들어가며
중국은 2017년 미・중 무역 전쟁과 2022년 러・우 전쟁 이후 증대하는 지정학적 위협을 우려하며 에너지 안보를 우선시하고 있으며 자국내에서의 탐사 및 생산 활동을 강화하고 있다. 중국 국영석유회사(이하 NOC)인 CNOOC(중국해양석유총공사)가 2018~2025년간 자사의 자국내 매장량을 2배로 확대하기 위한 계획을 수립한 것이 이를 증명하고 있는 것이다. 더불어 중국 국가에너지국(NEA)은 상류 석유・가스 운영과 신재생에너지의 통합을 촉진하기 위한 2023-25 행동 계획을 수립하며 중국 석유업계를 긴장시키고 있다. 중국 NOC들은 이에 부응하기 위해 자국내에서 석유와 가스를 더 많이 생산하면서도 탈탄소화 가능성을 다각도로 모색하고 있다. CNOOC는 단기적으로는 석유 자산의 가치를 최대화하고 중장기적으로는 중국 정부의 에너지 전환 방침을 따를 계획이다.
코로나19 대유행 이후 첫해인 올해에는 아시아에서의 탐사 허가권 입찰이 정상적으로 추진되면서 석유회사들에게 광구 포트폴리오를 보충할 기회를 제공하고 있다. 신규 참여자보다는 이미 참여 중인 국제석유회사(이하 IOC) 및 현지 업체들이 인프라가 이미 구축되어 있는 인근 지역의 저위험 광구들을 목표로 입찰에 참여하는 양상을 보이고 있다. 아시아 석유개발 시장은 최근의 입찰 조건의 개선에도 불구하고 아직 재정적, 규제적 장벽이 충분히 해소되지 못하여 석유개발 활성화를 위해서는 더 많은 시간이 소요될 것으로 보이나 석유개발의 터닝 포인트를 도모하는 아시아 산유국들의 노력은 시장의 관심을 끌기에 충분하다 하겠다.
최근 아시아 석유개발 동향
CNOOC는 2022년에 U$152억의 자본을 지출하였으나 2023년에는 매장량 및 생산량 증대를 위해 U$170억~U$184억으로 확대할 계획이며, 이 중 3/4 이상을 자국내 석유개발에 지출할 계획이다. CNOOC는 연간 약 6%의 생산 성장률 달성을 통해 2025년에 200만boe/d를 생산할 계획이다. 금년에 178만~181만boe/d(6.5억~6.6억boe)의 석유・가스 생산량을 목표로 하고 있는 CNOOC의 올 상반기 순이익은 생산량 증가에도 불구하고 유가 하락의 영향으로 전년 동기 대비 11.3% 감소한 U$87억에 머물렀다. CNOOC는 올 1~9월에 Bohai만의 Kenli 6-1유전과 동부 남중국해 Lufeng 15-1유전의 생산량 증대에 힘입어 전년 동기 대비 6.7% 증가한 127만boe/d(3.45억boe)의 석유・가스를 자국내에서 생산하였으며, 가이아나의 Liza 2단계 프로젝트와 브라질 Buzios 유전(지분 5%)의 생산 증대에 힘입어 전년 동기 대비 11.8% 증가한 56만boe/d(1.54억boe)의 석유・가스를 해외에서 생산하였다. CNOOC는 2021년에 18개 프로젝트를 운영 개시함으로써 21만boe/d를 추가한 데 이어 2022년에 13개 프로젝트(중국내 10개, 해외 3개)의 운영 개시를 통해 21만boe/d를 추가하였다. CNOOC는 올해에도 남중국해 Enping 18-6 유전에서 생산을 개시하였고, 2024년 생산량이 약 0.93만b/d에 달할 것으로 예상된다. 또한, CNOOC는 중국 최대 규모의 해상 유・가스전인 Pengali 19-3 Area 5/10 개발프로젝트(1999년 5월 발견)에서 생산을 개시하였고, 2027년까지 최대 2.98만b/d를 생산할 것으로 예상되고 있다. CNOOC는 올 9~12월중에 Bozhong 19-6 가스전 1단계 프로젝트 및 북동 연안 17-03 광구 내 Lufeng 12-3 유전 등 6개의 자국내 프로젝트에서 생산을 개시할 계획이며, 7.59만 boe/d를 생산할 것으로 예상된다. CNOOC는 올 1~9월에 8개의 신규 유・가스전을 발견하였다. 특히, CNOOC은 올 7월 남중국해 Beibu만에서의 최초 탐사 시추 Weiye 1 유정에서 약 87.6억boe이 매장되어 있는 해양 셰일오일을 처음으로 발견하였으며, 3분기에는 Huizhou 26-6 N 유전에서 중형 규모의 상업적 발견에 성공하였다. CNOOC는 올 10월에는 1,000억cm 이상의 천연 가스 매장량이 입증된 대규모 고심도 저류층에서 석탄층메탄가스(CBM)를 발견하였다. 이러한 규모의 발견은 CNOOC의 두 번째 대규모 육상 가스 발견이며, 향후 100개 이상의 가스정 시추를 통해 중국의 비전통 가스 생산 확대에 기여할 전망이다.
