비싼 수입 연료에 방글라데시 에너지 예산 압박
에너지경제·재무분석연구소(IEEFA)가 2026년 11월 5일 발표한 평가에 따르면, 수입 액화천연가스(LNG) 가격이 백만 영국열량단위(MMBtu)당 20달러일 때 방글라데시는 가스 1입방미터당 60타카가 넘는 보조금을 지급해야 한다. 공급 차질로 방글라데시는 2026년 한때 더 비싼 가격에 LNG를 사들여야 했고, 가스 부족이 이어지는 가운데 공공재정 부담도 커졌다.
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이번 평가 결과는 방글라데시의 보조금 문제가 더 넓은 투자 둔화의 일부임을 보여준다. 방글라데시, 필리핀, 베트남, 태국에서는 2021년부터 2026년 사이 가스발전소 건설 계획 49건과 LNG 수입 터미널 사업 22건이 취소되거나 철회됐고, 추진이 중단된 상태로 남았다. 이들 사업의 추정 투자액은 총 678억 달러다.
샘 레이놀즈와 크리스토퍼 돌먼이 작성한 IEEFA의 5개년 사업 검토 보고서는 1,092억 달러 규모의 발전소 건설 계획 92건과 210억 달러 규모의 수입 터미널 사업 44건을 조사했다. 검토 기간에 제안된 발전 용량 중 가동에 들어간 비율은 11%, 터미널 용량은 15%에 그쳤다.
방글라데시는 2021년 이후 LNG 발전소 3곳을 가동했다. 그러나 평가에 따르면 높은 연료비와 전기요금으로 보조금 필요액이 늘고, 외환보유액을 지키기 위한 외부 자금 조달 의존도도 커졌다. 이 같은 지출에도 LNG 공급이 불안정해 가스 부족이 계속되고 있다.
방글라데시가 당면한 과제는 예산에 더 큰 부담을 주지 않으면서 수입 연료 대금을 어떻게 감당할 것인가다. 네 나라의 사업 개발업체들은 그보다 앞선 단계에서 어려움을 겪고 있다. 장기간의 건설과 변동하는 연료 가격을 견딜 수 있도록 장비와 자금을 확보하고 전력 판매 계약을 체결해야 한다.
입방미터당 60타카 보조금이 의미하는 것
IEEFA의 보조금 추정치는 국제 구매 가격과 방글라데시에서 공급되는 가스에 필요한 재정 지원을 연결한 것이다. 보조금은 에너지 공급 비용과 판매를 통해 회수하는 금액 사이의 차액 일부를 충당한다. 정부가 그 차액을 부담해 소비자에게 비용 전부를 직접 전가하지 않는 방식이다.
LNG는 천연가스를 액체 상태가 되도록 냉각해 선박으로 운송할 수 있게 한 연료다. 수입 터미널은 LNG를 다시 기체로 바꿔 발전소와 공장 등에서 사용할 수 있게 한다. 국제 가격은 에너지 단위인 백만 영국열량단위(MMBtu)당 가격으로 흔히 표시되는 반면, 현지 공급 가스는 입방미터 단위로 측정할 수 있다.
입방미터당 60타카 초과라는 추정치는 LNG 가격이 MMBtu당 20달러일 때 적용된다. 아시아 현물 LNG 가격은 2026년 9월 MMBtu당 27.50달러로 올라 기준 가격보다 37.5% 높았다. 현물 구매는 장기 공급 계약이 아니라 비교적 빠른 시일 안에 인도받는 화물을 사는 방식이다. IEEFA는 9월 가격에 해당하는 보조금 추정치나 연간 총보조금 전망은 제시하지 않았다.
IEEFA의 방글라데시 담당 수석 에너지 분석가인 샤피쿨 알람은 공공재정 압박을 이렇게 설명했다.
국제시장에서 액화천연가스(LNG) 가격이 오르면서 에너지 부문의 보조금 부담이 커지고 있다.
