20160509 LIG Energytrackerimgstock.naver.com/upload/research/industry/... · 2016-05-10 · 고도화율은 20% 수준이나 ‘13년 이후 들어온 YASREF/SA TORP 등은 Diesel

Energy Tracker 09 MAY 2016 VOL #6

Global 원유 및 제품 재고 지속 증가 상황에서도 유가가 지난 두달간 강세를 보였습니다. 유가의 방향성을 전망하는 입장에서

'생산 - 수요 = 재고'라는 기본적 상황을 무시할 수 없기에 2분기 유가 약세 가능성을 여전히 주장하고 있습니다만, 꼭두새벽에

일어나 유가를 확인하고 망연자실해하며 멍 때리는 일이 두달간 지속되다보니 눈밑에 피어나는 Dark Circle이 요즘들어 유달리

부끄러워집니다. 2분기말 Saudi는 발전용 Direct Use 증가로 증산을 해야합니다. 이미 지난 3월 Saudi 원유 생산량이

증가했음을 상기할 필요가 있습니다. Iran의 증산은 지속될 것이며 6월 초 OPEC 회의 역시 의미있는 결론이 나오지 않을

겁니다. Iran에 대한 동결 압박이 거세지면 Iran은 OPEC 국가 Quota 부활이라는 카드를 꺼내들 것인데, 이는 Saudi에게 큰

부담이 될 수 있습니다. 그러기에 만에 하나 합의가 이루어지더라도 그것은 제제 및 관리감독의 의무 및 권한이 없는 국가간

'신의성실' 준수 이상의 원칙을 넘어서기 어려울 것입니다. 어쨌거나 Dark Circle이 Panda곰처럼 커지더라도 유가는 2분기

하락한다에 제 소중한 외모를 걸겠습니다.

Analyst

박영훈☎ 02)6923-7317 [email protected]

Contents 291 ARAMCO IPO?

292 LPG와 Naphtha

293 ARAMCO의 원대한 계획

294 회복되고 있는 EU NCC

295 ‘16년 유가 흐름은?

296 Hydrogen Price

297 European Gas Grid

298 도입 유가와 정제 마진

299 중국의 석유제품 수출은 계속 증가할 것인가?

300 Exxon’s View

301 누구 좋으라고 감산을 하겠는가?

302 OSP(Official Sales Price)의 의미가 있을까?

303 Iran의 PE는 어디로 향할까?

304 중국은 줄고 EU는 늘고

305 중국 CTO 가동률은 어느 정도 일까?

306 미국의 높은 Gasoline 재고가 문제가 되는 이유

307 Naphtha Yield가 높은 원유의 생산 증가는 추세

308 Iran을 누가 제어할 수 있을까?

309 한국/일본의 LNG 수입 감소

310 Lithium은 어찌될까?

311 Potash 수요 부진

312 LNG 수요를 늘려야 Qatar가 산다

313 RRR(Reserve Replacement Ratio)

314 중국의 Ethane Cracker 진출?

315 Panama Canal 확장 개통과 Propane

316 유가와 환율

317 Saudi의 PDH

318 US Ethane Price

319 연어 전문점이 많이 생긴 이유

320 Iran발 물량 증가 Risk

321 US Ethane가격은 얼마나 오를까?

322 ECC라고 다 같은 상황은 아니다

323 Iran의 제안을 EU가 받아들일까?

324 US ECC Capital Cost

325 Condensate Splitter와 Topping Refinery

326 Russia와 Saudi, 그리고 환율

327 증가하고 있는 EU의 Ethylene 물동량

328 Diesel을 어찌하나

329 중국의 Gasoline

330 Saudi가 원유 생산량 동결에 적극적으로 나설까?

331 Diesel의 역습

332 Saudi의 증산 가능성은?

333 중국의 정제 가동률

334 US Ethane 상승 추세가 지속될 것인가?

335 중국 산동성 원유 수입량 급증의 의미는?

336 Record High 수준인 미국 석유제품 재고

337 변화할 수 밖에 없는 Saudi

338 UCCI & DCCI

339 Condensate Splitter를 하려는 이유

340 빠르게 해소중인 Naphtha Premium

주제별 이슈 291 295 301 307 313 332

297 300 309 312 315

293 298 299 302 306 325 328 329 331 333 335

292 294 303 304 305 314 317 318 320 321 322 324 327 334 336 339 340

308 316 323 326 330 337

296 310 311 319 338

원유

가스

정유

석유화학

국제정세

기타

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Analyst 박영훈ㆍ02)6923-7317ㆍ[email protected]

Energy Tracker – 291

ARAMCO IPO?

[Is it Thatcherite Revolution? Most certainly!]

Saudi 왕자이며 국방장관인 Muhammad는 지난 4일 국영석유기업인 ARAMCO의 IPO를 검토하고 있으며

향후 수개월내 결론이 나올 것이라는 언급을 하였다. 지금까지 ARAMCO의 재무제표는 공개된 바 없고 일부

정보만이 알려졌을 뿐이다. ‘13년 ARAMCO매출액은 $4,050억이었고 ‘14년은 $3,780억으로 알려져 있다.

유가가 높았던 ‘13년 기준 정부에 납부한 세금 등은 $3,201억이고 CAPEX $462억에 FCF가 $396억이었으니

OP Margin은 못 되도 80% 이상일 것이다. 현재 유가 수준에서는 매출액이 $1,300억 내외일 것으로 전망된다.

ARAMCO의 일간 원유 생산량은 시가총액 $3,225억인 Exxon의 6배이고 Crude Reserve는 22배가 넘는다.

그러니 IPO시 시가총액은 $1조를 가뿐히 넘기며 Global No 1.의 가치를 지닌 기업이 될 것이다. 그런데,

구주매출을 통한 IPO후에는 과거와 같이 맣은 현금을 정부에 납부하기 어려울 것이고 Saudi 국민에 한

보조금 역시 이전처럼 지급하기는 어려울 것이다. Muhammad가 궁극적으로 “We want to reach energy free

market”이라는 언급에서도 감이 오듯이 Saudi Energy Subsidy는 실제 IPO 실시 후 지속적으로 축소될

가능성이 높다. 그렇다면 정부는 어떤 식으로 ARAMCO로부터 예산을 확보할 수 있을까? 막 한 배당일

것이다. 따라서 ARAMCO가 실제 IPO된다면 Global Energy/Commodity Portfolio는 큰 변화를 겪을 가능성이

높다. ARAMCO 주식은 반드시 보유하고 있어야 하기 때문이다. 그리고 이는 유가의 조기 상승 가능성을

유도할 수 있다. Hedge든 Long Term Fund든 유가 상승 베팅은 Capital Gain과 배당 증가라는 “일타쌍피”의

효과를 볼 수 있기 때문이다. 그런데 왜 또 무슨 배짱으로 필자는 Energy Tracker를 다시 끄적거리고 있는

것일까?

ExxonMobil의 시가총액과 영업이익 추이

자료: LIG투자증권

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00.1Q 02.1Q 04.1Q 06.1Q 08.1Q 10.1Q 12.1Q 14.1Q

시가총액(좌) 영업이익(우)($억) ($억)

4 LIG Research Center ㆍ www.ligstock.com




LPG와 Naphtha

[LPG 사용 증가와 EPD LPG Export Capa 증가로 LPG 약세가 Naphtha 약세 유도 할 전망]

미국은 세계 최 의 LPG수출국이고 EPD는 미국 전체 LPG 수출량의 43%를 점하는 1위 기업이다. 그런데

‘15년말 EPD가 수출 목적의 LPG Capa를 77.8% 증 함에 따라 향후 EPD의 LPG 수출 규모는 미국 전체의

60% 수준으로 물량 기준 압도적인 1위 기업이 되는 것이다. 이에 따라 향후 LPG는 수출 물량 증가 효과로

겨울철 일시적 가격 상승을 제외하고 딱히 강세 전환될 이유가 없어 보인다. 이는 NCC 입장에서 매우

긍정적이다.

Ethylene이 강세이고 Propylene/C4 등이 약세인 상황에서 NCC업체는 Naphtha보다 LPG를 선호한다. 이는

LPG가 Naphtha 보다 Ethylene Yield가 높은 반면 Propylene/C4 등의 생산량이 낮아 수익성 개선에 긍정적인

역할을 하기 때문이다. 그리고 NCC의 LPG 투입량 증가는 Naphtha의 약세를 유발하기에 NCC업체의 원재료

선택은 매우 능동적이고 발 빠르게 진행된다. NCC의 Naphtha 투입 비중이 100%일 경우 Propylene/C4 등의

추가 약세를 유발하나 LPG 투입 증가는 이의 생산 감소를 유발하기에 부수적으로 긍정적인 효과를 볼 수도

있다. Formosa Petrochemical은 최근 100% Naphtha 투입에서 LPG 투입을 10%~15%로 확 한다는 발표를

하였다. ‘16년 2월 상반월 인도 기준 LPG는 최근 $336/톤으로 ‘15년 12월보다 톤당 $100 하락했고 3월

이후에는 $300/톤 내외로 하락할 전망인데, 이는 ‘04년 가격 수준이다. 현재 Naphtha가 $365/톤이니 LPG

사용량은 꾸준히 증가할 것이다. 아시아 NCC업체의 Naphtha 투입량이 기존 100%에서 10%p~15%p 감소할

경우 일간 기준 50만배럴 내외의 Naphtha 소비가 줄어든다. 한국의 일간 Naphtha 생산량은 ‘15년 기준

68만배럴이고 수입량은 54만배럴이니 적지 않은 양이다. NCC에 긍정적인 상황은 당분간 지속될 것이다.

Naphtha/PE 추이


20

30

40

50

60

70

80

10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1

Naphtha 가격을 PE가격으로

나눈 비율이 하락하고 있음은

PE의 수익성 개선을 의미한다

(%)





ARAMCO의 원대한 계획

[‘25년까지 Refinery Capa 1천만배럴]

ARAMCO의 IPO 가능성으로 그 어느 때보다 ARAMCO에 한 관심이 높지만 별로 알려진 것은 없다.

직원은 5.44만 명이고 유가 $100/배럴 기준 일 매출액이 1조원 정도에 영업이익률은 80% 이상이라는 정도다.

그리고 장기적으로 단순 원유 판매에서 벗어나 판매 제품/상품의 고부가화를 노리고 있는 바, 이의 일차적

목표는 Refinery Capa 증가라는 정도이다.

ARAMCO는 Saudi내 291만배럴, 해외에 246만배럴로 Total 537만배럴의 Refinery Capa를 확보하고 있다.

‘14년 가동률은 84% 수준으로 높지는 않다. 고도화율은 20% 수준이나 ‘13년 이후 들어온 YASREF/SATORP

등은 Diesel Yield가 40%에 달할 정도로 고도화율이 높다. 지난달 ARAMCO의 CEO는 ‘25년까지 1천만배럴의

Refinery Capa를 확보할 것이라는 언급을 하였다. 현재의 두 배 수준이다 이는 실질적으로 외부에 원유 판매를

하지 않겠다는 것으로 실현 가능성은 매우 높다. 저유가 시기에 산유국이 유가 충격을 조금이라도 줄일 수 있는

유일한 방법은 원유가 아닌 제품 수출이기 때문이다. Capa를 1천만배럴로 확 하기 위해선 직접투자와

M&A가 병행될 전망이다. M&A의 경우 S-Oil 처럼 투입 원유의 100%를 ARAMCO에서 조달하게 하는

방법이 사용될 것이다. 특히 중국의 경우 Russia와 원유 수출 경쟁을 벌이고 있는 상황에서 CNPC의 Refinery

등의 지분을 확보하게 되면(Energy Tracker 247 참조) 안정적 원유 판매가 가능해지기에 중국 Refinery 지분

인수에 집중할 가능성이 높다. 최근 인도네시아 Pertamina와 37만배럴 Refinery 공동 투자에 합의하며,

ARAMCO는 투입 원유에 한 우선권을 확보했다. 신규투자와 지분인수를 통한 Capa확보가 각각 어느

정도인지 알 수는 없으나, 분명한 것은 ARAMCO가 아니면 ARAMCO 원유를 쓸 수 없는 시 는 분명 온다.

경쟁 역시 둔화될 것이다.

Saudi 정제 처리량 추이


900

1,200

1,500

1,800

2,100

2,400

2,700

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

(천배럴/일)





회복되고 있는 EU NCC

[‘15년 3분기 Ethylene 가동률 ‘08년 이후 최고치]

EU의 Ethylene 생산량은 ‘07년 2,182만톤에서 ‘13년 1,852만톤으로 -15.1% 감소했다. 이에 따라 EU NCC

가동률은 ‘07년 89.2%에서 ‘13년 77.6%로 하락했다. Ethylene Capa도 ‘07년 2,446만톤에서 최근

2,338만톤으로 108만톤 감소했으니 좋지 않음을 보여주고 있다. 가장 부진한 제품은 Butadiene이다. BD

Capa는 ‘10년 249만톤에서 ‘14년 276만톤으로 증가했으나 생산량은 동기간 208만톤에서 199만톤으로 오히려

줄었다. ‘14년 BD 가동률이 72.0% 수준이었으니 EU 포함 Global 기준 합성고무가 좋을 리 없다.

EU NCC는 더디지만 회복되고 있다. ‘15년 3분기 가동률은 86.3%로 ‘08년 3분기 이후 최고 수준을 기록하였다.

물론 미국과 아시아의 가동률 95% 수준보다는 낮지만 꾸준히 개선되고 있다는 점은 분명 긍정적이다. 다만

BD 가동률은 78.8%로 여전히 낮아 회복에는 좀더 많은 시간이 걸릴 것이다. BD 가동률이 Ethylene만큼

상승한다면 EU에서만 약 21만톤의 추가적인 물량 부담이 발생하게 되는데, 시장이 이를 소비하기 위해서는 약

2년 이상의 시간이 더 걸릴 것으로 판단한다. 역내가 아닌 역외에서 EU BD 잉여가 소비될 수 밖에 없는

상황에서 아시아의 연간 BD 물동량이 90~100만톤 수준이고 EU 수요는 정체를 보이고 있기 때문이다.

어쨌거나 Ethylene 시황 호조 속에서 가동률이 상승했다는 점은추가 생산된 Ethylene을 시장이 충분히

소화해내고 있다는 의미이기에 긍정 평가가 가능하다. EU Ethylene 가동률이 가장 높았던 시기는 ‘05년의

91.5%였다. 이 수준까지 가동률이 상승할 경우 추가적으로 생산 가능한 Ethylene은 연간 121만톤이다. Global

기준 증설이 많지 않기에 이 정도 물량은 충분히 소화 가능할 것이다.

EU Ethylene 가동률


60

65

70

75

80

85

90

95

100

04.1Q 06.1Q 08.1Q 10.1Q 12.1Q 14.1Q

(%)





‘16년 유가 흐름은?

[2분기가 막장일 가능성]

1월 17일은 Iran 국영 원유 운반기업인(NITC)의 설립 60주년 기념일이었고 16일은 경제 제재가 해제되는

날이었다. 38척의 VLCC를 보유하고 있는 NITC의 원유 운송 능력은 8,180만배럴로 세계 최 규모이고, 제재

해제 직후 약 $30억의 자금 조달이 이루어질 예정이라 하니 시장 복귀는 매우 빠르게 진행될 것이다. ‘15년

3월부터 12월까지 9개월 동안 NITC가 운송한 Oil/Gas의 양은 5,130만배럴로 부분 중국/인도 향이었다.

8,180만배럴의 VLCC가 Asia로만 운행한다고 하면 1회 수송에 60~70일이 소요되니 연간 운송량은 Asia향

기준 연간 4.5억배럴 내외일 것이다. 따라서 지금까지의 가동률은 매우 낮은 상황이다. 그러기에 NITC의

본격적인 영업활동은 유가에 부담이 될 수 밖에 없다.

1분기는 Iran의 등장이 부담이지만 2분기는 원유 재고가 부담이 될 것이다. 통상 북반구의 Oil Tank는 여름철

저장용량이 겨울보다 떨어질 수 밖에 없다. 아무래도 온도가 높아지면 원유의 Gas화가 진행되기에 원유를 일정

부분 빼줘야 하는 문제가 발생된다. 게다가 Iran의 원유 수출량 증가로 다른 경쟁국의 재고가 추가로 늘어날

가능성도 있어 2분기에는 원유 재고 문제가 본격화될 가능성이 크다. 여기에 Panama Canal 확장 개통이

4월이기에 4월 이후 전반적인 Commodity 가격의 추가 약세 가능성을 염두에 둘 필요도 있다. 북남미에서

Asia로 수입되는 Commodity의 운송 기간이 1/3 정도 줄고 일회 운송량이 3배 정도 증가하는 상황에서

수입상들이 과거처럼 재고를 많이 보유할 필요가 없어지기 때문이다. 하반기 유가의 Key는 ARAMCO IPO일

것이다. 이를 두고 “원유 시 의 종말”을 논하는 시각도 있으나, 10년 내 그런 일이 발생할 가능성은 없으니

딱히 고려할 바는 아니다. ARAMCO IPO가 Fundamental의 변화를 주진 않으나 적어도 수급상 변화를 줄

가능성은 열려있기 때문이다.