Sinopec은 지난해 U$281억의 자본 예산을 편성하고 상류부문에 U$50억을 할당하였으나 금년에는 자본 예산을 전년 대비 10.68% 줄이는 대신 총 지출의 45%를 상류 부문에 투입하여 전년 대비 1%의 석유 및 가스 생산 성장을 도모할 계획이다. Sinopec의 성숙 유전에서의 증산 노력에도 불구, 셰일 오일 생산의 느린 성장으로 자국내 석유생산이 여전히 보합세를 보이고 있다. Sinopec의 국내외 원유 생산량은 2022년 상반기 기준으로 77.2만b/d에 불과하다. 중국 내 최대 셰일가스 생산업체인 Sinopec은 지난해 7월에 중국 남부 Sichuan 분지 남서쪽 신창 구조(매장량 1.19조cm 예상)의 Xinye-1 탐사정 시추를 통해 셰일가스전을 발견하였다. 지난해 10월에는 Sichuan 분지 Jinshi-103 평가정 시추 성공으로 3,878억cm 규모의 가스 매장량을 확보하였다. Sinopec은 Sichuan 분지의 북동 지역에 위치한 Bazhong 가스전에서 원시부존량(GIIP, Gas Initially In Place)기준 1조cf의 가스를 부존하고 있는 심도 4,550~5,225m인 트라이아스기 사암층에서 가스를 발견하였다. Sinopec은 올 8월에도 Tarim 분지에서 17억톤의 석유가 매장되어 있는 세계 최고 심도 상업 생산이 가능한 대규모 유전을 발견하였다. 한편, 중국 정부는 2060년 탄소중립 목표 달성의 일환으로 자국내 비전통가스 개발에 박차를 가하고 있다. 미 에너지 정보청(EIA)에 따르면, 중국은 세계 최대 셰일가스 보유(개발가능자원량 31.58조cm 추정) 국가이다.
인도의 Modi 총리는 자국의 에너지 안보를 강화하고 투자자들에게 기회를 제공하기 위해 탐사 및 생산(이하 E&P)을 증진할 계획이라고 2023년 2월에 밝힌 바 있다. 인도 정부는 탐사에 대한 상당한 제한을 제거하고 최근 동/서해안, Andaman 및 Nicobar섬 등 총 100만k㎡ 해양지역의 E&P 운영을 위하여 안보 상의 이유로 개발 금지했던 인도 배타적 경제수역의 99%를 해제하였다. 최근 들어 비용 분담 방식에서 수익 분배 방식으로의 전환 등 인도의 투자자 우호적인 상류정책의 발표로 일부 IOC들은 다시 인도에 투자 관심을 보이고 있다. Total이 인도에서 적극적인 활동을 벌이고 있으며 ExxonMobil, Equinor 및 Baker Hughes 등 타 석유회사들도 투자를 협의 중에 있는 것으로 알려지고 있다. ExxonMobil은 최근에 인도 동부 해안의 대규모 해양 유전과 가스전의 심해 탐사 자산에 대한 투자를 협의한 바 있다. BP는 인도 Reliance 그룹과 파트너쉽을 통해 인도의 가스 및 연료 소매사업에 참여하고 있으며, Reliance사가 보유한 24개의 석유 및 가스 광구의 30% 지분을 획득하기 위해 2011년에 U＄72억을 투자하였다. 하지만, BP는 인도 동해안에 위치한 KG-D6 광구의 기대에 못미치는 성과와 이미 참여하고 있는 광구들의 낮은 유망성으로 기참여 광구의 대부분을 사업 철회함에 따라 상류 투자가치를 손상처리한 바 있다. Reliance는 KG-D6 광구의 가스 생산량이 인도 가스 소비량의 약 반인 8,000만cm/d를 생산할 것으로 당초 예상했었으나 2010년에 6,000만cm/d를 생산한 이후 감소세를 보이고 있다고 말한다. 다만, 인도의 석유개발 침체기에도 불구하고 Reliance와 BP는 인도 동해 해상에 위치한 Krishna Godavari(KG) 분지내 MJ 심해 가스전에서 최근 가스 생산을 개시하였다. 반면, Total은 국영석유회사들이 거의 지배하고 있는 인도 상류 및 정제 사업 대신에 Adani 그룹 등 더 유연한 민간 회사들이 추진하고 있는 사업에 선택적으로 투자하고 있다. Total은 2019년 10월에 Adani 가스 합작투자기업(Adani Total Gas, 이하 ATG)의 지분 37.4%를 U$6억에 인수하였으며, ATG의 Total 지분 가치는 가스 수요 증가와 가스 가격 상승의 영향으로 2022년 11월에 U$180억까지 30배 상승한 바 있다. ATG는 인도 서해안 및 동해안에 연간 500만톤을 처리 가능한 LNG 수입터미널 2개를 보유하고 있다.
