.

1) 가격이 상승하는 경우

일자 현물포지션 옵션포지션

1.1 구매 계획 $60.00 7월물 $60 콜매수 $1.00

7.1 원유 매입 $62.00 7월물 $60 콜매도 $3.00

손익 - +$2.00

합계 순조달비용 = 현물가격 - 옵션이익 = $62.00 - $2.00 = $60.00

2) 가격이 하락하는 경우

일자 현물포지션 옵션포지션

1.1 구매 계획 $60.00 7월물 $60 콜매수 $1.00

7.1 원유 매입 $56.00 (콜옵션 행사 포기)

손익 - -$1.00

합계 순조달비용 = 현물가격 + 옵션손실 = $56.00 + $1.00 = $57.00

<표 Ⅴ-4> 옵션계약을 활용한 매수헤징 사례

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 123

<표 Ⅴ-5>는 앞서 정유회사가 콜옵션계약을 매수하는 동시에 동일

만기의 콜옵션의 행사가격보다 낮은 행사가격으로 풋옵션을 매도하는

칼라거래(collar transaction)의 경우를 보여준다. 즉, 정유회사는 행사

가격이 배럴당 60달러인 콜옵션을 배럴당 1달러에 매수하고, 행사가격

이 배럴당 58달러인 풋옵션을 배럴당 1달러에 매도하였다. 만약 6개월

이 지나서 현재보다 유가가 배럴당 2달러 오른다고 가정하자. 이때,

콜옵션의 가격도 오르게 되기 때문에 옵션포지션에서 배럴당 2달러의

이익을 낳고, 풋옵션은 가치가 없어져 풋옵션의 매수자가 행사를 포

기하게 되어 실질적으로 배럴당 1달러의 이익을 낳게 된다. 이러한 옵

션이익을 현물시장에서의 구매가격에서 차감하면 실질적으로 배럴당

1) 가격이 상승하는 경우

일자 현물포지션 옵션포지션

1.1 구매 계획 $60.007월물 $60 콜매수 $1.00

7월물 $58 풋매도 $1.00

7.1 원유 매입 $62.007월물 $60 콜매도 $3.00

(풋옵션 행사 포기)

손익 - +$2.00 + $1.00 = +$3.00

합계 순조달비용 = 현물가격 - 옵션이익 = $62.00 - $3.00 = $59.00

2) 가격이 하락하는 경우

일자 현물포지션 옵션포지션

1.1 구매 계획 $60.007월물 $60 콜매수 $1.00

7월물 $58 풋매도 $1.00

7.1 원유 매입 $56.00(콜옵션 행사 포기)

7월물 $58 풋매수 $2.00

손익 - -$1.00 - $1.00 = -$2.00

합계 순조달비용 = 현물가격 + 옵션손실 = $56.00 + $2.00 = $58.00

<표 Ⅴ-5> 칼라거래를 활용한 매수헤징 사례

124

59달러로 구입하게 되는 셈이다.

만약 유가가 배럴당 4달러 내릴 경우에는 콜옵션을 그냥 포기하여

배럴당 1달러의 손해가 발생하고, 매도한 풋옵션도 가치가 하락하여

배럴당 1달러의 손해가 발생한다. 결국, 옵션포지션에서 배럴당 2달러

의 손실이 발생한 셈이고, 이를 현물시장에서의 구매가격에 가산하면

실질적으로 배럴당 58달러로 구입하게 되는 셈이다. 이렇듯, 칼라거래

를 하게 되면 앞서 콜옵션의 경우와 같이 초기 콜옵션 프리미엄을 풋

옵션의 매도를 통해 상쇄시킬 수 있다. 또한, 콜옵션의 행사가격과 풋

옵션의 행사가격 범위 내에서 가격등락에 관계없이 실질적으로 구매

비용을 고정시킬 수 있다.