NITC 보유 선박의 인도 시점 기준 Capa 비중


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

96 02 03 04 07 08 09 12 13

NITC 보유 선박의 평균

년수는 인도 시점 기준 9.5년.

'08년 이후 인도 받은 선박 비중 57%

(%)





Hydrogen Price

[가격이 문제 될 수 없는 수준]

Benz는 ‘17년 초 Fuel Cell을 장착한 GLC를 5만 유로에 출시할 계획이다. Audi도 FCEV SUV를 출시할

예정인바, 연비 규제를 맞추기 위한 자동차 회사들의 EV/FCEV의 출시는 지속 증가할 것이다. 그러나 아직

풀어야 할 과제는 많다. EV는 충전시간과 주행거리, 그리고 냉난방시의 전력 소비로 인한 주행거리 단축 등이

넘어야 할 산이다. FCEV는 Hydrogen Station 보급이 관건이다. 주행거리는 이미 충분히 길고 충전시간도

2~3분으로 짧아 현재 운전자들의 운전 습관에 가장 부합하지만, 연료 보급이 가장 큰 문제다. 이를 위해

일본/독일/영국 등은 2020년 전후로 자국내 Hydrogen Station 설치 계획을 발표한 바 있는데, 계획 로 진행될

경우 FCEV의 비교우위를 넘어설 차량을 없을 것이다.

연료 가격 측면에서도 더욱 그러하다. Global 기준 Hydrogen 수출을 많이 하는 국가는 Netherlands와

Canada인데, 이들의 Hydrogen 수출 가격이 현재 형성되고 있는 Hydrogen의 국제 가격일 것이다. ‘15년 3분기

Canada의 Hydrogen 수출 가격은 $2.1/kg였고 Netherlands는 $2.4/kg이었다. 아무래도 천연가스 생산이 많은

Canada의 가격이 조금 더 저렴하다. 현재 출시되고 있는 차량기준 수소 1kg으로는 약 100km를 주행할 수

있다. 연비 13km/liter인 Gasoline 차량이 미국에서 100km를 주행하기 위해서는 Gasoline 7.7liter에 $3.84를

지불해야 한다. 미국 천연가스 가격 기준 Hydrogen 1kg을 생산하기 위해 투입되어야 하는 Methane 가격은

$0.22 수준이니 사실 연료 가격은 FCEV에 있어 큰 의미가 없다. 화석 연료를 통해 생산되는 전기는 “소비”

상이며 이의 생산을 위해 다른 “소비”를 유발한다. 그러나 Linde나 NEL의 계획처럼 풍력 발전을 통한 물의

전기분해로 Hydrogen을 생산하는 것은 소비가 아닌 “순환”적 개념이다. 그저 잠시 빌려 쓰는 것 뿐이며

Entropy를 증가시키지 않는다.

Canada/Netherlands의 Hydrogen 수출 가격 추이


1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

08.1Q 09.1Q 10.1Q 11.1Q 12.1Q 13.1Q 14.1Q 15.1Q

Canada Netherlands(USD/kg)





European Gas Grid

[Russia에 대한 Energy 의존 축소]

Ukraine 사태를 지켜본 EU 입장에서 가장 시급한 것은 Russia로부터의 Energy 독립일 것이다. 그러나 현실은

그렇게 만만치 않다. 이상적인 그림은 Gas 생산 국 Qatar로부터 Saudi-Syria를 거쳐 EU로 연결되는 Gas

Pipe Line을 건설하는 것이나 Russia의 복심인 Syria를 통과하기는 현실적으로 불가능하다. Iran이 얼마나 많은

Gas를 EU로 보낼지는 좀 더 지켜봐야 한다. Russia의 심기를 건드리며 Gas 수출을 확 하기는 쉽지 않을

것이기 때문이다. 어쨌거나 Syria의 합목적적 해결도, Iran을 통한 규모 Gas 조달도 거의 물 건너가는 듯한

상황에서 EU는 어떤 안을 내세울 것인가?

지난 19일 EU의회는 $2.17억의 자금으로 EU 국가간 국경에 Energy Infra 건설에 합의했다. 목적은 Russia에

한 의존도 축소이다. 이는 Energy 과부족 상황이 국가마다 다르기에 잉여의 합리적 활용 방안을 높이고, EU

서부 지역 LNG 수입량 증가 시 Gas가 EU내 원활히 공급되도록 하는 역할을 할 것이다. Gas는 Pipeline으로

조달 받는 것이 합리적이다. 그러나 향후 20~30년간 Gas 가격 약세가 전망되는 상황에서 LNG로의 도입은 큰

부담이 되지 않는다. 그리고 Russia 등의 주장으로 시행되고 있는 Oil linked Pricing은 오히려 지금 상황에서

Gas 수입국에게 더 유리하다. 어쨌거나 ‘16년 미국의 LNG 수출이 시작되는 상황에서 이 물량의 상당수는

Asia보다 EU로 향할 것이다. EU의 LNG 수입량은 ‘11년 상반기 Peak 이후 지속적인 감소세를 보이고 있으나

‘16년부터는 증가세로 전환될 것이다. EU가 역외에서 수입하는 Gas의 35.6%는 Russia산이나, 이 비중은 분명

시간이 갈수록 줄어들 것이다. EU 역시 Asia 처럼 LNG 수입이 증가할 가능성이 높다.

EU의 LNG 수입량 추이


1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1

(천톤)





도입 유가와 정제 마진

[긍정적이지 않다]

원유 도입가와 Spot 가격과의 Gap은 정유사의 실적을 결정짓는 가장 중요한 요소이다. 그러기에 유가 하락

구간에서는 이익이 악화되고 상승 구간에서는 큰 폭의 이익 개선이 가능하다. ‘15년 2분기가 그러한 긍정적

상황이 발생되었던 시기이다. 원/달러 환율도 주요 변수이다. 원/달러 환율 강세구간은 부정적이며 약세구간은

긍정적이다. 최고의 조합은 완만한 유가 상승과 원/달러 환율의 약세 구간이 같이 만나는 시기이다. 물론

최악의 구간은 유가 하락과 원/달러 환율의 강세 구간일 것이다. 있는 그 로의 의미로서 정제마진 중요성이

부각되는 시기는 유가와 원/달러 환율의 변동이 거의 없는 시기이나, 그런 상황은 사실 흔치 않다.

‘15년 12월 한국의 원유 도입 단가는 API30 기준 $44/배럴이었고 ‘16년 1월 셋째 주 수입단가는

$36.4/배럴이었다. 전월과 당월 원유가 섞여 투입되기에 1월 투입 원유 단가는 약 $40/배럴로 추정된다. ‘16년

1월 현재까지 평균 유가가 $28/배럴이고 이를 기반으로 한 Dubai Spot 기준 정제마진은 배럴당 $10 내외임을

감안하면 실질 투입가 기준으로는 이익이 발생키 어려운 상황이다. Delivery Lagging을 감안하면 현재 수준의

Dubai 원유가 도입되는 시점은 2월 중 후반으로 추정되며 이에 따라 2분기 이익은 1분기보다 분명 개선될

것이다. 그러나 LPG 약세로 인한 Naphtha의 추가 약세 전환 가능성이 있고, Diesel/Kerosene의 부진이

지속되는 상황에서는, 지속 가능한 추세 전환을 언급하기 어렵다. 현재와 같이 Gasoline 강세 구간에서 가장

수혜를 많이 보는 정유사는 Gasoline Yield가 가장 높은 미국 정유사들 뿐이다. 따라서 정유주는 유가와 환율을

근간으로 하고 부수적으로 정제마진 추이를 확인하며 Trading 관점에서 접근하는 것이 합리적이다. 그리고

WTI가 Dubai보다 높아지기 시작한 지 4달이 지나고 있지만 미국 Refinery 가동률은 여전히 90% 이상을

유지하고 있다.

정유 3사 정제 합산 영업이익과 Dubai Spot – 원유 수입단가 Gap 추이


‐20

‐15

‐10

‐5

0

5

10

15

20

‐20,000

‐15,000

‐10,000

‐5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

10.01 10.07 11.01 11.07 12.01 12.07 13.01 13.07 14.01 14.07 15.01 15.07

3사 정제 합산 영업이익(좌) Spot과 수입유가간 Gap(우)(억원) ($/b)





중국의 석유제품 수출은 계속 증가할 것인가?

[그러하다]

중국 경기 위축으로 인해 직접적인 영향을 받는 석유제품은 Diesel이다. ‘15년 4분기 중국 Gasoline 생산량은

YoY 7.9% 증가했지만 Diesel 생산량은 -1.3% 감소했다. 소비 부진에 의한 생산량 축소는 결국 수출 증가로

이어질 수 밖에 없다. ‘15년 4분기 중국 Diesel 수출량은 YoY 233.8% 증가했다. Gasoline 수출도 증가

추세이긴 하나 Diesel만큼은 아니다. Diesel은 확실히 부진한 경기 흐름을 타고 있다. 문제는 중국 Refinery

가동률이 높지 않다는 점이다.

‘16년 1월 중반 중국 주요 40개 Refinery의 평균 가동률은 76.4%로 매우 낮았다. 이들 40개 주요 Refinery들이

중국 전체 Capa의 77% 수준이기에 다른 설비들의 가동률 역시 낮으면 낮았지 높을 리 없다. 이런 상황에서 최

근 중국 정부는 석유제품 수출 Quota를 큰 폭으로 확 시켰다. ‘15년 중국 정부는 총 5회에 걸쳐 2,980만톤의

석유제품을 수출할 수 있는 Quota를 부여하였다. 이는 할당 Quota 기준 ‘14년 비 52.8% 증가한 수치이다.

당해 기간에 수출량을 채우지 못할 경우 다음 Quota로 이월되기에 언제 수출 물량이 폭 증가할 지 알 수 없

다. 다만 27개 Refinery들에 부여한 ‘16년 1차 Quota는 YoY 115% 증가한 2,093만톤으로 ‘15년 연간 Quota

의 70% 수준이다. 중국 정부가 석유제품 수출에 Quota를 두는 것은 내수 공급 우선 원칙을 고수하고 있기 때

문이다. 마진이 좋지 않은 내수 중심의 Refinery 정책을 유지하다 보니 가동률이 높을 리 없고 이에 수출

Quota를 꾸준히 늘려 주고 있는 상황이다. 향후 중국 Refinery의 가동률 상승분은 온전히 수출 전용 물량으로

출하될 가능성이 높다. 여기에 ARAMCO가 중국 Refinery 지분을 인수하겠다고 나선 상황이니, 수출 Quota

무력화 가능성을 배제할 수 없을 것이다. 내수에 이미 충분히 공급하고 있지만 가동률은 매우 낮으니, 이에

한 정책 안의 필요성은 시간이 지날수록 높아질 것이다. 이는 아시아 Refinery 수급에 있어 분명한 부담이다.

중국의 Diesel 순수출량 추이


‐1,200

‐900

‐600

‐300

0

300

600

900

1,200

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

(천톤/월)





Exxon’s View

[Gas]

ExxonMobil은 최근 발간한 “The Outlook for Energy”에서 Global Gasoline 수요는 ‘20년 이전 Peak를 찍고

추세 감소할 것으로 전망하고 있다. 특히 미국의 경우 현재 일간 900~950만배럴의 Gasoline 소비량이 ‘40년

600만배럴 미만으로 감소할 것이라 전망하는데, 연비 개선 때문이다. 필자도 이 의견에 200% 공감한다. 그리고

‘40년까지 연평균 0.7% 수준의 원유 수요 증가 전망으로는 절 유가 강세를 언급할 수 없을 것이다. 게다가

Crude 수요는 결국 산업용 Diesel에 의해서 결정되는 바, Commodity 약세가 지속된다면 이 수요 전망치 역시

하향 도달될 가능성이 높기에 향후 전망은 그리 낙관적이지 않다. 그렇다면 Exxon은 무얼 먹고 살 것인가?

Exxon이 가장 긍정적으로 보는 Energy는 Gas이다. Gas의 연평균 수요 증가율을 1.7%로 전망하며 ‘40년까지

Global 기준 화석 연료 수요 증분의 2/3가 Gas에 의해 조달될 것이라 보고 있다. 특히 운송 연로로서 Gas

소비량이 운송 Energy에서 차지하는 비중은 Global 기준 ‘14년 2%에서 ‘40년 5% 수준까지 성장할 것으로

전망하는 바, 이는 연평균 3.6%의 높은 증가율이다. 반면 운송연료에서 Crude Oil 비중은 ‘14년 94%에서

‘40년 89%로 추세 하락을 전망하고 있다. Exxon은 ‘10년 $470억을 투자해 미국 최 Gas기업인 XTO

Energy를 인수했고 ‘15년에는 Gas 전문기업인 BG Group 인수에 나섰으나 실패한 바 있다. XTO Energy 인수

후 미국 Gas 가격이 지속적인 약세를 보이며 인수 후 큰 재미를 보지 못하고 있는 상황에서도 BG 인수에 나선

것은 Gas 수요 성장에 무게를 두고 있는 것이 아닐까 판단한다. 필자가 Energy Tracker를 통해 지속적으로

주장하는 것 중 하나는 “인류는 Energy가 부족한 것이 아니다. 운송 연료로서 Crude 부족의 두려움을 느끼고

있으며 그러하기에 이에 한 안이 필요하다”이다. 운송연료로서 Gas 소비 증가 전망을 당위로서 격하게

지지한다.

Global Gas/Oil 소비 증가율 추이


‐3

0

3

6

9

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14

Gas Oil(%)





누구 좋으라고 감산을 하겠는가?

[당신이라면 하겠는가?]

지난주 미국 원유 재고는 840만배럴 증가한 4.95억배럴로 조만간 5억배럴을 넘어설 전망이다. WTI 선물 인도

지역인 Cushing 재고 역시 Record High 수준으로 ‘15년 미국에서 있었던 “Tank Top”(원유 저장 Tank의 한계

능력) 논란이 다시 재연될 가능성이 커지고 있다. 재고는 증가하고 있는데 왜 감산을 안 하는 것일까? ‘16년

하반기면 고비용 업체의 퇴출이 발생할 것이라는 Saudi의 최근 언급은 의도적으로 유가를 띄우지 않겠다는

의지로 해석된다. 그러니 감산하지 않는 것이다.

실질적인 세계 최 원유 수입 시장인 중국에서 Saudi는 고전하고 있다. ‘15년 중국 원유 수입량은 YoY 8.8%

증가했지만 Saudi의 중국향 수출량은 1.8% 증가에 그쳤다. 그 기간 Russia의 중국향 원유 수출량은 28.2%나

증가했기에 Saudi의 심기는 매우 불편하다. 이 상황에서 Saudi가 중국 Refinery 지분을 인수해 안정적인 원유

공급을 하겠다는 의지를 불태우고 있으니 경쟁의 강도는 더욱 심해질 것이다. Russia 역시 이런 변화를 앉아서

지켜만 보고 있지는 않을 터이니, 실제 중국 Refinery 지분매각 과정에서 Valuation 상관 없이 중국 Refinery

업체의 몸 값은 높아질 것이다. 우리의 왕서방들은 그런 상황을 충분히 즐기며 경쟁을 부추길 정도의 능력은

넘치고도 남는 분들이기 때문이다. 어쨌거나 감산은 없을 것이다. 감산 가능성을 언급하는 국가는

베네주엘라/쿠웨이트 등으로 시장에 미치는 영향력이 크지 않고 그저 그들의 바램을 가능성으로 언급하고 있다.

터지는 새우 등이 안쓰럽기는 하나 고래들이 새우를 신경 쓸 겨를이 없다. 특히 Saudi 입장에서 Iran의

재등장은 Russia보다 더 신경 쓰이는 존재인데, 심지어 이 둘이 친하기까지 하니 절 물러설 수 없을 것이다.

살기 위해 죽자고 덤벼드는 상황에서 합의와 타협은 존재하기 어렵다. 상처뿐이어도 이기는 것이 사는 것이기

때문이다.

