ISSN : 2586-0453 Offshore Business는 선박해양플랜트연구소 …

Offshore Business는 해양수산부의 해양플랜트 서비스산업 육성 사업의 일환으로

선박해양플랜트연구소에서 매월 마지막 주에 발간합니다. 정기 구독을 원하시는

구독자분들은 전화(055-639-2415) 또는 이메일 ([email protected])로

연락주시기 바랍니다. (발행책임자 : 한성종 선임기술원)

Offshore Business는 선박해양플랜트연구소

홈페이지에서도 확인하실 수 있습니다. ISSN : 2586-0453

2019. 3. 26

이슈와 뉴스

- 프로젝트 정보 외

국내 해양플랜트 관련 소식

- 국내단신 및 지원과제 소개

월별 발행된 해외시장 분석보고서

LNG 시황 및 시장분석

월간데이터

- Oil & Gas 가격 추이

기타 정보

- 서적, 전시회 및 컨퍼런스

- 국내외 교육

전 월호 평가 및 집필진 의견

용어 및 자료출처

발행인 홍사영

발행처 선박해양플랜트연구소

53201 경상남도 거제시 거제북로 1350

(장목리 산 2-3번지)

055-639-2415 055-639-2405

VOL. 62

OFFSHOREBUSINESS

www.kriso.re.kr

http://www.kriso.re.kr/category/md/offshore-business/

CONTENTS

02

이슈와 뉴스 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 05

일 반

개발/운영/유지보수

운송/설치/시운전

SUBSEA 시장

해체/수리/개조

OSV 운영

사건/사고

국내 해양플랜트 관련 소식 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 89

국내 단신

국가연구 및 지원과제 소개

월별 발행된 해외시장 분석보고서 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 95

LNG 시황 및 시장 분석 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 102

월간데이터 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 114

해양설비별 운영 현황

원유 및 LNG 가격

기타정보 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 126

국내외 교육 에너지관련 전시회 및 국제 컨퍼런스

전월호 평가 및 집필진 의견 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 134

용어 및 자료출처 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 135

2019 OFFSHORE BUSINESS

2019년 3월호 발간에 앞서

정보지(Offshore Business)의 2019년 3월호(제 62호)의 전반적인 개요에 대하여 설명합니다.

1. 목표 구독자 대상층 및 제공정보의 수준

해양플랜트 산업계 및 학ㆍ연구계 종사자 일반을 대상(제공정보 수준 ‘中’)

2. 추가 공지 사항

① Offshore Business 정보지 투고

국내외 해양플랜트 산업 관련된 개발제품, 교육 및 국내외 행사에 대한 관련 정보를 접수받습니다.

* 정보지의 특성 및 내용의 부합성에 따라 편집 또는 기고가 되지 않을 수도 있으며 관련 내용이 없을 경우

생략합니다.

② 관련 기고문 접수

해양플랜트 서비스산업 관련 기고문을 상시로 접수받고 있으며 선박해양플랜트연구소 사규에

따라 소정의 원고료가 제공됩니다.

문의는 이메일([email protected])로 연락을 주시면 감사하겠습니다.

* 정보지의 특성 및 내용의 부합성에 따라 편집 또는 기고가 되지 않을 수도 있습니다.

③ 정기구독 신청

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kriso.re.kr)로 연락주시기 바랍니다.

④ 내용 및 표현상의 오류 접수

Offshore Business에서 제공되는 정보 중에서 내용상 또는 표현상 오류가 있는 경우, 이메일

([email protected])로 연락주시거나 온라인 설문조사서에 의견을 남겨주시면 감사하

겠습니다.

집필진 대표 선박해양플랜트연구소 해양플랜트산업지원센터 한성종 배상

03

시작하며

2019년 해양플랜트 서비스산업 정보제공 사업 공지

‘2019년 해양플랜트 서비스산업 정보제공 사업’의 수행이 2월 26일 ‘선박해양플랜트연구소(KRISO) 해양플랜트산업지

원센터’로 최종 확정되어 2월호(61호)부터 발행을 시작합니다. 본 월간정보지는 신청자에 한해 E-mail을 통하여 무료로

배포됩니다. 매년 1월에는 사업자 선정을 위한 입찰기간으로 정보지는 발행되지 않습니다.

선박해양플랜트연구소 해양플랜트산업지원센터는 2017년 4월부터 본 과제를 수행하고 있습니다.

<1년 행사 및 관련 행사 공지>

<2019년 해양플랜트 서비스산업 정보제공 사업의 연계활동 및 행사>

# 제목 일자 내용

1월간정보지

(Offshore Business) 발행

매월 마지막 주

화요일월간 정보지 발행 (2월~12월, 11회)

2동남아 지역

실태조사보고서총 1회

2019년 12월 시장보고회 발행 예정 (미배포)(각종 정책지원을 위한 의견취합 창구로 사용됨)

3해양플랜트 서비스산업

시장분석보고서총 1회

2019년 12월 시장보고회에서 발행 예정,

시장 주제는 추후 결정 통보(2017년 : 해양플랜트 MMO 시장 분석)

(2018년 : 해양플랜트 서비스산업 진출 방안)

4 보고회 개최 년 3회 사업진행에 대한 경과 보고 (착수, 중간, 완료 보고회)

5 발전협의회 개최(2회) 2월, 9월 년 2회 개최, 산업계 전문가를 모신 협의회 주관, 진행, 정책제언

6 세미나 및 포럼 개최 년 1회 10월 산학연 심포지엄 개최

7 해양플랜트 서비스시장 설명회 년 1회2019년 12월 13일(목) 시장설명회(Bexco)

주제 : 추후결정, 시장설명회 종료 후 의견공유의 장 마련

8 사업만족도 조사 사업만족도 조사 최종 사업만족도 조사 및 정책제언


05

Ampelmann, 멕시코 시장에 진입

네덜란드 Offshore Access Gangway Provider인 Ampelmann사가 Mexico에서 첫 계약 건을 확보하면서 Mexico 시장으로

의 교두보를 다지게 되었다. Oil and Gas platform 설치를 위하여 두 달간 A-type offshore access gangway 시스템을 flotel

에 공급할 예정이다.

Ampelmann에게 있어 이번 계약 건은 해당 지역에서 Offshore Access 운용에 대한 새로운 표준을 심는다는 점에서 의미가

깊다. Ampelmann사가 공급하는 A-type Gangway는 Full Motion Compensation type으로 Offshore platform과 Flotel사

이의 상대적인 움직임을 상쇄시켜 Gangway 위를 이동하고 있는 작업자의 안전을 확보하는 시스템이다.

A-type System (Ampelmann)

Equinor, Visund A platform에서 신규 탐사 성공

Equinor는 파트너인 Petoro, ConocoPhillips, Repsol과 함께 북해 Telesto Exploration Well에 위치한 Visund A Platform에

서 유정을 발견했다고 발표했다. 해당 유정의 생산 가능량은 12~28 MMbbl 정도로 추정되고 있다.

Equinor사의 수석 부사장인 Nick Ashton은 인터뷰에서 "Equinor의 주 무대인 NCS에서 새로운 탐사가 이루어진 것에 대

해 매우 기쁘며, 이번 발견은 상용화 가능한 양으로 기존의 인프라에 Tie-in하여 이윤을 창출할 예정이다. Infrastructure-led

Exploration은 NCS에 대한 당사의 로드맵에서 매우 중요한 부분을 차지하고 있다."고 밝혔다.

Telesto Exploration Well은 북해 Tampen Area에 위치한 Visund A platform으로부터 시추되었으며, Well number 34/8-

18 S, in PL 120이다.

추가적인 분석을 위한 지질 탐사 데이터가 확보되어 해당 유정은 P&A(Plugged and Abandoned)되었으며, Equinor는 파트

너사들과 함께 개발 계획 착수에 돌입했다.

이슈와 뉴스일 반

06

Energean, 이스라엘에서 드릴링 캠페인 시작

지중해를 거점으로 한 Oil and Gas 회사인 Energean Oil and Gas plc.는 이스라엘에서 2019년 드릴링 프로그램을 시작했

다고 발표했다.

Stena DrillMAX. Photo: Stena Drilling.

이는 이스라엘에 3개의 well과 Karish North를 포함한 4개의 well Drilling Campaign이며, Energean은 Stena Drilling Ltd.

와 그 외 추가로 6개의 Drilling 작업에 대한 Option 계약을 맺고 있다.

이번 캠페인에 투입된 Stena DrillMax는 6세대 드릴쉽으로서 수심 10,000ft 시 추 능력을 보유하고 있다.

BP, Enpro Subsea와 글로벌 Frame Agreement 체결

BP는 Enpro Subsea(Enpro)와 Enpro사의 특허인 Flow Access Module(FAM) 기술을 이용하여 진보된 Subsea

Architecture 및 스마트 표준화를 제공받기 위해, 글로벌 Frame Agreement를 맺었다고 공식 발표했다.

Enpro는 FAM 기술을 BP의 GOM(Gulf of Mexico)지역에 위치한 Kepler K3 프로젝트에 제공했고, BP의 표준 Subsea 장

비와 manifold에 특화된 장비 세팅을 제공하여 추가되는 문제점을 사전에 차단했다. BP는 이 장비를 통해 프로젝트에 소요

되는 비용과 스케줄을 획기적으로 줄일 수 있었으며, 사업 승인 후 12개월 만에 First Oil을 얻을 수 있었다.

특허 기술인 FAM(Flow Access Module) 기술은 낮은 비용과 짧은 스케줄로 Subsea Tie-Back을 가능하게 해주는 기술로

서, Jumper Envelope 내에 'USB port'를 만드는 것이다. 이것은 Operator로 하여금 표준 Subsea Tree 및 Manifold를 사

용할 수 있게 해준다. FAM과 분산 매니폴드 시스템은 디자인 측면에서 필드 수명 기간 동안 사용할 수 있는 유연성을 확보하

고 있으며, 'Smart Standardization'을 통해 Subsea Well의 생산 능력을 극대화해 줄 수 있다.


07

Enpro Subsea Flow Access Module (FAM) ready for deployment. Photo: Enpro Subsea.

K3 프로젝트에서 BP는 FAM을 3.2km single spur tie-Back의 X-mas tree 끝단에 설치하여 Multi-phase 미터링,

Water cut 미터링 그리고 Sand Detection을 설치하는 데 사용하고 있으며, Hydrate Remediation과 Flow Assurance

를 위한 Hydraulic Intervention Module을 manifold 근처에 설치하는데에 사용하고 있다. 이로써 표준 장비를 수정하거나

Dual Flow Loop를 설치하는데 들어가는 비용 및 납기, 리스크를 줄였다. Kepler K3 프로젝트의 성공을 통해 Enpro와 BP는

향후 2019년 말, Ariel 6 공사에서도 FAM을 활용하기로 했다.

남수단, 중국 CNPC에 원유 생산량을 확대할 것을 요구

남수단의 석유 장관인 Ezekiel Lol Gatkuoth은 베이징을 방문한 자리에서 CNPC에게 새로운 오일 필드에 대한 개발권을 통

해 생산량을 확대해 달라고 공식 요청했다. 이 자리에서 남수단 정부는 남수단 내의 CNPC 자산과 작업자에 대한 안전은 물

론 여타 투자자에 대한 이익 또한 지속적으로 보호하겠다고 약속했다.

남수단은 5년간 지속된 생산 문제를 극복하고 약 170,000 bpd의 원유를 생산하고 있으며, CNPC, ONGC 및 PETONAS는

남수단의 주요 operator들이다.

08

Total, Artic LNG2 프로젝트에 참여하기로 결정

Arctic LNG2 (Total)

Total은 Novatek과 Arctic LNG2 프로젝트에 대한 10% 직

접 지분을 획득하는 것으로 최종적인 합의문에 사인했다고

발표했다. 해당 프로젝트는 러시아 Gydan 반도 지역에서

Novatek이 추진 중인 LNG 개발 프로젝트이다.

Location of Yamal LNG and Arctic LNG 2 and shipping route

along the NSR.

(Malte Humpert / High North News)

Novatek에 대한 Total의 지분 19.4%를 고려하고 프로젝트

에 대한 60% 지분을 유지하려는 Novatek의 의사를 반영

하면, Total 그룹이 이 프로젝트에 대한 전체적인 경제적 지

분은 약 21.6% 정도가 될 것으로 보인다. 그리고 이번 합의

에서는 Novatek이 공사 지분을 60% 이하로 조정하게 되

면, Total은 직접 지분을 15%까지 얻을 수 있는 권리도 포

함되었다. Total은 향후 Yamal과 Gydan 반도 지역에서의

Novatek LNG 프로젝트에 10~15%의 직접 지분을 얻을 기

회를 제공받을 수 있게 되었다.

Artic LNG2는 연간 생산량 1,980만톤(535,000 boe/d)

에 이르는 규모이며, Utrenneye 지역의 Onshore Gas &

Condensate 필드를 개발하게 된다. 해당 지역은 7 Bboe가

넘는 매장량을 가진 것으로 추정되고 있다. 이 프로젝트는

세대의 Gravity Based Structure를 설치하는 것을 포함하

고 있는데, 이 구조물 상단에는 3기의 Liquefaction train이

하루 660만 톤 처리 용량으로 설치될 예정이다.

Artic LNG 2 프로젝트에서 생산된 제품은 Ice-Class LNG

선박을 이용하여 이송될 예정이며, 이 선박들은 Northern

Sea 루트와 Kamchatak 화물 환송 터미널을 거쳐 아시아로

그리고 Murmansk를 거쳐 유럽으로 항해할 예정이다.

이 프로젝트에 대한 최종 투자 결정은 2019년 하반기에 있

을 것으로 보이며, 첫 액화 시설 가동은 2023년으로 계획되

어 있다.

PTTEP, GOT 2개 가스 필드에 대한 투자 승인

PTTEP는 Offshore Thailand의 G1/61(Erawan 필드),

G2/61(Bongkot필드)에 대한 Production-sharing 계약에

사인했다.

PTTEP는 두 필드에서의 가스 공급을 유지하기 위한 목적이

가장 우선했다고 밝혔다. Bongkot 필드는 이미 운영을 하고

있으며, Erawan 필드는 현재 운영 중인 Chevron으로부터

의 운영권 양도가 2022년에 이루어질 전망이다. PTTEP는

Erawan 필드의 현 운영 스태프들을 유지한다는 계획이다.

PTTEP는 두 개의 필드에 약 1조 바트(US$31B) 규모의

투자를 단행할 예정이며, 이를 통해 최소한 700 MMscf/


09

d~800 MMscf/d 규모의 생산량을 확보할 계획이다. 이번

투자는 새로운 유정 개발 및 추가적인 Wellhead 플랫폼 건

설을 포함하게 된다.

또한 생산 비용 최적화를 통해 두 필드의 드릴링, Wellhead

플랫폼 건설, 설치, 물류, 구매에 이르는 Operating 분야를

통합하여 시너지를 창출함으로써, 총 운영비용을 20~25%

가량 낮추는 것을 목표로 하고 있다.

2022년 이후, PTTEP는 GOT (Gulf of Thailand) 지역 가스

생산량의 80%를 갖게 된다.

PTTEP

SAExploration(SAE), 총 6천만 불 규모 계약 수주 발표

SAE (SAExploration)는 알래스카 지역과 동남아시아 지역

의 프로젝트에서 6천만 불 규모의 계약을 성사시켰다고 발

표했다.

알래스카 지역 프로젝트는 Onshore data 확보 및 처리 서비

스이며, 북부 경사 지역에서 수행될 예정이다. 계절에 따른

작업 여건 제약으로 인하여 해당 지역에서의 작업은 Multi-

Seasonal 프로그램으로 진행되며, 2019년 상반기 첫 작업

을 수행하고 나머지 작업은 2020년 1/4분기에 수행하게 될

예정이다.

동남아시아에서의 프로젝트는 Ocean-bottom marine

data에 대한 수집 및 처리 작업으로 2019년 2/4분기에 수

행될 예정이다. 이 해양 프로젝트는 수심 60m 정도의 천해

에서 최신의 Ocean-bottom Nodal Recording 기술을 이

용하여 수행될 예정이고 작업 기한은 약 30일 정도 걸릴 것

으로 예상되고 있다.

SAE jackup rig

TechnipFMC, Greater Tortue Ahmeyim FPSO에 대한 EPCIC 계약 수주

TechnipFMC는 BP로부터 Greater Tortue Ahmeyim

FPSO에 대한 EPCIC 계약을 수주했다.

BP awards EPCIC contract to TechnipFMC for Greater Tortue

Ahmeyim FPSO. Photo: courtesy of BP p.l.c.

Mauritania와 Senegal의 경계수역에 위치한 Greater

Tortue Ahmeyim 프로젝트는 15 Tcf(Trillion Cubic Feet)

규모의 가스 매장량을 가진 것으로 추정되며, Mauritania의

C-8 블록과 Senegal의 Saint-Louis Profond 블록에 걸쳐

있다.

10

Greater Tortue Ahmeyim

(Kosmos Energy)

TechnipFMC는 정확한 계약 규모에 대하여서는 밝히지 않

았으나, 약 5억불~10억불 사이의 규모가 될 것이라고 언급

했다. 이번 EPCIC 계약 건은 2018년 4월에 있었던 FEED

계약의 연장선상에 있다.

2018년 12월 BP와 프로젝트 파트너들 - Kosmos Energy,

Petrosen 그리고 SMHPM은 Greater Tortue Ahmeyim

Project의 Phase 1에 대한 FID를 승인했다.