이와 같이, 고유가 혹은 유가 변동성 대응 전략으로서 위험관리전략

은 다양한 파생상품을 활용할 수 있다. 여기에서 제시한 파생상품을

활용한 매수헤징전략은 일종의 ‘목표구매전략(target-buying strategies)’

이라고 할 수 있다. 즉, 예산제약조건 하에서 최소의 비용으로 필요한

원유나 석유제품을 조달할 수 있는 방법을 말한다. 이러한 헤징전략은

미래 구매시점에 대비하여 선물시장이나 선도시장에서 매수포지션을

취하는 전통적인 조달헤징이라고 볼 수 있다. 또한 옵션을 활용하여

유사한 헤징효과를 거둘 수 있다. 즉, 콜옵션을 매수하거나, 높은 행사

가격에 콜옵션을 매수하고 동일 만기의 낮은 행사가격에 풋옵션을 매

도하는 칼라거래를 통해서도 가능하다. 이들 파생상품을 활용하여 국

내로 수입되는 원유와 석유제품에 대하여 위험관리를 하는 경우에는

조달비용의 변동성 측면에서 긍정적인 효과를 거둘 수 있다.48)

48) 위험관리의 긍정적 효과에 대한 실증분석은 윤원철(2006)에서 자세히 다루고 있다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 125

다. 정부의 대응전략

정부는 고유가 혹은 유가 변동성 대책으로서 기존의 비축사업과 유

전개발 이외에 파생상품을 활용한 위험관리 등 대응수단을 보다 다양

화시킬 필요가 있다.

<표 Ⅴ-6>은 기존의 석유비축과 유전개발 이외에 파생상품을 활용

한 헤징대안에 대하여 비용, 성공확률, 공급안정성, 그리고 대응속도

측면에서 대응수단별로 비교한 것이다. 예를 들어, 석유비축사업은 비

축시설에 대한 투자비, 비축유 구입비와 이자비용, 비축유 운영 및 관

리비 등 막대한 자금이 소요된다. 비축유를 저장하기만 하면 언제든지

활용할 수 있다는 측면에서 성공확률과 공급안정성이 높다. 하지만 이

미 비축시설이 준비되어 있지 않을 경우 유가급등에 대응하기 위해

필요한 시간이 장기간 필요하다는 단점이 있다. 반면, 파생상품을 활

용한 헤징대안의 경우 비용이 석유비축이나 유전개발에 비해 상대적

으로 적게 소요되고, 성공확률 또한 높다고 볼 수 있다. 대응속도 측

면에서도 건설이나 초기 투자가 필요하지 않기 때문에 가격급등에 대

한 단기적인 대응수단으로 고려할 수 있다.

대응수단 비용 성공확률 공급안정성 대응속도

석유비축 높음 높음 높음 장기

유전개발 중간 낮음 중간 장기

헤징대안 낮음 높음 낮음 단기

<표 Ⅴ-6> 공급측면에서의 고유가 대응수단별 비교

126

결국, 고유가에 대응하기 위한 정책수단을 선택하는 데 있어, 이러

한 여러 측면에서의 비용과 편익을 동시에 고려할 필요가 있겠다. 또

한 현재 우리나라와 같이 비축사업과 유전개발에 예산과 자원을 편중

되게 투입하는 방식에서 탈피하여, 파생상품을 활용한 위험관리 대안

을 포함하여 정책수단을 보다 다양화시키는 일종의 ‘포트폴리오’ 접근

방식을 도입할 필요가 있다. 즉, 고유가 대응전략으로서 공급측면과

수요측면의 다양한 정책수단 사이의 적절한 조합이 필요하고, 이들 개

별 수단의 최적화가 아닌 전체 포트폴리오 입장에서 예산과 자원을

배분할 필요가 있다는 의미이다.

한편으로, 유가변동성 완화를 위해서는 국제적인 공조체제가 필요하다.

국제공조의 기본 방향은 정보의 비대칭성, 관리가격과 보조금 등 가격

투명성을 저해하는 정책, 투자 및 무역 장벽, 정부의 시장 개입 등 시장

기능의 원활한 작동을 방해하는 요소들을 제거하는 것이라고 할 수 있다.