중국 원유 수입시장에서 Saudi와 Russia의 M/S


0

5

10

15

20

25

30

09 10 11 12 13 14 15

사우디 러시아

중국은 이 상황을 오래

즐기고 싶을 것이다

(%)





OSP(Official Sales Price)의 의미가 있을까?

[딱히 없다]

Saudi가 OSP를 높이고 낮추는 것에 한 관심이 많다. 낮추면 긍정적이고 높이면 부정적이라는 인식인데, 유가

변동과 OSP 변동까지 살펴보아야 하니 정유는 참 볼 것이 많다. 그런데 OSP가 인상/인하되든 결국 그 추세는

유가 흐름에서 크게 벗어나지 않는다. 그리고 우리가 최종적으로 보고, 보아야 할 것은 한국의 원유 도입단가다.

유가 하락 구간에서 OSP를 아무리 낮추었다 하더라도 원유 도입단가는 Spot보다 높을 수 밖에 없는 상황에서

OSP 인하가 무슨 의미가 있겠는가? Spot가격과 OSP가 종합적으로 반영된 것이 결국 도입 유가이기에 이의

가격 흐름만 파악하면 된다. 골치 아프게 다른 것을 볼 이유가 없다. 주간 단위 한국의 통관 기준 도입 유가는

관세청 홈페이지에서 언제든 확인할 수 있다.

물론 OSP를 통해 Saudi의 원유 판매 정책을 확인할 수 있다는 정도의 의미 부여는 가능하다. 그러나 Saudi도

어찌할 수 없는 유가 흐름 속에서 OSP 역시 유가에 종속될 수 밖에 없다는 점은 달라지지 않는다. Saudi

OSP에 한 의미 부여가 필요 없는 또 다른 이유는 Saudi에서 수입되는 유가가 상 적으로 높다는 점이다.

비교 분석의 오차를 최소화하기 위해 한국 정유사들이 가장 많이 수입하는 API 31.3~28.4 의(전체 수입

원유의 33.6%) 원유만 놓고 보면 Saudi에서의 원유 수입 단가가 분명 높다. API 31.3~28.4 수입원유에서

Kuwait와 Saudi가 차지하는 비중은 ‘15년 기준 각각 42.2%, 28.1%이다. Saudi Arab Medium 원유의 API는

30.2, Sulfur 함량은 2.59%이고 Kuwait Blend 원유의 API는 30.2, Sulfur 함량은 2.72%로 거의 유사하다.

그러나 ‘15년 4분기 Saudi에서 수입한 원유 단가는 $45.2/배럴이고 Non Saudi 수입원유는 $42.6/배럴로

Saudi로부터의 수입 단가가 5.9% 높다. 여기에 OSP를 어떤 방법과 의미로 부여할 수 있을까? 잘 모르겠거니와

딱히 없을 것 같다. 우리가 한국 정유사를 평가하는데 있어 가장 중요한 것은 도입 유가와 유가의 방향성이다.

OSP의 의미는 없다.

API 31.3~28.4 대의 수입 원유중 Saudi 수입 원유의 상대적 할증률


‐6

‐4

‐2

0

2

4

6

8

10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01

(%)





Iran의 PE는 어디로 향할까?

[EU로 갈 것이다]

‘10년 Iran은 연간 40.3만톤의 PE를 EU로 수출했으나 ‘13년부터 수출량이 연간 3만톤 수준으로 급감했다. 경제

제재 때문인데, EU로 가지 못한 PE는 중국으로 향하게 되었고 ‘10년 71만톤이던 중국의 Iran산 PE수입량은

‘15년 162만톤으로 급증했다. ‘15년 기준 중국 PE 수입량의 22.2%가 Iran 산으로 1위인 Saudi와 큰 차이가

나지 않는다. Iran의 PE Capa는 400만톤 수준이고 ‘13년 기준 내수 소비량은 139만톤이었다. ‘14년 수출량

210만톤과 내부 소비 증가 등을 감안하면 ‘14년 기준 360만톤 정도가 내수와 수출로 소비된 것으로 추정된다.

재고를 감안치 않더라도 최소 90% 수준의 가동률을 보이고 있으니 제재 해제로 인한 추가 물량 부담은 크지

않다.

Iran은 EU로 수출하고 싶다. 이는 EU PE가격이 Asia보다 톤당 $300~$400 높고 지리적으로도 멀지 않기

때문이다. ‘15년 10월 누적기준 EU의 역외 PE 수입량은 262만톤이며 이중 중동의 비중은 52.4% 수준이나

Saudi가 중동 물량의 72.7%를 점하는 바 다른 국가의 비중은 의미 없다. Iran이 EU로 PE 수출을 재개하면

중국향 물량은 감소할 수 밖에 없다. 그리고 EU내 PE M/S 확 를 위한 Saudi/Iran간 경쟁은 절 적으로 높은

EU PE 가격이 Asia나 미국 가격에 수렴하는 수준까지 진행될 가능성이 높다. 이 상황에서 Asia NCC 업체는

나아진 수급 여건으로 인해 높은 마진을 지속적으로 향유할 전망이니 Iran의 등장이 나쁘지 않다. 최근

Aramco는 2월 Propane 가격을 1월 비 톤당 $75 인하한 $285로 제시했다. 3월 가격은 아마도 $200 초반

수준에서 결정될 전망인 바, 이제부터 Naphtha 투입을 줄이고 LPG 투입을 늘리는 NCC 업체들이 나타날

것이다. 3월부터는 NCC업체 전반적으로 LPG 투입이 증가할 것이며 이에 따라 Naphtha 가격도 추가 하락할

것이다. 1분기에 이어 2분기도 순항할 전망이다.

SU/US/Asia의 PE 가격 추이


1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

15.01 15.04 15.07 15.10 16.01

EU US Asia($/톤)





중국은 줄고 EU는 늘고

[EU는 낮아지고 아시아는 높아지고]

‘15년 3분기 EU NCC 가동률은 86.3%로 ‘08년 3분기 이후 최고 수준을 기록하였다. 그리고 ‘15년 10월 EU의

누적기준 역외 PE 수입량은 262만톤으로 YoY 9.8% 증가했다. 자체 생산도 늘고 수입도 증가했지만 EU PE

가격은 여전히 아시아보다 톤당 $400 정도 높다. 물류비를 감안하더라도 이정도 Gap이면 EU로 많은 물량이

집중될 수 밖에 없을 것이고 이런 상황이 심화될수록 EU 가격은 하락하며 Non EU 지역의 가격은 상승해

Arbitrage가 발생하지 않는 수준까지 가격 조정이 진행되어야 한다. 물론 ‘15년 6월 EU PE가격이 아시아보다

톤당 $800 높았던 시기와 비교하면 낮아진 수준이긴 하나 여전히 Arbitrage가 가능한 구간이다. 수요가

좋다라고 말 할 수 밖에 없는 상황이나 EU 경기가 그리 좋은 지는 잘 모르겠다.

한국의 EU향 PE 수출도 증가했다. ‘15년 4분기 EU향 PE 수출량은 YoY 144.8% 증가한 20.7만톤으로 사상

최고치를 기록했는데, ‘13년 한-EU간 FTA 타결 이후부터 수출이 증가하기 시작했다. ‘10년 한국 전체 PE

수출량 중 5.8%만이 EU향이었고 중국향은 54.4%였으나 ‘15년 4분기 EU 비중은 27.4%로 높아졌고 중국은

44.1%로 낮아졌다. 중국 비중이 낮아지고 있는 것은 판매처의 다각화를 통해 중국 Risk를 완화할 수 있다는

점에서 분명 긍정적이다. 물론 EU향 수출이 지금과 같은 속도로 계속 증가하지는 않을 것이다. Iran의

재등장으로 인해 경쟁이 치열해질 것이고 Arbitrage도 결국 사라질 것이기 때문이다. 허나 분명한 것은 이런

물류 흐름의 변화가 EU에는 PE 가격을 낮추는 효과를 줄 것이며 아시아에는 가격 상승 요인으로 작용해

궁극적으로 균형 상태가 될 것이라는 점이다. 이런 변화 등으로 인해 NCC업체의 실적 호조세는 당분간 지속될

전망이다.

한국 PE 수출의 EU와 중국의 비중 추이


0

10

20

30

40

50

60

08‐Q1 09‐Q1 10‐Q1 11‐Q1 12‐Q1 13‐Q1 14‐Q1 15‐Q1

EU 중국(%)





중국 CTO 가동률은 어느 정도 일까?

[30% 내외로 추정]

석탄으로 Ethylene을 생산하는 CTO 설비의 가동률이 얼마인지 알기는 정말 어렵다. China Coal이나

Shenhua의 상황 역시 좋지 않기에 이들이 계속 CTO 투자를 할 것이라고 보기도 어렵다. 다만 현재 PE Spread

상황에서 NCC 가동률을 낮출 이유가 없으니 NCC 가동률을 기준으로 CTO 설비의 가동률을 역산하는

방법만이 가능할 것이다. 정확하지는 않지만 략적인 감은 잡을 수 있다. 현재까지 알려진 바로는 중국 CTO

가동률이 30% 내외 수준이라는 정도뿐이다.

‘15년 중국의 연간 Ethylene 생산량은 1,741만톤으로 Ethylene Capa 기준 84.4%의 가동률을 시현하였다. NCC

가동률을 낮출 이유가 없기에 정기보수 등을 감안해 95%라고 가정하면 CTO 가동률은 18.0%로 추정된다.

NCC 가동률을 90%라고 하면 49.2%의 CTO 가동률이 나오니 아마도 그 중간 값인 33.6% 내외의 가동률이

유지되지 않았을까 판단한다. 이 수치는 News 등을 통해 나오는 CTO 가동률과 큰 차이 없으니, 이 수준을

넘지 않을 것이다. MTO는 어떨까? Methanol로 Ethylene을 생산하는 MTO의 Key는 Methanol 가격이다.

‘15년 12월 중국 수입 Methanol 가격 기준 Ethylene 1톤 제조에 투입될 원재료 가격은 약 $630이고 당시

Naphtha 가격은 $426/톤이었다. Methanol은 유가와 천연가스 급락에도 불구하고 톤당 $200 이상을 유지하고

있다. MTO 경제성 확보는 Naphtha 가격이 $1,000/톤 이상이 되어야 가능한데, 그럴 가능성은 높지 않다.

철강처럼 Ethylene 자급을 실현키 위해 정부 주도로 진행된 CTO/MTO는 유가 급락으로 인해 그 존재 가치를

위협 받고 있다. 고유가가 유지되어야 경제성이 나오는 설비들은 CTO/MTO외에 PDH와 OCU 등이 있다.

이런 “On Purpose Plant” 기술은 이미 수십 년 전부터 존재했으나 경제성이 조건부로만 발생했기에

NCC/ECC처럼 확산되지 못했다. 경제성이 생기게 된 계기는 고유가 때문으로 투자는 했으나 이미 버스는

떠나고 없다.

Ethylene 제조에 투입되는 Methanol과 Naphtha Cost


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01 16.02

Methanol Cost Naphtha Cost(USD/톤)





미국의 높은 Gasoline 재고가 문제가 되는 이유

[Lower RVP(Reid Vapor Pressure)]

최근 미국의 원유와 Gasoline 재고가 Record High 수준을 기록하고 있다. 물론 겨울철 정제 가동률이 하락하고

Gasoline 소비도 비수기이기에 재고가 증가하는 것이 일반적인 경우이긴 하나 과거 비 높은 것은 사실이다.

특히 원유의 경우 미국뿐 아니라 Saudi 역시 Record High 수준이기에 Global차원의 조정 과정이 2분기중

발생할 가능성이 높다. 감산 가능성도 높지 않은 상황에서 Saudi는 Iran의 M/S 확 저지를 위해 가격 인하

정책을 펼치겠다는 입장이니, 높은 재고와 맞물리며 유가는 쉽게 상승하지 못할 것이다. Event와 기 감에 의한

변동성 확 는 지속될 전망이니 유가 방향성 베팅은 하지 않는 것이 좋겠다.

미국의 높은 Gasoline 재고도 문제가 될 수 있다. 이는 여름과 겨울철에 사용되는 Gasoline의 성질이 다르기

때문이다. 기온이 높은 여름에는 Gasoline이 쉽게 기화되기에 Butane 등의 사용량을 크게 줄인다. 이는

Gasoline의 자연 기화를 억제해 여름철 발생하기 쉬운 Smog와 Ozone 등의 수준을 낮추기 위함이고 Gasoline

Tank의 압력도 낮출 필요가 있기 때문이다. 반면 겨울에는 낮은 온도로 인해 Gasoline 자연 기화의 양이

감소하기에 light한 Butane 투입량을 증가시킨다. 이의 기준이 되는 값을 RVP라 하는데, 여름에는 RVP를

낮추고 겨울엔 높인다. Refinery 입장에서는 3월부터 여름용 Gasoline 생산을 시작하는데, 그 전에 통상

Gasoline 재고를 낮추어야 한다. 겨울용 Gasoline 생산은 9월 중반 이후 시작된다. 따라서 지금부터 3월

초중반까지 미국은 Gasoline 재고 조정 과정을 거쳐야 한다. 이는 Blending용 Naphtha 수요도 감소시킬

것이다. 아시아에서는 3월부터 LPG가격이 톤당 $200 초중반 수준까지 하락할 전망이기에 NCC용 Naphtha

수요가 감소하게 된다. 필자는 꽃피는 봄이 오면 정제마진이 하락할 것이라는 전망을 꾸준히 유지한다.

미국 Gasoline 재고 추이


1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

05.1 06.1 07.1 08.1 09.1 10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1

(십만배럴)





Naphtha Yield가 높은 원유의 생산 증가는 추세

[Condensate와 Tight Oil]

최근 BP는 Energy Outlook 자료를 통해 Tight Oil의 Crude Oil 기준 생산비중이 ‘15년 4.5%에서 수준인 ‘35년

9.3% 수준까지 상승할 것이라는 전망을 하였다. 연평균 3.2%의 생산 증가율인데, 동기간 Crude Oil 생산

증가율은 0.8% 수준으로 보고 있다. Tight Oil의 API는 45내외로 Naphtha Yield가 일반 원유에 비해 높다.

Tight Oil인 Texas Eagle Ford의 경유 Naphtha 이상의 경질 제품 Yield가 45%~50% 수준으로 Brent의

35%~40%보다 10%p 높다. Brent의 API는 38.3으로 경질유이나 Tight Oil에 비하면 Heavy한 편이다. 현재

Tight Oil은 Heavy Crude의 Blending용으로 사용되고 있다. 이를 직접 처리하기 위해서는 Splitter와 같은 설비

투자가 필요하다.

‘15년 3월부터 ‘16년 1월까지 10개월간 Iran의 Condensate 수출량은 YoY 64% 증가했지만 일평균 수출량은

4.5만배럴로 절 량의 의미는 없다. 바다 건너 Qatar의 Condensate 생산량은 일간 100만배럴 이상으로 Global

No.1의 수출국이다. Qatar의 원유 매장량은 23억배럴이지만 Condensate 매장량은 223억배럴로 추정되고 있다.

한국은 ‘15년 일간 55만배럴의 Condensate를 수입했는데, 수입량의 51%는 Qatar산이다. Qatar의 Condensate

수출량은 Iran때문에 더 빠르게 증가할 것이다. Qatar와 Iran의 Condensate 생산 지역은 같은 바다로 누가

먼저 많이 뽑아내느냐가 관건이기 때문이다. Iran 제제 해제 이후 첫 원유 수출국은 한국이다. 지난 1월 12일

Condensate를 가득 싣고 Iran Asaluyeh 항을 떠난 32만톤급 VLCC Serena는 2월말 울산항에 들어올 예정이다.

‘15년 한국이 수입한 Iran Condensate는 91만톤이었으니 Iran Condensate 수출은 이제 시작일 뿐이다. BP의

전망처럼, 원유의 경질화는 피부로 느낄 만큼 빠르고 강하게 다가오고 있다. Condensate의 증가는 Naphtha의

증가를 의미하는 바, 이 역시 기승전NCC!

한국의 월간 Condensate 수입량 추이


20

40

60

80

100

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01

수입물량(좌) Qatar 수입비중(우)(천톤) (%)





Iran을 누가 제어할 수 있을까?