Greater Tortue Ahmeyim 프로젝트는 Ultra-Deepwater

Subsea System과 FPSO를 이용하며, Heavy

Hydrocarbon은 FPSO에서 걸러내는 프로세스를 거치고 여

기서 나온 가스는 Mauritania와 Senegal 경계 해역에 놓인

Nearshore FLNG에 저장하게 된다.

BP는 Golar LNG와 Gimi FLNG에 대한 20년 용선 계약

(Lease and Operate Agreement)을 맺었으며, 이 FLNG

는 2.5 MTA 용량을 갖고, 2022년 생산을 목표로 하고 있

다. Gimi FLNG는 Black & Veatch, Kepel이 Golar의 Gimi

LNG선을 개조하여 건조 중이다.

Northern Drilling, Lundin Norway 리그 계약 건 수주

버뮤다 소재의 Northen Drilling은 West Bollsta Rig의 용

선 계약 건을 Lundin Norway로부터 수주했다. Lundin

Norway는 노르웨이 Offshore에서 10개의 Well 프로그램

에 이 Rig를 투입할 계획이다.

Northern Drilling Rig

해당 드릴링 프로그램이 노르웨이 북해지역의 Luno II 필

드와 Rolvsnes 탐사지역을 포함하고 있다고 Northern

Drilling 측은 밝혔다.

이번 계약 건은 2020년 2/4분기 정도에 수행될 예정으로,

Lundin Norway가 해당 Offshore Project에 대한 통상 절

차를 마치고 나면 투입될 예정이며, 4개의 추가적인 Well 프

로그램을 Option으로 가지고 있다.

West Bollsta의 운용은 Seadrill사의 자회사인 Seadrill

Norway Operations가 맡게 된다. Seadrill Norway

Operations는 Lundin Norway와 West Bollsta Rig의 안

정적인 운용 및 관리, 제반 절차 수행을 포함하는 Operating

Agreement를 맺었으며, 2019년 2/4분기부터 시작된다.

지난 1월, Lundin Norway는 Lime Petroleum이 Utsir

High Offshore Norway가 소유한 개발권을 넘겨받으면서

Rolvsnes 탐사지역 및 Goddo 탐사 예정 지역에 대한 지분

을 늘렸다. 개발권 인수를 통해 Lundin Norway의 해당 지

역 (Rolvsnes Oil Discovery)에 대한 지분율은 50%에서

80%로 확대되었다.

Rolvsnes 탐사지역은 Lundin Norway가 운영하는 Edvard

Grieg Platform에서 3km 떨어져 있으며, 추정 총 매장량은


11

14~78 MMboe이다.

또한 2018년 10월, Lundin Norway는 라이선스 PL359에 대한 Equinor의 지분 15%를 전부 인수함으로써(가격 미확인)

Luno II 탐사지역에 대한 지분도 늘린 바 있다.

Awilco, Keppel에 새로운 Harsh Environment용 Semi-Drilling Rig를 발주

Awilco Drilling은 Keppel에 Harsh Environment를 위한 Semi-Submersible Drilling Rig를 추가 주문했다. 이는 초도 주

문을 하고, 일 년 뒤에 이루어진 계약이다.

이번 주문은 Moss Maritime의 새로운 CS60 Eco MW 디자인을 기반으로 하고 있으며, 지난해 3월 계약에 있었던 옵션 3

척 중 첫 옵션 행사이다. 이번 계약은 약 4억 2천5백만 불 규모로 알려졌고, 2022년 1/4분기에 인도예정이다.

이 리그들은 1,500m 수심에서, 노르웨이 offshore나 Barent sea와 같은 Harsh Environment에서 작업할 수 있도록 디자

인되었다. Alwilco의 남아있는 두 옵션은 2020년과 2021년까지 각각 유효하다.

영국 소재의 Awilco는 지난해 공급 과잉 및 유가 하락으로 침체되어 있던 리그 시장에 놀랍게도 신조 발주를 냈다. 전체적인

석유산업의 침체 국면에서 새로운 리그 발주는 전혀 예상하지 못한 것이었다. 왜냐하면 많은 발주처들은 호황기에 발주해 놓

았던 리그들을 매각하거나 취소하는 상황에 몰려 있었으며, 많은 매각 자산들은 불황의 리스크를 떠안고 할인된 가격에 매각

되고, 시장의 프론티어들은 굳이 신조를 하지 않더라도 이러한 자산들을 헐값에 사들일 수 있었기 때문이다.

Harsh Environment 지역은 오일 가격하락과 함께 침체를 면치 못하고 있는 리그 시장에서 그나마 시장이 호전되고 있는 곳

이기는 하다. 그러나 신호에도 불구하고, 아직 누구도 신조를 하겠다는 생각은 하지 못하고 있었다. 과연 이러한 신조에 따른

사업 성공이 또 하나의 불황 탈출 전략이 될 수 있을지, Awilco의 향방이 주목되는 부분이다.

CS60 Eco MW-design semisub

12

SBM Offshore, 중국 CMHI에 세 번째 Fast4ward Hull 발주

SBM Offshore는 중국 야드와 네덜란드의 Floater 전문 설

계 업체인 Fast4ward 디자인으로 FPSO Hull 건조 계약을

체결했다.

이번 발주는 중국 CMHI(China Merchant Heavy Industry)

가 세 번째 Fast4ward Hull이며 SBM의 대변인은 해당 발

주가 시장 회복에 대한 강한 의지라고 밝혔다.

다수의 소식통에 따르면 해당 hull은 브라질에서 운용되기

위해 건조되고 있다고 밝혔으며 다만 해당 필드가 어디인지

는 아직 정확하지 않다고 한다.

한 소식통은 SBM이 브라질 지역에서의 floater에 대한 강한

수요를 감안하여 투기적인 목적으로 발주했을 가능성에 대

해서도 언급했다.

Upstream 지에 따르면 SBM은 현재 경쟁사인 MODEC과

Petrobras의 MERO2 필드에 경쟁 입찰 중이며, 지난 2월

Commercial Offer를 제출했다고 한다.

MERO 2는 브라질 Pre-salt layer에 위치하며, 입찰 중

인 FPSO는 원유 180,000 bopd, 가스 12 Million m3/d

의 처리용량을 갖도록 요구되고 있다. SBM은 해당 입찰에

Fast4ward 컨셉 디자인을 베이스로 Offer를 제출한 것으로

알려졌다.

Petrobras는 올 연말 해당 계약에 대한 주 계약자를 선정할

예정으로 22년간의 운용 계약을 포함하며 첫 생산 스케줄은

2022년 말경으로 되어있다.

SBM은 최근 수년 동안 과거 부정부패 전력으로 인해

Petrobras의 입찰에 참여하지 못하고 있었으나, 최근 다시

브라질의 floater 시장에 뛰어들기 위해 총력을 기울이고 있

다.

SBM은 지난해, 입찰에 참여할 자격을 회복하고 나서 엔지

니어링 및 물류 부문의 경쟁력 확보를 통해MERO 2 수주를

위한 만반의 준비를 해왔다고 한다.

만약 SBM이 MERO 2 프로젝트를 수주하게 된다면, CMHI

에서 건조 중인 Hull에 탑재하게 될 Topside를 브라질에서

제작하게 된다. MERO2 프로젝트의 로컬 콘텐츠 적용 비율

은 40%로 Engineering을 비롯한 전 분야에 걸쳐 있다.

그러나 SBM의 수석 전략부장인 Philippe Barill은 지난

달 세 번째 Hull에 대한 관심을 보였으며, 이외에도 다수

의 customer들이 관심을 가지고 있다고 밝혔다. SBM

offshore는 최근 세 번째 Fast4ward Hull에 대한 요구 사양

을 반영하기 위한 협의를 진행 중이고 해당 협의는 2019년

1/4분기에 끝낼 수 있을 것이라고 밝혔다.

현재 소식통은 세 번째 유닛의 용량에 대해서는 밝히기를 거

부했으나, Fast4ward가 탑재할 수 있는 Topside의 무게를

고려할 때, 처리용량이 대략 100,000~220,000 bpd 정도의

원유와 400 Mscf/d, 그리고 2백만 배럴의 저장 용량을 가

지고 있을 것이라고 추정된다.

SWS(Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding)는 SBM으로

부터 Fast4ward에 대한 1, 2호기를 수주했으며, 첫 호선은

ExxonMobil의 Guyana, prolific Stabroek 블록의 Liza 2

필드에 사용될 예정이다. Liza FPSO는 2018년 3월 Steel

Cutting 세레모니를 했으며, 2020년 첫 생산을 시작할 예

정이다. 그러나 Exxon에 제공하기로 한 이 유닛은 완전한

Fast4Ward 디자인이 아닌 것으로 알려져 있다.

두 번째 Fast4ward는 투기적 목적으로 선주문된 것으로 보

인다. SBM은 2+3 option으로 SWS와 계약을 했으며, 이번

세 번째 Hull을 제외하고도 2대의 option이 남아 있다.

SBM은 현재 진행 중인 개발 프로젝트가 25개국 45개 프로

젝트정도로 이 중 대부분이 2~3년 이내에 실행될 것으로 보

고 있다.

SBM의 Fast4Ward 컨셉은 표준 디자인을 도입하여 Deep

water FPSO 개발에 대한 비용을 절감할 목적으로 개발되

었으며, Delivery 시간을 1년 이상 단축할 수 있다고 이야기

하고 있다.


13

Chevron, Ubon 프로젝트 재검토 중

Chevron이 개발 비용에 대한 부담으로 중단되었던 Gulf of Thailand의 Ubon Wet Gas 프로젝트에 대한 디자인 작업을 재

개했다.

Chevron은 이전 소규모의 프로세싱 플랫폼과 FSO(Floating Storage and Offloading) vessel을 투입하는 컨셉에 대해 집

중적으로 재검토 중인 것으로 알려져 있다.

Chevron의 소식통에 따르면, 해당 프로젝트는 지난해 CPF(central Processing Platform)와 FSO를 이용한 FEED 설계를

이미 완료한 상태이지만, 비용 절감을 위해 컨셉 자체를 FPSO로 대체하는 방안을 검토 중인 것으로 전했다.

Thailand, Erawan, Bongot Gas 필드에 대한 개발권을 따내지 못해서, Thailand에서의 향후 포트폴리오가 불확실한 상황임

에도 불구하고, Ubon 프로젝트를 되살리기 위한 최근의 시도들은 Chevron이 주도하고 있는 상황이다. Chevron은 해당 프

로젝트의 경제성 평가가 다시 이루어져야 한다는 생각을 가지고 있다고 한다. Ubon 프로젝트가 Chevron의 개발 우선순위

에서 높은 순위를 점하고 있지는 못하지만, 경제성이 개선되면 실행될 여지가 충분히 있다고 한다.

PTTEP는 지난해 Erawan과 Bongot 필드에 대한 Production Sharing Contract에서 Chevron과의 경쟁에서 이겼으며,

Ubon 프로젝트에서는 Chevron의 Joint Venture 파트너이다. 그리고 만약 Ubon 프로젝트를 Chevron이 포기한다면 프로

젝트를 떠맡을 준비를 하고 있다.

지난 2019년 2월 PTTEP와의 컨퍼런스 콜에서 PTTEP의 매니지먼트 그룹은 애널리스트로부터 만약 Chevron이 Ubon 필

드에 대한 지분을 철회한다면 어떻게 하겠냐는 질문을 받았고, PTTEP는 직접적인 대답을 하지는 않았으나, "Ubon에 대한

여러 가지 옵션이 있으며, 우리의 전략에 따르면 PTTEP는 포트폴리오에 대한 리스크 분산 목적에서 파트너쉽을 통한 개발

참여를 선호한다."고 답변했다.

작년 10월 Ubon 프로젝트가 홀드되기 전, 태국회사 및 두세 개의 중국회사가 Offshore 플랫폼에 대한 bid에 참여했고, 해당

플랫폼은 7,000~10,000톤 정도의 규모였다. 그리고 제안된 FSO는 EPC 베이스로 건조될 예정이었다.

작년 PTEEP는 Ubon 필드에 대한 첫 생산은 2022년으로 미뤄졌다고 말했다. Ubon 필드의 계획된 생산량은

25,000~30.000 boe/d 이며, Chevron은 35%의 운영지분을 가지고 있고, PTTEP는 60%, Mitsui Oil Exploration

Company(MOECO)가 5%이다.

가나 Offshore, 라이선스 입찰 실시

가나의 첫 Offshore 라이선스 공개 입찰을 둘러싸고, 중대형 Oil Major 회사들이 관심을 보이는 가운데 첫 라운드의 Bid

Evaluation 결과가 공개되었다.

Takoradi 남부의 Block 2,3,4에 대한 입찰에 대해 14개 적격판정 회사가 입찰에 참여할 수 있게 되었다.

Block 5와 6은 직접 협상에 의해 배정되었으며, Block 1은 Ghana National Petroleum Corporation을 위하여 배정되었다.

지질 탐사 전문 기업인 Petroleum Geo Services (PGS)는 22,600 평방미터의 3d 데이터와 24,000라인의 2D 데이터를 확

보했으며 현재 고객의 요구에 맞게 해석 및 패키징 작업을 거쳐 3/4 분기에 자료를 제출할 예정이다.

14

인도, 23개 블록 입찰 결과 승인

인도 정부는 DSF-2 bid round (Discovered Small Fields

Bid Round-II) 를 통해 체결된 25개 지역 사업권 낙찰 결

과를 승인했다. 해당 입찰 건은 작년 DGH(Directorate

General of Hydrocarbons)에 의해 주도되었다.

인도 정부는 2016년 DSF bid round의 성공에 따라 여전히

추가 개발이 필요한 작은 규모의 광구들을 대상으로 2018

년 DSF Bid round-II를 열었으며, 이를 통해 25개 지역, 59

개 필드를 국제 공개 입찰에 부쳤었다. 인도 정부는 올 1월,

DSF-2에 대한 입찰 서류를 마감했으며, 39개 기업이 총

145개 입찰을 25개 지역 중 24개 지역에 대해 제출하였다.

그리고 정부 고위층 및 주요 장관 협의체를 통해 DSF-2의

낙찰 결과인 사유 기업 및 국유 기업의 사업 승인 건을 심의,

통과시켰다.

국유기업인 ONGC는 5개 블록을 얻었으며, 공기업인 Oil

India(OIL)은 2개를 얻었다. 15개 지역이 사유 기업에게

돌아갔으며, 이는 최근 변경된 인도 석유 개발 정책(DSF

Policy)의 영향을 받은 것으로 보인다.

DSF-2를 통해 공개 입찰된 지역들은 대부분 Krishna

Godavari Basin 및 Mumbai Offshore에 걸쳐 있다.

DSF-1을 통해 낙찰된 몇몇 필드의 Oil and Gas 생산이 올

해 말 시작될 것으로 보이며, DGH는 DSF-2에서 성사된 계

약이 인도 석유 생산량 증대에 도움이 될 것으로 보고 있다.

Petronas, Sabah 필드 FPSO 입찰 기한 연기

말레이시아의 Petronas Carigali는 FPSO의 입찰 제출 기한

을 한 달 이상 연기했다. 해당 FPSO는 Sabah Offshore의

Limbayong Oil and Gas 필드에 투입될 예정이다. 다수의

소식통에 따르면 원래 3월 7일 예정되었던 입찰 마감은 4월

15일까지 연기된 것으로 보인다.

4개의 말레이시아 자국 내 Bidder가 이번 입찰 건에 참여

할 것을 보이며, Upstream지에서는 유력한 참여 기업들이

MISC, Yinson, M3nergy, 그리고 MTC 라고 했다.

Local Content Requirement로 인해, FPSO topside는 대

부분이 말레이시아에서 제작될 것으로 보인다.

Petronas는 Topside의 제작을 위해 5개 Yard를 선정했다

고 밝혔다. Sapura Energy, MMHE, Brooke Dockyard,

Muhibbah Marine Engineering and KKB Engineering

subsidiary OceanMight 등이 Topside Construction을 위

해 선정된 야드들이다.

Limbayon FPSO에 대한 Tender는 지난 11월 제공되었

으며, 해당 FPSO는 40,000 bpd 원유와 17 Mscf/d의

Associated Gas를 처리하고, 600,000배럴의 원유 저장소

및 75,000 bpd의 Water Injection을 수행할 수 있도록 기

획되었다. 낙찰된 Contractor는 26개월간의 EPCIC 계약에

돌입하게 된다.

Limbayong 개발 프로젝트는 주목할 만한 Subsea

Contract를 포함하고 있으며, Subsea 7과 OneSubea,

Saipem 과 Aker Solutions 및 TechnipFMC가 컨소시엄으

로 경합을 벌이고 있다.

MODEC, SNE 필드 FPSO 계약 수주

호주 Woodside가 SNE 필드 Phase 1에 투입될 FPSO의

FEED 엔지니어링을 일본의 MODEC에게 맡겼다.

Woodside는 Rufisque Offshore, Sangomar Offshore 그

리고 Sangomar Deep Offshore(RSSD) joint venture의

Operator로 여기에 SNE 필드가 속해있다.

MODEC은 계약 사항을 발표하면서, 2019년 프로젝트의

FID 결과에 따라 FPSO의 생산, 용선, 운영을 맡을 예정이라

고 밝혔다.

SNE Deep Water 오일 필드는 세네갈의 첫 번째 Offshore

석유 개발 사업이 될 예정이다.

MODEC에 따르면 해당 FPSO는 수심 800m 정도에 위치

한 Well로부터, 100,000 bopd의 원유를 생산할 수 있는 용

량으로 디자인되었으며, 2022년 첫 생산을 시작할 계획이

라고 한다.