알람은 지난 4~5년간의 가격 변동으로 방글라데시처럼 가격에 민감한 수입국은 감당 가능한 가격과 안정적인 공급을 모두 확보하기 어려워졌다고 말했다. 수입 비용이 늘면 외화 수요도 증가해 에너지 구매 결정은 외환보유액을 지키려는 국가의 노력과 맞물리게 된다.
투자 계획 가운데 얼마나 중단됐나
IEEFA는 취소되거나 철회됐거나 추진이 중단된 가스발전소 건설 계획 49건을 확인했다. 발전 용량은 총 66.2기가와트, 투자액은 561억 달러다. 기가와트는 발전소가 특정 시점에 생산할 수 있는 전력량을 나타내는 단위인 메가와트의 1,000배다.
투자액 117억 달러 규모의 재기화 사업 22건도 같은 범주에 들었다. 이들 사업의 LNG 처리 용량은 연간 8,200만 톤에 달했다. 재기화는 인도된 LNG를 다시 데워 기체로 바꾸는 과정이다.
영향을 받은 사업 71건은 검토 대상 발전소와 터미널 계획 136건의 약 52%를 차지했다. 총 투자액 678억 달러 역시 전체 투자 계획 1,302억 달러의 약 52%에 해당한다. IEEFA는 이들 사업의 가치가 검토 기간에 완료된 사업 가치의 약 4.5배라고 계산했다.
공급망 양쪽 모두에서 사업 완공률은 낮았다. 제안된 터미널 용량의 15%, 발전 용량의 11%만 가동에 들어갔다. LNG 발전 사업에는 발전 설비뿐 아니라 연료를 공급할 인프라도 필요하다. 어느 한쪽이라도 지연되면 다른 쪽은 필요한 공급이나 고객을 기다려야 할 수 있다.
5년간의 성과와 더 길어진 가동 대기 기간
IEEFA의 이번 검토는 2021년 발표된 평가를 업데이트한 것이다. 당시 보고서는 아시아 7개 시장을 살펴보고 경제·금융·인프라·정책상의 제약 요인을 파악했다. 새 연구는 LNG 수요 증가에 기여할 것으로 예상되는 네 나라에 초점을 맞췄다.
주요 시점을 보면 비용 상승과 함께 투자 계획이 어떻게 전개됐는지 알 수 있다.
- 2021년: IEEFA가 이전 지역 평가 보고서를 발표해 새 검토의 출발점을 마련했다.
- 2021~2026년: 방글라데시는 LNG 발전소 3곳을 가동했으며, 베트남에서는 LNG 발전 사업 1건만 상업 운전에 들어갔다.
- 2022년 이후: 미국의 최근 가스 사업에서 자본 비용이 거의 4배로 뛰어 장비·건설 시장 전반의 압박을 보여줬다.
- 2026년 9월: 아시아 현물 LNG 가격이 MMBtu당 27.50달러에 도달했다. 이는 평가 보고서에서 언급한 분쟁 이전 수준의 거의 3배다.
- 2026년 11월 5일: IEEFA가 네 나라의 사업 추진 성과를 검토한 보고서를 발표했다.
완공된 발전소는 첫 공개 개발 발표부터 가동까지 평균 7년 넘게 걸렸다. 개발업체들은 대체로 3~4년을 예상했다. 실제 평균은 통상적인 예상 기간의 상한보다도 3년 이상 길었다.
이 같은 대기 기간은 전력 계획에 영향을 준다. 4년 안에 전력을 공급할 것으로 예상한 발전소가 훨씬 늦게 가동될 수 있고, 그 사이 설비·수입 연료·금융 비용도 달라진다. 사업 일정에 따라 투자 지출이 전력 생산과 수익으로 이어지는 시점이 결정된다.