한편, 인도 원유 및 가스 생산의 약 55%, 약 66%를 각각 차지하고 있는 인도 국영 ONGC는 2022/23 회계연도에 41만b/d(2,060만톤)의 원유와 196억cm의 가스를 생산한 바 있다. ONGC는 2025/26 회계연도에 47만b/d(2,370만톤)의 원유와 208억cm의 가스를 생산할 계획이다. ONGC는 이를 위해 2025/26 회계연도에 연간 U$12억의 E&P 자본예산을 편성할 계획이다. ONGC는 2040년까지 220만boe/d의 탄화수소를 생산하는 것을 목표로 하고 있으며, 자국에서 약 140만boe/d, 해외에서 80만boe/d를 생산할 계획이다. Fitch Ratings은 ONGC가 15년의 긴 매장량 수명을 갖고 있어 미래 현금흐름의 창출을 유발할 수 있다고 평가한 바 있다. ONGC는 2022/23 회계연도에 전년 대비 6.2% 증가한 461개(탐사정 85개, 개발정 376개)의 유정을 시추하였다. ONGC는 2023/24 회계연도에는 85개의 탐사정을 시추했으며 46개 유정에서 석유 부존을 확인한 바 있다. ONGC는 2018년 이후 인도 동해안의 Krishna Godavari(KG) 분지의 개발과 Mumbai High, Neelam Heera 및 Bassein 등 주요 유전의 생산량 유지에 집중하고 있다. ONGC의 KG 분지에는 2개의 운영 광구와 올해 말에 가동될 1개 광구가 있다. ONGC는 KG 분지의 KG-DWN-98/2 심해 광구에서 원유 생산이 올 11월에 1만b/d, 2023/24 회계연도 말에 2만b/d, 2024/25 회계연도에 4.5만b/d에 달할 것으로 예상하고 있다. ONGC는 심해에서의 기술적 및 운영적 전문성을 강화하고 있으며, 자국내 고압력/고온 유망지와 초심해 플레이에 대한 평가를 확대하고 있다.
인도 원유 및 가스 생산의 약 10%와 약 8.5%를 차지하고 있는 인도 국영 Oil India는 자국의 석유 탐사/개발, 인프라 개발 및 해외 생산 광구에 대한 투자를 위해 2025/26 회계연도까지 U$24.4억을 지출할 계획이다. Oil India는 탐사 기회를 확대하기 위하여 광권 면적을 2017/18 회계연도의 0.93만k㎡ 에서 현재 6.29만k㎡로 약 7배 확대하였다. Oil India는 Assam 지층, Rajasthan 및 Mahanadi 분지의 탐사 시추를 개시하였다.
인도의 석유 및 가스 생산량의 약 25%를 차지하고 있는 Cairn Oil & Gas는 현재 자국 62개 광구에서 지분을 보유하고 있다. Cairn은 2004년 이후 약 20년간 북서부의 Rajasthan주에서만 38번의 탄화수소 발견에 성공하였으며, 특히 Mangala 광구에서 20년 만에 최대의 육상 발견에 성공하였다. Cairn의 총 생산능력은 14.7만boe/d에 달하며, Rajasthan주가 약 82%인 12만boe/d를 생산하고 있다. Cairn은 Rajasthan주에서 지난 10년간 7억boe의 누적 생산량을 달성하였으며, 인도 상류 석유 및 가스 부문의 복잡한 절차가 해결되는 등 투자 환경이 개선되었다고 판단하고 최근 자사의 인도내 석유 및 가스 생산 점유율을 현재의 두 배인 50%까지 증대하기로 목표를 수립하였다. 하지만, Cairn의 Walker 회장은 인도 상류부문의 탐사 및 생산 과정의 간소화가 더 필요하며, 상류 부문에 대한 부과금과 세금이 더 하락할 필요가 있다고 주장한다.
또한, 인도 석탄층메탄가스(CBM) 생산량의 65%를 차지하고 있는 Essar Oil & Gas Exploration and Production은 인도 동부의 West Bengal주에 위치한 Raniganj 광구와 북서부의 Rajasthan주에 위치한 Mehsana 광구를 보유하고 있다. Essar는 지난 25년간 CBM 생산을 위한 E&P 활동을 추구하여 왔으며, Raniganj 광구에 CBM 4조cf와 셰일 8조cf의 자원부존량을 보유하고 있다. Essar는 향후 5년 내에 인도 가스 생산량의 5% 점유율을 목표로 하고 있다. Essar는 350개 이상의 유정에서 CBM 800억cf를 누적 생산하였으며, 추가 투자를 통해 향후 18~24개월간 200개의 추가 CBM 유정을 개발할 예정이다. Essar는 Raniganj 광구 개발을 위해 U$6.1억을 이미 투자하였고, 비교적 높은 유가 및 가스 가격에 힘입어 향후 18개월간 Raniganj 광구 개발에 추가로 U$2.44억을 투자할 계획이다.
말레이시아 국영 Petronas는 자국의 에너지 안보 강화와 석유 수익 증대를 위해 국내외 생산 증대를 추구하고 있다. Petronas는 2022년에 국내외 석유 및 가스 총 생산량이 243만boe이며, 이 중 가스 비중은 65%에 달한다. Petronas는 확인 및 추정 매장량(2P) 기준으로 자국내에서 200만boe/d의 생산을 유지하는데 매장량 수명이 18년에 달한다. Petronas는 2023~2025년에 말레이시아에서 25~28개의 시추 리그가 필요한 시추 활동 프로그램을 추진하고 있다. Petronas는 기존 인프라를 활용하여 연간 30~35개의 천해 유정을 시추할 계획이다. 특히, Petronas는 인프라가 기구축되어 있어 저비용의 신속한 개발 기회가 있는 Sabah 해상, Sarawak 및 말레이시아 반도에 대한 탐사 및 개발을 강화할 예정이다. Petronas의 핵심 프로젝트는 Sarawak 해상의 Kasawari 가스전이며, 1단계로 올해 가스를 처음 생산할 예정이며, 2단계로 U$15억을 투자하여 2025년에 본격적인 가동에 들어갈 예정이다. Petronas는 자국 내에서의 탐사 활동을 촉진하기 위해 낙찰된 석유 및 가스 광구의 90%를 확보할 계획이다. 2018년, 2019년에 말레이시아에서 각각 4.7억boe와 8억boe의 탄화수소가 발견된 바 있으나 지난 2020~2022년간 말레이시아에서의 총 탄화수소 발견량은 코로나19 대유행에 따른 개발 활동 부진으로 5억boe에 미치지 못하였기 때문이다. Petronas는 2022 말레이시아 입찰 라운드를 통해 2023년 1분기에 9개의 탐사 광구를 포함하여 12건의 생산분배계약(이하 PSC)을 성공적으로 체결하였다. SK Earthon도 2022년 4월에 말레이시아 Sarawak 연안의 SK 427 광구(SK와 PSEP가 각각 85%, 15%의 지분 소유)에 대한 PSC를 체결한 바 있다.