Woodside의 이 프로젝트 파트너인 FAR은 해당 FPSO가

SNE Development Phase의 Integration 역할을 맡게 될

것이며, 여기에는 향후 Subsea tie-back 및 생산 Gas를 육

상으로 내보내는 역할도 하게 될 것이라고 밝혔다. Phase


15

1 개발 계획은 230 MMbbl의 원유를 11개 Well에서 추출

하고, 10개의 Water injector와 2개의 Gas Injector를 설

치하는 것이다. Woodside는 해당 프로젝트의 Subsea

FEED를 Subsea 7과 Schlumberger의 합작사인 Subsea

Integration Alliance(SIG)에게 맡겼다.

SNE 필드의 지분은 Woodside Energy(Senegal) B.V가

35%를 가지면서 Operator이고, Carin Energy Seneral

(40%), FAR limited (15%) 그리고 PETROSEN (10%)를

가지고 있다.

Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding, 엔지니어링 자회사 출범

중국 주 정부 소유의 Shanghai Waigaoqiao

Shipbuilding(SWS)가 공식적으로 Offshore Engineering

자회사인 Waigaoqiao Qingdong Offshore Engineering

Company를 Jiangsu에 위치한 Qidong 야드에서 출범했

다.

Waigaoqiao Qidong Offshore Engineering은 조선 기

자재와 조선 외 비즈니스에 중점을 두고 있으며, 이 회사는

SWS가 조선 외 해양 비즈니스 및 해양 과학 기술 개발을 하

는 플랫폼 역할을 할 예정이다.

올해 초, SWS는 2019년 사업 계획을 발표하면서, 상선 및

Offshore 엔지니어링, 크루즈 쉽에 대한 비즈니스 개발에

중점을 두겠다고 했다. SWS의 주요 사업 분야는 선박 및

Offshore 유닛의 설계, 건조 및 수리 부문에 집중되어 있다.

SWS는 최근 Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding and

Offshore를 인수했으며, Shanghai Jiangnan Changxing

Heavy Industry, Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding and

Offshore Engineering Design, Shanghai CSSC Marine

Boiler, CSSC Shenghui Equipment, 그리고 Shanghai

Jiangnan Changxing Shipbuilding을 거느리고 있다.

SWS 야드 전경

EPIK, 현대 LNG Shipping과 함께 FSRU 개발 프로젝트 참여

EPIK, 그리고 현대 LNG Shipping이 FSRU 개발에 합작할

예정이다.

한국의 LNG 공급 사업 개발자인 EPIK이 현대 LNG

Shipping과 손잡고 글로벌 FSRU 개발 프로젝트에 참여하

기로 합의했다. 전략적 동반자 관계로 최근 EPIK이 확보한

호주 뉴캐슬 항의 Newcastel LNG FSRU프로젝트를 수행

하기 위한 협력 관계에 대한 프레임워크를 쌓았다.

EPIK은 지난해 12월 Newcastle LNG 프로젝트를 수주했

으며, 이 프로젝트에는 Onshore 인프라와 함께 170,000 입

방미터 규모의 용량을 갖는 FSRU가 투입되게 된다. 이에 대

한 전체적인 투자 금액 규모는 약4억불~4.3억불 규모에 이

를 것으로 예상되고 있다. 해당 FSRU의 인도날짜는 2020

년 초반으로 예상되고 있다.

EPIK는 또한 추가적인 gas 인프라 투자처를 물색하고 있

으며, 호주 New South Wales 지역에 투입 가능성이 있는

Gas-Fired Power 및 LNG bunkering Facility등이 물망에

오르고 있다.

16

Shell, Mahanagar Gas에 대한 지분을 매각

Shell이 Mahanagar Gas에 대한 지분을 매각 처리한 것으로 보이며, 이는 도시가스 공급 비즈니스에서 손을 떼려는 조치로

보인다.

Shell India Unit은 2018년 Mahanagar 가스의 24% 지분을 공개 시장에서의 벌크 딜을 통해 매각하였다. 이는 인도에서의

다른 비즈니스 모델에 집중하기 위한 처사인 동시에 도시가스 공급 사업에서 손을 떼려는 의도로 보인다.

네덜란드 Royal Dutch Shell의 지역 지사인 Shell India는 결국 도시가스 사업 비즈니스에서 손을 떼기로 결정하고

Mahanagar사의 지분을 매각했다고 익명을 요구한 소식통을 통해 알려졌다.

2016년 7월경, Shell은 100% 자회사인 BG Asia Pacific Holdings Pte. Ltd를 통해서 공개 시장에 2개의 트렌치로 24%의

지분을 벌크 딜하여 매각처분(8.5%를 4월, 14%가량을 8월에 각각 공개 매각)하였고, 이로써 Shell의 지분은 10%로 낮아

지게 되었다. Shell은 BG Asia Pacific Holdings를 6월에 인수한 참이었다.

Shell의 이러한 지분 매각은 도시가스 공급 시장에서 철수하고, 다른 비즈니스 모델에 집중하기 위한 것이라고 한다.

자본 시장 관리 감독 기관인 Securities and Exchange Board Of India(SEBI)는 3년간 지분을 유지해야 하는 최소 조건을

Shell India가 지키지 않았다고 지적했으나 Mahanagar Gas 측은 답변이 없는 상태이다.

BW Offshore, Maromba 지분 매입에 대한 브라질 승인을 확보

노르웨이의 BW Offshore는 브라질의 반독점 감시 기구로부터 Maromba 오일필드의 지분 확보에 대한 승인을 얻었다.

BW Offshore는 Petrobras(70%) 및 Chevron(30%)으로부터 Maromba 오일필드의 지분을 확보하여 전체 100%의 지분

을 얻게 되었다.

브라질 반독점 감시 기구는 이번 거래 성사를 통해 BW Offshore가 브라질 Oil and Gas E&P 마켓으로 성공적인 교두보를

마련했다는 평가와 함께 이번 거래가 기업 간 공정 경쟁에 영향을 미치지 않는다는 결론을 내렸다.

Petrobras는 감독 기구에 이번 거래가 자산 처분 프로그램의 일환이었다고 밝혔으며 Chevron은 이번 거래를 타 프로젝트에

집중하기 위한 전략적 거래였다고 보고했다.

OMV, 북해 Wisting 프로젝트 관련 RFI(Request For Interest) 배포

호주 OMV가 다양한 Engineering 업체와 야드, Floater 업체에 노르웨이 Barrent sea Wisting 프로젝트에 대한 참여 의사

를 문의했다. OMV는 지난달 RFI(Requests for interest)를 15개 이상의 업체들에게 발송했으며, 이는 Wisting 프로젝트에

참여할 수 있는가에 대한 확인이 주 내용이었다. 해당 프로젝트는 Ship-Shaped 또는 Cylindrical의 FPSO가 투입될 예정이

다.

OMV의 RFI는 엔지니어링 업체인 Wood, KBR, Aker Solutions를 비롯하여 한국과 싱가폴 야드, SBM offshore, MODEC

을 포함하고, 여기에 더하여 Subsea 공급회사들도 포함된 것으로 보인다. OMV는 각 Supply Chain으로부터 이번 주까지

회신을 받을 예정이다. 한 소식통에 따르면 3월 14일이 제출 기한이었다고 한다.

그러나 한편에서는 왜 OMV가 이렇게 빨리 RFI를 요구하고 있는 것인지에 대한 의문을 제기했다. 왜냐하면 해당 Wisting에

서의 첫 생산은 2026년에 계획되어 있기 때문이다.


17

OMV는 3월 말 경 Decision Gate 1 스테이지를 통과할

예정이며, 이후 Concept Studies를 실시한다. Concept

Study는 2020년 4월까지 진행될 것이고, OMV가 선호하는

FPSO 컨셉은 2020년 3/4 분기나 되어야 결정될 수 있을

것으로 보인다. 해당 FPSO에 대한 FEED 디자인은 2020년

4/4 분기 시작하여 약 9개월간 진행될 예정이다.

그리고 OMV의 현재 계획된 FID 일정은 2026년 10월 첫 생

산을 목표로 2021년 4/4 분기에 이루어질 예정이다.

OMV의 파트너의 Equinor, Petoro, Idemitsu는 아직 어

떻게 Wisting 프로젝트를 진행할 것인지 결정하지 못했으

며, 당장에 주어진 문제점은 얕은 Reservoir의 위치로 인

해 어떻게 Water Injection을 실시할 것인가에 대한 기술적

인 문제와 OMV가 이만한 프로젝트를 Norway에서 수행할

수 있겠는가 하는 관리적 문제이다. 또한 노르웨이 정부가

Mainland에서 Power를 조달하도록 요구할 수도 있다. 이

는 Equinor가 해당 필드에 대한 Operatorship을 OMV로부

터 넘겨받고자 한다는 관측이 많이 나오는 이유이다.

Transocean Spitsbergen semisub drilling at Wisting in the

Barents Sea off Norway

지난 2월 Upstream지 기사에서, Equinor는 현재 2022년

이후 자국 내 대형 프로젝트에 대한 포트폴리오가 부족한 상

황이라고 이야기한 바가 있고, Wisting을 얻게 되면 이런 문

제를 해결할 수 있다.

한 소식통에 따르면 Equinor는 스타방가의 프로젝트 인력

유지를 위해 새로운 프로젝트를 원하고 있다고 한다. 또한

Equinor는 최근 Stake holders들과 OMV가 Artic Water에

서 대형 Oil 필드 개발을 주도해본 경험이 부족하다는 점에

대하여 논쟁했고, OMV는 이를 받아들였다고 한다.

Wisting은 매우 얕은 천해에 있고, Reservoir가 해저 면에서

불과 270 m 아래에 있다. 이러한 얇은 구조로 인해 Water

Injection을 어떻게 할 것인지에 대한 기술적 난관이 있다.

현재까지의 참고된 시나리오에 따르면 OMV는 생산된 가스

의 일부를 연료로 소모하고 나머지는 Export 할 예정이며,

이 가스는 Equinor의 Snohvit 설비에서 받아줄 수가 있다.

그리고 추후 FPSO 형태를 결정해야 하는데 Equinor가

Operatorship을 넘겨받는다면 Ship shaped가 될 확률

이 높은 것으로 보인다. 최근의 Equinor 프로젝트, Johan

Castberg, Rosebank, Baydu Nord 프로젝트와 동일한 연

장선상이 될 것으로 보인다.

일단 해당 프로젝트가 FID를 거쳐 승인되면, OMV로서는

첫 노르웨이 프로젝트가 된다.

해당 필드는 2013년 발견되었으며, 연안에서 310km 떨어

진 PL 537 라이선스 지역에 수심 400m 천해 지역에 위치

한다. 현재 OMV는 해당 Wisting 필드가 약 440 Millions

Barrels의 원유를 매장하고 있는 것으로 추정하고 있다.

18

남동아시아 지역에서의 LNG 성장세 지속, 인도네시아 가스 산업 현황

The world's first CNG carrier was ordered for Indonesia but is yet

to trade (credit: Wikimedia Accurimbono)

인도네시아는 1977년 LNG 수출을 개시했고, 1984년 알제

리를 넘어서 세계 최대 LNG 수출국이 되었었다. Bontang

과 Arun의 액화 플랜트를 가지고 운용하고 있었으며 1988

년 당시에는 세계 LNG 무역량의 40% 가량을 차지할 정도

였다.

인도네시아의 LNG 수출은 1999년 28.5 MTA(Metric

Tonnes per Annum)로 최고조를 이뤘고 2006년 카타르

에게 그 자리를 넘겨주기 전까지 최대 LNG 수출국의 위

치를 가지고 있었다. 2006년, 생산량이 감소하기 시작한

Bontang과 Arun의 생산량을 만회하기 위해 Tangguh (7.6

MTA)와 Donggi Senoro (2 MTA) 터미널을 추가 운용하기

시작했다.

2017년 인도네시아의 LNG 생산량은 18.7 MTA이었고, 이

중 2.64 MT는 국내 터미널로 공급되었다. 이들 생산 시설

의 생산량은 적어도 2020년까지는 안정적인 것으로 보인

다. 그리고 2020년까지 Tangguh 터미널의 세 번째 Train

(3.8MTA)이 커미셔닝을 완료하고, 건설 중인 Senkang

LNG가 0.5MTA 규모로 생산을 시작하면, LNG 생산량 확

보에 기여하게 될 것으로 보인다.

이렇듯 인도네시아가 대표적인 LNG 수출국임에도 불구하

고 LNG 수입 시장으로서는 아직 부족한 면모가 많은 것이

현실이다. 공식적으로는 LNG의 자급자족이 가능하다고는

하지만, 실질적으로는 그렇지 않다. 그간 자국 내 경제발전

에 따른 인구 증가와 생활 패턴의 변화로 폭발적인 수요 증

가가 있었으며, 17,000 여 개가 되는 수많은 섬에서도 LNG

수요가 발생해 왔으나, 이러한 LNG 수급을 충당할 만한

LNG 수입시설이나 공급 시설은 미비한 상황이다.

Pertamina는 2017년이 되서야 인도네시아 동부에 첫 LNG

공급을 마쳤을 뿐, 이러한 자국 내 공급 여건에 대한 개선은

아직 미비하며, 정부가 요구하고 있는 최소 공급량과 현실

의 갭을 채우기 위해 여러 IOC(International Oil Company)

와의 협력관계를 구축하는데에 전력을 다해왔다. 여기에는

ENI, Woodside, BP 등과 맺은 다수의 개발 협정 및 장기

공급 계약이 포함된다.

자카르타 소재의 JSK는 발리 지역에 소형 FSRU를 개발할

계획을 추진해왔으며 FSRU Karunia Dewata는 26,000m3

의 저장용량과 50 MMscf/d의 용량의 재기화 설비를 갖추

고 있다. PaxOcean의 Zhoushan 야드에서 건조되었는데,

중국내에서 건조된 FSRU중 최대 규모이며 Indepndent

type C Tank를 적용한 최초의 FSRU이다.

PaxOcean의 엔지니어링 디렉터 Lixin Bian은 인터뷰에서

“해당 FSRU는 천해인 인도네시아 연안에서 안정적인 운용

을 할 수 있도록 디자인되었으며, 인도네시아의 군도 지역에

소규모의 LNG 공급 체인을 형성하기 위해 사용될 것”이라

고 전했다.

일본 MOL이 주도하는 컨소시엄은 자카르타 동부해안에

서 Gas to Power 프로젝트인 JAWA 1 프로젝트를 진행

하고 있다. MOL(Mitsui OSK Lines)의 FSRU를 연안에서

14km 정도 떨어진 Cilamaya Sea에서 운용하고 동부 해안

의 지역 발전소에 가스를 공급하는 프로젝트이다. 이 가스는

Offshore 14km, 육상 7km를 더하여 총 21km의 파이프

라인을 통해 공급될 예정이다.

육상 발전소는 Pertamina와 Trading House Mrubeni 그리

고 Sojitz가 공동 출자하고, Samsung C&T에서 EPC 공급

계약을 체결하였다(2018년 3월).


19

courtesy of LR

MOL FSRU는 Samsung Heavy Industries에서 건조하며, LNG 저장용량 170,000 m3, 재기화 용량 300 MMscf/d의 규

모로 계약되었다(2018년 12월 공식계약 체결).

JAWA 1 프로젝트 (출처: MOL)

MOL에 따르면 JAWA 1 프로젝트가 아시아 최초의 Gas to Power 프로젝트이며, 해당 FSRU는 발전소의 발전용량에 맞추

어 최적화된 탱크 용량과 재기화 용량을 갖도록 디자인되었다고 한다. 현재 JAWA 1 프로젝트는 7개의 투자은행이 참여하

고 있으며, MOL이 컨소시엄 리더이다. Start up은 2021년을 목표로 하고 있으며 계약 운용 기간은 25년이다.

JAWA 1 프로젝트는 지역과 산업계의 관심은 높다. 통상 FSRU가 Fixed platform을 투입하기에는 경제성이 없거나 불확실

한 소규모의(stranded) 필드에 사용하기에 적합한 것으로 보는데, JAWA 1 프로젝트의 성공은 동일한 조건을 가진 세계 여

러 지역에 좋은 개발 사례가 될 것이다. 특히 FSRU의 건조 비용이 상대적으로 저렴한 것도 개발 시장 확산에 크게 기여할 것

으로 기대된다.

한편 Pertamina는 최근 자카르타 서부 사이트에 건설하려고 했던 Bojonegara LNG 수입 터미널 계획을 최종 중단했다. 8

억불 규모의 이 공사는 인도네시아 두 번째인 육상 베이스의 저장 공급 설비가 될 예정이었다.

Pertamina는 Kalla Group의 Bumi Sarana Migas(BSM)과의 Joint Venture로 해당 설비를 건설할 계획이었다. 파이낸싱으

로 JBIC (Japan Bank for International Cooperation)이 참여하였고, Tokyo Gas의 Engineering 사업부에서 설계를 담당할

계획이었다. Pertamina와 BSM이 HOA(Head of Agreement)를 2015년 사인했고, 해당 터미널은 2019년 가동을 목표로

하고 있었다.

그러나 설비 위치로 제안된 지역이 두 개의 거대 FSRU, PGN FSRU Lampung(수마트라 남쪽)과 Nusantara Regas

20

Satu(자카르타 베이)의 중간지점에 있었으며, 불과 250km 떨어진 두 개의 LNG 설비 중간에 또 다른 LNG 설비를 갖추어야

하는지 의구심이 쌓이게 되면서 프로젝트 참여자들은 해당 프로젝트의 가동 시점을 2020년으로 연기했었다.