LNG 발전 비용이 두 배 이상 오를 수 있는 이유
IEEFA는 연료와 설비 비용 상승에 현지 통화 약세가 더해지면 LNG 발전의 수명주기 균등화 비용이 2021년 기준치의 2.3배까지 오를 수 있다고 추산했다. 상승 폭은 최대 130%다.
균등화 비용은 발전소의 운영 수명 동안 전력 1단위를 생산하는 데 드는 평균 비용을 추산한 것이다. 건설·금융·연료·운영 비용을 모두 반영한다. 기존 추정치가 100이라면 130% 상승 후에는 230이 된다.
보고서 공동 저자이자 IEEFA의 아시아 LNG·가스 전문가인 크리스토퍼 돌먼은 역내 에너지 계획 상당수가 비교적 낮은 연료 가격과 저렴한 자금을 전제로 세워졌다고 말했다. 이제 비용 상승이 겹치면서 당시 사업 계획의 재무적 타당성이 위협받고 있다.
통화 가치 하락도 부담을 더한다. 현지 통화가 미국 달러 대비 약세를 보이면 구매자는 LNG나 수입 장비 대금을 같은 달러 금액으로 지불하더라도 더 많은 현지 통화를 마련해야 한다. 달러 가격이 그대로여도 현지에서 사업 비용이 늘어날 수 있다.
가스터빈 부족으로 대형 장비의 납품 기간은 6년 이상으로 길어지고 있다. 최근 미국 가스 사업의 자본 비용은 2022년 수준의 거의 4배에 달했다. 같은 장비 시장에서 경쟁하는 아시아 개발업체들은 비용과 가동 시점을 모두 예측하기 어려워지고 있다.
대출 기관에 안정적인 전력 구매자가 필요한 이유
보고서 공동 저자이자 IEEFA의 아시아 LNG·가스 연구 책임자인 샘 레이놀즈는 연료·장비·외환 시장의 변동성으로 사업이 계획대로 진행되지 못할 위험이 커졌다고 말했다. 수익의 불확실성이 커지면서 자금 조달도 어려워졌다.
대규모 에너지 사업 상당수는 비소구 방식의 프로젝트 금융에 의존한다. 쉽게 말해 대출 기관은 개발업체의 다른 사업까지 포괄적으로 보증받기보다 해당 사업의 수입과 자산을 주된 상환 재원으로 삼는다. 전력 판매 수입이 운영비와 대출 상환액을 감당할 수 있다는 확신이 필요하다.
전력구매계약은 구매자가 발전소에서 전력을 사들이는 조건을 정한다. 대출 기관이 대출을 뒷받침할 만큼 신뢰할 수 있다고 판단하는 계약을 ‘금융 조달이 가능한 계약’이라고 한다. 연료비가 급등할 수 있는 상황에서 개발업체와 구매자, 규제 당국은 그 비용 상승분을 누가 부담할지 합의해야 한다.
방글라데시의 보조금 부담은 이 문제의 공공재정 측면을 보여준다. 에너지를 소비자가 감당할 수 있는 가격으로 유지하려면 정부가 더 많은 비용을 부담해야 한다. 사업 차원에서는 비용을 누가 지불할지 불확실해지면 대출 기관을 유치하는 데 필요한 계약 체결이 지연될 수 있다.
필리핀·베트남·태국의 서로 다른 장벽
필리핀에서는 2021년 이후 여러 사업이 취소됐다. 개발업체들이 배전회사와 금융 조달이 가능한 전력구매계약을 체결하는 데 어려움을 겪고 있기 때문이다. 발전 이외 부문에서 LNG 수요가 제한적인 점도 신규 수입 터미널의 사업성을 약화했다.
재생에너지 확대는 필리핀 가스발전소가 얼마나 자주 가동될지에 불확실성을 더한다. 발전소 가동 시간이 줄면 판매할 전력도 감소해 건설비 회수와 대출 상환에 쓸 수 있는 수입이 줄어든다.