[높아지는 감산 기대감, 그러나 합의는 쉽지 않을 것이다]

최근 Iran은 제제 해제 이후 일간 원유 생산량이 40만배럴 증가했고 조만간 20만배럴의 추가 증산이 있을

것이라는 발표를 하였다. Total과는 일간 16만~18만배럴의 원유 수출에 합의를 하였다. 그리고 6개 국가의

Refinery 지분 인수에 관해 협상 중이다. 중국과는 $200억 자금 유치에 합의하였다. 원유 생산을 늘림과 동시에

고정 판매처를 확보하고, 장기적으로 안정적 판매처 확보를 위해 다른 국가의 Refinery 지분 인수에도 적극

나서고 있으니 Iran의 증산 욕구를 누가 억제할 수 있을까? Iran은 증산이 아닌 생산의 정상화를 요구하고

있으니, 이들의 요구를 무시하거나 외면할 명분을 찾기 쉽지 않을 것이다. 결국 감산은 Iran을 제외한

국가들에게 주어진 숙제인 바, Iran M/S 확 를 위해 판을 깔아 주기도 쉽지 않을 것이다.

Iran 원유 수출 건에 한 보험을 미국회사가 진행하고 있다는 뉴스가 있고 프랑스와는 평화적 핵개발을 위한

논의를 진행하고 있다. 비정상의 정상화가 진행되고 있는 Iran 입장에서 OPEC 전반의 감산 논의는 그들의

고려 상이 아니다. 만일 그러한 논의가 있다면 Iran은 ‘12년 이전 OPEC 체제로의 전환을 요구할 것이다.

국가 Quota부활이다. 이 경우 Iran은 당연히 증산이 필요하며 Saudi 등은 감산을 해야 한다. 지금은 OPEC이

전체 생산량에 한 조절을 하고 있다고는 하나 사실 유명무실하다. 국가 Quota 부활이 가장 합리적 안이나

Saudi 등이 이를 받아들일 리 없을 것이다. 그렇다면 누가 감산을 해야 하는가? Global 기준 OPEC의 원유

생산량은 41% 수준이다. 나머지 59%를 통제할 기관이나 조직은 없다. 저유가의 고통 속에서, 그래도 득을

보는 국가가 나와야 한다. 고통의 강도가 다르기에 Winner가 나올 때까지 이 상황은 지속될 것으로 전망한다.

Iran의 원유 수출량 추이


1,000

1,500

2,000

2,500

09.01 10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01

(천배럴/일)





한국/일본의 LNG 수입 감소

[장기 약세가 지속될 전망인 LNG]

‘15년 한국의 LNG 수입량은 YoY -10.1% 감소했다. ‘98년 -11.2%의 감소 이후 최 치 감소 폭이다. 일본의

‘15년 LNG 수입량 역시 -3.9% 감소한 8,851만톤 이었는데, 본격적인 원전 재가동 시 일본에서 최소 1천만톤

이상의 LNG 수입 감소가 발생할 전망이다. 일본 지진으로 Global 수요량 기준 6%~7%의 추가적인 수요가

발생했기 때문이다. 일본 원전 재가동은 Qatar나 호주와 같은 국가들에게는 재앙이다. 한국의 LNG 수입액은

‘14년 $314억에서 ‘15년 $188억으로 -40.2% 감소했는데, ‘16년에도 동일 수입량 기준 수입액은 $107억

수준으로 더 감소할 전망이다. 이는 ‘15년 LNG 수입 단가가 $10.5/MMBtu였으나 최근 $6/MMBtu 내외에서

가격이 형성되고 있기 때문인데, 호주와 미국의 수출 가세로 가격이 오를 일은 없어 보인다.

LNG의 Oil Linked Pricing 방법 감안 시 LNG 가격은 $5/MMBtu 수준까지 하락해야 한다. 사실 이 정도

가격에서 호주나 미국의 LNG 수출 업체는 돈을 벌지 못한다. 그러나 초기에 막 한 비용이 투하되는 LNG

사업의 특성상, 손해를 보더라도 가동을 멈출 수는 없다. ‘14년 연간 2,491만톤의 LNG를 수출한 호주는 ‘15년

4분기에만 917만톤의 LNG를 수출했다. 적자가 지속되고 있지만 가동을 멈출 수는 없기에 물량 확 로 부담을

완화하고 있는 것이다. 안타깝지만 호주의 LNG 수출 가능량은 지금보다 두 배 정도 더 증가할 것이고 이로

인해 LNG 가격 약세는 지속될 것이다. 원유는 감산 기 감으로 상승하기도 하지만, 그런 움직임이

LNG에서는 있을 수 없다. 신규 공급이 너무 많아 최소 ‘30년까지 공급 과잉 상황에서 벗어나기 어렵기

때문이다. Qatar 총 수출액에서 화석연료 비중은 ‘14년 기준 86.6%였고 화석연료 수출액에서 Gas가 차지하는

비중은 75.5%이다. “2022 Qatar World Cup”이 예정 로 진행될 수 있을까?

한국과 일본의 LNG 수입액 추이


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(억USD) 일본 한국





Lithium은 어찌될까?

[가격 강세를 보이고 있는 Lithium]

‘14년 Global Lithium 생산량은 3.6만톤 수준이었다. 생산국 1위는 호주로 물량기준 36.3%, 2위는 칠레로

36.1%이다. 매장량 기준 1위는 칠레로 Global 매장량의 55.5%가 염호 형태로 존재하고 있다. 최근 POSCO가

Lithium Carbonate를 량 생산하겠다는 기사의 내용이 바로 이 것이다. 한국은 ‘15년 기준 연간 1.6만톤의

Lithium Carbonate를 수입했는데, Global 수입량 기준 1~3위는 익히 짐작하시겠지만 한국/중국/일본 순이다.

Battery를 많이 만들고 있기 때문이다. ‘05년만 하더라도 미국이 압도적인 수입국 1위였으나 Battery의 성장으로

미국의 수입량은 감소세를 보이고 있다. 물론 향후 Giga Factory 가동으로 수입량은 다시 증가할 것이다.

미국 지질국(USGS)은 (경제성 기준으로)회수 가능한 Global Lithium의 매장량을 1,352만톤으로 추정하고 있다.

Tesla Model S 85kwh 급의 자동차를 연간 2천만 생산하는데 소요되는 Lithium의 양은 연간 28.4만톤

수준이다. Lithium 매장량 기준 47.6년을 쓸 수 있다. 물론 Lithium 가격이 많이 오르면 경제성 문제로

외면되었던 물량도 생산 가능하겠지만 문제는 역시 가격일 것이다. ‘15년 초 1톤에 $5,304에 수입되던 Lithium

Carbonate은 최근 $6,300으로 상승했다. EV에서 차지하는 Lithium의 Cost는 여전히 낮은 수준이나

GigaFactory와 같은 설비가 늘기 시작하면 가격은 많이 오를 수 밖에 없을 것이다. 바닷물을 언급하는 경우도

있다. 그러나 Energy Tracker 173에서 언급했듯이, 바닷물에 녹아있는 Lithium의 농도는 우리가 마시는 생수에

표시된 Mg 농도의 절반 수준이니 답이 아니다. 하고 싶은 것과 잘 하는 것은 분명 다르다. 한정된 자원인

원유에서 더 한정된 자원인 Lithium으로의 이전이 맞는 방향인지 여전히 잘 모르겠다.

Global Lithium 소비량 추이


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Battery Other(톤)





Potash 수요 부진

[인도의 가뭄으로 인한 수요 부진]

비료의 3요소는 질소/인/칼륨(NPK)이다. 질소는 요소 비료로 화학 반응을 통해 생산 가능하나 인과 칼륨은

오로지 광물 자원에서만 생산 가능하다. 칼륨(Potash) 같은 경우는 주로 북미와 러시아 등지에서 생산되며 인은

좀더 다양한 지역에서 생산되고 있다. 이중 독과점적 성격이 가장 높은 것은 칼륨으로 ‘13년 하반기 러시아와

벨라루스 두 국가의 표 칼륨 기업간 Cartel이 깨지며 가격 약세가 지속되고 있다. 그리고 다른 Commodity와

같이 과잉투자로 인한 공급 과잉은 여전히 현재 진행형이기에 가격 회복 역시 쉽지 않은 상태이다. Cartel 복원

역시 물 건너간지 한참 되었다.

아시아 Potash 가격은 최 수입국인 중국과 인도가 Canada 또는 Russia로부터 수입하는 계약 가격을

기준으로 형성된다. 그러나 최근 인도는 극심한 가뭄으로 인한 비료수요 위축으로 ‘16년 3월말까지 Potash

수입을 전면 중단하기로 했고 향후 수입 물량에 한 가격협상도 2분기말에나 가능할 것이라 밝히고 있다.

미국을 제외하고 세계 최 Potash 수입국인 Brazil과 China의 수입도 축소되는 상황이기에 Potash 가격은

지속적으로 약세를 시현할 전망이다. 비료 소비 감소는 당해 년도 작황 부진을 유발한다. 이로 인한 곡물가격

상승은 다음 해의 비료 수요 증 를 유발하기는 하나, 현재의 Potash 공급 과잉 상황으로는 쉽게 그런 흐름이

나타나기 어려울 것이다. ‘15년 12월 Canada Potash Spot 가격은 $295/톤에서 최근 $200 초반 수준까지

하락했다. 장마가 시작되기 전까지 현재 가격 수준에서 큰 변화가 발생할 가능성은 낮다. 한국에서 Potash를

수입하는 기업은 비료업체와 가성칼륨 업체가 있다. 원재료 가격이 많이 빠지게 되면 이를 사용하는 기업은

일단 긍정적 효과를 보게 된다. 유니드는 국내 유일의 가성칼륨 업체이다.

Potash Price


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(USD/톤)





LNG 수요를 늘려야 Qatar가 산다

[선박 연료로서의 LNG 수요 증가 전망]

‘15년 한국과 일본의 LNG 수입량은 각각 YoY 기준 -10.1%, -3.9% 감소했다. 세계 최 LNG 수입국인

일본의 점진적인 원전 재가동은 LNG 수입량의 꾸준한 감소를 유발할 것이기에 LNG 수출국 입장은 난감해질

수 밖에 없다. 이런 상황으로 인해 아시아 LNG Spot 가격은 최근 $4.65/MMBtu 수준까지 하락했다. 호주에

이어 미국도 조만간 LNG 수출이 시작될 것이기에 가격 상승 가능성은 거의 없다. 따라서 수요를 증가시킬 수

있는 방법을 찾아야 한다.

세계 최 LNG 수출국인 Qatar는 Shell, Maersk사와 함께 선박연료로 Fuel Oil 신 LNG 사용을 확 할

것에 한 개발 합의를 보았다. 꼭 LNG가 아니더라도 Sulfur의 배출을 줄이기 위한 규제는 지속될 것이기에

Fuel Oil이 아닌 다른 연료의 사용량은 분명 증가할 것이다. 문제는 가격이다. Diesel을 많이 쓰면 운반 비용이

증가하기 때문에 합리적 안이 될 수 없다. Global 기준 해상에서 사용되는 Marine Fuel의 양은 일간

720만배럴 수준이다. 만일 이를 LNG로 체한다면 연간 4.9억톤 정도의 신규 수요가 발생되기에 LNG 시장은

불황이 아닌 호황으로 급반전 될 수 있을 것이다. Global 기준 연간 거래되는 LNG가 2.3억톤 규모이기

때문이다. 그러나 아직 LNG를 사용할 수 있는 선박의 수가 많지 않고 기존 선박의 체 건조가 필요하기에

수요는 점진적으로 증가할 것이다. 선박 연료인 IFO 380의 현재 가격은 톤당 $180이기에 이를 근거로 한

Global 연간 선박 연료 지출 금액은 약 $700억 수준이다. 이를 LNG로 모두 체한다면 현재 미국 Henry

Hub Gas 가격 기준 $480억 정도의 비용이 들어간다. 물론 LNG Bunkering 과정에서 추가적인 비용 상승의

가능성은 있으나, 그렇다 하더라도 운송 연료로서 LNG 사용 확 는 환경 문제뿐 아니라 유가를 하향

안정화시키는 역할을 한다는 점에서 반드시 나아가야 할 방향이라 판단한다. 한국에서는 부산항과 울산항에서

LNG Bunkering Project가 진행/검토되고 있다.

1Barrel 환산기준 Fuel Oil과 Henry Hub Gas Price


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(USD/배럴) Fuel Oil Henry Hub Gas Price





RRR(Reserve Replacement Ratio)

[‘15년 0.67을 기록한 ExxonMobil’s RRR]

RRR(Reserve Replacement Ratio)은 E&P 기업의 영속성을 평가하는 지표로, E&P 기업의 당해 년 생산 원유를

분모에 신규 확보 원유를 분자에 두고 나눈 값이다. 1 미만의 RRR이 지속될 경우 기업의 영속성에 한

문제가 제기되고 신용등급이 떨어져 조달 금리가 상승하게 돼 신규 원유 확보를 위한 자금 마련이 어려워 질

수 있다. 한번 나빠진 상황은 가속적으로 악화되기에 RRR을 1 이상으로 유지하려 한다. 이는 현재 Exxon과

같은 Energy 기업들이 신규 원유를 확보 하지 않고 현재 확보된 원유만 생산할 경우 부분 16~17년이면 문을

닫아야 하기 때문이다. 그렇기에 Energy 기업들에게 있어 RRR은 매우 중요한 평가지표이다.

‘15년 Exxon의 RRR은 0.67이었다. 지난 10년간 Exxon의 평균 RRR이 1.15였음을 감안하면 ‘15년 신규

유전의 탐사/개발 활동이 크게 위축되었음을 알 수 있다. 이에 따라 Exxon의 생산 가능 연수는 ‘14년의

17.4년에서 ‘15년 16년으로 단축되었다. 신규 유전을 확보하기 위해서는 막 한 금액이 소요된다. 그러나

저유가로 E&P Capex 규모가 축소되고 있으니 Crude Reserve를 늘릴 묘수는 M&A말고는 딱히 없어 보인다.

당사는 ‘17년 2분기부터 유가의 완만한 상승세를 전망하고 있는데, 이는 E&P Capex 축소로 Global 기준

Crude Reserve의 감소가 ‘17년 상반기 중 본격 Issue화 될 것으로 보고 있기 때문이다. 이 상황에서 Exxon과

같은 Major기업들은 M&A를 통해 Reserve 확보에 나설 가능성이 높다. 신규 유전 개발을 위한

UCCI(Upstream Capital Cost Index)는 고점 비 -24.4% 밖에 하락하지 않았다. 유가가 1/4 토막임을

감안하면 여전히 E&P Capex 수준은 절 적으로 높다. 이런 상황에서 신규 투자가 확 되기는 어려울 것이다.

UCCI


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00 04 06.Q3 08.Q3 09.Q3 10.Q3 11.Q3 12.Q3 13.Q3 14.Q3 15.3Q





중국의 Ethane Cracker 진출?

[Ethane 가격은 분명 오를 것이다]

미국은 현재 세계 최 의 Propane 수출국이다. 과거 중동이 주름잡던 시장에서 최근 수년간 미국의 수출량

증가는 상상 이상이었다. 한국 역시 미국에서 Propane을 사오지 않았으나 ‘15년 8월에는 전체 수입량의

61.2%가 미국산이었다. ‘16년 4월 파나마 운하 확장 개통으로 미국의 Propane 수출량은 더 증가할 전망이다.

‘15년 하반기 미국 EPD의 Propane 수출 설비 확장 효과가 아직 충분히 발현되고 있지 못하기 때문이다. 미국

Propane 수출 증가는 아시아업체들에게 PDH가 돈이 될 것이라는 인식을 갖게 했다. Propane 가격이 하락할

것이기에 Propylene 생산을 통해 돈을 벌 수 있을 것으로 확신했다.

그러나 현실은 그리 녹록하지 않다. 물론 Propane 가격은 많이 하락했다. 동시에 Propylene 역시 PDH 등의

증가로 같이 하락했다. ‘16년 1월 한국의 미국산 Propane 수입 단가는 $393/톤이었다. 과거 겨울철 수입가가

톤당 $1,000 이상을 상회했음을 감안하면 분명 낮은 가격이다. 톤당 $393의 Propane으로 Propylene을

생산하면 비용이(원재료+제조비) 략 $600/톤 정도이다. 현재 아시아 Propylene 가격은 $596/톤이다. 이익을

남기기 쉽지 않다. 최근 중국의 SP Chemicals은 미국 Ethane을 수입해 65만톤 규모의 ECC 건설을 위해

Technip과 계약을 맺었다. Energy Tracker에서 지속적으로 언급하고 있지만 미국 Ethane 수출과 ECC 증설

규모 등을 감안하면 향후 3년내 미국 Ethane 생산량은 지금보다 80% 정도 증가해야 한다. 가격 상승 없이

이것이 가능할까? 미국 Ethane 생산량이 Propane보다 낮아 진 것은 Ethane 생산에 비용만 들기 때문이다.

이의 생산 증 를 위해서는 반드시 Ethane 가격이 올라야 하고 미국 ECC업체는 PE가격을 인상시켜야 할

것이다. 그게 맞다.