그리고 최근의 결정에 따르면 해당 프로젝트를 중단했다고 한다. Pertamina에 따르면 해당 프로젝트를 완전히 중단한 것은

아니며, 여전히 West Java의 LNG 수요 증가량이 아직 해당 터미널 프로젝트에 청신호를 주기에는 모자라며, 추가적인 수

요 특히 발전 수요에 의한 공사 재개도 가능하다고 전했다.

인도네시아는 지금 LNG 수출국에서 LNG 소비 시장으로 빠르게 변화하고 있으며, LNG 공급 설비의 확충이 빠르게 진행되

고 있다. 다음은 진행되고 있거나 완료된 인도네시아의 LNG 공급 현황이다.

Indonesia LNG development

Country Location Exporter(s) BuyerACQ

(Mtpa)

Start

dateEnd date

Delivery

format

Indonesia Bontang Pertamina. ENI Muara bakau Pertimina 1.4 2016 2021 FOB

Indonesia Bontang Pertamina. IDD Bangka Pertimina 0.2 2016 2021 FOB

Indonesia Bontang Pertamina. Total E&P. Chevron. Vico CPC 1.8 1998 2017 DES

Indonesia Bontang Pertamina. Total E&P. Chevron. Vico KOGAS 1.0 1998 2017 FOB

Indonesia Bontang Pertamina. Total E&P. INPEX JERA et al** 2.0 2011 2020 DES / FOB

Indonesia Bontang Pertamina. Total E&P. INPEXNusantara

Regas1.5 2011 2022 FOB

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties CNOOC 2.6

2009 2033 FOB

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties Kansai Electric 1.0 2014 2035 DES

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties PLN 1.5 2015 2033 DES

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties Posco 0.6 2005 2033 DES

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties Sempra LNG 3.7 2008 2029 DES

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties SK E&S 0.6 2006 2026 DES

Indonesia Tangguh Tangguh PSC Contractor Parties Tohoku Electric 0.1 2010 2024 DES

IndonesiaDonggi-

SenoroPT Donggi-Senoro LNG JERA 1.0 2015 2028 DES

IndonesiaDonggi-

SenoroPT Donggi-Senoro LNG KOGAS 0.7 2015 2028 FOB

IndonesiaDonggi-

SenoroPT Donggi-Senoro LNG

Kyushu

Electric0.3 2015 2028 DES

New Development

Indonesia Tangguh BP PLN 1.0 2020 2035 DES

Portolio Woodside * Pertimina 0.6 2019 2039

Indonesia Bontang Pertamina. ENI Muara bakau ENI 1.0 2017 2024 FOB

Indonesia Bontang Pertamina, ENI Muara bakau ENI 1.0 2017 2027 FOB

Indonesia Bontang Pertamina, ENI Muara bakau Pertimina 1.4 2017 2024 FOB

PortolioExxonMobil

(Heads of Agrreement stage)Pertimina 1.0 2020s 2030-2040 DES

Notes: ACQ = Annual Contract Quota: DES = Delivery Ex Ship, FOB = Free On-Board: *There are provisions allowing the volume to

increase up to 1.1 MTPA from 2024 to 2038:** = JERA. Kansai Electric. Kyushu Electric. Nippon Steel Corporation. Osaka Gas.Toho

Gas

Source: GIIGNL


21

Rystad Energy, 미국이 사우디를 제치고 최대 석유 수출국 위치에 오를 것으로 전망

지속적인 US 셰일 개발에 따른 원유 생산과 GOM 지역에서의 지속적인 원유 생산량 증가를 통해 미국이 사우디를 누르고

최대 원유 수출국의 위치에 오를 것이라는 전망이 나왔다.

지난 십 수년간 미국은 자국 내 원유 수요를 충당하기 위해 큰 규모의 원유 수입을 유지해왔으나, 이제 변화가 생기기 시작

했다. EIA(Energy Information Administration)은 지난주 미국의 원유 수출량이 수입량을 넘어섰다고 보고했으며, 추가적

인 보고서를 통해, 지난 한주 미국의 정제 시설에서의 수요 증가에 따른 중질유 수입 증가로 원유 재고량이 7.1 백만 배럴 증

가했으나 즉시 감소세로 다시 돌아섰으며, 매력적인 가격 포지션으로 인해 미국의 원유 수출량은 급격히 늘고 있다고 보고했

다.

Rystad Energy의 수석 파트너인 Per Magnus Nysveen은 "오일 시장이 과도하게 미국 원유 재고의 단기 변화에 집착하고

있으나 큰 그림으로 보자면 전혀 다른 이야기다. 경제성을 동반한 셰일 생산량이 급격히 증가하고 있으며, 경질유 및 가솔린

에 대한 견조한 글로벌 수요가 성장하고 있기 때문에 미국은 몇 년 내에 원유 수출 시장을 주도할 만한 위치에 오르게 될 것이

다."

"전 세계 트레이드 시장에서 이와 같은 수출 중심의 이동은 경제적으로나 정치적으로 이미 매우 드라마틱한 것이지만, 향후

5년간 이런 역전 현상은 더욱 거세질 전망이다. 미국 원유 수출의 확대와 더불어, 미국의 대외 경상 수지 적자나 부채 등도 빠

르게 줄어들 것이며, 화석연료에 대한 수요가 급증하고 있는 신흥 아시아 지역으로의 수출로 인해 Shipping 산업 역시 부흥

을 맞을 것으로 기대된다."

"올해는 낮은 수준의 Oil field Activity가 전개되어, 전 세계 오일 수급 균형 및 원유 가격 유지에 도움을 주겠다. 올해 1/4분

기의 투자 부진에도 불구하고, 올 한 해 동안 미국의 생산량은 괄목할 만한 성장을 이룰 것으로 보인다."고 덧붙였다.

사우디아라비아는 현재 하루 원유 7백만 배럴과 NGL 및 석유제품을 2백만 배럴 정도 수출하고 있으며, 이에 비해 미국은 약

3백만 배럴 원유와 NGL 및 석유제품을 5백만 배럴 정도 수출하고 있다.

Rystad Energy는 작년 2백만 bpd가 증가한 미국의 원유 생산량이, 올해에는 일부 Independent Operator들의 투자 감소

에도 불구하고 약 1백만 bpd 정도가 증가할 것으로 내다봤다.

원유시장의 성장과 더불어 텍사스 주변에는 빠른 속도로 원유 수출을 위한 인프라가 전개되고 있다. Permian 원유를 운반하

기 위한 터미널과 경질유에 대한 정제 시설이 확장되고 있다.

Parque Das Baleias FPSO 입찰 건, 두 Bidder가 경합 중

브라질 Petrobras는 Campos basin 내 Parque Das Baleias Complex에서 운용할 중형 FPSO에 대한 Charterer를 구하고

있으며, 두 회사가 응찰한 것을 알려졌다.

복수의 소식통에 따르면 말레이시아의 Yinson Holdings와 Bluewater, Saipem 간 짝을 이뤄 FPSO 공급에 대한 Bidding

을 제출한 것으로 알려졌다 .

Yinson은 중국 야드를 찾고 있었으며, CIMC Raffles가 Hull의 Conversion과 Integration을 맡을 예정이다. Bluewater와

Saipem은 Chain Merchants Group과 네고 중이다. Petrobras 입장에서는 Bidder들이 각각 FPSO Tender에 들어오지 않

고 연합하여 입찰하는 것이 불편할 수도 있다.

Bluewater-Saipem 조는 최근 Petrobras Tender 입찰을 강하게 밀어붙여 왔었고, 최근 있었던 Marlim 필드의 FPSO 두

대에 대한 입찰에서는 중국 야드와의 파이낸싱 협의가 제때 이루어지지 못하여 최종 입찰을 포기했었다.

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The Petrobras P-58 FPSO (above) and three other floaters are currently working on the Parque das Baleias complex Photo:

PETROBRAS

일본의 MODEC은 Parque das Baleias FPSO에 입찰하지 않았고 특유의 공격적인 Bidding을 보여주지 못했는데, Order

Book을 관리하기 위한 것을 보인다.

네덜란드 SBM Offshore와 말레이시아 MISC 역시 Mero 필드에 집중하기로 한 것으로 보이며 (아직 입찰을 제출하지는 않

았다), 노르웨이 BW offshore 역시 운영 중인 필드의 새로운 자산에 초점이 있으며, 말레이사 Bumi Armada 역시 당분간

브라질에서 발을 빼려는 것으로 보인다.

Petrobras가 해당 필드에 투입하고자 하는 FPSO는 원유 생산량 100,000 bpd와 5 MMscf/d의 천연가스 생산량을 갖춘 유

닛이다.

해당 FPSO는 Parque Das Baleias 지역에서 통합적인 재조정을 거친 뒤, Post-salt, Pre-salt 지역에서 운영될 예정으로 첫

가동은 2022년으로 예정되어 있다.

Petrobras는 최근 관할 기관인 ANP가 세금 목적으로 Parque das Baleias의 8개 필드를 하나의 구조물에 결합시키려고 하

는 것에 동의했다.

통합된 Parque das Baleias Ring-Fence는 New Jubarte로 불릴 예정이며, Baleia Ana, Baleia Azul, Baleia France,

Jubarte, Cachalote, Caxareu, Mnganaga 그리고 Pirambu 필드를 포함하고, 2056년까지 운용될 예정이다. 그리고 투입

되는 FPSO는 19개의 개발 유정과 11개의 Oil Producer 그리고 8개의 Injector에 연결될 예정이다.

Parque das Baleias FPSO Contract는 Local Contents Requirements가 없다.


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Petrobras, 비핵심 자산 매각 가속화

Petrobras가 비핵심 자산의 매각에 속도를 내고 있다.

Chief Executive인 Roberto Castello Branco는 2018년 마지막 분기 실적 발표에서 다음과 같이 발표했다.

"우리는 지속해서 적절한 방법을 마련할 것이다... 적절하게 부채 규모를 줄여나가는 동시에 투자자들에게 적절한 배당금을

제공할 것이다. 우리는 2~3년 사이에 이러한 조정이 가능할 것으로 보고 있다."

Petrobras는 2018년 순부채 비 EBITDA가 2.34에 달했다. 2018년 전략 목표였던 2.5보다는 개선되었으나, 여전히 최종목

표인 1.5에는 매우 못 미친다. 순부채 규모는 2017년 말보다 18% 규모 줄어들어 6백9십4억불 규모이며, 전체 부채 규모는

8백4십4억불 규모이다.

Petrobras는 최근 높아진 오일 가격이 이런 개선을 가능하게 해주었음을 인정하고 있으면서도 자산매각에 따른 추가적인 개

선역량이 충분하다고 주장한다. 회사는 2017~2018년 2백십억 불 규모의 자산 매각을 공개했으나 겨우 40% 정도 가량이

판매되었을 뿐이다. 그리고 앞으로 2019~2023년 수정된 투자 계획에 따라 약 2백 6십 9억불 규모의 자산을 매각할 예정이

다.

좀 더 공격적인 계획에 따라, Petrobras는 브라질의 원유 정제 용량에서 현재 차지하고 있는 비중을 98%에서 50%로 줄여

Downstream에서의 포지션을 재조정할 예정이다.

원유 정제 시설에 대한 매각이 2/4분기에 진행될 예정이며, 여기에는 Downstream에 있는 모든 독점적 시설에 대한

Safeguard도 포함될 예정이라고 한다.

Petrobras의 생산량은 2018년 평균 2.63 MMboe/d이었으며 이 수치는 2017년에 비해 5% 하락한 것이다. 그리고 순 수

출 규모는 2017년 361,000 bpd에서 2018년 257,000 bpd로 낮아졌다.

Petrobras에 따르면 이러한 생산량 감소는 FPSO의 Delivery 지연과 Lapa와 Roncador 필드에 대한 Maintenance 중지와

투자 철회에 따른 것이라고 설명했다.

이러한 후퇴에도 불구하고, Petrobras는 향후 10개월 동안 Pre-salt 지역에 투입될 6대의 생산 유닛의 활동으로

2019~2020년 원유 생산량이 고점을 찍을 것으로 관망하고 있다.

Petrobras의 평균 Lifting 단가가 $10.7/barrel 정도인 데 비해 Pre-salt 지역에서의 원유 Lifting 단가는 약 $7/barrel 정도

이다.

Castello Branco는 Onshore의 자산 매각에 따라 400,000 barrel/d의 생산량을 잃겠지만, 천해 지역과 이미 개발 성숙된

Offshore 지역에 계획된 생산량 확대 계획과 OPEX 최적화 계획은 취소되지 않을 것이라고 언급했다.

Castello Branco는 "자산 매각 절차가 완전히 끝나지 않더라도, 새로운 탐사 개발 확대 및 2018년 발견된 11개 블록을 비롯

하여 추가적인 CAPEX는 지속될 것이다." 라고 덧붙였다.

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이탈리아 집권당, 푸틴과의 우정보다 에너지 안보가 중요

ENI's offshore site at Zohr in Egyptian waters (Source: New Europe)

동 지중해 지역에서 발견된 새로운 천연가스 광구가 EU의 러시아산 에너지 의존도를 낮추는 계기가 될 것 같다. 최근 벌어지

고 있는 유럽과 러시아의 복잡한 에너지 게임 안에서, 이탈리아는 현 저우가 러시아 정부에 대해 매우 호의적인 태도를 보이

는 한편, 이집트, 이스라엘, 사이프러스로부터 천연가스를 생산, 공급하는 자원 출처로서 매우 중요한 역할을 하고 있다.

지난해 2월 미국의 에너지 거대 기업인 ExxonMobil이 사이프러스 남서쪽 해안에서 거대한 천연가스 광구를 발견했다는 발

표를 하고 난 뒤, 해당 필드 주변의 키프로스 해의 Aphrodite와 Calypso 등의 지역, 그리고 이스라엘의 Leviathan, Tamar,

그리고 이집트의 Zohr와 같이 거대한 규모의 가스 필드가 탐사되었다.

올 연말까지, 이탈리아 정부, 그리스, 사이프러스, 이탈리아는 동지중해 파이프라인(EastMed Pipeline)을 건설하기 위한 다

자 협정을 맺을 것으로 기대되고 있으며, 이것은 유럽 천연가스 공급에 새로운 역사를 쓸 것으로 보인다. 지금까지 러시아는

EU에 대한 독점적인 천연가스 공급원이었으며, 이 Eastern Mediterranean Basin에 대한 개발이 완결되면, 러시아 정부 소

유의 Gazprom이 독점해오고 있던 천연가스 공급라인에 대한 대안이 될 수 있을 것으로 보인다. 현재까지 러시아는 유럽 지

역의 천연가스 수입량의 약 40%가량을 공급하고 있다.

EastMed Gas 공급 라인에 대한 비용은 약 70억불 규모로 추산되며 European Commission으로부터의 지원을 받고 있다.

최초 계획은 사이프러스와 이스라엘의 Offshore 가스 생산 플랫폼으로부터 연간 10 bcm(Billion Cubic Meter)의 가스를 그

리스로 이송하게 되며, 그리스의 Poseidon 파이프라인을 통해 남부 이탈리아로 연결하여 가스를 공급하는 것이다.

그러나 일부 비평가는 해당 프로젝트의 비용이 너무 높고, 심각한 기술적 난관에 봉착했다고 말하고 있다(Cyprus Mail,

February 13, 2019; Bruegel.org, May 10, 2017). 또한, EastMed는 터키를 앞에 두고 있고, Nicosia의 키프로스 정부와

영유권을 둘러싼 분쟁이 진행 중이기 때문에 불확실성이 크다고 비판하고 있다.

한편, 이집트는 EastMed가 여전히 Feasibility Study 단계에 있으며, FS가 완료되려면 아직도 몇 년의 시간이 소요될 것으

로 예상된다고 주장하고 있다. 반면 이집트는 지역의 천연가스를 현재는 가동률이 떨어진 이집트의 액화 플랜트를 재가동하

여 좀 더 빨리 그리고 낮은 가격에 유럽으로 공급할 수 있다고 주장하고 있다.


25

실제로 이집트는 이러한 주장을 실천에 옮기고 있으며 사이

프러스 Aphrodite 필드의 가스를 이집트로 옮기기 위한 파

이프라인이 설치될 예정이다. 몇몇 전문가들은 사이프러스-

이집트의 파이프라인이 EastMed Corridor 계획 자체를 곤

경에 빠트리게 될 것이라고 보고 있는데, 왜냐하면 이 경우

키프로스 가스가 모두 상업적으로 개발 가능한 것이어야 하

기 때문이다.

흥미롭게도 이탈리아의 부총리 Matteo Salvini는 러시아

에 우호적인 정치활동을 펴고 있으며, TAP(Trans-Adriatic

Pipeline)의 건설을 지지하고 있음에도 불구하고, EastMed

Corridor 계획에 지지를 보내고 있다. TAP는 Azerbaijan의

Shah Deniz 가스 필드에서 Georgia, Turkey, Greece 그리

고 Albania를 거쳐 이탈리아에 이르는 파이프라인을 건설하

려는 계획으로 2020년까지 10bcm의 가스를 수송하는 것

을 목표로 하고 있다.

EU는 EastMed와 TAP을 통해 천연가스의 공급처를 다변

화하여 러시아의 자원 무기화 전략을 무력화하길 원하며, 이

와 뜻을 같이하고 있는 이탈리아의 정치 노선은 Salvini와

Kremlin 간의 정치적 마찰로 비화될 수 있는 소지가 있다.

최근의 탐사 저널리스트의 리포트에 따르면 Salvini가 소속

정당의 선거 캠페인에 대한 러시아 펀드 지원을 확보하기 위

해 크레믈린의 도움을 요청했었다는 주장이 있다.