2022년에 U$114억의 자본을 지출한 Petronas는 올해에는 전년 대비 24% 증가한 U$141억을 투자할 예정이며, 이는 2015년 이래 두 번째로 높은 지출 계획으로 코로나19 대유행으로 지연되었던 프로젝트 개발을 활성화할 방침이다. 이에는 Gumusut Kakap 3단계 심해 Sabah, Sarawak해상의 Bayan 가스 재개발 프로젝트 2단계가 포함되며, Kasawari와 Limbayong 심해 석유 프로젝트 등 신규 개발도 2023년 계획에 포함되어 있다. Petronas는 유가 상승 및 생산량 증가로 2022년에 전년 대비 40% 증가한 U$757억의 수익과 기록적인 순이익을 달성한 후 2023~2027년에 걸쳐 총 U$680억(연평균 U$136억)을 지출할 계획이다. 이는 2018~2022년의 연평균 자본 예산 대비 43% 상승한 수준으로 국내외 E&P 운영에만 연평균 U$54억을 지출할 계획이다. Petronas는 대주주인 말레이시아 정부에 2022년에 총 U$114억의 배당금을 지급한 바 있다. 한편, 세계 5대 LNG 생산업체인 Petronas는 세계 시장 점유율을 확대하기 위해 자사의 LNG 생산량을 2022년의 3,400만톤에서 2030년까지 연간 5,500만톤으로 약 60% 증대할 계획이다. Petronas는 2021년말 현재 69억boe의 확인 매장량을 보유하고 있으나 매장량을 확대하기 위해 국내외에서 활동을 강화하고 있다.
인도네시아 정부는 올해 3차례의 탐사운영권 라운드를 통해 9개의 석유 및 가스 광구를 공개 입찰하였다. 인도네시아 정부는 올 9월에 Kalimantan 해상의 Akia 광구를 U$50만의 서명 보너스 및 첫 3년간 U$770만의 의무 투자금 합의를 통해 Fleet Etan과 Pexco Tarakan에 낙찰한 바 있다. Akia 광구의 석유 및 가스 매장량은 각각 20억배럴, 9조cf에 달할 것으로 예상된다. 인도네시아 에너지 및 광물 자원부(MEMR)는 석유 개발 투자 확대 및 활성화를 위해 새로운 입찰 조건을 3차 탐사운영권 입찰(2023.9.20 개시)부터 적용될 수 있도록 규제를 완화하였다. 인도네시아는 석유회사들이 광구 개발시 50% 이상의 지분을 확보할 수 있고 탐사 및 개발 단계에서의 세금을 감면받으며 비용 회수시 유연한 계약 제도를 도입하였다. 또한, 이번 규제완화를 적용받는 대상은 인도네시아 동부 South Papua 육상의 Akimeugah 1, 2 광구와 West Papua 해상의 Bobara 심해 광구가 포함된다. 인도네시아는 리스크가 높은 광구 개발에 대해서는 추가적인 인센티브를 부여할 방침이다. 인도네시아는 기존 유전의 노후화와 신규 유전 개발의 지체로 생산량이 줄고 있기 때문에 규제를 완화하고 인센티브를 부여한 것이다.
한편, Pertamina와 미 EOG Resources는 최근 유망한 Rokan 광구가 위치한 중부 Sumatra 지역의 셰일 오일 잠재력을 테스트하기 위해 협력체계를 구축하였다. Pertamina는 최근 Pematang Brown 셰일층(PBSF)에의 도달을 목표로 한 Gulamo DET-1 비전통 탐사정 시추에서 탄화수소 징후를 발견하였다. PBSF는 Minas와 Duri 유전으로부터 수십억 배럴의 원유가 생산되게 한 시신세 근원암의 일종이며 DET-1 탐사정의 테스팅이 진행중에 있다. EIA는 중부 Sumatra 분지 내의 PBSF 매장량이 수반가스가 3.3조cf, 셰일 오일이 28억배럴일 것으로 추정한다. Pertamina는 Kelok DET-1에 대한 시추를 올해말에 시행할 계획이며, 시추, 테스팅 및 연구 결과는 2025년에 결론 날 예정이고 연구 결과가 양호할 경우 3개의 평가정을 시추할 계획이다. 또한, Harbour Energy는 2022년에 인도네시아 북부 Sumatra 해상에서 Timpan-1 탐사 시추에 성공한 바 있다. Harbour는 지분 40%를 보유한 운영권자이며, BP와 Mubadala가 각각 30%의 지분을 보유하고 있다. Timpan 자원량 상한 추정치는 일본 Inpex가 2000년 발견한 Abadi 이후 20년 만에 인도네시아에서의 최대 규모이다. Harbour는 Timpan 가스전이 2026년에 생산 개시될 것으로 예상하고 있다.