한국 Propane 투입 기준 Propylene Spread(원재료만 반영)


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(USD/톤)





Panama Canal 확장 개통과 Propane

[2분기가 기대된다]

‘10년 연간 544만톤이던 미국의 Propane 수출량은 ‘15년 3,573만톤으로 급증했다. 여기에 미국 최 LPG

수출기업인 EPD가 ‘15년 수출 목적의 LPG Capa를 77.8% 확 함에 따라 미국 Propane 수출 증가세는

‘16년에도 유지될 전망이다. ‘15년 기준 미국 Propane 수출량의 35.8%는 아시아로 향했는데, 한국/중국/일본이

전체 유입 물량의 86.6%를 차지했다. 특히 주목해야 할 점은, ‘14년 387만톤이던 아시아향 미국 Propane

수출량이 ‘15년 1,278만톤으로 급증했다는 점이다. 물론 이러한 급증의 이면에는 중동 체 효과도 있었으나

PDH 등의 수요 증가 요인도 반영되어 있다는 점이다. 그런데 미국 Propane 수출량은 2분기 이후 더욱 증가할

전망이다.

‘16년 4월 Panama Canal이 확장 개통된다. Gas는 운반비용이 많이 들기에 형선박으로 보내는 것이

합리적이다. 그러나 지금까지는 LNG Carrier 등의 Panama Canal 통과가 불가했기에 작은 배로 실어 나르거나

먼 거리를 돌아서 운송해야 했다. 그러나 4월부터는 운송 시간이 기존 50일에서(운하 통과 못해 우회할 경우)

30일로 단축되며 한번에 올 수 있는 양도 많아진다. 이런 Event가 Propane의 계절적 약세 시기와 맞물려

발생되기에 올 여름 Propane 가격은 새로운 저점을 형성할 가능성이 높다. Panama Canal 확장 효과가 어디

Propane에서만 발생하겠는가? 곡물/철광석/석유제품 등에도 영향을 줄 것으로 전망한다. 이는 운송 기간의

단축과 1회 물동량의 증가로 수입자 입장에서 재고 축소 과정이 필요할 것이고, 이는 전반적인 Commodity

가격의 약세를 유발할 수 있다는 점에서 예의 주시해야 할 것이다. 최근 유가가 많이 상승하며 추세 전환된

것이 아닌가 하는 기 감이 있으나, 딱히 변한 것은 없다. 생산량은 유지될 것이며 원유 재고는 Record High

수준을 갱신하고 있다. 감산 등의 기 감이 반영된 것이지만 “Fact”는 늦더라도 가격에 영향을 준다.

미국의 Propane 수출량 추이


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(십만배럴)

'15년미국의 Propane 수출량은

2~7위 국가의 합산 수출량 보다 많다





유가와 환율

[생각보다 나쁘지 않은 Russia와 Brazil Energy 기업들]

‘15년 미국 32개 주요 E&P업체의 영업적자는 $-1,472억이었다. Exxon은 ‘15.4Q에도 흑자가 발생하긴 했으나

‘13년 분기 평균 영업이익의 5.7% 수준인 $5.7억에 그쳤다. ‘15년 Saudi 외환보유고 감소액이 고점 비 $-

1,438억이었으니, 미국 E&P기업의 적자규모는 Saudi 상황과 유사하다. 두 나라의 원유 생산 규모가 비슷하기

때문에 그러지 않을까 추정해본다. 다른 나라들은 어떨까? 유가의 절 값이 크게 낮아진 상황이기에 다들

비슷하게 수익성이 악화되지 않았을까 생각하게 된다. 그러나 현실은 그렇지 않다. 환율이라는 변수를 고려해야

하기 때문이다.

Russia 루블화는 유가와 뚜렷한 상관관계가 있다. 유가가 강세면 절상되고 약세면 절하된다. 그러기에 Russia

E&P 기업들의 ‘15년 영업실적은 생각보다 나쁘지 않다. Russia Gazprom의 ‘15년 $기준 영업이익은 전년 비

-40.0% 감소했지만 루블화 기준으로는 -21.4% 감소에 그쳤다. Rosneft도 $기준으로는 ‘15년 영업이익이 YoY

-34.1% 줄었지만 루블화로는 -13.6% 감소했고 ‘13년 비 오히려 39.8% 증가했다. Brazil PetroBras도

마찬가지다. 아직 4분기 실적 발표가 안되었지만 3분기 누적으로 BRL 기준 영업이익은 ‘14년의 83% 수준이니

나쁘지 않다. 결국 현재 상황에서 가장 힘든 국가들은 고정환율제인 Saudi와 미국기업들이지 않을까?

산유국들의 일반적인 환율은 부분 $ 비 큰 폭으로 평가 절하되어 있다. 그러기에 자국 화폐기준 이익 감소

폭은 시장 우려보다 크지 않다. 그리고 Saudi는 국가 재정수입에서 Oil&Gas가 차지하는 비중이 80% 내외로

높으나 Russia와 Brazil은 ‘12년 기준 각각 30%, 3% 수준으로 높지 않다. 특히 Brazil의 경우 자국 원유

생산량보다 석유제품 소비량이 더 많기에 우려와 달리 유가 하락으로 인한 부정적 영향이 크지 않다. $가

소요되는 E&P투자만 줄이면 Russia 기업은 충분히 버틸 수 있다. 그러나 Saudi는? 급한 쪽은 Saudi가 아닐까

생각한다.

러시아 루블화/$ 환율과 브렌트유 추이


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(USD/bbl) (RUB/USD)브렌트유(좌) RUB/USD(우)





Saudi의 PDH

[생각보다 그리 좋지는 않다]

PDH 등의 “On Purpose” 설비 경제성은 유가 등의 외 변수에 달려있다. NCC에 비해 세가 되지 못한

이유는 상황에 따라 수익성이 극명하게 갈리기 때문이다. 특히 Propane을 생산하는 국가에서 PDH 설비의

수익성이 절 적으로 높지 않다면, 이를 수입해 생산하는 업체의 상황은 더 고민할 필요가 없을 것이다. 하지만

현재 Propylene 가격은 PDH 설비 증가 등의 영향으로 Ethylene 보다 좋지 않다. 그러기에 수익성은 Propane

투입 가격에 달려있다. 그러나 Propane 가격은 미국의 공급이 늘어난다고 하더라도 겨울에 비싸지고 여름에

낮아지는 특성이 있는 반면 PP는 그런 계절성이 뚜렷하지 않다. 수익이 난다고 하더라도 계절 편차가 극명하게

갈릴 것이다.

Saudi의 Advanced Petrochemical은 PP 50만톤 규모의 PDH업체이다. Propane을 수출하는 Saudi이니 PDH

수익성이 매우 높을 것이라 생각하기 쉬우나 현실은 그렇지 않다. 동사의 ‘15년 GP마진은 33.0%였고 ‘11년은

20.6%였다. ‘15년 수익성 개선은 온전히 원재료 가격 하락에 있지만, 여기에 함정이 있다. Saudi의 내수

Propane 공급 가격은 MOPJ(일본 도착 기준 Naphtha가격)에 약 30% 정도 할인을 적용해 공급하고 있다.

현재 Naphtha와 Propane 가격차가 $50/톤 수준임을 감안하면 Saudi PDH업체의 수익성을 일반화할 수 없다.

그런데 Advanced Petro.의 수익성은 ‘16년 더 낮아질 것이다. MOPJ 비 할인율이 기존 30%에서 20%

수준으로 낮아졌기 때문이다. 이정도 상황에서 GP마진은 15% 내외일 것이다. 그렇다면 한국의 PDH업체는

어찌될까? 지난 1월 한국의 Propane 수입단가는 톤당 $413이고 당시 PP는 $800/톤 수준이었는데, Operating

Cost 등을 감안하면 녹녹하지 않아 보인다. Gas로 석유제품을 만들겠다는 Gas to Liquid 같은 “On Purpose”

설비 역시 유가 $100 때에나 의미 있었다.

Saudi Advanced Petrochemical의 GP 마진 추이


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(%)(USD/톤) Spread GP마진





US Ethane Price

[Ethane 수출 시작 후 가격 급등, 추세가 될 것인가?]

“Ethane Rejection”은 생산된 천연가스에서 Ethane을 분리하지 않고 Methane과 섞어 판매하는 것을 의미한다.

이는 Ethane 가격이 낮아 천연가스에서 이를 분리하는데 들어가는 비용이 수익에 미치지 못할 경우 발생한다.

이런 현상이 나타나기 시작한 것은 ‘13년 초부터이고 이 시점부터 미국의 Ethane과 Methane 가격은 큰 차이

없이 동행하는 모습을 보이고 있다. 문제는 올해부터 미국의 Ethane 수출이 시작되고 ‘18년~’19년에는 규모

ECC 증설로 인해 Ethane 수요가 급증해 “Ethane Rejection”이 발생하면 안 되는 시점이 오게 된다. 수요가

증가하는데 공급을 늘리기 위해 필요한 것은 가격 상승 밖에 없다.

지난 주 Ineos가 17.3만 배럴의 Ethane을 첫 수출했다. 목적지는 EU이고 Ethylene 생산에 투입될 예정이다. 이

때문인지는 모르겠으나 ‘16년 2월 말 $111.5/톤이던 미국 Ethane 가격은 지난 주 $145.3/톤으로 30.4%

급등했다. 3분기부터는 EPD의 Ethane 수출이 시작되며 현재 미국 Ethane 생산량의 23% 수준이 수출될

예정이다. 이를 위해서는 하반기에 미국 Ethane 생산량이 급증해야 하는데, 문제는 가격일 것이다. 당사는

하반기 미국 EPD Ethane 수출이 본격화되는 시점부터 미국 Ethane 가격이 상승하고 이것이 미국 ECC업체의

PE 가격 인상 요인으로 작용할 것이라는 전망을 하고 있다. 미국의 Ethane 가격만 오르면 ECC Spread는

축소될 수 밖에 없기 때문이다. ‘16년 상반기는 Saudi Ethane 가격 상승이 Saudi 화학업체 수익성에 어떤

영향을 주며 그들의 가격 정책이 어찌될 것인지에 해 주시할 필요가 있고 하반기는 미국 ECC업체 응에

주목해야 한다. 물론 Ethane 가격이 오르지 않을 수 있다. 그렇다면 Ethane 수출 수요는 더 커질 수 밖에

없기에, 결국 시장은 새로 생긴 수출 수요를 반영해 가격을 산정할 것이다. 어쨌든 Ethane은 상승할 것이다.

세상에 영원한 것은 역시 없다.

US Ethane 가격을 Methane 가격으로 나눈 Ratio


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연어 전문점이 많이 생긴 이유

[Russia 때문이다]

과거에 흔하디 흔한 생선이던 갈치는 이제 큰 맘 먹고 구입해야 하는 생선이 되었고, 생태 역시 동해바다에

씨가 마른 지 오래 되었다. 지금이야 갈치는 세네갈산이고 동태는 역시 러시아산이 세임을 굳이 부정하지

않고 받아 들이고 있고, 세 를 넘어 변하지 않는 입맛 때문이라도 어여 동해바다에 생태가 복귀하기를 간절히

바랄 뿐이다. 그런데 연어는 좀 다르다. 필자는 연어를 딱히 선호하지 않고 그저 분식집 들르듯 가끔 가는 호텔

뷔페에서도 지나치거나 외면하기 쉬운 상이었다. 그런데 부지불식간 우리 주변에는 연어 전문점이 많이

생기고 있다. 우리가 연어를 언제부터 그렇게 많이 먹었던가? 수요 증가에 후행 해 나타난 공급 증가인가, 공급

증가가 소비를 강권하고 있는 상황인가?

결론은 후자다. 우크라이나 사태로 인한 서방 제재에 한 보복으로 Russia는 U.S., Norway, EU, 및 Canada산

식료품 수입 제한조치를 취하게 되는데 Russia는 Norway 수산물 단일 최 수입국이었기에 Norway 입장에선

응마련이 절실했다. 초기에는 벨라루스를 통해 Russia로 우회수출을 하면서 `14년 8-9월 벨라루스향 수산물

수출액이 기존 $300만에서 $900만으로 3배 가량 뛰는 등 `14년 전체 Russia향 물량은 48% 급감 했음에도

전세계 수출은 YoY 12% 증가한 $9.7억을 시현했다. 그러나 `15년 8월, Russia가 수입 규제를 원산지 기준으로

강화하면서 우회 수출조차 원천봉쇄 되었고 갈 길 잃은 북해산 연어 물량은 그 로 한국, 일본 등으로 넘어오게

된 것이다. 한국에 연어 전문점이 들어서기 시작한 시점도 바로 이 때다. 당시 Norway의 수출노선 다변화

정책으로 연어 직수입 가격은 kg 당 40크로네 이하였으나 현재는 수요 증가로 현지 연어가격이 60크로네까지

급등하였다. 행여나 Russia가 수입을 재개하기라도 한다면 가격 부담은 더 심해질 것이다. 우크라이나 사태가

연어에게까지 영향을 주고 있으니, 사소한 변화라도 그 내면에는 참으로 많은 이해 관계가 얽혀있다. 저렴할 때

많이 먹어두자.

한국의 연어 수입량 추이


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200

400

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800

1,000

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12.01 13.01 14.01 15.01 16.01

(천톤)





Iran발 물량 증가 Risk

[‘16년 하반기 가동 시작으로 Naphtha 약세 전망]

“Persian Gulf Star Oil Company” 주도로 진행되고 있는 36만배럴 규모의 Condensate Splitter Project가 ‘16년

하반기 가동될 예정이다. 이 회사는 ‘07년 초 설립되었고 ‘15년 11월 News에서 공정 진척도가 86%라고 하니

상업 생산이 시작될 때가 되었다. 동 설비에는 일간 23만배럴의 Gasoline과 8.8만배럴의 Diesel 등이 생산되어

주로 수출될 예정이다. 48만배럴 규모의 SIRAF Project는 ‘18년 완공되며 12만배럴 규모의 Pars Project까지

감안 시, Iran은 일간 96만배럴의 Splitter를 확보하게 된다.

초 경질유인 Condensate의 Naphtha Yield는 통상 60% 수준이고 수출국 1위는 Qatar이다. Iran의 경우

Condensate의 직접 수출 보다는 가공 후 Gasoline/Naphtha 등의 제품 수출을 하겠다는 계획인 바, 이로 인해

석유제품 수급에 영향을 줄 것이다. Persian Gulf Star 36만배럴 설비는 Gasoline 생산 목적이나 이를 위한

Reformer가 ‘17년 초에나 완공될 예정이기에 당분간은 Gasoline이 아닌 Naphtha 수출이 증가할 전망이다. 동

설비의 일간 Naphtha 생산량은 2.3만톤, 연간으로는 850만톤 수준인바, 이는 롯데케미칼의 국내외 NCC에

소요되는 Naphtha 구매량 규모이다. 이 정도 물량은 Naphtha 가격 약세에 분명한 영향을 줄 수 있다.

48만배럴 SIRAF Project는 Naphtha Target 설비로 ‘18년 완공 시 년간 1천만톤이 넘는 Naphtha가 생산된다.

Iran의 96만배럴의 Condensate Splitter Project에는 약 $50억 정도의 자금이 소요된다. 이 정도 규모를

Refinery로 건설한다면 약 $250억 내외의 자금이 필요하니 Iran 입장에서 매우 매력적인 Project가 아닐 수

없다. 당사는 산유국의 궁극적 목표는 원유 수출이 아닌 제품 수출이고 이는 결국 비산유국 Refinery에게

부정적 영향을 줄 수 밖에 없다는 입장을 유지하고 있다. ‘16년 하반기 Persian Gulf Star Oil Company의

영향을 예의 주시해야 한다.

한국의 Condensate 수입량 추이


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

06.01 07.01 08.01 09.01 10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01 16.01

(천톤)





US Ethane가격은 얼마나 오를까?

[AFPM Conference에서 현재 $133/톤에서 $371/톤까지 상승 전망]

최근 이 자료를 통해 꾸준히 주장하고 있는 것은 미국의 Ethane 가격 상승 가능성이다. ‘16년 하반기 미국

EPD의 일간 20만배럴 규모의 Ethane 수출 시작과 ‘17년 초 Sunoco Logistics의 일간 30만배럴 Ethane 수출

설비 완공과 미국 내 ECC 증설로 Ethane 수요가 급증할 것이기 때문이다. 수출 물량과 ECC 증설 물량 감안

시, 현재 일간 120만배럴 수준의 Ethane 생산량은 ‘18년 240~250만배럴 수준으로 두 배 이상 증가할 필요성이

있기 때문이다. 이 경우 가격 상승은 불가피할 것인데, 이런 상황에서도 ECC투자가 지속될 수 있을까?