그러나 Salvini는 여태까지 EU의 러시아 경제 제재 조치에

대하여 어떠한 완화 조치를 취하고 있지 않으며 푸틴의 러시

아 정부를 비판하고 있는 폴란드의 우파 정당 Ruling Law

and Justice와 정치적 축을 같이하려고 한다. 또한 베네수

엘라의 마두로 정권(친 러시아 성향)에 대항하고 있는 Juan

Guaido(친미 성향)를 지지하는 등 크레믈린과 반대 방향의

정치적 행보를 보여주고 있다.

모스크바는 이러한 Salvini의 행보에 대하여 어떠한 논평도

가하지 않고 있으며 특히 동부 지중해의 천연가스 개발에 대

해서는 더욱 침묵하고 있다. 다만 러시아는 여전히 러시아가

공급하는 천연가스가 다른 어떤 공급처보다 저렴하며, 유럽

은 2030년까지 러시아로부터의 천연가스 공급을 지속 이어

가야 할 것이라고 주장하고 있다.

Potential Export Routes for Eastern Med Gas

(Stratfor 2018)

이집트 Zohr 가스 필드의 리더 격인 ENI는 이집트, 이스라

엘, 키프로스의 가스를 유럽을 돌리기 위한 파이프라인 및

가스 허브 건설에 앞장서고 있다. 러시아는 이집트의 Zohr

가스 필드에 위치한 Shorouk 채굴권에 Rosneft가 30% 지

분을 소유하고 있기 때문에 해당 지역의 ENI 전략에 대하여

중립적인 입장을 가지고 있는 상황이다.

이탈리아가 이 지역에 대한 에너지 프로파일을 증대시킬수

록, 미국과의 연대가 강해질 수밖에 없으며, Nord Stream

Two 로 대표되는 러시아의 유럽향 천연가스 공급 정책에 맞

서게 될 수밖에 없다.

러시아는 발틱해를 지나 독일로 이어지는 현재의 천연가스

공급관(Nord Stream)을 두 배로 확장하는 공사를 진행하고

있으며, 2019년 말까지 완공을 목표로 하고 있다.

Woodside Energy, 세네갈 SNE 유전의 FEED 계약 발주

호주의 Woodside Energy는 세네갈 해양 SNE 유전의

FEED 계약을 Modec International에 발주했다고 밝혔다.

신규로 발견된 심해 SNE 유전은 Dakar 남쪽 100킬로 지점

에 위치하고 있다. 현지 업체와 합작으로 이 유전을 운영하

는 Woodside Energy는 SNE유전 1단계 개발 프로젝트의

FPSO 설비에 대한 계약을 발주했다.

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상기 FPSO는 일일 10만 배럴 규모로 2022년부터 생산을 목표로 하고 있다.

본 FPSO는 육상으로 보내는 가스 송출설비 및 SNE 유전 개발뿐만 아니라 향후 다른 매장지를 해저로 잇는 Tie-Back을 포

함한 후속 개발계획과의 통합을 고려하게 될 것이다. 1단계 공사는 11개의 유정과 10개의 해수 및 가스 주입설비로부터 2.3

억 배럴로 추산되는 석유의 생산을 목표로 한다. FEED가 완성되고 정부 및 JV의 관련 승인을 득하는 즉시, Modec은 FPSO

의 공급, 용선, 운영을 위한 이후 계약을 수주할 것으로 예상된다.

Woodside Energy의 Peter Coleman 대표이사는 “FPSO 설비 확보는 본 개발 프로젝트로 나아가는 중대한 진전이며,

2019년 중순을 목표로 하는 최종투자결정(FID)에 필요한 기술적 상업적 활동을 완수할 수 있게 할 것이다.”라고 밝혔다.

개발 기본계획은 23개의 Subsea 유정과 관련 Subsea 제반설비로 연결된 단독 FPSO가 될 것이다. SNE 1단계 개발 공사

는 Woodside의 <Horizon II> 성장 전략의 핵심 프로젝트 역할을 할 것이다.

Equinor, 자국 구매량(Local Contents) 증가

Equinor의 구매총괄책임(CPO)인 Peggy Krantz-Underland은 “노르웨이 대륙붕(NCS; Norwegian Continental Shelf)개

발에는 경쟁력을 갖춘 공급망이 매우 중요하다. 지난해, 노르웨이 자국 공급은 61%에서 67%로 늘어났다.”고 밝혔다.

“Johan Sverdrup 프로젝트는 현재 노르웨이에서 진행되는 최대 산업 프로젝트이다. 1단계 공사에서 노르웨이 공급업체들

이 계약의 70% 이상을 확보했고, 2단계에는 그보다 훨씬 높다. 이는 노르웨이 공급 산업의 적응력을 알려주는 지표라고 할

수 있다.”

Equinor의 전체 구매액은 2017년 1,444억 NOK에서 2018년 1,417억 NOK로 감소한 반면, 자국 구매는 동기간 887억

NOK에서 952억 NOK로 약 65억 NOK가 증가했다.


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Equinor의 기술/프로젝트/시추 총괄 임원인 Anders

Opedal은 “최근 몇 년간 에너지 부문의 전환 과정은 여러 기

업에 힘든 상황이었지만 장기적 활동을 보장하기 위해서는

필수적이었다. 업체들이 대응해온 방식을 보면 충분히 신뢰

를 줄 수 있다. 공급 산업이 이룬 성공적인 비용 절감이 없었

다면 현재의 노르웨이대륙붕(NCS) 활동 수준은 지금보다

낮아졌을 것이다. 이를 통해 우리는 이 어려운 시기에 새로

운 프로젝트의 허가를 받을 수 있었다. 그 결과 더 많은 가치

를 창출하고 중대한 파급효과를 낼 수 있게 되었다.”고 말했

다.

Equinor와 파트너사는 2016년 이후 20개 이상의 프로젝트

에 대한 개발 허가를 받았다.

다시 찾아온 낙관적 전망

Opedal은 “산업계에 낙관적 전망이 다시 찾아오게 되어서

기쁘다. 지금 중요한 것은 적절한 작업에 주력해야 한다는

것이며 우리의 수행 작업 중에 가장 중요한 것은 안전이다.

설계, 개발, 운영에 이르는 안전에 대한 종합적인 접근 방식

이 안전 수행의 지속적 향상과 더불어 성공의 핵심 요소다.”

라고 말했다.

그는 노르웨이 무역연합회장, Hans Christan Gabrielsen,

노르웨이 경영자연합 회장, Ole Erik Almlid, 노르웨이 경

제인 연합회장 Stein Lier-Hansen, Kværner 대표이사

Karl-Petter Løken, 그리고 공급 산업의 여러 대표들과

Kværner 야드에 정박해 있는 Johan Sverdrup 거주구 플랫

폼 위에서 회합을 가졌다.

Johan Svedrup 유정은 2019년 11월 생산을 할 계획

이다. 분석기관인 Agenda Kaupang은 이 프로젝트로

2015~2025년 기간 동안 노르웨이에서 연간 15만 노동력

의 고용을 창출할 수 있다고 추산한다.

Opedal은 “Equinor는 지난 몇 년간 최고의 프로젝트 활동

기록을 보여주었다. 개별 프로젝트의 규모와 상관없이 품질

이 중요하다. 성공적인 결과를 얻기 위해서는 모든 참여자들

이 중요하다. 그것이 어떤 지역이든, 국내 업체이든, 국제적

인 공급업체이든 중요하지 않다. 우리는 단순화, 표준화, 디

지털화를 위해서 우수 협력업체와 훨씬 더 긴밀하게 작업해

나갈 것이다. 이런 방식을 통해 우리는 모두 함께 윈-윈 솔

루션을 찾아내고 동시에 보다 낮은 원가 구조를 이룰 수 있

다.”고 말했다.

미국 공화당, 트럼프의 해양시추 정책에 반기

공화당원들은 화석 연료의 귀환, 공공토지의 광물 채굴 확

대, 원자력 에너지의 부활 등 Donald Trump 대통령의 에너

지 정책에 열렬한 지지를 보내왔다.

그러나 해양 Oil & Gas 시추의 엄청난 확대를 제안한 대통

령의 정책에 대해서는 동서 해안을 끼고 있는 많은 공화당

지도자들은 자기 주의 해변이나 인근 지역의 탐사를 원하지

않는다고 공개적으로 밝히고 있다.

일찍부터 Trump의 열렬한 지지자였던 South Carolina주 주

지사, Henry McMaster는 “행정부도 시추를 반대하는 우리

주의 입장을 잘 알고 있다.”고 말했다.

Georgia주 주지사, Kemp는 “시추는 지지한다. 하지만

Georgia주 해양에서 해야 한다는 말은 아니다.”고 몇 주전

한 언론에 밝혔다.

Kemp와 Mcmaster는 넓은 의미의 초당파적 의견을 제시

한 셈이 되었으며, 동서 해안의 반 시추 정서가 Trump의 미

국 제일주의 해양에너지 전략에 흠집을 내면서 2020년 선

거의 중심을 차지할 이슈를 공화당 지지자가 들고나오면서

논점이 흐려지고 말았다.

Trump 행정부는 줄곧 해양시추 확대를 주장해왔는데, 이는

미국의 에너지 확보뿐 아니라 제조업 부문의 부흥과 고임금

일자리의 성장을 위한 경제 전략의 주춧돌이었다.

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2018년 밝힌 초기 계획에는 26개 중 25개 지역에서 47개

의 잠재 임대 매각지역이 포함되었고, 이중 Alaska 해양 19

개, 태평양 지역 7개, 멕시코만 12개, 대서양 지역 9개였다.

이 계획은 각 주 단위 수역을 3마일 이상 넘어서는 연방 수역

에 적용될 예정이었다.

각 주가 제기하는 우려를 해결하지 않고, 내무부는 몇 주 뒤

최종안이 나오면 초기에 포함된 지역의 규모가 줄어들거나

완전히 빠질 수도 있다고 밝혔다.

공화당은 보통 한목소리로 미국 에너지 독립을 지지하고,

2월 초 민주당의 진보파가 내놓은 그린 뉴딜(Green New

Deal) 정책을 비난해왔다. 하지만 멕시코만의 오염을 만든

2010년 BP의 Deepwater Horizon에 대한 사고 기억이 아

직 살아있어서 해양시추라는 부분에는 입장을 달리하고 있

다.

공화당은 1년 전 당시 내무부 장관이던 Ryan Rinke가 당시

플로리다주지사였던 Rick Scott에게 했던 것처럼 자신의 주

도 예외로 인정해달라고 요구하면서 법안 발의, 공문 발송,

행정부 청원 등의 민주당이 주도하는 활동에 동참했다.

Florida 주의 공화당원들은 약속 이행을 위해 최선을 다하고

있으며, 특히 석유회사들은 석유가 풍부한 동부 멕시코만을

눈독 들이고 있다고 여기고 있다.

현재 Sunshine주(Florida주) 상원의원인 Scott은, 정기적으

로 대통령과 만나면서 “Florida 해변과 해안을 해양 석유 시

추로부터 보호하기 위하여 행정부와 지속적으로 협력하고

있다”고 Chris Hartline 대변인이 밝혔다.

하지만 내무부가 외변대륙붕(Outer Continental Shelf)의

90%까지 Oil & Gas 탐사를 개방하겠다는 새로운 5개년 계

획을 내놓으면서 이러한 노력이 성과를 거둘 수 있을까 하는

의문이 제기되고 있다.

‘에너지 지배’ 계획

“이것은 미국 에너지 지배의 시발점입니다.” 이 말은 13개월

전 역대 단일 최대 해양시추 확대안을 발표했을 때 Zingke

장관이 했던 말이다. 이 계획을 우려했던 것은 단지 주지사

나 상원의원만은 아니었다.

- 수천 개의 해안 산업 대표 단체들이 이 계획을 강력히 반

대했다. 이들은 석유 플랫폼이 너무 멀어서 보이지는 않아도

여행 산업을 위태롭게 하고, 지역에 해가 될 것이라고 경고

했다.

- 어업계는 시추 확대로 서식지가 파괴되면서 생계와 연계

된 해양 해산물 생태계에 위협이 될 것이라고 주장했다.

- 적어도 세 곳의 연방 기관이 우려를 표명했다. 국무부

는 동부 멕시코만의 시추가 군사 훈련에 방해가 된다는 점

을 들어 시추에 반대했다. 나사(NASA)는 대서양 연안과

Alaska의 Oil & Gas 탐사가 우주선 발사에 방해가 된다고

우려를 표명했다. 국립해양대기국(National Oceanic and

Atmospheric Administration)은 시추로 인해 위기에 처한

북대서양 큰고래(Right Whale)와 같이 허약한 해양 생태계

가 더욱더 많은 영향을 받게 될 것이라고 경고했다.

- 환경단체는 탄소 배출량이 늘면서 기후변화를 악화시킨다

고 주장하면서 화석연료 자체의 확대를 반대하고 있다.

재앙을 위한 준비

Deepwater Horizon 사고는 인류 역사상 인간이 만든 최악

의 재난이다. 그리고, 지금처럼 대서양에 대해서도 이런 식

으로 진행해 나간다면 잠재적으로 똑같은 위험에 직면해 있

는 것이다. “더 많은 시추와 더 적은 안전조치는 재앙을 맞이

하기 위한 준비”라고 Hoskins는 말했다.


29

Oceana는 대서양 중부 해안에 대한 탄성 테스트를 중단하

라는 소송을 제기한 집단소송그룹의 하나인 환경보호단체이

다.

Oil & Gas 산업단체들은 시추가 경제적 이익과 국가 안보에

도움이 된다는 이유로 대통령의 시추 확대를 지지하고 있다.

Oil & Gas 산업 최고의 무역 그룹인 미국석유협회

(American Petroleum Institute)에 의하면, 에너지 탐사가

매년 수만 개의 일자리를 지키고 수십억 달러의 경제 활동을

창출하며 수백만 달러를 각 주에 세금으로 내고 있다고 밝혔

다. 물론 그에 따른 안전 보완 문제는 별개이다.

미국석유협회의 Erik Milito는 작년 Trump 행정부에 “US 에

너지 계획이 계속되기 위해서는 지속적인 새로운 지역의 개

발로 추가 해양 Oil과 천연가스를 확보해야 한다.”라는 편지

를 보냈다. 연방정부 홈페이지에 게시된 이 글에는 200만 개

이상의 댓글이 달리기도 했다.

Green New Deal

기후변화와 함께 시추 확대에 대한 강한 의지를 보이는 현

행정부는 2020년 대통령 선거의 핵심 이슈로 급격하게 부

상하고 있다.

민주당은 일자리, 건강보험, 평등한 고등 교육을 포함한

사회 개혁과 함께 화석연료의 종식을 요구하는 그린 뉴딜

(Green New Deal) 정책을 홍보하고 있다. 공화당 상원 원

내대표인 Mitch McConnell은 이를 두고 “사회주의적 환상

(Socialist Fantasy)”이라고 비꼬고 있다.

몇몇 민주당 대통령 후보들은 이 계획의 개념에 지지를 보내

면서 다른 어떤 의제보다도 환경을 강조하고 있다.

2019~2024년의 5개년 계획은 미국 제일주의 해양에너지

전략 지침에 Trump 대통령이 서명하면서 북극 수역과 수백

만 에이커의 미국 해양 지역에 Oil & Gas 탐사의 문을 열었

다.

예외를 주장하는 플로리다

계획 공표 직후, 해안을 끼고 있는 대부분 주 대표들이 행정

부에 예외를 인정해달라고 로비를 벌였다. Zinke 장관은 단

하나의 예외로 Florida를 인정했는데, 공화당 동료인 Scott

주지사와 20분간의 대화 후 이루어졌다.

1월 Zinke가 내무부 장관에서 물러나고 Scott이 상원에 들

어가면서 협상 당시 이들의 역할이 더 이상 계속되지 않음에

따라, Florida가 다시 해양시추 후보지가 될 수도 있다는 우

려가 커졌다. 2022년 유예 기간 만기 시, 동부 멕시코만의

유예 재지정을 확신할 수 없었던 Francis Rooney 주지사는

이 지역의 Oil & Gas 사업허가 및 관련 활동을 영구히 금지

하는 법안을 발의했다.

Rooney 주지사는 “해양시추는 환경, 관광산업, 군사 활동

에 부정적인 영향을 미칠 것이다. 미래 세대를 위해 우리

Florida 해안을 지키기 위해 투쟁하고 있다. Florida 경제는

청정 수역과 건강한 환경에 달려있다.”고 밝혔다.

행정부의 해양 시추계획의 수정 최신 안은 수주 내에 발표

될 것이라고 해양에너지관리국(Bureau of Ocean Energy

Management) 대변인 Tracey Blythe Moriarty가 말했다.

일단 발표되면, 90일 동안 시민들은 의견을 말할 수 있으며,

Oil & Gas 사업의 고려 대상이 되는 인근 해안 도시에서 청

문회가 열릴 것이다.

이 기간이 끝나면 David Bernhardt 내무부 장관서리가 개발

임대권 매각 계획 및 최종안에 포함될 지역을 결정하게 된

다.

이 계획은 내년 최종 확정될 예정이다. “프로그램 제안서에

포함된 지역이 반드시 최종안에 포함되어 임대 판매 대상 지

역이 된다는 의미는 아니다. 추후 결론을 통해 포함 지역이

나 임대 매각 대상 지역이 줄어들거나 빠질 수도 있다.

30

노르웨이, 국부 펀드의 포트폴리오 조정

오일 펀드라고 알려진 노르웨이의 1조 달러 규모의 국부 펀드는 Oil & Gas 탐사/생산 업체에 대한 투자 규모를 감소하겠다

고 발표하였다.

