[현대해양] 국가간 액화천연가스(LNG) 생산·수입이 급증할 것으로 전망되면서 해상 LNG생산시설도 기지개를 켜고 있는 가운데 LNG가 무대 뒤로 잊혀지는듯 보였던 해양플랜트를 되살리는 불씨 역할을 할 수 있을지 주목된다.
부유식 LNG 해양플랜트 두각
에너지경제연구원은 세계 LNG 공급능력이 지난 2018년 3.8억톤에서 2035년 6억톤까지 성장할 것으로 전망했다. 이 가운데 지난 수십년 간 육상기지를 건설하여 천연가스를 액화하거나 LNG를 재기화하던 전통적인 방식에서 부유식 기술(Floating technologies)을 활용해 해상에서 일부 과정을 처리하는 등 경제성과 유연성을 향상시킨 프로젝트 방식이 북미 및 아프리카 등에서 등장하고 있다.
부유식 LNG 프로젝트는 크게 LNG를 해상에서 기화하여 육상으로 보내는 부유식 재기화설비(FSRU, Floating Storage Re-gasification Units)와 원유해양플랜트(Oil-FPSO, Floating Production Storage Offloading Units)와 유사하게 해상 가스전에서 생산된 가스를 액화하는 부유식 액화설비(FLNG, LNG-Floating Production Storage and Offloading Units)로 나눠진다.
FLNG는 선박에 생산·액화·저장시설을 한방에 탑재한 설비로 해상 가스전에 생산된 가스를 육상으로 이송하기 위한 배관 건설을 피할 수 있고 가스전의 가스가 고갈되면, 타 가스전으로의 이동이 용이하다는 강점이 있다. 아울러 만에 하나 생길 수 있는 폭발사고가 해상에서 발생되기 때문에 육상기지보다 안정적이라는 평가다. 세계적으로 3기 정도 운영, 계획된 것도 3기 정도 있는 것으로 알려졌다. 한국가스공사도 Shell이 추진하는 FLNG 프로젝트인 세계 최대규모의 호주 Prelude에 참여하고 있다.
그러나 FLNG는 지난 2017년 말레이시아의 PFLNG Satu 프로젝트가 첫발이었다는 점에서 역사가 짧아 진척이 빠르지 않다. 서정규 에너지경제연구원 선임연구위원은 “여전히 검증되지 않은 기술이어서 아직 불투명한 리스크가 사업 투자비를 상승시킬 수 있고, 사업위험에 대한 보험과 관련된 비용 부담이 늘어날 수 있다”고 진단했다.
FSRU 100척 수요...기대감 고조
반면 2005년 미국 동부지역에서 최초로 운영된 FSRU는 비교적 운영 경험칙과 노하우가 상당히 축적됐으며 세계적으로 수십기가 운영되고 있다. 한국해양수산개발원(KMI) 해운사업연구실에 따르면 12월 기준 FSRU 프로젝트(최종투자결정만 남은 안건 포함)가 아시아·중동 지역 25-37건, 유럽 7-9건, 미주 5-10건, 아프리카 5-6건 총 42-62건으로 조사됐다.
FSRU는 LNG를 육상으로 어떻게 공급하느냐에 따라 종류가 각양각색이지만 통상 생산기지에서 육상까지 배관 건설, 준설, 재원조달 등 부대시설 구축비용에 500~1,000만달러 정도가 들고, FSRU 자체도 기존 LNG선박보다 5,000만달러 가량 더 고가이다. 하지만 약 5억~10억달러에 이르는 육상기지 건설비용보다 훨씬 저렴해 육상설비가 부담스러운 신흥국 중심으로 수요가 확대되고 있는 양상이다.
한편, 최근 KMI에서 FSRU 잠재적 프로젝트가 80-100척에 이를 것이라는 전망이 나오는 등 FSRU가 청신호가 켜졌다는 관측도 나오고 있지만 여전히 불투명하다는 반응도 나온다. 아직까지 시장은 LNG생산을 위해 임대계약 기간을 최소 10년이상 안정적인 조건을 제시하고 있는 상황인 가운데 승승장구하는 LNG시장도 악화되지 말라는 법이 없기에 조심스러운 반응이다. 최대 LNG 생산국인 미국에서는 감산이 필요한 수준까지 이르렀다는 전문가들의 지적도 나온다.
시장의 현실과 기대감 사이에서 LNG 관련 해양플랜트 향배에 관심이 쏠리고 있다.