Pertamina는 사상 최대 성과의 해인 2022년에 전년 대비 48% 증가한 U$848.9억의 수익과 전년 대비 86% 증가한 U$38.1억의 순이익을 달성한 바 있다. Pertamina의 2022년 석유 및 가스 생산량은 전년 대비 8% 증가한 96.7만boe/d이다. Pertamina는 2023년에 U$90억의 자본 예산을 편성했으며, 자국내 성숙 유전의 생산을 유지하기 위해 U$50억을 지출할 계획이다. 인도네시아의 2023년 상반기 총 상류부문 투자액은 전년 동기 대비 21% 증가한 U$57억이나 연 투자액 목표인 U$155억에 비하면 투자가 부진한 상황이다.
태국 석유 수요는 2022년에 전년 대비 8.9% 증가한 128만b/d인 반면, 원유 생산량은 전년 대비 17.5% 감소한 33만b/d이다. 천연가스 생산량은 2022년에 전년 대비 18.7% 감소한 256억cm인 반면, 가스 수요는 전년 대비 5.7% 감소한 443억cm이어서 태국은 석유 및 가스 순수입국이다. 태국은 신흥 경제국으로서 러시아와 우크라이나 전쟁에 의해 촉발된 에너지 위기에 대응하여 에너지 독립과 에너지 안보의 높은 수준을 2020년대 말까지 달성하기 위해 노력하고 있다. 태국 국영 PTTEP는 태국 정부의 정책에 부응하고 회사의 성장을 위하여 예산 및 지출을 확대하고 있다. PTTEP는 2023~2027년 기간에 U$291억의 자본 예산을 할당하였으며, 이는 2016년 이래 가장 높은 5개년 투자 계획이다. PTTEP는 그동안 생산 자산에 대한 자본 투자를 최적화하였으며, 동남아 등에서의 자산 인수 기회를 획득하기 위해 잉여 현금을 활용하였다. PTTEP는 단기적인 생산 최대화를 위해 성숙 가스전인 태국 만의 Erawan 가스전(G1/61 프로젝트), Bongkot 가스전(G2/61 프로젝트) 및 Arthit 프로젝트와 말레이시아의 상류부문에 투자할 계획이다. 또한, PTTEP는 2024~2028년 기간에 U$250~300억을 투자하여 2028년까지 생산량을 10~20% 증가한 70만~75만boe/d로 확대할 방침이다. PTTEP는 2024~
2028년 기간 투자액의 90%인 U$225억~U$270억을 상류부문에 할당하여 생산을 증대할 계획이다.
PTTEP는 2012년의 31.4만boe/d 대비 56% 증가한 49만boe/d의 석유 및 가스를 2021년에 생산한 바 있다. PTTEP는 2023년에 연평균 64.8만boe/d를 생산할 계획이며, 올 3분기말에 약 64만boe/d를 생산하였다.
PTTEP는 2020년대 말까지 자사의 포트폴리오 중 가스 비중을 현재의 70%에서 80%로 확대하기를 원하고 있어 가동에 들어갈 신규 자산의 대부분은 천연가스 프로젝트가 될 예정이다. PTTEP는 주로 동남아시아와 중동에 집중한 탐사 및 자산 인수를 통해 가스 비중을 확대할 계획이다. 태국은 자국의 가스 수요인 9.69억cf/d 대비 약 20%를 LNG로 충당하고 있다. 태국의 LNG 수입은 현재의 1,000만톤/연에서 2040년까지 1,800만톤까지 증대할 것으로 예상된다. PTTEP는 2023년에 자본예산 U$31.5억을 포함하여 총 U$54.8억을 지출할 계획이며, 탐사 시추를 위해 U$1.93억을 할당하였다. PTTEP의 자본예산 U$31.5억은 2014년 이래 두 번째로 큰 금액이며, 탐사 시추 U$1.93억은 2015년 이래 세 번째로 큰 금액이다. PTTEP는 1~3분기에 2023년 자본 예산(U$31.5억)의 57%인 U$17.9억을 지출하였으며, 남은 예산을 활용하여 이미 진출한 지역에서의 M&A 기회를 물색하고 있는 것으로 알려지고 있다. PTTEP는 2023년에 태국에서 5개와 말레이시아에서 11개, 그리고 오만에서 1개 등 총 17개의 유정을 시추할 계획이다. PTTEP의 5개년 계획은 Chevron으로부터 인수한 태국만의 Erawan 가스전의 투자를 포함한다. PTTEP는 Erawan 가스전의 지분 60%를 보유한 운영권자이며, Mubadala Petroleum이 40% 지분을 보유하고 있다. PTTEP는 Erawan 가스전의 생산량을 2.75억cf/d에서 2024년 4월까지 8억cf/d로 증대할 계획이다. PTTEP는 Bongkot 가스전과 S1 프로젝트의 지분 100%를 각각 보유하고 있다. PTTEP는 Bongkot 가스전의 올해 생산량을 전년의 2억 cf/d의 두 배 이상인 5억cf/d 이상으로 증대할 계획이다. PTTEP는 Arthit 프로젝트의 지분 80%를 보유한 운영권자이며, Chevron이 16%, Mitsui Oil Exploration이 4%의 지분을 보유하고 있다.