노르웨이 정부는 노르웨이 경제에서 유가에 따른 위험 요소를 감소시키기 위하여 Government Pension Fund Global에서

석유 탐사/생산 업체를 에너지 산업군에서 제외할 것을 요청하였다. 1996년 노르웨이 정부가 석유로부터 벌어 드리는 수익

을 처음 펀드로 조성한 이래, 세계에서 가장 큰 국부 펀드로써 석유로부터 얻어 들이는 수익이 감소하였을 때를 대비하여 노

르웨이의 다음 세대에도 재정적 부를 유지하려는 목적으로 조성되었다. 노르웨이 국부 펀드는 전 세계 9천 개 이상의 회사의

지분을 가지고 있으며 전 세계 등록된 회사들의 1.4%의 지분을 보유하고 있는 것으로 알려져 있다. 노르웨이 정부는 이번 석

유 탐사/생산 업체들의 지분 감소의 목적을 영구적인 유가 하락에 대비하여 국부의 취약성을 극복하기 위하여 이루어진 조

치로 밝혔다. 게다가, 광범위하게 다양화된 에너지 산업군을 정리한다는 의미보다는 Oil & Gas 탐사/생산 업체의 지분을 정

리한다는 것이 더 정확한 표현이다.

FTSE Russell 산업 지수 제공 업체에 의해 탐사/생산 업체로 분류된 회사는 GPFG’s benchmark index와 Investment

universe에서 제외될 예정이다. 이러한 조치는 노르웨이 경제에서 석유 관련 활동에 집중된 위험을 줄이는 데 도움이 될

것이다. 이번 조치에 따라 투자 규모가 줄어들 회사는 총 134개 회사로 INPEX, Anadarko, Apache, CNOOC, Kosmos

Energy, Tullow 그리고 Woodside 등이며, Bloomberg에 따르면 약 7.5 billion 달러 규모의 투자가 축소될 것으로 전망했

다. 이번 투자가 감소할 업체에서 대형 석유 회사는 제외되었다. 이들 업체는 Royal Dutch Shell, ExxonMobil, BP, Total,

Chevron, ConocoPhillips, ENI와 같은 회사들이다.


31

또한, Baker Hughes, Bumi Armada, Technip, Transocean, Ensco, Diamond Offshore와 같은 석유 관련 서비스 업체와

공급 업체들은 이번 조치에서 제외되었다. 2018년 12월 31일 기준으로 국부 펀드는 Oil & Gas 산업군에서 총 341개 업체

에 투자하고 있으며 총 투자 규모는 37 billion 달러에 달한다. 노르웨이 정부는 이번 조치가 특정한 유가의 변동이나 확률 그

리고 지속 가능성을 반영한 결과는 아니며 현재 변경이 없는 정부의 석유 정책과는 별개로 이루어진 사안이라고 밝혔다.

석유 산업은 노르웨이에서 향후 몇 년간 매우 중요하며 주요한 산업이다. 노르웨이 대륙붕에서 생산되는 석유로 인한 국부는

탐사와 생산 활동의 수익성 결과이며 다각화에 대한 성과이다. 석유 탐사/생산 회사는 단계적으로 투자 제외될 예정이며 이

러한 계획은 노르웨이 은행의 자문에 따라 준비될 예정이다. 유가의 지속적이고 영구적인 하락은 장기적 관점에서 공공재정

운영에 영향을 준다. GPFG에서의 에너지 기업들에 대한 투자 제외는 유가 변동에 따른 위험을 감소시키지만, 그 효과는 제

한적으로 보인다. 노르웨이 정부는 유가 변동에 대한 높은 수준의 대처 능력을 갖추고 있으며 장기적으로 유가 변동에 따른

위험을 감소시키기 위해 노력해 왔다.

그 노력의 일환으로 석유/가스 자원이 차지하는 높은 수준의 경제 기여도를 감소시키고 이를 다양한 분야에서 국가의 성장

을 이룰 수 있도록 다각화해왔다. 에너지 산업군은 광범위하게 벨류 체인(Value chain)상에서 통합화를 추진하고 있으며 신

재생 에너지 분야에도 중요한 역할을 하고 있다. 또한, 이 부분에서 국부 펀드의 역할을 전망해 볼 수 있다. 향후 10년간 신재

생 에너지 성장을 주도할 회사들은 이전에 신 재생 에너지를 주력으로 하지 않은 회사가 대부분을 차지할 것으로 전망하고

있다. 노르웨이 국부 펀드는 이러한 성장에 도움이 되어야 할 것으로 보고 있다. 기후 변화에 대한 위험은 GPFG의 금융 위험

의 중요한 요소이며 GPFG가 투자한 회사들에게 장시간에 걸쳐 영향을 줄 것이다. 노르웨이 은행(Norge Bank)은 GPFG에

서의 기후 변화 위험과 관련된 대처 방안을 검토하게 될 것이다. 하지만 노르웨이 정부는 유가 변동 위험을 감소시키기 위하

여 정부 직접 투자(State’s Direct Financial Interest) 지분이나 국영 최대 석유 회사인 Equinor의 지분을 처분할 계획은 전

혀 없다고 밝혔다.

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오일 산업에서의 큰 바람

이번 노르웨이 정부의 석유/가스 회사의 지분 정리에 대하

여 Global Withness의 기후 변화 담당관(Senior Climate

Change Campaigner) Adam McGibbon은 “전 세계적인

지분 이동의 큰 전환점이 될 것이며, 화석 연료 산업의 큰 변

화를 예고할 것이다. 그리고 세계에서 가장 큰 국부 펀드의

석유/가스 개발 회사에 대한 지분 철수는 화석 연료의 종말

을 의미할 수도 있다.”라고 언급하였다. 또한, 그는 “비록 노

르웨이가 주요 석유 회사들의 지분을 정리하지 않았지만 그

지분들은 화석 연료에 대한 투자가 신 재생 에너지 투자로

전환되는 기반이 될 것이다. 그리고 주요 석유사들에 대한

투자는 지속되고 있지만 미래에 큰 방향에 대한 전환이 없다

면 노르웨이는 주요 석유사들의 지분정리도 피할 수 없을 것

이다.”라고 이야기했다.

E&P only not good enough

국제 싱크 탱크 Re-Define의 Sony Kapoor는 그의 블로그

를 통해서 “이번 노르웨이 정부의 일부 석유사들에 대한 제

한적 지분정리 결정은 메이저 석유사들의 재정적 건전성과

일반 상식에 기대어 이루어진 승리라고 보인다. 또한, 계획

된 석유/가스 회사들에 대한 지분정리의 400억 달러 이상을

기금의 1% 미만인 거의 무의미한 80억 달러 규모로 축소함

으로써 앞선 노르웨이 정부의 주장을 조롱거리로 만들었다.

화석 연료에 자본의 95%~98%를 투자하는 석유 메이저가

청정에너지로의 전환이 중요하나 이러한 전환을 이유로 노

르웨이 재무장관이 언급한 것처럼 제한적 지분정리 결정의

정당화 사유는 될 수 없다”라고 밝혔다.

해양 프로젝트 개발의 투자 규모 최대치 전망 (지난 7년 기준)

2018년 10월~12월까지 Brent산 원유 가격이 배럴당 반 토

막이 나는 상황에도 불구하고 2019년의 해양 프로젝트의

공급 기대는 낙관적이다. 2017~18년까지 평균 81 billion 규

모를 보인 데 이어, 탐사/개발 분야는 전 세계 해양 산업 전

반에 걸쳐 2019년에 약 115 billion달러의 투자가 이루어질

것으로 전망된다. 주목할 만한 점은, 심해와 서브씨 시장은

129개의 해저 장비(Subsea Tree)계약(2016년 전체의 계약

보다 2배 이상을 기록함)이 이루어진 2018년 4분기 이후 주

목할 만한 성장세가 예상된다는 것이다. 2019년 상반기에

만 174개의 해저 장비가 추가로 계약될 것으로 전망되며 이

는 이번 1월에 BP가 최종 투자의사 결정을 한 미국 멕시코

만의 Atlantis 3단계 개발 프로젝트에 필요한 8개의 해저 장

비를 포함한 것이다.

2019년 하반기에는 상반기와 비슷한 규모의 177개의 해

저 장비가 계약될 것으로 전망된다. 2019년에 발주하는 주

요해저 장비 계약은 INPEX의 호주 Ichthys 2단계 사업,

Woodside의 세네갈 해상의 Sangomar 프로젝트, 그리고

브라질 해역의 Buzio, Mero, Sepia등이 있다. 추가로 사전

최종 투자 의사 결정(Pre-Final Investment Decision)단계

에 있는 프로젝트는 Anadarko의 모잠비크 해상의 Golfinho

개발 프로젝트, Premier oil의 Falkland 해안의 Sea Line

프로젝트 등이 있다. 이 두 프로젝트는 각각 TechnipFMC,

DrillQuip과 각각 계약할 예정이다.

이러한 예상된 큰 증가세는 다소 위축된 공급망 관계자


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(supply chain)들에게 가장 환영받을 것이지만, 지속되기는 어려울 것이다. 그 이유는 다수의 탐사/생산 석유사들이 현재와

같은 저 원가 사업 환경에서 그동안 미루어 왔던 최종 투자 결정을 진행할 예정이기 때문이다. Westwood Global Energy

reference case에서 밝힌 해양 필드 개발 전망에 따른 최종 투자의사 결정 지연 상황을 가정할 때, 2020년의 해저 장비 발주

는 285개로 2019년 대비 20% 감소한 수준으로 전망된다.

해저 생산 시스템 (Subsea production system)의 투자 규모가 2018년 8 billion 달러에서 2019년에 21 billion 달러 규

모로 증가한 것에 비해, 플로팅 생산 시스템(Floating production system)은 다소 소규모의 성장세를 보일 것으로 전망된

다. 지난 몇 년간 FPS 관련 지출은 FLNG(Floating Liquefaction Natural Gas)출현으로 대표될 수 있다. 그러나 전통적인

FPSO(Floating Production Storage Offloading)는 올해 핵심 발주되는 설비로써 약 17 billion 달러 규모의 발주가 예상된

다. 대표적인 발주 예상 프로젝트는 ExxonMobil의 Payara, ConocoPhilips의 Barossa, 그리고 Petrobras의 Buzios-5 FPS

프로젝트이다.

지역적으로, 라틴 아메리카(Latin America) 지역이 2019년 전 세계 투자 규모의 28%를 차지하여 해양 프로젝트 개발이 주

를 이룰 것이다. 2018년에 가나 지역이 각광 받았음에도 불구하고, 작년 페트로브라스 투자 금액의 13% 증가한 84.1 billion

달러를 2019년에 투자하겠다는 발표 이후 브라질 지역이 다시 각광 받고 있다. 이에 추가하여 브라질의 심해 지역 개발에 외

국 자본투자가 가능해짐에 따라 2019년 이후의 해저 개발에서도 브라질 시장은 선두를 유지할 것으로 전망된다.

동아프리카(East African) 지역과 마리타니아(Mauritania) 지역의 주요 가스전 개발은 아프리카 지역에서 개발 투자의 주류

를 이룰 것으로 전망된다. 그러나 몇 년 후에는 가나만 지역이 BP의 Plantina 프로젝트와 앙골라 해역의 ENI의 Kalimaba 프

로젝트 개발에 따라 각광 받을 것으로 전망된다. 그러나 Shell의 Bonga South West-Aparo 프로젝트와 Eni Zabazaba 프

로젝트의 지역은 이 지역에서의 투자 감소를 보여준다.

미국 멕시코만은 여러 개발 광구의 실망스러운 매장 규모로 인하여 영향을 받고 있다. 대표적인 광구는 Coronado,

Yucantan North, 그리고 Moccasin 등이다. 이러한 상황은 운영사들로 하여금 필드의 저장 규모(reserves)를 줄이고, 재평

가하여, 필드 개발 컨셉 결정을 지연시키고 있다. 멕시코만 지역에서의 개발 투자 금액은 2019년 총 6.7 billion 달러로 전 세

계 투자 금액의 약 6%를 차지한다.

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Martine Linge 프로젝트, Equior의 후속 조치 미흡

노르웨이 석유 관리국(Petroleum Safety Authority, PSA)은 노르웨이해상에 위치한 Equinor의 Martine Linge A 플랫폼에

대한 실사 중 발견된 규정 불이행 사항에 대하여 브리핑하였다. 이번 실사는 Martine linge A 플랫폼에 대한 작업 환경 관리

(Management of the working environment), 작업 높이(Work at height), 자재 운반(material handling)을 중점으로 진행

되었다. 이번 실사는 2019년 1월 11일부터 24일까지 진행된 실사의 후속 조치로 이루어졌다.

Martine linge Platform; Source: Equinor

실사 목적(Audit Objective)

안전 관리 당국의 이번 실사 목적은 크게 3가지로 나누어진다. 첫 번째, 자재 운반(Material handling)은 자재 운반과 관련되

어 발생할 수 있는 사고를 방지하는 시스템 검증과 시운전이나 가동 준비 단계에서 안전 규정이 잘 지켜지는지에 초점이 맞

춰져 있다. 두 번째, 작업 높이(Work at height)는 시운전 기간 동안 족장과 작업장 접근에 관련된 위험 관리나 점검 활동에

대한 점검이며, 세 번째, 작업 환경(Working environment)은 시운전 기간 중 작업 환경에서 건강과 관련된 위험에 대한 관

리 및 검증이 규정에 따라 잘 지켜지는 지 점검하는 것이다. 또한, 안전 관리국(PSA)은 Equinor이 건강에 대한 위험 관리가

적절한지, 그리고 플랫폼 운영 시 설비가 작업 환경 관련 규정을 잘 지키는 등을 점검하고자 했다.

일부 지적 사항의 미개선사항 시정 명령

석유 관리국 (PSA)는 지난번 실사 때 지적되었던 불일치(Non-conformities) 사항들에 대하여 개선이 이루이지 않고 있다고

밝혔다. 이를 바탕으로 PSA는 Equinor에 2월 말 경 시정 명령을 내린 상황이다. 이 시정 명령은 2018년 6월에 이루진 실사

에서 발견되었으나 아직까지 고쳐지지 않은 사항을 대상으로 하고 있다.


35

이번 점검에서 9개의 불일치(Non-Conformities) 사항과 1

개의 개선 사항을 발견하였으며 불일치 사항들은 적절한 대

응 관리 실패(Failure to secure adequate competence),

크레인 및 인양 설비 가동 절차서 (Procedures for crane

and lifting operation), 자재 운반 (Material handling), 접

근 배치 결점 (Defective access arrangement), 인양 기

어 사용상의 결점(defective use of lifting gear), 회사 자원

활용 부족 (Deficient use of enterprise of competence),

족장(Scaffolding), 사고에 대한 전파 보고 부족 (Deficient

notification and reporting of incidents), 근골격계 장애 위

험에 대한 관리(Management of risk of musculoskeletal

disorders)이다. 실사 중 보고된 오직 하나의 개선 사항은 화

학물 작업 환경과 관련된 사항이다. PSA는 Equinor사에게

4월 5일까지 불일치 사항들에 대하여 조치 사항 및 계획 그

리고 완료 날짜 등을 보고하도록 하였고 확인된 개선 사항에

대하여 Equinor사가 보고하도록 요청하였다.

Martine linge 프로젝트

Martine linge 프로젝트는 북해의 Oseberg 필드 서쪽에 위

치한 오일/가스전이다. 개발 컨셉은 유정관리(Wellhead)

와 생산, 거주구를 통합한 고정식 플랫폼과 오일 저장 선박

(Floating Storage Offloadin)으로 구성되어 있다. Martine

Linge B로 명명된 FSO 선박은 Equinor사가 Knutsen NYK

offshore Tanker AS사로부터 임대한 선박이며 이전의 선박

명은 MT Hanne Knutsen이었다. 필드가 가동에 착수하게

되면, 가스는 새로운 파이프라인을 통해 스코틀랜드에 St.

Fergus 지역에 있는 기존의 파이프라인까지 이송되게 되며,

오일은 처리되어 저장 선박으로 이송 저장되게 될 것이며 육

지까지 셔틀탱커(Shuttle Tanker)로 운송되게 될 것이다. 현

재는 2019년 상반기에 가동을 시작할 수 있을 것으로 전망

하고 있다.

Aibel, Johan Svedrup P2 플랫폼의 첫 번째 Steel Cutting

노르웨이 오일 회사인 Aibel은 Equinor이 운영 중인 노르

웨이 해안의 Johan Sverdrup 개발을 위한 P2 프로세스 플

랫폼의 첫 번째 강재를 절단하였다. P2 프로세스 플랫폼

은 Aibel이 Johan Sverdrup 필드에 제공할 두 번째 플랫

폼으로, 이것은 태국에서 건설 중이다. Aibel은 3월 8일 금

요일에 그들의 최대 프로젝트를 태국 승려들의 축복속에

서 축하 행사와 함께 시작하였고, 이 축하 행사는 Aibel의

subcontractor인 Deeline의 의해 Pattaya 근처에서 진행되

었다. 향후 2년 안에 2,800명이 넘는 직원들이 이 태국 프로

젝트에 고용될 것이다.