어제 막을 내린 미국 AFPM Conference에서 현재 $130/톤~$140/톤인 Ethane 가격이 $371/톤까지 상승하며

수급 역시 Tight해질 것이라는 전망을 하고 있다. 미국 내에서 미국 산업 전문가들의 전망이니 가격 상승

수준은 논외로 치더라도 상승할 수 밖에 없다는 공감 는 분명한 상황이다. Ethane 가격이 톤당 $200 상승하면

PE Feed Cost는 톤당 $260 정도 증가하게 된다. 이 경우 ECC업체의 영업이익률은 현재 PE 가격기준 20%p

이상 감소하게 되는데, PE 가격이 상승하지 않으면 ‘18년 전후에 완공될 ECC설비의 투자회수 기간은 당초

예상보다 2배 정도 길어질 수 있다. 그리고 Ethane 생산량을 두 배로 늘릴 수 있는가에 한 고민도 필요하다.

현재 발생하고 있는 Ethane Rejection은 Ethane 가격이 상승하면 사라질 것이기에 40%~50% 정도의 자연

증분은 충분히 가능하다. 그러나 그 이상의 물량 증가는 Methane과 Propane의 수급 상황을 고려해야 하기에

그저 증가할 것이라고 하는 막연한 낙관적 전망을 하기 어렵다. 어쨌거나 낮은 Ethane 가격의 시 는 슬슬

마무리 되고 있다. 이런 변화가 Global 화학시장에 어떤 영향을 줄지 아직 확언하기 어려우나 경쟁자인 ECC의

수익성 악화가 NCC에 나쁠 리는 없을 것이다.

ECC와 NCC Spread 추이


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200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01 16.01

ECC Spread NCC Spread(USD/톤)





ECC라고 다 같은 상황은 아니다

[Ethane 자급률 그리고 가격]

최근 Ethane에 한 언급을 부쩍 많이 하고 있다. Ethane 관련 이슈가 많고 과거 수준처럼 ECC의 경쟁력이

높아질 가능성이 매우 높기 때문이다. 그렇게 보는 이유는 1)중동과 미국 외에 ECC를 하겠다는 업체들이 늘고

있어 지리적 이점에 기반한 절 적 가격 경쟁력이 약화되고 있고 2) 1)의 이유로 인해 Ethane 가격이 예전처럼

저렴하지 않을 것이기 때문이다. 물론 중동이 Ethane을 수출하지는 않을 것이다. 중동의 Ethane 가격이

국제가보다 절 적으로 낮은 이유는 보조금 지급 때문인데, 이런 Ethane을 수출하게 되면 WTO 위배라는

문제에 직면하기 때문이다. 그리고 Ethane 자급률도 중동 국가들마다 다 상황이 다르다. 그렇기에 ECC라고 다

똑 같지는 않다.

Saudi SABIC 화학 사업부의 GP마진은 20% 수준이나 Qatar QAPCO는 60%~70% 수준의 높은 수익성을

유지하고 있다. 수익성의 차이는 Ethane 투입률 때문이다. Qatar는 Global 1위의 LNG 수출국으로 Gas가 많아

ECC 투입 원재료는 당연히 Ethane이다. 그러나 SABIC의 경우 Ethane 투입률은 60% 수준이고 나머지는

Propane/Naphtha가 투입되고 있다. Saudi Ethane 1톤의 가격은 약 $86이고 Propane은 $280/톤이다. ECC에서

Ethylene 1ton을 생산하기 위해서는 Ethane은 1.3ton 정도가 필요하나 Propane은 2.4ton, Naphtha는 3ton

이상이 필요하다. Propylene/C4 등의 회수 설비가 없는 한 Ethane 비 Feed Cost는 6배 이상이다. 그리고

미국에서 Ethane을 수입해 공장을 돌리겠다는 업체들은, 향후 미국 Ethane 가격 상승 시, 딱히 안이 없을

것이다. 마치 겨울철 PDH와 같은 운명에 처해질 것이라 전망한다.

Qatar QAPCO와 SABIC의 GP 마진 추이


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10

20

30

40

50

60

70

80

11 12 13 14 15

(%) QAPCO SABIC





Iran의 제안을 EU가 받아들일까?

[무산된 Nabucco Project의 재검토를 요청하는 Iran]

‘15년 EU는 Russia로부터의 Energy 독립을 위해 “Energy Union”을 설립하였다. 이의 목적은 Russia로부터의

Gas 의존도를 줄이기 위함이다. 원유는 Russia외에 구매할 수 있는 많은 안이 존재하고 도입선 다변화로

인한 추가 비용이 들지 않으나 Gas는 그렇지 않다. LNG를 도입하기 위해선 막 한 설비투자가 필요하고

Russia외 지역에서 Gas Pipeline을 도입하기 위해서는 정치적으로 안정적이고 풍부한 Gas 매장량이 있는

국가와 협의를 해야 하나 현실은 그리 만만치 않다. ‘02년 EU 스스로 제안한 Nabucco Gas Project의 실패는

그래서 더 아프다.

Nabucco Project는 Azerbaijan/Iraq 등으로부터 Gas를 공급받아 EU를 관통해 북부유럽까지 연결되는 총 길이

3,893km의 원 한 Gas Pipeline Project였다. 그러나 Iraq 정세 불안과 충분한 공급 물량 확보 어려움 등으로

‘12년 주요 공급자인 BP가 Project에서 자진 탈퇴함에 따라 사실상 무산되었다. Nabucco Project의 남쪽

Project는 TANAP Project로 Turkey를 통과해 남부 유럽으로 향하는 ‘18년 완공 예정 Pipeline이다. 충분한

Gas를 확보할 수 있다면 Turkey에서 북부유럽까지 연결되는 Nabucco Project는 매우 매력적인 안이 아닐 수

없다. 그런데 최근 Iran이 Nabucco Project의 재검토를 요청하고 나섰다. Iran은 충분한 Gas 공급 능력이

있기에 현재 건설중인 TANAP에 Iran발 Pipeline을 연결할 수 있다면 유럽까지 Gas 공급이 가능하기 때문이다.

이렇게 되면 EU로 Gas를 수출하고 싶어하는 Qatar 등은 어려움에 처하고 Russia 역시 매우 난감해질 것이다.

그러나 미국과 EU입장에서는 안정적인 물량 확보만 가능하다면 그 Gas가 Iran산이든 Qatar산이든 딱히 신경

쓸 필요가 없다. Energy Route인 Syria를 통과하지 않아도 된다는 점은 서방입장에서 매력적인 안일 것이다.

Russia의 Pipeline Project 제안을 계속 거부해온 EU가 Iran의 제안을 받아들일까? 필자는 그렇다고 본다.

EU로의 Gas 공급을 위한 TANAP & Nabucco Project






US ECC Capital Cost

[지나치게 높다고 본다]

과격한 표현이긴 하지만 “지식의 근친상간”이라는 말처럼 Cyclical 산업의 투자 패턴을 잘 설명하는 말은 없는

듯하다. 몇 개 되지 않는 연구기관과 컨설팅업체로부터 시장 전망을 듣게 되는 많은 기업들은 결국 동일한

시기에 비슷한 투자를 하며 같이 힘들어지는 고난의 행군을 겪게 된다. 물론 다들 하는데 나만 안하고 있는

것에 한 불안과 어차피 버티면 된다라는 정신 승리의 자기 충족적 예언이 결국 맞아 떨어지기는 하지만

말이다. 과거 아시아의 PX 투자가 그러했고 미국의 ECC투자 계획도 마찬가지다.

Sasol은 루이지애나에 $210억 투자 계획을 가지고 있었다. GTL(Gas to Liquid)에 $140억, ECC $80억

투자이다. GTL은 천연가스를 Diesel 등의 석유제품으로 전환하는 설비인데, 이는 유가가 배럴당 $100

이상에서만 유의한 경제성을 가질 수 있으나 지금은 전혀 의미 없기에 GTL 계획은 철회되었다. 남은 문제는

150만톤의 ECC투자에 당초 계획인 $80억보다 많은 $89억이 소요된다는 점이다. ECC 150만톤의 매출액은 PE

기준 $18억 수준인데, 40%의 영업이익률을 시현한다고 해도 영업이익 기준 투자회수 기간은 12년이 넘는다.

Ethane 가격 상승으로 20% 수준으로 영업이익률이 하락하면 25년은 버텨야 할 터인데, 금액이 많아도 너무

많다. 이는 DOW CEO의 언급처럼 투자는 집중되나 인력은 없고 그러기에 투자 비용은 커질 수 밖에 없는

악순환인 것이다. 현재 건설중인 ECC는 외발 자전거이기에 진행될 수 밖에 없다. 하지만 ECC 120만톤에

$94억이 소요될 것으로 전망되는 Formosa와 아직 구체적 일정도 잡히지 않은 Williams가 ECC 투자를 계속

진행할지는 두고 볼 일이다. 최근 완공된 Braskem ECC 105만톤에는 $52억이 투자되었다. 이 역시 많다.

Sasol은 최근 루이지애나 설비 완공 시점을 ‘18년에서 ‘19년으로 1년 지연한다는 공식 발표를 하였다.

US Ethane Price


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100

200

300

400

500

600

700

800

10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1

(USD/톤)

Ethane은

오를 일만 남았다





Condensate Splitter와 Topping Refinery

[원유의 경질화가 불러온 변화]

API 55 이상의 Condensate는 일반적인 CDU에서 처리가 불가능하다. 인화점이 낮아 기존 설비에 이를 직접

투입할 경우 타버리는 문제가 발생하며 열전달 효율도 낮춰 Blending용으로 사용될 뿐이다. 그러기에 CDU에

투입되는 원유의 API는 통상 큰 변화가 없고 Condensate의 처리를 위해서는 Splitter가 필요하게 된다.

Topping Refinery는 매우 초보적인 CDU이다. Upgrade 설비가 없고 수익 창출도 어렵지만 최근 미국에서는

Topping Refinery 투자가 진행되고 있다. API 45 수준의 Shale Oil 생산이 증가했기 때문이다.

현재 미국에서는 28.5만배럴의 Condensate Splitter가 가동 중이며 ‘16년에 8.5만배럴이 추가되고 ‘18년까지

30만배럴 정도가 더 가동될 전망이다. Topping Refinery는 ‘15년 5만배럴, ‘16년 19만배럴이 신규 가동된다.

Global 기준으로는 ‘10년 160만배럴인 Condensate Splitter Capa가 ‘20년 400만배럴을 상회할 전망이다.

한국이 많이 수입하는 Qatar Condensate의 경우 Residue Yield는 2.4%로 낮으며 Full range Naphtha Yield가

58%, Kero/Diesel이 36.2%에 달하고 운전비용이 낮아 설비 효율성이 매우 높다. Iran South Pars Condensate의

경우 Naphtha 47%, Kero/Diesel 45% 수준이니 굳이 Iran이 CDU 투자에 적극적일 리는 없을 것이다. Refinery

투자는 Splitter 이후에 해도 늦지 않을 것이다. 이런 변화들이 아직 피부로 와 닿지 않을 수 있지만 시간을

두고 분명한 영향을 줄 것이다. 한국에서도 한때 천 받던 Topping Refinery 급의 설비가 설치될 가능성을

배제할 수 없을 것이다. 원유의 경질화로 인한 Naphtha 생산 증가와 이로 인한 구조적 약세 가능성을 다시

한번 더 확신한다.

Condensate와 일반 원유의 최종 제품 Yield


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20

40

60

80

100

Iran South

Pars

Qatari NFC II Russ Purovsky Eagle Ford WTI Urals NEW

(%) Naphtha Kero Gasoil Residue





Russia와 Saudi, 그리고 환율

[Soviet 해체 시기와 지금]

‘79년 2차 오일 쇼크 이후 ‘85년까지 국제 유가의 상하단 변동은 Dubai 기준 배럴당 $27.5~$35.7 에서

움직였다. 그러던 것이 ‘86년 $13.1로 급락하며 ‘89년까지 $17을 넘지 못한 상태에서 4년간 저유가가

지속되었다. ‘85년 일간 1,587만배럴이던 OPEC의 원유 생산량은 ‘86년 ‘1,852만배럴로 YoY 16.7% 급증했고

‘89년까지 2,218만배럴로 4년간 연평균 8.7%의 생산 증가율을 시현하였다. 불과 7년 전인 ‘79년 오일 쇼크를

일으켰던 OPEC의 행동과는 너무 상이했다. 동기간 연평균 0.5%의 생산 증가율을 시현한 Soviet와도 별된다.

Non OPEC 역시 동기간 연평균 4.9% 원유 생산 증가율을 시현하였다. 역설적인 것은 이 기간 Global

정제처리량과 원유 소비 증가율이 각각 2.7%, 2.6% 수준이었으니, 사실상 OPEC이 유도한 저유가 시기였다.

‘86년부터 ‘90년까지 5년간 지속되어온 Global 원유 생산 증가율은 ‘91년 -0.3%로 감소되었고 ‘95년까지

1%내외의 낮은 생산 증가율을 시현하였다. 러시아는 ‘86년 시장경제체제를 받아들였고 ‘91년 말 해체를

공식화했다.

Soviet의 인당 GDP는 유가 하락 영향으로 ‘85년 $9,300에서 ‘90년 $6,871로 역성장하였다. Soviet 붕괴의 가장

큰 문제는 유가 하락과 더불어 당시 유지되었던 고정환율제 영향도 적지 않았음을 부인할 수 없다. 고시 환율과

실거래 환율의 Gap이 확 됨에 따라 물가는 폭등하고 외화는 급격히 감소되었다. Saudi는 최근 보조금 축소와

세제개편 등으로 $1,000억 수준의 재정을 확보하겠다는 발표를 하였다. 문제는 Saudi 역시 고정환율제이다.

‘92년부터 변동환율제인 Russia는 유가 하락폭만큼 Ruble 평가절하로 Energy기업들의 Ruble화 기준

영업이익은 큰 변동이 없다. 허나 Saudi는 ‘15년에 이어 올해에도 $1,000억 이상의 재정적자가 발생할

전망이다. Saudi가 지금 환율제를 계속 유지할 수 있을까?

Russia Energy 기업인 Rosneft와 Gazprom의 Ruble화 기준 영업이익


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2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

(억RUB) Rosneft Gazprom





증가하고 있는 EU의 Ethylene 물동량

[과거 호경기 시절 수준까지 거의 회복]

‘15년 4분기 EU의 Ethylene 설비 가동률은 87%로 ‘08년 이후 가장 높았고 생산량은 YoY 10.7% 증가했다.

Propylene과 BD 생산량도 YoY 각각 8.0%, 16.2% 증가했다. EU Naphtha 가격이 아시아보다 10% 정도

낮지만 PE가격은 아시아보다 18% 정도 높으니 현재 상황은 생산 가능한 최 물량이라고 봐도 무난할 것이다.

현재 EU의 PE Spread는 $1,030/톤으로 Asia의 $783/톤보다 절 적으로 높다. 이 상황에서 굳이 가동률을

높이지 않을 업체는 없을 것이다.

더 긍정적인 것은 물동량 역시 증가했다는 점이다. EU의 Ethylene 수출은 부분 역내 교역용이고 일부가

Asia로 유입되고 있다. ‘08년 이전 연간 320~330만톤 수준이던 EU내 Ethylene 교역량은 ‘13년 258만톤으로

‘06년 고점 비 -22.3%나 감소했다. ‘13년 EU Ethylene 생산량이 ‘06년 비 -12.6% 감소한 것을 감안하면

결국 수요 부진이 생산활동을 위축시킨 것이다. 그런데 ‘15년 EU내 Ethylene 교역량은 전년 비 13.3% 증가한

320만톤으로 이전 고점 수준에 거의 근접하였다. 반면 ‘15년 EU Ethylene Capa는 ‘07년 비 -4.4%

감소했으니 교역량이 동일하다면 수급이 매우 Tight해질 수 밖에 없을 것이다. 이런 변화가 Asia나 북미에 비해

EU PE 가격이 18% 정도 높게 형성되게 하는 근거를 제공하고 있다. 만일 EU Ethylene 가동률이 더 올라갈 수

없고 경기 회복이 진행된다면 EU는 역외 물량을 수입해야 할 것이며 이는 Global 화학시황에 있어 매우

긍정적인 역할을 할 것이다. 지리적으로 가까운 중동의 EU향 물량이 증가하면 Asia로 유입되던 중동 물량이

감소하기에 연쇄적인 가격 상승을 유발할 수 있기 때문이다. 여기에 하반기 미국 Ethane 가격 상승으로 미국

PE 가격마저 인상된다면 더할 나위 없이 좋은 상황이 형성될 것이다. 더디지만 EU의 경기회복을 지켜볼

필요가 있다.