베트남의 석유 수요는 2022년에 전년 대비 9.6% 증가한 52만b/d인 반면, 원유 생산량은 전년 대비 1.2% 감소한 19만b/d로 정체 상태를 보이고 있다. 2022년도 기준 천연가스 생산량은 전년 대비 8.3% 증가한 78억cm이다. 베트남 국영 PetroVietnam의 상류 자회사인 PetroVietnam Exploration Production(PVEP)는 지난해에 국내외에서 22만b/d(국내 18만b/d, 해외 4만b/d)의 원유를 생산하였고, 올 1~8월에 당초 목표 대비 14.5% 증가한 24만b/d의 원유를 자국에서 생산하였다. 베트남은 올해 1~9월에 주로 태국 및 호주에 전년 동기 대비 9.7% 증가한 5.46만b/d의 원유를 수출한 바 있다. 유가 상승시 에너지 수입대금 경감을 위해 베트남 현지 Dung Quat 정유공장은 종종 연료 생산을 최대화하도록 정부 당국으로부터 압박을 받고 있으며, 자국산 원유의 상당부분은 Dung Quat 정유공장에 할당된다.
PVEP는 2023년 1분기에 7개의 유・가스정의 운영을 개시하였다. 베트남 에너지협회가 발간하는 베트남 에너지 매거진에 따르면, 09-3/12 광구, 09-2 광구, PM3 CAA 광구 및 433a&416b 광구 등에 위치한 6개 유정에서 총 13,170b/d의 원유를 생산하였다. PVEP는 지정학적 우려가 계속되는 가운데 원유 공급 불확실성에 대비하여 매장량과 생산량을 증대할 방침이며, 올해에만 21개의 개발정을 시추할 계획이다. PVEP는 올해의 생산 목표를 충족하고 유・가스전의 자연적인 생산 감소와 인플레이션에 대응하기 위해 생산 및 시추를 최적화할 계획이다. PVEP의 이러한 프로젝트를 위한 자본 유동성은 베트남 당국의 타이트한 재정 정책으로 영향을 받고 있다. PVEP는 금년에 05-1(a) 광구, 09-2/09 광구, 15-1 광구, 433a&416b 광구, B&48/95 광구 및 52/97 광구 등에 대한 유전 개발 작업을 강화할 계획이다. PVEP는 15-2/01 광구, PV3 CAA 광구, 09-2 광구, 12W 광구 및 15-1 광구 등의 13개 유정에 대한 투자를 베트남 정부로부터 이미 승인을 받았다. 베트남 정부는 15-2/01 광구의 Hai Su Trang 유전에 대한 개정된 유전 개발 계획과 12W 광구의 Chim Sao 유전에 대한 갱신된 유전 개발 계획을 승인하였다. 베트남은 최근 PSC 기간 연장 및 특별 인센티브 광구를 위한 조건 개선 등을 주요 내용으로 하는 석유법을 개정한 바 있다.
한편, 베트남은 중부 지역에 위치한 생산능력이 각각 13만b/d, 20만b/d인 Dung Quat 정유공장과 Nghi Son 정유공장을 통해 자국의 석유제품 수요의 약 50%를 충당하고 있다. 베트남 정부는 석유제품 수입 의존도를 줄이기 위해 총 U$12.57억을 투자하여 국영 Dung Quat 정유공장의 생산능력을 2028년까지 17만b/d로 고도화 및 확장하는 계획을 최근 승인하였다.
카자흐스탄 석유 수요는 2022년에 전년 대비 28.7% 증가한 42만b/d인 반면, 원유 생산량은 전년 대비 2.0% 감소한 177만b/d이다. 천연가스 생산량은 2022년에 전년 대비 2.8% 감소한 260억cm인 반면, 가스 수요는 전년 대비 0.4% 증가한 217억cm이어서 카자흐스탄은 석유 및 가스 순수출국이다. 카자흐스탄은 구소련에서 두 번째로 큰 산유국으로서 금년에는 전년 대비 3.9% 증가한 184만b/d를 생산할 계획이다. 카자흐스탄은 내륙에 위치하여 석유 수출량의 대부분은 러시아 Transneft 송유관을 통해 수출된다. 카자흐스탄은 2022년에 131만b/d의 원유를 수출하였으며, 올해에는 전년 대비 10.6% 증가한 145만b/d를 수출할 전망이다.
카자흐스탄 국영 KazMunaiGas(KMG)의 지분 90%는 카자흐스탄 국부 펀드 Samruk Kazyna가 소유하고 있고, 카자흐스탄 중앙은행이 나머지 지분 10%를 보유하고 있다. 카자흐스탄은 자국 유・가스전의 생산을 유지 및 증대하기 위해 IOC들의 전문성 및 투자를 필요로 하고 있다. IOC들은 현재 카자흐스탄의 3대 생산 유・가스전에 지분을 보유하고 있다. 카자흐스탄 최대 유전인 Tengiz 육상 유전의 지분은 Chevron 50%, ExxonMobil 25%, KMG 20% 및 Lukoil 5%로 구성되어 있다. Kashagan 해양 유전의 지분은 KMG 16.87%, ExxonMobil, Eni, Shell 및 TotalEnergies가 각각 16.81%, 그리고 CNPC 8.33% 및 Inpex 7.56%로 구성되어 있다. 또한, Karachaganak 해양 유・가스전의 지분은 Shell 29.25%, Eni 29.25%, Chevron 18%, Lukoil 13.5% 및 KMG 10%로 구성되어 있다.