Aibel에 의하면, 이 프로젝트의 가치는 NOK 100억(NOK

100 billion)이며, Johan Sverdrup 시추 플랫폼과 동일한 모

델로 구현할 것이다. 이것은, P2 프로세스 플랫폼은 세 가

지 모듈로 구성된다는 것을 의미한다. 이 모듈 중 첫 번째 모

듈인 메인 구조 프레임(the main structure framework;

MSF)모듈은 현재 태국의 Aibel 야드에서 건설을 시작했으

며 이 모듈의 최종 무게는 약 14,500톤이다. 2021년 2월 해

상으로 노르웨이로 수송될 예정이다. 나머지 두 모듈인 상위

프로세스 모듈(the upper process module; UPM)과 변환

기 모듈(converter Module; HVDC)은 Haugesund에 있는

Aibel 야드에서 2019년 봄과 여름에 착수하여 완공될 예정

이다.

계획에 따르면, 완성된 프로세스 플랫폼은 2022년 1월에

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Haugesund 필드로 수송이 될 것이다. Aibel은 지난 1월

Johan Sverdrup 필드의 최종 bridge(the final bridge)를 위

한 engineering, procurement, and construction(EPC)계

약을 체결하였다. 이 100-meter bridge는 필드에서 P2 프

로세스 플랫폼과 riser 플랫폼(the riser platform)을 연결할

것이며,이 Bridge의 무게는 약 1,350톤이다.

Equinor의 Johan Sverdrup 개발은 Stavanger의 서쪽으

로 160km 떨어진 북해의 Utsira Height에 위치하고 있다.

Johan Sverdrup 개발 1단계는 2019년 말에 시작을 계획으

로 원만히 진행되고 있으며 2단계 생산의 시작은 2022년에

계획되어 있다.

NPD, Gullfaks C Platform 사용을 2036년까지 가동 연장 승인

노르웨이 석유 협회(The Norwegian Petroleum

Directorate; NPD)는 Equinor이 북해에서 운영 중인

Gullfaks 필드의 C platform의 사용에 대하여 2036년 6월

30일까지 사용 기한 연장을 승인하였다. 이것은 생산 라이

선스 전체기간에 해당한다.

Gullfaks 프로젝트는 2032년까지 운영 연장이 가능하며, 이

는 새롭게 개선된 석유 회수 증진 (Improved Oil Revery;

IOR)기술의 성숙도와도 연관성이 있다.

노르웨이 석유 협회(The Norwegian Petroleum

Directorate; NPD)는 Gullfaks 필드의 남겨진 석유 자원을

회수하고 주변 지역의 또 다른 석유매장량을 위한 잠재적 호

스트 플랫폼(a potential host platform)으로써 Gullfaks C

의 추가 운영이 필요하다고 생각한다. 그중에서도, Gullfaks

C는 Shhetland 지층 중 석유 생산이 어려운 지층(the tight

layers)에서 석유를 회수하고 Gullfaks를 통해 Lista를 형성

하는 중요한 역할을 한다. 만약 시설이 효율적인 비용과 안

전한 방법으로 운영된다면, 이것은 자원 증가 및 생산 확대

가능성이 높다고 NPD는 말했다.

Gullfaks C는 통합 프로세스 설비(integrated process

facilities), 시추 설비(drilling facilities) 그리고 거주구(living

quarters)로 이루어진 것으로, 세 개의 대형 Condeep

concrete platform들 중 하나이다. Gullfaks C는 또한

Gullfaks Sør, Gimle와 Visund Sør에서의 석유와 가스를

취급하고 내보내며, Tordis에서의 생산은 플랫폼의 별도 설

비에서도 처리된다.

Gullfaks C는 1989년 5월 수심 216m의 심해에 설치되었

고, 1990년 1월 1일 생산을 시작하여 설계 수명은 30년이

다.

블록 34/10은 Statoil을 operator로 정하고, Statoil, Norsk

Hydro 그리고 Saga Petroleum에 계약되었을 당시 1978년

에는 “Golden Block” 이라고 불렸다. Gullfaks 프로젝트는

모든 기대치를 초과했으며 30년 동안의 생산을 통해 사회에

중요한 가치를 창출했다.


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BP Tortue Ahmeyim 프로젝트, TechnipFMC와 FPSO 건조 계약 체결

BP Tortue Ahmeyim 프로젝트 투입용 FPSO 건조 계약을 TechnipFMC와 체결하였다.

TechnipFMC는 BP의 Mauritania와 Senegal 해상 경계 앞바다에 배치될 offshore floating production storage and

offloading(FPSO)의 유닛 설계, 구매, 제작, 설치, 시운전(Engineering, Procurement, Construction, Installation and

Commissining; EPCIC)의 계약을 수주하였다.

BP가 운영 예정인 Tortue/Ahmeyim 필드 개발은 Mauritania 해안의 C-8 블록과 세네갈 offshore인 the Saint-Louis

Profond 블록에 위치하고 있다.

“TechinipFMC에게 ‘대규모’ 계약은 $5억 달러($500 million)에서 10억 달러($1 billion) 사이이다. 이번 수주는 2018년 4월

에 수주한 FEED(front end engineering design)계약의 연장선이다.”라고 TechnipFMC는 말했다.

TechnipFMC는 주요 프로젝트를 수행하기 위해 전문성을 발휘하여 제조 야드와 플로팅 액화천연가스 (FLNG), FPSO 및 기

존 플랫폼과 같은 해상 가스 수익화 설비의 성공적인 공급에 대한 경험을 활용할 것이라고 말했다.

TechnipFMC의 Onshore/Offshore 비즈니스 사업부 사장인 Nello Uccelletti 말했다.

“우리는 BP와의 장기적인 협력관계와 가스 화폐화(Gas Monetization) 산업에서의 리더십에 대한 평가로서 아프리카에서

유명한 계약의 실행을 위탁받게 되어 영광스럽다.” 이 계약은 FEED 연구에서 TechnipFMC가 성공적으로 완료한 전략적인

“초기 계약” 성과 중의 하나이다.

초기 프로젝트 개발 컨셉은 FPSO로 이어지는 생산 파이프라인을 통해 통합된 최초 4개의 유정들을 연결하는 것이다. 여기

에서 액체(liquids)는 제거되고 수출용 가스(export gas)는 파이프라인을 통하여 가스가 액화(liquefied)되는 LNG 허브 터미

널로 이송될 것이다.

Tortue Ahmeyim 프로젝트는 극심층 해저 시스템(an ultra-deepwater subsea system)과 부유식 생산, 저장 및 오

프로딩(mid-water floating production, storage and offloading; FPSO) 선박에서 가스를 생산하고 무거운 탄화수소

(hydrocarbon)성분을 제거하게 된다. 이 가스는 Mauritania와 세네갈 해상 경계에 위치한 근해 허브설비인 부유식 액화천연

가스(a floating liquefied natural gas; FLNG)시설로 옮겨질 것이다.

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이번 주 초 BP는 Golar LNG에게 Tortue Ahmeyim 프로젝트에 투입될 FLNG 유닛의 계약을 했다.

Golar LNG는 이전에 2018년 12월 21일에 이루어진 이 프로젝트의 최종 투자 결정에 앞서 Tortue FLNG를 진행하라는 통

보를 받았다. Golar는 지난 화요일 자회사인 Gimi MS와 확실한 charter contract가 체결되었음을 확인했다.

Equinor, 자국 발주 물량 증가

2018년 Equinor은 전 세계적으로 9000개 이상의 공급업체로부터 1,417억 NOK(16.6억 달러) 상당의 제품과 서비스

(goods and service)를 매입했다.

The Johan Sverdrup field in the North Sea. (Photo: Bo B Randulff / Roar Lindefjeld / Woldcam)

Equinor는 이 중 52억 NOK(11.2억 달러)는 노르웨이 공급업체였고 이는 전체 매입 비율 중 67%라고 말했다.

Equinor의 chief procurement officer인 Peggy Krantz-Underland가 말하길: “경쟁력있는 공급산업은 Norwegian

continental shelf(NCS)과 Equinor에서 굉장히 중요하다. 작년에 노르웨이의 총 입수 물량은 61%에서 67%로 증가했다.”

“Johan Sverdrup 프로젝트는 노르웨이에서 진행 중인 최대 규모의 산업 프로젝트이다. 프로젝트의 첫 번째 단계에서 노르

웨이 공급업체는 계약의 70% 이상을 확보하였고 두 번째 단계에서는 심지어 노르웨이 컨텐츠가 더 높다. 이는 노르웨이 공

급업계가 산업의 적응력을 나타낸다.”

반면, Equinor의 총 조달량은 2017년에서 2018년 사이에 1,440억 NOK에서 1,417억 NOK로 감소했지만, 회사는 노르웨


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이 공급업체들로부터의 구매를 같은 기간에 887억 NOK에서 952억 NOK로 65억 NOK 증가시켰다.

Equinor의 executive vice president for Technology, Projects and Drilling, Anders Opedal이 이와 같이 말하였다. “최근

몇 년 동안 에너지 분야의 전환은 많은 것에 어려움이 있었지만, 장기적인 활동을 보장하기 위해서는 필수적이다. 공급자들

은 그들이 응답한 방식에 대해 높게 평가 받을 만 하다. NCS의 현재 활동 수준은 공급업체 업계가 달성한 성공적인 비용 절

감 없이는 효과가 더 낮아졌을 것이다. 이를 통해 우리는 어려운 시기에 새로운 프로젝트를 승인할 수 있었고 그 결과는 더 많

은 가치 창출과 중요한 파급효과를 가져왔다.”

Equinor과 license partners는 2016년부터 20개 프로젝트 이상을 승인(sanctioned)하였다.

Optimism returns (낙관론의 재조명)

“우리는 산업의 낙관적인 재조명을 기쁘게 생각한다. 지금 중요한 것은 옳은 일을 고수하고 만들어 가는 것이다. 우리가 하는

모든 일 중에서 안전이 가장 중요하다. 안전성에 대한 거시적인 접근(holistic approach)은 설계에서부터 개발 그리고 지속적

인 개선으로서 이는 성공하는 데 있어서 매우 중요하다.”라고 OPedal은 말했다.

그는 Hans Christan Gabrielsen(head of the Norwegian Confederation of Trade Unions), Ole Erik Almlid(managing

directior of the Confederation of Norwegian Enterprise), Karl-Petter L;ken(chief executive officer of Kværner) 그리

고 공급 업계의 다른 대표자들과 함께 대화모임에 참석했다. 이 회의는 Kværner의 Stord 야드에서 완성된 Johan Sverdrup

accommodation 플랫폼에서 개최되었다.

Johan Sverdrup 야드는 2019년 11월에 상업 운전 착수를 할 계획이다. 분석기관인 Agenda Kaupang은 이번 개발로

2015년~2025년 이내에 노르웨이에서 15만 명 이상의 인력 고용을 창출할 수 있다고 추정한다.

“Equinor는 지난 몇 년 동안 기록적인 프로젝트 활동을 기록해 왔다. 개별 프로젝트의 크기에 상관없이 품질 또한 동일하게

중요하다. 모든 공급자들은 지역, 국가 또는 국제 공급자들이든 성공적인 결과를 달성하는 것이 중요하다. 우리는 단순화, 표

준화 및 디지털화하기 위해 좋은 공급 업체들과 더욱 긴밀하게 협력할 것이다. 이러한 방식으로 우리는 함께 윈-윈 솔루션을

찾고 동시에 더 낮은 비용 수준을 달성할 수 있다” 라고 Opedal은 말하였다.

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GOLAR LNG, BP와 FLNG에 대한 LOA(Lease and Operate Agreement) 체결

Golar LNG Ltd.는 Gimi MS corp.의 설립과 동시에, BP와 건조 중인 Gimi FLNG에 대한 20년 장기 임대/운영 계약 (LOA:

Lease and Operate Agreement)을 체결했다고 발표했다. 해당 Gimi FLNG는 Greater Tortue Ahmeyim 프로젝트에 운

용될 예정이다.

Gimi FLNG는 2022년 생산을 시작할 예정으로, 해당 시설은 Greater Tortue Ahmeyim Project, Phase 1에서 Mauritania

와 Senegal의 경계 수역에 위치한 Nearshore Hub 시설에 위치하게 된다.

이 FLNG는 Black and Veatch Prico Liquefaction Process를 이용하여 평균 약 2.5 MTA 규모로 디자인되었으며, Greater

Tortue Ahmeyim Project의 추정 매장량은 15 Tcf 정도이다.

LOA의 발효와 동시에, Gimi MS는 First FLNG Holding Pte. Ltd.(싱가포르 Keppel 의 100% 자회사)와Subscription

Agreement(주식 출자 계약)에 돌입하며, 이에 따르면 Gimi MS는 해당 FLNG를 건조, 소유하고 운용하며, First FLNG

holding Pte. Ltd.는 프로젝트 건조 비용의 30%에 해당하는 금액 대신 Gimi MS 전체 발행 보통 주식의 30%를 지급받게

된다. FLNG로 개조될 Gimi LNG 선박은 Keppel 야드로 이동했으며, 거기서 개조작업에 돌입할 예정이다. FLNG 전체 건조

금액은 약 13억불 규모로 알려져 있으며, 여기에는 제반 금융비용은 포함되어 있지 않다.

PTTEP, 호주 Permit AC/P54 필드 Orchid-1 유정 탐사 완료

PTTEP(PTT Exploration and Production)의 사장인 Phongsthorn Thavisin은 PTTEP Australasia가 호주 offshore

Timor Sea의 AC/P54 광구에 위치한 Orchid-1 유정으로부터 가스 매장량을 발견하는 데 성공했다고 발표했다. PTTEP

Australasia Pty Ltd는 PTTEP가 100% 소유한 자회사이다.

올해 1월부터 작업에 들어간 Orchid-1의 드릴링 작업은 총 2,925m에 이르며, Orchid-1의 Net pay thickness 약 34m 지

점에서 가스 매장을 확인했다. 이것은 PTTEP의 사전 탐사 결과와 일치하는 것이며, 3.5 Tcf 의 가스 매장량을 가진 것으로

확인한 Cash-Maple 필드의 개발 계획과 함께 진행될 예정이다.

PTTEP Austrlaasia는 호주 북서부 offshore Timor Sea에 AC/L3, AC/RL4, AC/RL5, AC/RL6, AC/RL7(Cash-Maple 필

드), AC/RL10, AC/RL12 그리고 AC/P54 광구에 대한 탐사 허가를 받았다.

이슈와 뉴스

개발/운영/유지보수


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ADNOC, Dalma 개발 프로젝트 입찰 돌입

이번 달 말, ADNOC에서 공개한 두 개의 주요 계약 건에 대

하여 최소한 8개 이상의 다국적 Contractor 들이 응찰할 것

으로 예상되고 있다. 해당 계약 건은 ADNOC의 약 12억 불

이상이 투입될 것으로 보이는 Dalma Sour Gas Offshore

개발 프로젝트로 인공섬 근처에 위치한다.

3월 19일 자로 두 개 패키지 정도의 Technical Offer가 제시

될 것으로 보이며, 최근 Adnoc Offshore는 입찰 제출 기간

을 2주 연장해 주었다.

Petofac, NPCC, McDermott, Saipem 그리고 인도의 엔지

니어링 그룹인 L&T, CPECC와 COOEC (China Petroleum

Engineering & Construction Corporation, Chinese

Compatriot Offshore Oil Engineering Company) 등이 입

찰서를 제출할 것으로 보인다. NPCC는 Onshore package

도 같이 입찰을 하는 것으로 알고 있으나, 기타 그룹은 모두

Offshore package에 응찰할 예정이다.

더하여, Hyundai E&C와 Cananda SNC Lavalin 그리고

UAE의 Target Engineering이 Onshore Package에 대한

응찰을 진행할 것으로 보인다.

Adnoc Offshore는 올해 초 Dalma 개발 프로젝트에 대한

EPC package Tender 문서를 Shortlist 된 업체에만 발송

했다. Offshore package에 포함된 제공 범위에는 세 개의

Well-head Platforms - Satah, Bu Haseer 그리고 Hair

Dalma 가 포함된다. 그리고 기존 Topside 설비의 개조 공사

도 포함된다.

Offshore package는 또한 14인치 Offshore 파이프라인

을 몇 개의 세그먼트로 나누어 Offshore 플랫폼으로부터

Arzanah 섬까지 연결하는 Subsea 프로그램도 포함하고 있

다.

5개의 새로운 Subsea Umbilicals와 Composite Cables

그리고 Arzanah 에서 Zirku 섬까지의 파이프라인은 또 다른

Offshore 프로그램에 속하게 된다고 한다. 이 두 번째 패키

지는 Arzanah와 Zirku 섬에서의 Onshore Work를 포함하

고 있다

ADNOC은 Arzanah에 Inlet Facility와 Gas Dehydration

Unit 그리고 Gas Booster, Condensate Treatment Unit,

Fuel Gas systems 및 이와 관련된 인프라를 구축할 예정이

며, Zirku에는 Onshore pipeline 설비와 여러 기존 설비의

Tie-in 작업을 수행할 예정이다.

Dalma 개발 프로젝트는 아부다비에 전략적인 중요도가 높

은 것으로 보이며, 생산량이 최고 300 MMscf/d가 넘을 것

으로 기대되고 있다. 해당 필드는 같은 이름의 섬과 UAE와

Qatar 국경 사이에 놓여 있다.

작년 TechnipFMC가 Dalma 프로젝트의 FEED 계약자로

선정되었고, 다시 이번 Offshore Project의 Pre-FEED 계

약자로 선정되었다.

PTTEP, Zawtika 프로젝트에 대한 Appraisal Drilling 실시

PTTEP는 미얀마 offshore의 M-9 블록 Zawtika 프로젝트

에 대한 Appraisal 캠페인을 벌이고 있다. 이미 한 개의 필드

에 대해서는 개발 가능성을 확인하였다.