EU Ethylene 수출량 추이


150

200

250

300

350

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

(만톤)





Diesel을 어찌하나

[Diesel이 주도하는 정제 마진 약세]

‘16년 초 중국 정부는 2,100만톤의 석유제품 수출 Quota를 부여했고 4월 초 추가로 1,400만톤을 할당하였다.

‘15년 중국 정부가 2,980만톤의 석유제품 수출 Quota를 부여했으니 ‘16년 상반기까지 수출 가능량은 ‘15년

연간 수준을 넘어섰다. ‘15년 중국의 석유제품 수출량은 3,579만톤으로 Quota 한도보다 많으나 Jet

Kero/Bunker C 등의 Bunkering 수요를 감안하면 수출량은 Quota 한도 범위 내에 있는 것으로 판단된다.

‘16년 중국 석유제품 수출량이 ‘15년 보다 두 배 이상 증가할 가능성은 여전히 높다. ‘16년 1~2월 누적기준

중국 Gasoline과 Diesel 수출량은 YoY 기준 각각 33.8%, 206.4% 증가했다.

신규 할당된 1,400만톤의 석유제품 수출 Quota 중 Diesel과 Gasoline은 각각 571만톤, 558만톤이다. ‘15년

연간기준 중국의 Gasoline 수출량은 590만톤, Diesel은 716만톤이었으니 이런 추세로 수출 Quota가 증가하면

규제로서의 수출 Quota는 사실상 의미가 없을 수도 있다. 당사는 중국 수출 Quota가 결국 사라질 것이며 이에

따라 역내 중국 석유제품 수출량 증가로 인한 정제마진 약세 가능성을 지속적으로 주장하고 있는 바, 시간이

지날수록 더더욱 그러할 것으로 확신한다. ‘15년 말 배럴당 $11까지 상승했던 정제마진은 최근 $5.5/배럴

수준까지 하락했다. Gasoline은 좋으나 Diesel/Kero의 부진이 전체 수익성을 악화시키고 있기 때문이다. ‘15년

한국은 일간 42.3만배럴의 Gasoline을 생산했고 Diesel/Kero 생산량은 133.7만배럴이었다. Gasoline 수익성이

아무리 좋다 하더라도 Gasoline만으로 수익성 개선을 이끌 수 없다. 이런 구도 하에서는 미국 Refinery가 가장

좋고 한국/EU 등의 Refinery에게는 분명 부정적이다. ‘16년 하반기는 Iran Persian Gulf Star Oil의 36만배럴

Condensate Splitter 가동으로 Naphtha 약세가 발생할 전망이다.(Energy Tracker 320번 참조)

한국의 Gasoline과 Diesel/Kero 생산량 추이


500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

10 11 12 13 14 15 16

Gasoline Diesel/Kero(만배럴/월)





중국의 Gasoline

[재고 증가로 인한 수출 증가 가능성 높음]

중국의 석유제품 수출 Quota 확 에는 재고 증가라는 문제가 있어 보인다. “보인다”라는 단어를 선택한 이유는

중국의 석유제품 재고를 정확히 알 방법이 없기 때문이다. 아마 그들도 정확히 모를 것이다. 그러나 석유제품의

생산/유통을 국영기업이 책임지고 있기에 적어도 수요/생산량은 확인 가능하며 이를 통해 재고의 증감 여부와

추세를 추정할 수 있다. ‘15년 12월 기준 중국의 Gasoline 재고는 Record High 수준으로 추정되며 ‘16년 1월

Gasoline 생산량도 Record High를 기록했기에 ‘16년 1분기 중에도 Gasoline 재고는 지속 증가했을 것이다.

통상 춘절 전후로 Gasoline 수요가 부진하기 때문이다.

‘10년 중국의 Diesel 비 Gasoline 생산비율은 48.2%였으나 ‘16년 1~2월 누적기준 72.6%까지 상승했다. 경기

부진으로 소비 역성장이 나타나고 있는 Diesel 신 Gasoline 생산 Yield를 ‘10년 18.1%에서 최근 23.9%까지

높였기 때문이다. ‘10년 1월을 기점으로 중국의 Gasoline 생산량에서 소비량과 순수출량을 차감한 값의

누적치를 “Gasoline재고”의 Proxy로 보면 ‘15년 12월 기준 중국 Gasoline 재고는 1,060만톤이다. ‘15년 중국

일평균 Gasoline 소비량이 274만배럴이었으니 약 33일치의 재고량이고 YoY 39.8% 증가한 값이다.(이 계산은

‘10년 이전의 재고량을 “0”으로 가정하였다.) ‘16년 1~2월에도 Gasoline 재고는 증가하였을 것이기에 2분기

중국발 Gasoline 수출은 늘어날 수 밖에 없는 상황이다. 같은 방식으로 추정한 ‘15년 12월 중국 Diesel 재고도

YoY 44.6% 증가하였다. 중국 정부의 석유제품 수출 Quota 확 는 재고 증가라는 현실적인 문제가 크게

작용했을 것으로 판단한다. ‘16년 1~2월 누적기준 중국의 Gasoline 생산량은 YoY 11.9% 증가했으나 Diesel은

1.2% 증가에 그쳤다. 분명한 쏠림이 발생하고 있다. 쏠림은 결국 균형점을 만드는 Trigger 역할을 하게 된다.

중국의 Gasoline 순수출량과 “생산 – 수요량” 차감값의 누적치


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0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

10 11 12 13 14 15 16

Gasoline 순수출(우)

Gasoline 생산 ‐ 수요량의누적치(좌)(천톤) (천톤)





Saudi가 원유 생산량 동결에 적극적으로 나설까?

[그렇지 않다고 본다]

‘15년 Russia의 원유 수출량은 YoY 9.2% 증가했고 Saudi는 4.0% 증가하였다. Russia 원유 수출 증 의 부분은 세계 최 시장인 중국에서의 점유율 확 때문이기에 Saudi가 이를 관망하지는 않을 것이다. Iran

역시 중국으로의 수출량을 늘리겠다는 입장이기에 Saudi로서는 분명 어떤 안이 필요한 상황이다. 게다가 Saudi에게 더 큰 문제는 현시점에서 원유 생산량을 늘리지 않는다면 재고 소진 속도가 빨라지게 되며 내부 소비 급증으로 어쩔 수 없이 수출을 줄여야 하는 여름이 곧 다가온다는 점이다. 그렇기에 원유 생산 관련 합의를 통해 Saudi가 얻을 것은 딱히 없어 보인다. ‘16년 1월 Saudi는 일간 1,023만배럴의 원유를 생산했고 수출과 자가소비로 1,060만배럴을 사용했는데, ‘15년 11월부터 올 1월까지 석 달 연속 원유 생산보다 “수출+소비”량이 더 많았다. 이에 따라 원유 재고가 지속 감소하고 있다. 문제는 더워지는 날씨로 인해 5월부터 발전용 원유 소비가 증가하며 7~8월 Peak를 찍기에 증산하지 않으면 수출량이 감소하는 Dilemma에 처하게 된다. 지금도 생산보다 소비(수출+자가수요)가 많은데, 내부 발전용 원유 소비 증가로 인한 수출물량 감소는 M/S 유지가 목표인 Saudi가 절 적으로 피하고 싶은 상황이다. 그리고 아래 그래프에서 확인되듯 발전용 Direct Use 증가로 7~8월 원유 생산량 비 수출 비중은 과거 70% 이상에서 ‘14년부터 70% 미만으로 하락했다. 소비를 줄이거나 생산을 늘리지 않으면 이런 상황은 시간이 갈수록 심화될 수 밖에 없다. 여름이 다가 오는 상황에서 증산이 없으면 Saudi 원유 수출량은 올 여름도 어김 없이 감소할 것이다. 설령 유가가 오르더라도 M/S빠진 다음에라야 무슨 소용이 있을까? 두엄 밭에 굴러도 저승보다 이승이 낫고, 유가가 빠져도 M/S 높은 것이 낮은 것보다 좋다. Iran을 보고 있자면 이런 생각이 더 들게 된다. 물리적 구속력 없는 도하회의는 예상 로 결렬되었다. Saudi 입장에서는 합의에 최선을 다한 듯한 모습을 보이며 Iran을 끌어들였으니 실패의 책임을 Iran에게 떠 넘긴듯한 모습이다.

Saudi의 원유 Direct Use와 원유 생산량 대비 수출 비중 추이


60%

65%

70%

75%

80%

85%

0

200

400

600

800

1,000

09 10 11 12 13 14 15 16

Direct Use(좌) 원유생산량대비 수출 비중(우)(천배럴/일)





Diesel의 역습

[개선되기 어려울 것이다]

EU는 Diesel을 선호했다. Global 기준 Gasoline 소비량 비 Diesel의 소비비율은 1.5이나 EU 평균은 4배이다.

특히 France/Spain은 Diesel 소비량이 Gasoline보다 6~7배 더 많다. UK/Germany/Italy도 3.0이고 한국은

2.0으로 Diesel 소비량이 Global 평균보다 많은 국가이다. 미국은 0.7 미만으로 Gasoline 소비량이 더 많다.

EU의 Diesel 사랑은 향후 바뀔 수 밖에 없을 것이다. Volkswagen 연비 사건이 기폭제 역할을 하고 있고 ‘20년

이후 있을 자동차 배기가스 배출 규제로 인해 변화가 불가피하기 때문이다. 그리고 ‘20년 이후 Diesel 차량의

Paris 진입은 아마도 불가능해질 것이다.

‘12년 EU는 일간 29.2만배럴의 Diesel을 역외에서 순수입했고 ‘15년에는 60.4만배럴을 순수입했으니

증가율로만 보면 나쁘지 않은 수치이다. 그러나 EU를 둘러싸고 있는 Russia/US/Saudi/Kuwait/India 5개국의

Diesel 수출량은 동기간 일간 255만배럴에서 322만배럴로 EU 순수입 증가분을 두 배 이상 상회하였다. ‘12년

까지는 중국 등이 Diesel 순수입국이었고 Commodity 가격 강세로 나쁘지 않은 수급이었으나 ‘13년부터 중국의

Diesel 순수출 전환과 ‘14년 하반기 Commodity 가격 약세로 인한 수요 부진 영향이 실질적인 공급 과잉

상황을 가감 없이 드러냈다. 일본을 제외한 Asia 부분의 Refinery와 EU Refinery는 Diesel Yield가 Gasoline

비 절 적으로 높기에 쌓여가는 Diesel 재고를 보며 가동률을 높이기도 어려울 것이다. EU Refinery

정제처리량은 ‘05년 Peak 이후 ‘14년까지 줄곧 감소세를 유지해왔으나 ‘15년 전년 비 5.7% 증가하는 반전을

시현했다. 지금부터의 문제는 Diesel 재고 증가로 인한 부담과 정제마진 악화를 무엇으로 만회할 수 있을까인데,

Gasoline만으로는 역부족일 것이다. 분명한 것은 Diesel 억제의 정책 방향성은 강화될 것이고 이에 한

Refinery의 변화가 요구될 것이다.

Share of New Passenger Cars in EU with Diesel Engine


0

10

20

30

40

50

60

70

80

(%)





Saudi의 증산 가능성은?

[높다고 본다]

‘16년 2월 Saudi의 일간 정제처리량은 267만배럴로 Record High를 기록하였고 석유제품 수출량도 일간

155만배럴로 YoY 90.2%의 높은 증가를 시현하였다. 그러나 석유제품 재고는 ‘15년 10월 8,714만배럴에서

‘16년 2월 9,351만배럴로 넉 달 연속 증가하며 사상 최고량을 갱신하고 있다. 2월 기준 Saudi Refinery

가동률은 90.7%로 매우 높다고 볼 수 없으니 가동률 조정 보다는 수출증 를 통한 석유제품 재고 조정

가능성이 더 커 보인다. 저유가 시기 원유보다 판매 단가가 더 높은 석유제품의 수출을 선호할 수 밖에 없다는

점도 판단의 근거이다.

문제는 원유 수출량이다. 발전용 원유 소비가 증가하는 여름이 다가오고 있기에 증산을 하지 않으면 5월부터

Saudi 원유 수출은 감소할 수 밖에 없다. 그리고 지난 1월에 이어 2월에도 Saudi의 원유 “수출+소비”량이

생산량을 초과하며 Saudi 원유 재고는 넉 달 연속 감소하였다. 이에 따라 일간 원유 생산량 기준 Saudi 원유

재고 지속일 수는 최근 1년 만에 30일 미만으로 하락했다. 아래 그림을 보자. ‘10년 10월 34일의 원유 재고

지속일 수가 ‘11년 11월 23일로 하락하는 동안 Saudi의 원유 생산량은 816만배럴에서 1,005만배럴로 급증한

바 있다. 이런 현상은 재고 지속일 수 하락 구간에서 마다 뚜렷하게 나타나고 있다. Doha 합의 실패 이후

Saudi의 원유 증산 가능 규모 언급은 이런 상황을 전제로 한 것이 아닐까하는 생각이 들게 하는 그림이다. 물론

재고 감소는 증산을 위한 일종의 명분 쌓기 일 수도 있다. 처음 늘리기가 어렵지 한번 늘리고 나면 국가 할당

Quota가 없는 지금 상황에서 늘어난 양이 새로운 기준이 될 수 있기 때문이다. 어쨌거나 Arab스런 외모 외에

중동과 전혀 연관 없고 중동을 가본적도 없는 필자는 조심스럽지만 확신을 가지고 Saudi의 증산 가능성을

주장한다.

Saudi 원유 재고 지속일 수와 전월대비 원유 생산 증감률


‐4%

‐2%

0%

2%

4%

6%

20

23

26

29

32

35

10 11 12 13 14 15 16

원유재고지속 일 수(좌) 전월대비원유생산 증감률(우)





중국의 정제 가동률

[낮지만 올라 갈 개연성은 충분하다]

‘15년 중국의 Refinery 정제 처리량은 YoY 5.0% 증가하였으나 가동률은 75% 수준으로 여전히 낮았다. ‘16년

1분기 가동률은 77~78% 수준으로 올라오기는 했으나 여전히 80% 미만이다. 중국 Refinery Capa는

1,400만배럴로 SINOPEC/CNPC/CNOOC 등이 전체 Capa의 70%를 점하고 있고 23.7% 정도가 Teapot이라

불리는 소형 설비들이다. Plant 수로 보면 일간 정제처리량이 10만배럴 이하인 설비가 220개의 정유 설비 중

145개를 차지하고 있으니 이들 부분이 Teapot이라 해도 큰 무리는 없을 것이다. 일간 40만배럴 이상을

처리할 수 있는 설비는 3개뿐이고 SINOPEC의 평균 Capa도 15.4만배럴 수준으로 부분 설비가 크지 않다.

이런 상황이다 보니 구조조정 이야기가 나오기 어렵다. 어찌 보면 중국의 Refinery 설비 배치는 일본과

유사하다 할 수 있다. 섬으로 이루어진 일본은 특정지역에 규모 설비를 건설하기보다 작은 설비를 곳곳에

두는 방식이 합리적이기에 평균 Capa가 17만배럴 수준으로 작아질 수 밖에 없었다. 중국 역시 광활한 면적을

생각하면 작은 설비를 곳곳에 배치할 수 밖에 없는 상황이니 다른 산업과 같은 구조조정 이야기가 나올 수

없다. 그러기에 Teapot 가동률을 높이기 위한 정책 지원을 하는 것이 오히려 합리적이다. ‘16년 ~’18년의

3년간 중국에서 145만배럴의 설비 증설이 진행될 예정이다. 이중 신규 Refinery는 108만배럴로 30만배럴 이상

설비이다. 나머지는 소형 설비 증설이니 소형 설비 합리화 투자는 향후에도 지속될 전망이다. 그러니 중국

Refinery 가동률은 더디지만 수출 Quota 확 와 원유 직도입 허용 등으로 인해 올라갈 수 밖에 없다. 그리고

중국은 소형 설비임에도 고도화율이 전반적으로 다 높다. FCC/HCR/Coker 등의 Capa는 CDU 비 51%로

미국 수준이다. 후진 설비가 아니다.

중국의 정제 처리량 추이


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

(만톤)





US Ethane 상승 추세가 지속될 것인가?