Karachaganak 유・가스전의 생산능력은 향후 몇 년간 약 25만b/d의 현 수준을 유지할 것으로 예상된다. 또한, KMG에 의해 운영되는 서부에 위치한 Uzen와 Emba 유전 및 남동부에 위치한 Kumkol 유전은 지난 수십년간 급격한 생산 감소세를 보이고 있다. 카자흐스탄은 장기 생산능력 증대를 위해 지난 3년간 육상 광구에 대한 두 번의 탐사허가권 입찰을 실시했으나 IOC들은 관심을 보이지 않고 있다. 해상 광구에 대한 신규 탐사 노력도 높은 자본비용으로 지지부진한 상태에 있다. KMG는 북부 카스피해의 Isatay와 Abay 2개 광구를 개발하기 위해 Eni와 함께 합작 투자 중이지만 진행이 순조롭지 못한 상황에 있다.
일본 석유 수요는 2022년에 전년 대비 거의 증감이 없는 334만b/d이며, 천연가스 수요는 전년 대비 3% 감소한 1,005억cm이다. 일본은 석유 및 가스를 거의 수입에 의존하고 있다. 경제통상산업성(이하 METI)은 2022년 1월에 일본은 서부의 시마네현과 야마구치현 해상에서 천연가스를 탐사할 계획이며, 약 2027년경에 개발 단계에 들어가면 2032년에 생산이 개시될 것이라고 밝힌 바 있다. 동 프로젝트는 일본정부의 초기 지질구조조사 지원으로 탐사단계에 진입한 최초의 자국내 프로젝트이다. 일본 Inpex도 2022년 1월에 시마네현 하마다시와 야마구치현 하기시 해상에서 탐사 시추 작업을 2022년 3~7월에 계속 진행할 것이라고 확인한 바 있다. METI는 초기 조사에서 탐사 광구가 약 1.4조cf의 회수 가능한 가스 매장량을 보유하고 있는 것으로 추정됨에 따라 일본의 회수가능 가스 매장량은 현재의 1조cf에서 크게 확대될 수 있을 것이라고 강조하고 있다. Inpex가 100% 운영하는 이번 탐사 프로젝트는 2027/28 회계연도까지 진행되며, JOGMEC이 총 U$1.4억의 지분투자를 제공할 계획이다. 이번 프로젝트가 개발단계에 들어가면, 일본 북서부 니가타현에 있는 Iwafune 해상 유・가스전이 1990년에 생산을 개시한 이후 일본의 첫 번째 프로젝트가 될 것이다. METI는 Honshu로 송유될 가스 생산량은 2032년에 연간 467억cf로 현재 일본 천연가스 소비량의 1.2%를 차지할 것으로 예상한다. 이에 따라 일본의 가스 자급률은 현재 2.2%에서 2032년에 3.4%로 증가할 것으로 추정된다. 이번 일본내 상류 프로젝트는 에너지 안보를 위한 일본의 최우선 과제 중 하나로 추진되고 있다. 일본은 새로운 전략 에너지 계획에 따라 총 석유 및 가스 수입량에서 차지하는 지분 생산량을 당초 계획인 2030년 40% 이상에서 2030년에 50% 이상, 2040년에는 60% 이상으로 각각 증대하였다. METI의 최근 자료에 따르면, 2020/21 회계연도에 일본의 지분 생산 비율은 전년의 34.7%에서 크게 상승한 40.6%에 육박한 바 있기 때문이다.
또한, Inpex는 일본 서해상에 위치한 Minami-Nagaoka 가스전 인근의 북부 지역에서 2010년 이후 처음으로 2023년 1월 새로운 탐사 시추를 개시하였다. 시추의 목표 지층은 기존 Minami-Nagaoka 가스전의 생산 지층과 동일하다. 시추 위치는 나가오카시, Fukasawamachi에 있는 Koshijihara plant 북쪽 4.5km에 위치하며 시추는 2023년에 진행될 예정이다. 상업적 발견에 성공할 경우 일본의 에너지 자급률 확대에 기여할 것으로 기대되고 있다. Inpex는 2026년에 생산을 개시할 계획이며 자국내 에너지 자원개발을 위해 계속 노력할 것이라고 천명한 바 있다. 한편, METI는 2022년 6월에 동 프로젝트에 대해 공적 보조금 수령 자격을 부여한 바 있다.
일본 정부가 지분 19.97%를 보유하고 있는 Inpex는 일본의 에너지 안보에 기여할 임무를 가지고 있으며, 자사의 LNG 포트폴리오를 확대하기 위해 노력하고 있다. Inpex는 2022년 상반기 기준 순 생산량이 65.4만boe/d이며 가스가 이 중 40%를 차지한다. Inpex는 2050년 넷 제로 목표를 수립했으며, 이를 달성하기 위해 2030년까지 U$300억을 지출할 계획이다. Inpex는 2030년까지 총 탄화수소 투자액의 70%(현재 50%)를 가스 사업에 할당하여 2030년까지 순탄소 강도를 2019년 수준 대비 약 30% 낮출 계획이다.