먼저, 에너지시장에서 수요와 공급, 재고, 무역에 관한 제한적이고

부정확한 정보는 제반 위험을 증가시키고 신규 생산능력 증대를 위한

투자 의욕을 감퇴시켜 가격 변동성을 증가시킨다. 따라서 국가적인 차

원에서 에너지자원의 매장량, 생산량, 소비량에 관한 데이터의 질을

향상시키는 것은 투자 전망을 용이하게 해주고 좀 더 안정적인 시장

을 구축할 수 있게 해준다. 이러한 맥락에서, JODI(Joint Oil Data

Initiative)의49) 기능 내실화와 더불어 석유시장 데이터는 물론 석유 외

49) JODI는 석유시장 관련 데이터의 투명성 제고를 목적으로 6개의 국제기구, 즉 아시

아태평양경제협력체(APEC), EU 산하 통계기관(Eurosta), 국제에너지기구(IEA), 라틴

아메리카 에너지기구(OLADE), 석유수출국기구(OPEC), UN(UN 통계국)의 지지로

2001년에 시작되었다. 현재 JODI에 데이터를 제출하는 국가들은 세계 석유의 수요

와 공급의 90% 이상을 점유하고 있으며, JODI가 제공하는 데이터는 생산, 정제, 수

요 및 재고 등이다.

제Ⅴ장 미래 원유조달 전략 127

의 다른 에너지나 광물 자원에 대한 유용한 데이터 확보체제를 수립

하여야 할 것이다. 이와 함께 석유와 가스, 광물로부터 벌어들이는 회

사수익과 정부수익에 관한 정보를 외부로 공개하는 방안을 마련할 필

요가 있다.

다음으로 관리가격과 보조금은 원활한 시장 작동에 부정적 영향을

끼칠 수 있고 정부에게 상당한 재정 부담을 가져온다. 또한 에너지 가

격보조금은 국제가격의 신속한 국내가격 전가를 방해함으로써 국제가

격 변동에 따른 원활한 수급 조정이 일어나지 못하게 한다. 산유국과

개도국을 중심으로 아직도 많이 남아 있는 에너지 보조금 정책은 빈

곤 완화를 위한 동기에서 출발했더라도, 대개는 중․고소득 소비자들

에게 이익이 돌아가는 경향이 있다. 시장의 원활한 작동을 위해서는

관리가격과 보조금 제도를 폐지하고 시장에 기초한 가격형성 메커니

즘을 구축할 필요가 있다.

마지막으로, 무역 및 투자를 저해하는 장벽에는 에너지 상품에 대한

수입관세, 수출입 쿼터, 외국인 투자 제한 등 규제적인 제도들이 존재

한다. 석유산업은 생산능력을 확대하고 더욱 많은 석유자원의 개발을

위해서 앞으로 상당한 규모의 투자를 필요로 하는 상황이다. 석유산업

의 투자 환경을 개선하고 더 자유로운 무역과 투자가 이루어질 수 있

도록 각종 국제기구나 국제회의를 통해 정책공조 체제를 구축할 필요

가 있다.

128

제Ⅵ장 결 론

본 연구는 『석유산업 미래전략 연구』의 제1차년도 연구로서 석유

산업의 상류부문에 초점을 맞추어 안정적이고 효율적인 원유조달 전

략을 모색하는데 그 목적을 두었다. 이를 위해 원유조달과 관련된 국

제 원유시장의 이슈들을 분석하고, 그에 따른 우리나라 석유산업의 대

응전략을 논의하였다.

국제 원유시장의 이슈는 전통적 원유공급 위험, 자원민족주의의 재

등장, 피크오일 논란, 중동원유의 아시아 프리미엄, 그리고 원유가격

변동성이라는 다섯 가지 주제로 나누어 분석하였다.