[그럴 개연성이 충분하다]

미국 ECC의 부흥은 낮은 Ethane 가격에 기인한다. ‘11년 평균 $612/톤이던 Ethane이 ‘15년 $146/톤까지

하락하는 동안 PE는 $1,303/톤에서 $1,204/톤으로 $99 하락에 그쳤으니 PE 기준 수익성 개선이 톤당

$500이상 발생한 셈이다. 현재 미국 PE 가격은 아시아와 비슷한 수준으로 결국 Naphtha vs Ethane의 방향성이

하반기 이후 수익성을 결정짓는 핵심 요인이 될 것이다. 따라서 하반기는 원재료 가격 동향에 집중할 필요가

있다.

‘16년 1월 $107/톤 수준까지 하락했던 Ethane은 최근 $162/톤까지 상승했다. US ECC 기준 PE feed Cost가

톤당 $70정도 상승한 셈이다. 7월에는 EPD의 Ethane 수출이 시작되고 ‘17년 1월에는 Sunoco의 수출이

본격화되니 향후 US Ethane 가격은 일단 상승 가능성이 높다. 그리고 통상 여름철 Gas 생산량이 연중 최저

수준으로 낮아지는 상황에서 Ethane 수출 개시는 가격 강세의 주요한 근거가 될 가능성이 높다. 그리고 Ethane

가격이 상승한다고 하더라도 Ethane만 추가로 늘릴 수 없는 현실은 결국 ECC의 마진 축소를 유발하며

Ethylene 계열 제품의 강세를 유발할 것으로 전망한다. Naphtha는 하반기 Iran Persian Gulf Star Oil Corp.의

Naphtha 신규 공급량의 영향을 예의 주시할 필요가 있다. 어쨌거나 하반기 석유화학 시황은 원재료 가격

변동에 따라 ECC와 NCC의 희비가 갈리는 상황이 나타날 전망이다. 느긋한 마음으로 관망해도 좋을 것이다.

US Ethane Price


100

110

120

130

140

150

160

170

15.1 15.4 15.7 15.10 16.1 16.4

($/톤)





중국 산동성 원유 수입량 급증의 의미는?

[Teapot Refinery의 가동률 상승이다]

중국 소규모 정제 설비인 Teapot Refinery는 부분 산동성에 밀집해 있고 그 규모는 300만배럴 수준이다.

벙커를 수입해 가동하기에 설비 효율성이 떨어져 가동률이 40% 미만으로 낮다고 알려져 있으나 최근 많은

변화가 발생하고 있다. 중국 정부가 Teapot Refinery에게 원유 직수입을 허용함에 따라 ’16.1Q 산동성 원유

수입량은 YoY 74.5% 증가했다. 동기간 중국 전체 원유 수입량이 13.4% 증가했으나 산동성을 제외하면 -

1.0%로 오히려 감소세다. 산동성만의 변화가 있었던 것이고 이는 Teapot Refinery의 원유 직수입 증가

때문이다.

그렇다면 벙커 수입량은 감소해야 한다. ’16.1Q 산동성 벙커 수입량은 YoY -69.7% 감소한 반면 산동성 제외

중국 수입량은 11.0% 증가했으니, 이건 분명 산동성만의 변화다. 산동성의 벙커 수입 비중은 ’15.1Q 중국 전체

수입량의 44.9%였으나 ’16.1Q는 18.2%로 급격히 축소되었다. 원유 직도입이 가능한 상황에서 원유 수입을

늘리고 벙커 수입량을 감소시킨 결과이다. 이에 따라 Teapot Refinery의 가동률은 40% 미만에서 ’16.3월 55%

수준까지 급등했다. ’16.1Q 산동성의 Diesel 수출량이 23.5만톤으로 YoY 483% 증가했으니 가동률 상승의

효과로 판단된다. 중국 정부가 구조조정 보다는 가동률을 높이는 쪽으로 정책 방향을 쓰고 있기에 Teapot

Refinery 가동률은 점진적으로 높아질 전망이고 이에 따라 중국발 석유제품 수출물량 역시 추세로 증가할

것이다. 아시아 정제마진에 긍정적인 상황 전개는 분명 아니다.

중국 산동성의 Crude Oil과 Bunker 수입량


0

300

600

900

1,200

1,500

1,800

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

09 10 11 12 13 14 15 16

Crude Oil(좌) Bunker(우)(천톤) (천톤)





Record High 수준인 미국 석유제품 재고

[Singapore Gasoline 재고 Record High 수준]

‘16년 초 Gasoline Spread는 Diesel의 두 배 수준인 $20/배럴 내외였으나 최근 $10 초반 수준까지 하락했다.

Diesel Spread는 이미 $10 미만이니 최근 정제마진 약세의 주범은 “전반적인 제품” 약세로 보는 것이 타당하다.

Naphtha는 유가 상승으로 톤당 $405까지 상승했으나 Dubai 비 Premium은 ‘15년 10월 이후 최저 수준이다.

현재 기 할 수 있는 것은 Driving Season 도래로 인한 Gasoline 수요 증가이나, 이는 결국 Diesel 생산 증 를

유발하기에 설령 Gasoline 수익성이 좋아지더라도 Diesel이 이를 상쇄할 것이기에 긍정적인 관점을 유지하기

어렵다.

어쨌거나 ‘16년 초 정제마진은 Gasoline/Naphtha 호조로 좋았다. 그리고 수익성 개선으로 정제 가동률 역시

높게 형성되었는데, 반 급부로 제품 재고 역시 많아졌다. 4월 중반 Singapore Gasoline 재고는 YoY 9.0%,

년초 비 7.2% 증가한 1,473만배럴로 Record High 수준이다. 2월 기준 미국의 석유제품 재고는 7.14억배럴로

YoY 19.9% 증가하며 4개월 연속 최고 수준을 갱신하고 있다. Dilemma는 유가에 있다. Gasoline 소비 호조가

저유가에 의한 것이라면 유가 상승은 소비 둔화를 불러오며 재고 조정과 정제 가동률 하락이라는 두 악재를

한번에 불러올 수 있다. 물론 현재 유가 수준이 그러한 상황을 유발할 정도는 아니기에 $60/배럴이 넘어가기

전까지는 딱히 고민할 필요 없다. 그러나 재고는 분명 조정되어야 한다. 유가 때문이 아니더라도 과잉 재고는

정제 가동률 상승에 부담을 줄 수 밖에 없다. 원활한 Gasoline 공급을 위해 여름철 정제 가동률 상승이

필요하다면 2분기중 석유제품 재고 조정은 반드시 필요할 것이다. 많아도 너무 많다.

미국 원유와 석유제품 재고 추이


200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

제품재고 원유재고(천배럴)





변화할 수 밖에 없는 Saudi

[Russia는 느긋하나 Saudi는 급하다]

최근 Saudi 국방장관은 Aramco의 가치가 $2조 이상일 것이라는 언급을 했다. 5% 미만 공개이니 $1,000억

수준이다. Aramco IPO는 보조금 축소와 민영화를 통한 재정 건전성 확보의 시작점이다. 줄여도 연간 $3,000억

수준의 정부 지출이 필요한 상황에서 성공하든 실패하든 Non Oil 비중을 늘리는 것은 살기 위한 변화이다.

‘16년 Saudi 정부의 재정 적자 목표치는 -$850억이나 기준 유가가 $45/배럴이기에 적자 규모는 -$1,000억을

상회할 수 밖에 없다. 한 달에 $100억 내외를 까먹고 있으니 현재 유가가 지속된다면 략 5년 정도 후에는

외환보유고도 고갈된다. 변하지 않음 죽을 수 밖에 없다.

Russia는 절 적으로 느긋하다. 루블화 평가절하로 유가 약세 효과를 상쇄하고 있고 Non Oil 수출 비중이 높아

‘15년 무역 수지 흑자 감소폭이 YoY -26.0에 그쳤다. Saudi는 YoY -75.0%의 무역수지 흑자 축소를 겪었고

Qatar/Kuwait에 비해 절 감소 폭도 매우 크다. 게다가 ‘15년 무역수지 흑자 규모가 Qatar보다 적은 상황이

발생했으니 분명 변화가 필요하다. 문제는 변화에도 자금이 필요하고 그 자금은 여전히 원유에서 나온다는

점이다. 최근 Saudi는 Shaybay 유전 생산량 확 공사와 ‘14년 10월 생산을 중단한 Khafji 유전의 생산활동을

재개한 바 있다. 변화하기 위해 지양하고픈 주업을 지향해야 하는 모순 상황은 앞으로도 지속될 것이다.

어쨌거나 Saudi 2030 Project는 Saudi의 현재 상황을 가장 잘 표현해주는 고백에 가깝다. OPEC 창설을 주도한

전 Saudi 석유장관 Yamani는 ‘00년 인터뷰에서 이런 말을 했다. “Thirty years from now there will be a huge

amount of oil – and no buyers. Oil will be left in the ground. The Stone Age came to an end, not because we

had a lack of stones, and the oil age will come to an end not because we have a lack of oil.” Saudi의 성공적

변화를 기원한다.

주요 원유 수출국의 무역 수지 흑자 규모 추이


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

Saudi Qatar Russia Kuwait($억)





UCCI & DCCI

[여전히 높다]

E&P 관련 Capex Cost 측정 지표인 UCCI(Upstream Capital Cost Index)는 여전히 높다. ‘15년 4분기 UCCI는

176으로 이전 고점 비 -24.3% 하락에 그쳤다. 원유 가격이 급락하고 LNG 가격도 1/4 수준으로 하락한

상황에서 신규투자 비용이 여전히 높다는 것은 투자 의사 결정을 주저케 하는 핵심 요인이다. 이런 상황에서

E&P Service 1위 업체인 Schlumberger의 몸집 확장은 2위인 Halliburton M&A 노력에 강한 자극제가 될 수

밖에 없었을 것이다. 그러나 최근 2위인 Halliburton과 3위인 Baker Hughes간 합병 계획이 규제로 인해

실패함에 따라 형화를 추구함으로 원가 경쟁력과 가격 협상 경쟁력을 확보하고자 하는 노력은 일단 물 건너

갔다. 하지만 아직 게임이 끝났다고 보기 어렵다. 형화를 통한 시장 지배력 확 노력은 향후에도 계속

진행될 것이기 때문이고 UCCI 역시 더 하락하기 어려울 것이다.

DCCI(Downstream Capital Cost Index)는 고점 비 -10.3% 하락에 그쳤다. Upstream 보다는 그래도 상황이

나은 편이고 투자도 꾸준히 발생되기에 상 적으로 하락 폭이 미미하다. 한국뿐 아니라 일본과 중국, 그리고

EU 화학업체들의 실적이 뚜렷하게 호전되고 있음을 감안하면 DCCI는 그렇게 큰 부담이 아닐 수 있다. 문제는

여전히 높은 UCCI가 투자 의사 결정을 지연케 하거나 취소하게 끔 하는 요인으로 작용하면 그 부작용은

2~3년 후에 Crude Reserve 감소라는 부정적 요인으로 나타날 수 있기에 바람직하지 않다. 상황은 좀 더

지켜봐야겠지만 UCCI와 DCCI의 절 적 낙폭 차이는 각 산업 상황을 어느 정도 반영하고 있지 않나 하는

생각이 들게 한다. M&A를 통해 더 강한 기업이 들어 오는 것이 이를 필요로 하는 업체에게 있어서는 썩 좋은

상황은 아니다. UCCI는 좀 더 조정 받을 필요가 있다.

UCCI vs DCCI


100

125

150

175

200

225

250

2000 2004 2006 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

DCCI UCCI





Condensate Splitter를 하려는 이유

[낮은 운전 비용과 원재료 확보]

‘11년 상반기 케이피케미칼의 영업이익은 3,300억원이었다. ’12.2Q부터는 적자 전환되었지만 ‘11년 실적은

누구도 예상 못한 결과였다. 왜 이런 상황이 나타난 것일까? 동사는 동북아시아에서 거의 유일하게 MX를

구매해 PX/PTA를 제조하는 업체였다. ‘11년 호실적은 PX 초강세로 인해 PX-MX Spread가 사상 최

수준으로 벌어졌기에 나타난 결과이다. 그렇다면 그 이후 나타난 실적 부진은 무엇 때문일까? 케이피케미칼이

돈을 버니 그 동안 관심 없던 MX Based PX 설비 증설로 MX 가격이 상승했기 때문이다. 한국에서는

오일뱅크, SK 등이었고 중국 Dragon Aromatic도 마찬가지였다.

현재 한국에 존재하고 있는 Condensate Splitter 3기의 Target은 PX원료 공급이고 ‘16년 4분기 가동될 현 -

롯데의 Splitter도 MX 공급 설비이니 PX 생산을 목적으로 한 것이다. 중국의 Dragon도 MX 구입에 의존하던

방식에서 Splitter로 변경했고 현 오일뱅크도 역시 마찬가지 상황이다. 거래되지 않던 MX를 기반으로 PX

설비에 투자한 이후 수익성 악화가 심화되니 Condensate Splitter 투자를 할 수 밖에 없게 된 것이다. 이

과정에서 MX를 수입해오던 케이피케미칼은 원치 않게 MX 가격 강세의 강펀치를 맞았으나 ‘16년

4분기부터는 그런 상황에서 벗어날 수 있게 되었다. ‘15년 Global MX 물동량은 352만톤이었고 그중 43%가

한국으로 수입되었다. 그런데 올 4분기부터 한국에서 연간 기준 120만톤의 MX가 신규 공급되니 MX 가격이

좋을 리 없을 것이다. PX – MX Spread가 중요한 업체 입장에서는 자가 공급 증가와 수입 단가 하락이라는 두

가지 효과를 볼 수 있으니 기 되는 상황이다. Upstream으로의 확장만큼 화학업체에게 중요한 것은 없다.

롯데케미칼의 Naphtha 100만톤 자급은 덤이다.

PX – MX Spread vs PX – Condensate Spread


0

50

100

150

200

250

300

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

00.1Q 02.1Q 04.1Q 06.1Q 08.1Q 10.1Q 12.1Q 14.1Q

시가총액(좌) 영업이익(우)($억) ($억)





빠르게 해소중인 Naphtha Premium

[하반기 Naphtha 약세 본격화 될 전망]

최근 여수에 있는 한 NCC업체는 6월 초 도착기준 Naphtha 가격을 현재 일본 기준가 비 톤당 $3.25 할인

받아 구매했다. 그리고 최근 Naphtha 가격은 유가 상승에 의해 상승하기는 했으나 Dubai 비 Naphtha

Premium은 부분 해소된 상태로 유가 상승분 정도만 반영하고 있다. ‘16년 초와 같은 Naphtha 초강세 상황은

다시 나타나지 않을 것이다. 하반기에는 Discount 발생 가능성이 높고 중장기적으로도 그러할 전망이다.

2분기 기계적 완공이 끝나는 Iran의 Persian Gulf Star Oil Company는 하반기부터 아시아로 Naphtha를 수출할

예정이다. EU도 Naphtha 잉여 상태이기에 중동의 Naphtha 잉여는 아시아로 수출될 수 밖에 없다. 그리고

10월부터 현 /롯데 합작법인의 Condensate Splitter 가동이 시작된다. 이 설비에서 연간 100만톤의 Naphtha가

생산되기에 롯데케미칼의 한국 기준 Naphtha 구매량은 16%정도 감소할 것이다. 공급량은 늘고 수입이

줄어드는 상황에서 Naphtha 강세가 지속될 수 없다. 정제마진의 축인 Gasoline/Naphtha에서 Naphtha가

약세로 전환되면 정제마진은 한 단계 더 떨어질 수 있다. 반면 NCC는 수익성 개선의 효과를 볼 수 있으니

나쁘지 않다. 석유제품 관련 ‘16년 초 상황은 분명 일반적이지 않았다. Gasoline 가격이 Dubai 보다 두 배 정도

높았던 적은 data 집계된 이후 ‘16년 1월이 사상 처음이었으니 이를 일반화 하기 어렵다. 어쨌거나

Gasoline/Naphtha 모두 Historical Boundary 안에 들어와 있는 상황에서 Diesel 약세가 부담스러운 상황은

변함이 없다. 유가의 방향성을 어찌 볼 것인가가 하반기 정유 투자의 Key이나 추가 상승을 전망하기에는 매우

부담스럽다.

Naphtha Premium Ratio


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15

05.1 06.1 07.1 08.1 09.1 10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1

Naphtha Premium

Naphtha Discount

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[투자비율] 12개월 매수(92.16%)ㆍ매도(0%)ㆍ중립(7.84%) * 기준일 2016.03.31까지

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Energy Tracker VOL #6

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20160509 LIG Energytrackerimgstock.naver.com/upload/research/industry/... · 2016-05-10 · 고도화율은 20% 수준이나 ‘13년 이후 들어온 YASREF/SA TORP 등은 Diesel