678억달러 LNG 사업 71건, 취소·철회·비활성으로 분류

필리핀·베트남·태국·방글라데시의 액화천연가스(LNG) 발전소와 수입 터미널 계획 136건 가운데 71건이 취소·철회됐거나 비활성 상태로 분류됐다. 해당 사업의 추정 규모는 678억달러(약 91조1000억원)다.

에너지경제·재무분석연구소(IEEFA)는 5일 공개한 ‘신흥 아시아 LNG 발전 사업 5년 검토’ 보고서에서 2021~2026년 이들 4개국의 사업 추진 상황을 조사했다고 밝혔다. 조사 대상은 발전소 계획 92건과 수입 터미널 계획 44건이다.

분류된 사업은 발전소 49건과 재기화 터미널 22건이다. 재기화 터미널은 수입한 LNG를 다시 기체로 바꿔 공급하는 시설이다.

678억달러는 추진이 멈췄거나 지체된 사업의 추정 규모를 합한 값으로, 이미 지출한 돈이나 확정된 투자 손실액을 뜻하지 않는다. 인베스팅닷컴은 5일 원·달러 종가를 1달러당 1,343.24원으로 집계했다. 이 환율을 적용하면 약 91조1000억원이다.

사업 건수와 설비 용량은 구분해 볼 필요가 있다. 보고서는 2021~2026년 조사 대상 발전 용량의 11%, 수입 터미널 용량의 15%가 실제 가동에 들어갔다고 집계했다.

완공된 발전소도 최초 개발 계획이 공개된 뒤 상업 운전을 시작하기까지 평균 7년 넘게 걸렸다. 개발사들이 흔히 제시한 3~4년보다 긴 기간이다.

보고서는 LNG 가격 변동과 높은 자본비용, 가스터빈 조달 지연, 현지 통화 약세를 사업 추진의 부담으로 들었다. 연료와 설비 비용이 달러에 연동되는 상황에서 현지 통화 가치가 떨어지면 사업비 부담이 커질 수 있다.

전력 판매 수입으로 비용을 회수할 수 있는지도 자금 조달에 영향을 준다.

사업금융은 사업에서 발생하는 현금흐름을 대출 상환의 주요 재원으로 삼는 구조다. 보고서는 전력 구매계약의 안정성, 연료비를 전기요금에 반영할 수 있는 조건, 전력 구매자의 신용도를 핵심 요소로 제시했다.

연료비 상승분을 요금에 반영하기 어렵거나 구매자의 신용도가 낮으면 예상 현금흐름이 불안정해져 대출과 투자 유치가 어려워질 수 있다. 비용을 요금으로 회수하지 못하면 부담이 전력 구매자나 정부 보조금으로 옮겨갈 수도 있다.

보고서는 연료·설비 비용 상승과 환율 위험을 적용할 경우 LNG 발전의 균등화 발전비용이 2021년 기준 가정보다 최대 130% 높아질 수 있다고 추산했다. 균등화 발전비용은 발전소의 건설·운영·연료 비용을 생산한 전력량으로 나눈 지표다. 이 추정치는 모든 발전소의 비용이 실제로 그만큼 올랐다는 의미는 아니다.

국가별 걸림돌도 달랐다. 보고서는 필리핀에서 신용도가 충분한 전력 구매계약을 확보하지 못한 점을 사업 취소의 주요 배경으로 들었다. 베트남에서는 지난 5년간 LNG 발전 사업 한 건만 상업 운전에 들어갔다.

태국은 가스 발전 사업의 진척이 상대적으로 있었지만 기존 발전소와 LNG 터미널의 낮은 가동률이 문제로 지적됐다. 방글라데시는 같은 기간 발전소 세 곳을 완공했으나 높은 연료·전력 비용으로 정부 보조금 부담이 늘었고 가스 공급 부족도 이어졌다고 보고서는 밝혔다.

우드맥켄지는 9월 7일 공개한 분석에서 동남아시아 데이터센터의 연간 전력 수요가 2025년 17TWh에서 2035년 57TWh로 늘어날 것으로 전망했다. 데이터센터 설비 파이프라인도 2.8GW에서 9.4GW로 확대될 것으로 봤다.

같은 분석은 대규모 배터리 저장이 상업적으로 성숙하기 전까지 복합화력발전이 데이터센터의 상시 전력 수요에 대응할 수 있는 현실적인 선택지라고 평가했다. 이 수요 전망은 동남아시아 데이터센터를 다루며, IEEFA의 집계는 4개국 LNG 사업의 추진 실적을 다룬다.