원유시장에서 전통적인 공급 위험은 여전히 존재하고 있어서 미래

원유도입의 장애요인이 될 수 있다. 일시적인 공급중단과 같은 전통적

인 원유공급 위험을 가져오는 요소는 석유자원의 지역적 편중과 자원

보유 지역의 정세 불안이라고 말할 수 있다. 석유자원은 여전히 중동

지역에 편중되어 있고, 중동 산유국들의 원유공급 비율은 점점 더 높

아지고 있다. 또한 중동지역은 정치 경제적으로 매우 불안한 상태에

있다. 여기에 더하여, 아시아․태평양지역의 석유교역량 증가로 인한

석유수송로의 혼잡은 공급 위험을 더 높일 것으로 예상된다.

자원민족주의의 재등장은 석유자원에 대한 접근성을 제약할 것이다.

자원에 대한 국가통제의 강화를 수단으로 하는 자원민족주의의 확산

은 국영석유회사들(NOCs)의 시장지배력 확대를 가져오는 한편, 석유

제Ⅵ장 결론 129

자원에 대한 국제석유회사들(IOCs)의 접근성을 제약하게 될 것이다.

이는 결국 석유생산 부문의 투자 부진을 가져오므로 공급이 감소하여

고유가의 원인이 될 수 있다. 주요 산유지역에서의 투자여건 악화는

상대적으로 심해 및 비전통 석유자원에 대한 개발 투자를 증대시킬

것이다.

피크오일에 관해서는 많은 논란이 있지만 저렴한 석유의 시대가 끝

나가고 있음은 분명하다. 잔존하는 석유자원은 물리적 특성과 입지,

요구되는 투자규모 등으로 인해 상대적으로 생산비용이 높아질 것이

기 때문이다. 피크오일 시점에 대한 논란은 매장량, 회수율, 석유소비

증가율, 피크시점 고갈상태 등 주요한 가정의 차이에서 비롯된다. 피

크오일 시점에 관한 기존의 연구와 주장은 2030∼40년경을 피크시점

으로 보는 경우가 많다. 만일 타 에너지원에 의한 석유의 대체와 석유

이용효율이 획기적으로 개선되지 않는다면 피크시점에서의 유가 급등

은 피할 수 없을 것이다.

중동원유의 아시아 프리미엄은 향후에도 아시아 석유소비국들의 효

율적인 원유도입을 위해 해결해야 할 중요한 과제가 될 것이다. 아시

아 프리미엄은 아시아 소비국들의 중동지역 원유에 대한 높은 의존도

와 중동 산유국의 경직적인 공급방식에서 비롯된다. 중동의 국영 석유

회사들은 현물시장에 참여하는 것을 회피하여 대부분은 장기계약을

체결하여 정제업자들에게 직접 판매하고 있다. 이러한 상황에서 중동

공급자들의 대다수가 판매원유의 도착지를 제한하고 제 3자 거래를

엄격히 통제함으로써 가격차이에 따른 재정거래를 방해하고 있다. 이

와 같은 공급방식이 중동 산유국들로 하여금 수에즈를 중심으로 동․

서 시장을 효과적으로 차별화 하면서 아시아 프리미엄을 부과할 수

130

있도록 한다.

유가의 변동성이 높은 것은 석유의 단기 수요 및 공급이 매우 비탄

력적이고 석유시장에 OPEC이라는 카르텔이 존재한다는 구조적인 이

유가 있기 때문이다. 석유수요는 연료소비 장치를 대체하는데 시간이

소요되고, 석유공급은 유전의 생산능력을 증가시키는데 시간이 소요되

므로 단기적으로 비탄력적이다. OPEC은 생산량 조절전략과 생산능력

조절전략이라는 두 가지 전략을 활용하는데, 이러한 OPEC 전략의 성

공과 실패로 인해 유가 변동성이 확대된다. 즉, 생산능력의 조절전략

의 성공으로 가격의 상승이 야기되고, 생산량 조절전략의 실패로 가격

의 변동성이 심화된다는 것이다. 한편, 투기자금에 대한 구분 및 정의

가 어려운 상태여서 금융거래자 등 석유산업과 관련이 없는 다른 자

금의 원유선물시장 유출입이 유가 변동성을 확대시키는 원인인지는

불분명하다.