아시아 석유개발 전망
국제석유회사(IOC)들은 아시아 지역의 석유 및 가스 수요가 지속적으로 상승할 것으로 예상하고 향후 투자 확대를 통한 판로 확보 및 연대 강화를 도모할 것으로 보인다. 다만, IOC들은 아시아 산유국들의 생산 증대를 위한 석유 개발 조건 등 규제 완화 노력을 주시하며 투자에 임할 것으로 예상된다. IEA는 중국의 원유 생산량이 2023~2025년에 평균 430만b/d로 증가한 후 기존 유전의 성숙화와 의미 있는 신규 석유발견의 부족으로 2028년까지 400만b/d로 감소할 것으로 전망하고 있다. 중국 정부는 자국내 가스 수요가 2030년까지 6,000억cm에 이를 것으로 예상하고, 가스 생산량을 2030년까지 3,000cm 이상으로 확대하는 것을 목표로 하고 있다. 중국은 에너지 믹스 중 가스 비중이 현재 10%에서 2030년까지 15%로 증대할 계획이다. 중국은 가스 유망지를 보유하고 있지만, 심해와 육상 타이트 가스 분지에 위치한 관계로 개발 비용이 많이 들어 목표 달성은 쉽지 않은 상황이다.
인도 E&P 회사들과 정유사들은 적어도 향후 20년간 사업 운영의 극적인 변화를 도모하지 않을 전망이다. 인도는 2023년 4월말 기준 중국을 상회하는 자국의 인구(14억 2,800만명) 및 지속적인 내연 기관차 판매(연간 1,800만대) 증대가 향후에도 화석연료 수요를 견인할 것으로 예상하고 있기 때문이다. Cairn의 Nick Walker 회장은 이러한 수요를 충족하기 위해 신규 자원의 탐사/생산 및 수송/유통 인프라에 대한 투자가 필요하다고 말한다. 인도는 동북 지역의 생산 증대를 유도하고 많은 퇴적층에서의 탐사 및 생산을 위해 더 많은 유망지역을 개방할 것으로 보인다. Oil India의 Ranjit Rath 회장은 탐사 활동이 향후 10년 안에 미래 석유 및 가스 발견을 주도하며 인도 E&P 부문을 성장 궤도에 진입시킬 것으로 전망하고 있다. Walker 회장은 인도는 대규모의 미개발 석유 및 가스 자원량을 보유하고 있어, 기존 분지의 미발견 자원량은 300억boe에 달하고, 미탐사 프런티어 지역을 포함하면 훨씬 더 클 것이라고 강조하고 있다. 하지만, S&P 글로벌의 고위 분석가인 Mansi Anand는 IOC들의 인도 석유개발 참여 및 투자를 유도하기 위해서는 더 많은 세금 개혁과 인센티브가 필요하다고 주장한다.
S&P Global은 카자흐스탄의 석유 생산량이 2024년까지 200만b/d, 2030년까지 260만b/d로 증가할 것으로 전망한 바 있다. 하지만, 카자흐스탄 석유 개발은 러・우 전쟁의 지속 및 향후 법정 분쟁 등의 요인으로 더디게 진행될 가능성이 커지고 있다. 카자흐스탄 정부는 Kashagan 및 Karachaganak 유・가스전을 관리하는 컨소시엄을 상대로 총 U$165억에 달하는 중재 신청을 검토하고 있기 때문이다. 카자흐스탄 정부는 국제 IOC들이 수년간에 걸쳐 불필요한 비용으로 수십억 달러를 회수하여 PSC의 조건을 위반함으로써 자국 정부에 돌아갈 대규모 이익을 박탈하였다고 확신하고 있다. 아시아 산유국들은 향후에도 에너지 수요 충족 및 안보 강화를 위해 세계 상류부문 투자 증가율(2023년 약 6.5%)를 상회하는 투자를 통해 탄화수소 매장량 및 생산량의 증대를 위해 노력할 전망이다.
맺음말
상당수의 아시아 산유국들은 자국의 석유 및 가스 소비는 증가하는 데 반해 생산은 정체 상태에 있고 최근의 지정학적 이슈로 인해 시장 불확실성이 커지자 에너지 안보를 더욱 강화하려는 움직임을 보이고 있다. 이에 따라 자국의 생산 증대를 통한 에너지 안보 강화를 위해 석유 탐사 및 개발 조건을 투자자 우호적으로 개편할 것으로 보인다. 인도의 탐사 광구 허용 확대 및 인도네시아의 민간업자 수익 분배율 상향 등 규제 완화 움직임은 이와 맥을 같이 하고 있다.
함께 보면 좋은 글
허명수 부장 - 스마트데이터센터 정보분석팀
GS칼텍스에 의해 작성된 본 콘텐츠는 크리에이티브 커먼즈 저작자표시-비영리-변경금지 4.0 국제 라이선스에 따라 이용할 수 있으며, 한국석유공사의 저작물에 기반합니다.
본 콘텐츠의 IP/콘텐츠 소유권은 한국석유공사에 있으며 Reproduction을 제한합니다.