베트남은 LNG 발전 목표를 의욕적으로 세웠지만 검토 대상 5년 동안 상업 운전에 들어간 사업은 1건뿐이었다. 전력구매계약의 불확실성, LNG 가격 상승, 전기요금을 통한 비용 회수 문제가 투자를 위축시켰다. 평가 보고서는 국영 전력회사의 재무 건전성에 대한 우려도 지적했다.
태국은 가스발전 사업 개발에서 상대적으로 더 큰 진전을 이뤘다. 그러나 기존 가스발전소와 LNG 터미널 용량 가운데 상당 부분은 여전히 충분히 활용되지 않고 있다. 태국 사례는 다른 나라의 지연에 더해 또 다른 우려를 보여준다. 인프라를 완공해도 가동을 뒷받침할 충분한 수요가 필요하다.
방글라데시의 선택지는 가스 수입 확대에 그치지 않는다
알람은 개발되지 않은 국내 가스 자원을 더 많이 활용하고, 에너지 효율을 높이며, 재생에너지 보급을 대규모로 확대할 것을 권고했다. 그의 제안은 에너지 공급원뿐 아니라 소비자가 필요로 하는 에너지 양도 다룬다.
국내 가스를 활용하면 수입 화물 의존도를 낮출 수 있고, 효율을 개선하면 같은 산업 생산량이나 에너지 서비스를 제공하는 데 필요한 연료가 줄어든다. 권고안에는 수요 부문의 전기화도 포함됐다. 이는 연료를 직접 태우는 일부 장비를 전기로 작동하는 장비로 바꾸는 것을 뜻한다.
예를 들어 산업체는 가스 보일러를 고효율 히트펌프로 교체할 수 있다. 히트펌프는 연료를 태워 열을 모두 만들어내는 대신 전기로 열을 이동시킨다. 알람은 이런 전환이 산업용 가스 소비를 줄이고 효율을 높이는 방법이라고 설명했다.
태양광·풍력 비용 하락, 납기 단축, 배터리 저장 용량 확대도 LNG 발전의 대안을 바꾸고 있다. 평가 보고서는 이런 변화가 상시 전력 공급과 전력 수요가 정점에 이르는 시간대의 대응을 위해 필요한 가스발전소 수를 줄일 수 있다고 본다.
방글라데시의 신규 LNG 발전소 3곳은 사업이 실제 가동에 이를 수 있음을 보여준다. 하지만 지속되는 가스 부족과 늘어난 보조금은 앞으로의 결정에서 건설뿐 아니라 연료 공급과 운영 비용, 수요도 함께 고려해야 하는 이유를 드러낸다. 네 나라를 아우르는 IEEFA의 핵심 결론은 LNG 수요가 빠르게 늘어날 것이라는 기대에 비해 실제 사업 추진 성과가 크게 뒤처졌다는 것이다.
핵심 내용
- IEEFA는 수입 LNG 가격이 MMBtu당 20달러일 때 방글라데시가 가스 1입방미터당 60타카가 넘는 보조금을 지급해야 한다고 추산했다.
- 아시아 현물 LNG 가격은 2026년 9월 MMBtu당 27.50달러로 올라 해당 보조금 추정치의 기준 가격을 웃돌았다.
- 네 나라에서 2021년부터 2026년 사이 발전소 49곳과 LNG 터미널 사업 22건, 총 678억 달러 규모의 사업이 취소·철회되거나 추진 중단됐다.
- 제안된 발전 용량의 11%, 터미널 용량의 15%만 가동에 들어갔다.
- 완공된 발전소는 가동까지 평균 7년 넘게 걸렸다. 통상 예상 기간은 3~4년이었다.
- IEEFA는 LNG 발전 비용이 2021년 기준치보다 최대 130% 오를 수 있다고 추산했으며, 방글라데시에 국내 가스 활용과 효율 개선, 재생에너지 확대, 전기화 강화를 권고했다.