이와 같은 원유시장의 문제에 대처하기 위해서는 도입선다변화, 해

외 석유개발, 가격변동성 대응을 주요 전략으로 추진할 필요가 있다.

도입선다변화는 공급중단 등 전통적 공급위험에 대처할 수 있는 전략

일 뿐더러 중동원유의 아시아 프리미엄 문제를 동시에 해결할 수 있

는 전략의 하나이다. 해외 석유개발은 새로운 자원민족주의 경향과 전

통적 석유자원의 고갈에 대응하여 안정적으로 원유를 확보하기 위한

전략이다. 또한 해외 석유개발은 우리의 석유산업이 상 하류부문 사이

의 연계를 강화하여 국제경쟁력을 강화할 수 있는 전략이기도 하다.

마지막으로 가격변동성에 대한 대응은 원유가격의 변동으로 인한 위

험을 감소시켜 석유산업을 안정적으로 운영하기 위한 전략이다.

원유의 도입선다변화는 석유산업의 효율적 운영은 물론 국가 에너

제Ⅵ장 결론 131

지안보 강화를 위해서도 중요한 문제이다. 그러나 도입선다변화 전략

은 다변화 대상지역의 생산 및 수출능력, 수송거리 및 운임, 원유의

성상, 정제시설 구조 등에 의해 제약을 받는다. 이러한 제약요인을 감

안할 때, 가장 유력한 다변화 대상은 러시아, 특히 동시베리아 지역과

캐나다이다. ESPO(East Siberia-Pacific Ocean; 동시베리아-태평양) 송유

관이 가동됨에 따라, 그 이름을 딴 ESPO원유는 동북아 원유시장에서

중동원유에 대한 새로운 경쟁원유가 될 것이다. 한편, 현재 검토되고

있는 캐나다 오일샌드 생산지와 캐나다 서부해안을 연결하는 송유관

프로젝트가 성사되면, 캐나다는 아시아 시장을 개척하고 아시아 국가

들은 캐나다산 원유를 도입하여 이용할 수 있다.

도입선다변화를 추진하기 위해서는 종래의 원유도입선다변화 지원

금과 같은 제도적 지원 체계 보다는 자원외교 및 정부주도의 국가 간

협력이 매우 중요할 것으로 보인다. 중국과 일본, 러시아와의 에너지

부문에 대한 양자간 및 다자간 협력은 동시베리아 원유 확보를 둘러

싼 수입국 간의 지나친 경쟁을 막고 도입선다변화를 효과적으로 추진

하기 위해 긴요한 과제이다. 중국, 일본과의 협력은 캐나다 원유의 도

입을 위해서도 중요하다. 캐나다의 아시아시장 개척을 위한 송유관 건

설은 중국의 캐나다 진출에 의해 논의되기 시작한 프로젝트로 우리나

라와 일본이 가세한 적극적 공세가 성사 여부에 영향을 미칠 것으로

보인다. 한편, 원유도입선다변화 지원제도는 폐지를 검토할 필요가 있

다. 수송비 지원제도를 통해 중동의존도를 실질적으로 감축시키기 위

해서는 막대한 재원이 소요될 뿐더러, 산유국과들과의 자유무역협정

(FTA)에서 그러한 제도 유지가 곤란하기 때문이다.

해외 석유개발의 활성화를 위해서는 민간부문의 자원개발사업에 대

132

한 인식의 변화와 정부의 적극적인 지원정책이 요구된다. 국내 석유기

업은 대규모의 정제능력을 보유하고 있으므로 협상력을 가지고 신규

석유생산국의 유망 광구를 확보하는 것이 가능할 것이다. 이와 함께

국내 석유기업들은 합작사 또는 대주주가 외국의 석유메이저이기 때

문에 이들과의 협력을 통해 유망광구를 확보할 수도 있다. 정부는 석

유기업의 석유개발사업 참여를 촉진하기 위한 정책을 꾸준히 추진할

필요가 있다. 석유개발사업에 대한 융자지원 예산 확대, 기술력을 갖

춘 전문인력 확보, 광권매입비용에 대한 세액공제 확대 등이 그것이

다. 아울러 공적개발원조(ODA)나 대외경제협력기금(EDCF)과 같은 유

무상원조자금을 자원개발과 연계하는 방안도 고려해 보아야 한다.

마지막으로 가격변동성에 대한 대응전략은 파생상품을 활용할 필요

가 있다. 파생상품을 활용한 위험관리에는 선물계약을 활용한 매수헤

징, 옵션계약을 활용한 매수헤징, 칼라거래를 활용한 매수헤징 등을

들 수 있다. 정부도 고유가 혹은 유가 변동성 대책으로서 기존의 비축

사업과 유전개발 이외에 파생상품을 활용한 위험관리 등 대응수단을

보다 다양화시키는 것이 바람직하다. 이와 함께, 유가변동성 완화를

위한 국제적인 공조체제가 요구된다. 국제공조의 기본 방향은 정보의

비대칭성, 관리가격과 보조금, 투자 및 무역 장벽 등 시장기능의 원활

한 작동을 방해하는 요소들을 제거함으로써 유가의 안정을 도모하는

것이라고 할 수 있다.

참고문헌 133

참 고 문 헌

대한석유협회,『석유산업의 발전사』, 1990.

신원섭․박용진,『최근 자원민족주의의 재 확산과 향후 전망』, 한국은행,

2007.

에너지경제연구원,『동북아 에너지 시장』,Vol.11, No.1, 2007.7.2.

에너지경제연구원,『주간 해외에너지정책동향』, 2010.3.5.

양종서, “유조선 해운 및 조선 시황 중장기 전망”,『수은해외경제』,한

국수출입은행, 2009. 3, pp.32∼58.

윤원철, “해외 선물을 활용한 국내 수입 원유의 조달헤징”,『선물연구』

제8권, 2000, pp. 57∼79.

윤원철, “파생상품을 활용한 신고유가 대응전략”,『에너지포커스』, 제3

권, 제1호, 에너지경제연구원, 2006년 1․2월호.

이달석,『新자원민족주의의 현상과 영향』, KEEI ISSUE PAPER, Vol. 1,

No. 6, 에너지경제연구원, 2007. 8.31.

이달석,『신고유가 대응전략 연구: 유가 상승의 원인과 파급효과 분석』,

에너지경제연구원 기본연구보고서 07-12, 2007.

지식경제부,『에너지산업 주요 통계』,2010.5.

최서윤, “러시아의 자원통제 강화 움직임”,『주간 석유뉴스』, 2008.6.25.

한국석유공사, 석유정보망(www.petronet.org), 2010.

한국석유공사,『주간 석유뉴스』, 2008.9.10.

134

Adelman, M. A., and G. Campbell Watkins, “Reserve Prices and

Mineral Resource Theory.” Energy Journal, Special Issue to

Acknowledge the Contribution of Campbell Watkins to Energy

Economics, 2008, pp.1～16.

Alhajji, A.F., "What is Energy Security? Definition and Concept," Middle

East Economic Survey, Vol.50, No.45, November 2007.

AOG, Arab Oil & Gas, November 16, 2009.

APERC, Emergency Oil Stocks and Energy Security in the APEC Region,

2000.

Bielecki, J., "Energy Security: is the wolf at the door?" The Quarterly

Review of Economics and Finance, Vol. 42, 2002, pp.235～250.

BP, BP Statistical Review of World Energy, June 2010.

Bûyûkşahin, Bahattin, Michael S. Haigh, Jeffrey H. Harris, James A.

Overdahl, and Michel A. Robe, "Fundamentals, Trader Activity,

and Derivative Pricing." http://cftc.gov/, 2008.

Campbell, C.J., The Essence of Oil & Gas Depletion, Multi-Science Publi-

shing, Brentwood, UK, 2003, pp.233～254.

Campbell, C.J., J.H. Laherrere, "The End of Cheap Oil," Scientific

American, March 1998, pp.60～65.

EIA, International Energy Statistics, 2010.

EIA, International Energy Outlook, July 2010.

Energy Intelligence(EI), Petroleum Intelligence Weekly, January 8 2007,

May 19, 2008, February 9, 2009, April 19, 2010.

Energy Intelligence Research, The International Crude Oil Handbook, 2009.

Gately, Dermot, and Hillard Huntington, "The Asymmetric Effects of

참고문헌 135

Changes in Price and Income on Energy and Oil Demand,"

Energy Journal, Vol. 23, No. 1, pp. 19∼37.

Gupta, Eshita, "Oil vulnerability index of oil-importing countries,"

Energy Policy, Vol. 36, 2008, pp.1195～1211.

Hamilton, James D., “Understanding Crude Oil Prices.” Energy Journal,

1, 30(2), April 2009, pp.179～206.

IEA, Monthly Oil Market Report, May 2010.

IEA, World Energy Outlook, 2009.

Kilian, Lutz and Dan Murphy, "The Role of Inventories and

Speculative Trading in the Global Market for Crude Oil" Journal

of Economic Literature, March 16, 2010.

OECD/IEA, World Energy Outlook, 2008.

The PRS Group, Inc., Five-year Outlook for Geopolitical Risk in 21

Oil-Producing Countries, edited by Mary Lou Walsh, October 2006.

Petroconsultants, The World’s Supply of Oil, 1930–2050, Petro consul- tants

S.A., Geneva, Authors: Campbell C.J. and Laherrere J.H., 1995.

Regnier, Eva. "Oil and Energy Price Volatility," Energy Economics, Vol.

29, No. 3, 2007, pp.405-427.

Smith, James L., "World Oil: Market or Mayhem?" Journal of Economic

Perspectives, Vol. 23, No. 3, Summer 2009, pp.145～164.

Sorrell, Steven, "Peak Oil: a Reality Check," Energy Economist, Issue 337,

November 2009, pp.3～6.

Stokes, D., "Blood for Oil? Global Capital, Counter-insurgency and the

dual logic of American Energy Security," Review of International

Studies, Vol.33, No.2, 2007, pp.254～264.

136

Talley, Ian, and Gregory Meyer, "Oil Speculation Draws Scrutiny;

House Panel Told Curbs on Trading Could Ease Prices." Wall

Street Journal, June 24, 2008, A4.

Vivoda, Vlado, "Diversification of Oil Import Sources and Energy

Security: A Key Strategy or an Elusive Objective?" Energy Policy,

Vol. 37, 2009, pp.4615～4623.

U.S. Joint Forces Command, Joint Operating Environment 2010, February

18, 2010.

Yergin, D., "Ensuring Energy Security and Markets," Foreign Affairs,

Vol. 85, No.2, 2006, pp.65～82.

이 달 석

現 에너지경제연구원 선임연구위원

<주요 저서 및 논문>

『국내 대륙붕 유전개발 연구: 주변국의 개발전략 및 상호 갈등요인 분

석』, 에너지경제연구원, 2009.

『신고유가 대응전략 연구: 고유가의 원인과 파급효과 분석』, 에너지경

제연구원, 2007.

『석유산업 자유화 이후의 동향과 과제 』, 에너지경제연구원, 2002.

“휘발유 소매가격 결정에 관한 연구”,『에너지경제연구』,제5권 제1호,

한국자원경제학회 에너지경제연구원, 2006. 6.

기본연구보고서 2010-24

석유산업 미래전략 연구: 원유조달 전략

2010년 12월 29일 인쇄

2010년 12월 31일 발행

저 자 이 달 석ㆍ노 남 진

발행인 김 진 우

발행처 에너지경제연구원- 경기도 의왕시 내손순환로 132

전화: (031)420-2114(代) 팩시밀리 : (031)422-4958

등 록 1992년 12월 7일 제7호

인 쇄 상문상사

ⓒ 에너지경제연구원 2010 ISBN 978-89-5504-291-7 93320

* 파본은 교환해 드립니다. 값 7,000원