Appraisal 프로그램에 따라 드릴링된 다섯 개의 유정 중 두

개의 유정이 상업적 가치가 있는 것으로 평가되고 있으며,

Zawtika-24 유정은 152m에서 Gas Sands를 채굴했다. 이

번 발견은 Zawtika의 미 개척된 기타 지역에서도 Oil and

Gas가 발견될 가능성이 높다는 것을 증명해 준 것이다.

Zawitika 가스 필드는 Yangon에서 300km 떨어진

Moattama 만(Martaban)의 Block M-9에 위치하고 있다.

Zawitika 24의 성공에 따라, PTTEP는 해당 지역의 Fixed

Platform을 다음 개발 단계(Phase 1D)에서 설치할 예정이

다. Zawtika-24a는 1월 21일 본격적인 채굴이 시작되었

으며, 전체 2,030m 깊이까지 드릴링 되었다. 발견된 Gas

Sand는 41m 지점에서 발견될 줄 알았으나, 152m 이후에

발견되었다.

Zawtika 필드는 현재 약 300~345 MMscf/d를 생산하고

있으며, 이는 자국 수요 및 태국 수출에 쓰이고 있다. PTTEP

는 해당 필드가 그 규모 면만이 아니라 자국 내 가스 생산 산

업을 활성화 시키는 데에도 도움을 주고 있으며, 경제 성장

기에 늘어나는 에너지 수요를 충족시켜 주고 있어 그 의미가

매우 크다고 평가하고 있다.

PTTEP는 이번 Appraisal Drilling Campaign을 통해 Block

M-9의 중심부 및 북부의 총 9개의 Well을 평가할 예정이

며, 이 프로그램은 2018년 3/4분기부터 시작되었다.

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Zawtika platform: new facilities will be required for future phases

PTTEP는 Block M-9에 대한 80%의 지분을 가지고 있으며, 정부 소유의 Myanma Oil and Gas Enterprise(MOGE)가 나

머지 20%의 지분을 가지고 있다.

Petrobras, P-75, P-76 FPSO의 가스 시스템 커미셔닝 완료예정

PETROBRAS 소유의 P-75, P-76 FPSO가 그간 지연되고 있던 가스 컴프레션 시스템 커미셔닝을 3월 중순에 완결할 예정

이다.

P-75,P-76 FPSO는 2018년 11월과 2019년 2월 각각 첫 오일 생산을 시작했으나, Offshore 커미셔닝이 지연되어 가스

생산이 중단되었으며 채굴된 가스를 모두 Re-inject 하고 있었다.

"통상 가스 시스템의 커미셔닝은 오일에 비하여 기술적으로 복잡하며, P-75, P-76에서도 예상치 못한 기술적 문제로 인해

커미셔닝이 다소 지연되었으나, 이제 완결되어 가고 있다. 이번 달 말까지 커미셔닝이 완결되면, 4월부터는 생산량이 정상적

으로 회복될 것으로 기대하고 있다." Petrobras의 생산 기술 담당인 Rudimar Lorenzatto가 인터뷰를 통해 밝혔다.

Buzios 필드에 설치된 세대의 FPSO는 총 150,000 bpd의 원유와 7 Mscf/d의 가스를 생산할 능력을 갖추고 있으며,

Busizos 필드는 추산 31억 boe의 매장량을 가지고 있는 것으로 알려져 있다.

ADNOC, Umm Shaif 필드, LTDP-2 계획 시동

ADNOC이 Umm Shaif Offshore 필드 개발 계획의 2단계 진행을 위한 기반을 다지고 있으며, 조만간 수십억 규모의 투자

를 단행할 것으로 보인다.

Umm Shaif Long Term Development-2(LTDP-2)로 알려진 이 프로젝트는 Offshore 필드의 생산량을 비약적으로 늘려

줄 것으로 기대되며, Long term 베이스로 약 360,000 bpd의 생산량을 갖추는 것을 목표로 하고 있다.

Umm Shaif는 현재 275,000 bpd 정도의 생산량을 가진 것으로 추정되고 있으나 ADNOC은 추가적인 필드 개발을 통해 생

산량을 끌어올릴 계획이다.

ADNOC은 LTDP-2에 대한 Concept Study와 FEED Study를 동시에 진행할 예정이라고 하며, 최근 몇몇 선두 엔지니

어링 업체에 입찰 참여 의사를 타진한 것으로 알려졌으며, 여기에는 Petrofac, Mott MacDonald, TechnipFMC, Wood,


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WorleyParsons, KBR 그리고 Fluor가 포함된 것으로 알려졌다.

현재 LTDP-2 프로젝트의 CAPEX는 대략 50억 불 규모인 것으로 추산되고 있으나, 일각에 따르면 아직 정확한 지출 규모를

따지기에는 시기상조라고 한다.

또한 다른 소식통에 따르면 현재의 LTDP-2 프로젝트는 프로젝트 범위가 결정되지 않았으며, 추후 Offshore와 Onshore 설

비를 아우르는 변화가 있을 수도 있다고 밝혀왔다.

LTDP-2 프로젝트 이전 ADNOC은 이미 Umm Shaif LTDP-1 EPC 프로젝트를 통해 불을 댕겨 놓은 상황이며, 이것은 올

해 안에 계약자가 선정될 예정이다. LTDP-1은 Umm Shaif 필드의 생산량을 275,000 bpd로 유지하는 것을 목표로 하고

있고, 다수의 International Contractor가 입찰 참여의사를 밝혀온 것으로 전해 졌다.

New plans; the Umm Shaif field Photo: ADNOC

LTDP-1은 현재 Short list가 정해졌으며, 한두 달 사이에 Tender 문서가 배포될 예정이다.

LTDP-1의 공급 범위는 최소 3개 이상의 새로운 Wellhead Tower, 1개의 Riser Platform, 새로운 Alpha Tower, 다수의 파

이프라인 세그먼트, 현재 설치된 Wellhead Tower에 대한 정비 작업 그리고 Water injection 설비와 기타 연관된 인프라 확

충에 걸쳐 있다고 한다.

ADNOC은 지난해 전 세계적인 에너지 수요에 맞춰 오일 생산량을 2020년까지 4 million bpd, 2030년까지 5 million bpd

규모로 증대하겠다는 계획을 밝힌 바 있다.

LTDP-1과 LTDP-2 프로젝트는 아부다비의 전략적인 생산량 확충 의지에 큰 역할을 할 것으로 보인다.

Umm Shaif, Nasr에 대해 Total, PetroChina 그리고 ENI가 40%의 지분을 가지고 있고, 나머지 60%의 지분을 ADNOC이

가지고 있다.

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NPD, Gullfaks C 사용을 2036년까지 연장 승인

NPD(Norwegian Petroleum Directorate)는 북해 Gullfaks 필드에 위치한 C platform에 대한 사용 연장건에 대하여 2036

년 6월 39일까지 연장하는 것에 합의할 것으로 보인다. 이는 해당 라이선스가 가진 최장 시한까지를 의미한다. 이 연장 건을

신청한 Equinor는 해당 플랫폼이 2032년까지 경제성을 확보하고 있으며, 이후에 IOR (Improved Oil Recovery) 기술이 좀

더 발전하면 이를 운용하여 플랫폼의 수명을 좀 더 연장할 수도 있다고 밝혔다.

NPD는 Gullfaks C 플랫폼이 Gullfaks의 남아 있는 매장량과 주변 지역에 추가적인 채굴 가능성에 대비한 Host 플랫폼으로

서 계속 유지할 필요가 있다고 판단하고 있다. 또한 Equinor의 주장과 같이 Gullfaks C는 Shetland Group, Lista formation

의 tight layer로부터 원유를 채취하는데 활용될 수 있다는 점을 주목하고 있다.

Shetland Group and Lista formation of Gullfak C (Equinor)

Gullfaks C는 1989년 5월, 216m 심해저에 건설되었으며, 1990년 1월 생산을 시작했고, 설계 수명은 30년이었다. Gullfaks

C 플랫폼은 필드 내에 위치한 세 개의 대형 Condeep Platform (Condeep; 콘크리트로 제작된 Gravity Based Platform의

하부구조물 제작 방식, 북해 지역에 투입되었으며 콘크리트로 제작된 원유 저장 탱크가 특징) 중 하나로 Process 플랫폼과,

Drilling 플랫폼 그리고 거주구(L/Q)가 통합된 형태이다.

Gullfaks C는 Gullfaks Sør, Gimle 와 Visund Sør로부터 원유와 가스를 받아 내보내고 있으며, Trodis로 부터의 원유와 가

스 역시 플랫폼의 별도 설비를 통해 프로세스하고 있다.

해당 광구인 Block 34/10은 Statoil, Norsk Hydro와 Saga Petroleum이 1978년 발견한 광구로 당시에는 "Golden Block"

으로 불렸다. Gullfaks는 모든 기대를 초과하여 30년 넘게 이윤을 창출하고 있다. 현재의 사업권은 Equinor와 Petoro 그리고

OMV Norge가 가지고 있다.


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노르웨이, 북해에 2019~2025년 200억불 규모의 CAPEX 계획 중

분석에 따르면, Norway는 북해지역에 2019~2025년까지 200억불이 넘는 CAPEX를 쏟아 부을 것으로 보이며, 69개 유망

프로젝트에 투자될 예정이라고 한다.

Johan Sverdrup (Credit: Equinor)

Norway는 북해 지역 신조 분야에서 동기간 동안 영국을 누르고 선두에 위치할 것으로 보이며, 정보에 따르면, Marginal

Sea 지역의 확인된 24개 개발 프로젝트에만 약 $18.8bn 정도가 투입될 예정이라고 한다.

이는 이미 선행단계를 발표한 45개 프로젝트에 투입되는 $21.8bn를 제외한 것이다.

노르웨이 다음으로는 영국이 총 $18.8bn를 그리고 그다음으로 네덜란드와 덴마크가 각각 $800m 과 $600m 정도를 계획

하고 있다.

Global Data, North sea Capex and Opex

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개별적인 회사를 볼 때, Equinor, Aker BO 그리고 Total SA가 각각 최고 Capex 를 가지게 될 것으로 예상된다. Global data

는 2025년에 북해 지역의 주요 프로젝트들은 1,095,000 mbpd 의 원유와 2,188 mmscf/d의 가스를 생산할 것으로 예상

했으며, 2020년까지 북해에서 30개 정도의 Oil and Gas 프로젝트가 시작될 것으로 예상했다.

Equinor's Oseberg field center

노르웨이, 'Oil fund' Oil and Gas E&P 기업에 대한 투자 비중 조정

노르웨이의 국부 펀드가 Oil and gas E&P 회사에 대한 투자를 삭감하는 것으로 결정했다고 노르웨이 정부 관계자를 통해

확인되었다.

“정부는 E&P로 분류되는 에너지 기업들에 대해 정부의 연기금(Government Pension Fund Global) 투자 대상에서 배제했

으며, 이는 복합적인 유가 급락에 의한 노르웨이의 경제적 리스크를 줄이기 위한 노력의 일환이다.” 라고 정부 관계자는 밝혔

다.

1조 달러 규모로, 'Oil fund'로 불리는 노르웨이의 국부 펀드는 1996년부터 원유 생산에 따른 정부 재정이익이 연금펀드로 편

입되면서 시작되었다. 이는 원유 수익이 감소하게 되더라도 노르웨이의 다음 세대에게 경제적인 부를 물려주기 위해 계획된

것으로 전 세계 9천여 개의 기업에 투자하고 있으며, 이들 기업 시가총액의 약 1.4% 정도의 지분을 보유한 것으로 알려져 있

다.

2018년 12월 31일 기준, 노르웨이 국부 펀드는 341개 Oil and Gas 기업에 약 370억불 규모의 투자를 하고 있었다.

노르웨이 정부의 리스크 분산 노력에 따라 FTSE(Russel)에서 제공하는 인덱스 상에 Oil and Gas 분야 E&P 기업으로 분류

된 134개 기업(Inpex, Andarko, Apache, CNOOC, Kosmos Energy, Tullow, Woodside, etc.)이 투자 대상에서 제외되

었으며 그 총액은 약 75억불 규모로 추정된다.


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이번 제외 대상에서 Oil Major Company - Royal Dutch

Shell, ExxonMobil, BP, Total, Chevron, ConocoPhillips,

Eni 등은 빠졌으나 이들에 대한 투자는 지속될 것으로 보

이며, 기타 Oil and Gas 서비스 기업 중에서도 Baker

Hughes, Bumi Armada, Technip, Transocean, Ensco,

그리고 Diamond Offshore 등도 영향이 없을 것으로 보인

다.

노르웨이 정부 관계자는 이번 조치가 석유 산업의 성장이나

이익률, 유가에 대한 특정한 전망을 반영한 것은 아니며, 노

르웨이 정부의 원유 정책과도 무관하다고 밝혔다.

"노르웨이 정부에 있어 원유 산업은 여전히 중요한 주요 산

업이며, NCS에서의 원유 생산에 따른 수익은 결국 E&P 활

동에 따른 것이므로 무관하다고 할 수 없다. 이번 조치는 단

순히 다양성 확보와 리스크 분산에 따른 조치이다.“

"유가가 영구적으로 하락하면 공공재정에 장기적인 영향을

미칠 것이다. 국부펀드에서 E&P관련 주를 배제하면 유가의

리스크가 더욱 감소하긴 하지만, 그 효과는 제한적이기는 하

다. 노르웨이 정부는 그러한 위험에 대비하여, 석유산업으로

벌어들인 많은 자금이 해외의 광범위한 금융 자산으로 전환

하였고, 이에 따라 유가 리스크를 감소시킬 수 있었다."고 덧

붙였다. 또한 노르웨이 재정부에 따르면 국부 펀드를 통해

재생 에너지에 관한 밸류체인 성장에 투자를 할 계획이라고

한다.

한편, 노르웨이 정부는 이번 리스크 분산 조치 일환으로 정

부의 SDFI(State's Direct Financial Interest) 지분이나

Equinor에 대한 지분을 매각할 의사는 없는 것으로 확인되

었다.

국제 싱크탱크인 Re-Define의 Sony Kapoor는 노르웨이

가 E&P 업체에만 투자를 제한하기로 한 이번 조치에 대해 "

재정 신중성과 상식을 둘러싼 거대 석유 로비의 승리를 의미

한다. 400억불이 넘는 Divestment(투자회수) 규모 계획이

전체 펀드의 1%도 안 되는 80억불 규모로 축소되었다. 이번

조치는 청정에너지가 중요하다고 하면서도 여전히 자본의

95% 이상을 화석연료 개발에 투자하고 있는 석유 기업들의

논리를 노르웨이 정부가 그대로 받아들인 것으로 밖에 인식

할 수 없다." 고 비판했다.

BW offshore, Maromba 필드 지분 매입 고려

Redeployment candidate: Berge Helene FPSO Photo:

WOODSIDE PETROLEUM

BW Offshore는 브라질의 Maromba Heavy Oil 필드에 대

한 개발 지분을 Petrobras와 Chevron으로부터 매입할 것을

고려하고 있다.

BW offshore는 Petrobras의 70%, Chevron 30%로 필드

의 운영지분을 모두 매입하는 것을 고민하고 있으며, 성사되

면 100%의 소유권을 가지게 된다.

BW Offshore의 Chief Financial Office인 Knut Saethre와

의 단독 인터뷰를 통해 BW Offshore는 현재 운용을 중단한

상태인 3대의 FPSO에 대한 재투입 기회를 찾고 있으며, 이

필드 소유권에 대한 획득은 현재 양해 각서체결 및 이사회

의 승인을 전제로 하고 있다고 밝혔다. 브라질의 석유관청인

ANP로 부터의 계약 승인과 Operator 인가(認可) 역시 필요

하다.

BW offshore는 Maromba 필드가 위치한 Campos Basin

에서의 광범위한 운영 경험이 있다고 강조하면서, 만약 계약

이 성사된다면 BW Offshore는 현재 아이들 상태인 Berge

Helene FPSO를 해당 필드에 재투입할 수 있을 것으로 기

대하고 있다.

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Exxon의 Cyprus Offshore 가스, 험난한 개발 과정 예상

ExxonMobil은 지난해 사이프러스 Offshore에서 지난주

괄목할 만한 가스 자원의 탐사에 성공했으며, ENI와 Noble

Energy에 이어 East Med 지역에서의 중대한 자원 탐사를

이루어냈다. 처음에는 이것이 Exxon과 사이프러스 모두에

게 좋은 소식이었으나, 분석가들은 이 자원 발굴이 사이프

러스와 터키 사이의 영해 분쟁으로 이어질 수 있다는 우려를

표했다.

지난주 보고된 바와 같이 Exxon은 Block 10의 Glaucus-1

필드에 대한 탐사를 통해 5~8 TCF에 이르는 가스 매장량을

발견했다고 발표했다.

사이프러스는 이제 중요한 가스 허브로의 전환을 꿈꿀 수

있게 되었으며, 육상 베이스의 천연가스 액화 처리 시설

을 계획할지도 모른다. Glaucus-1 과 이웃한 Aphrodite,

Calypso 필드는 합하면 약 2 Billion scf/d 에 달하는 생산

규모를 가지고 있다. 그러나 부족한 액화 처리 시설 때문에

Glaucus-1은 2030년까지 보급할 수 없을 수도 있다.

Aphrodite는 Nobel Energy에 의해 몇 년 전 발견되었으며,

ENI와 Total이 2018년 Calypso를 발견했다.

Cyprus의 에너지 장관인 Giorgios Lakkotrypis는 지난주

Galucus의 Drilling 작업 영상을 공개하면서 Cyprus가 장차

유럽 연합에 천연가스를 공급할 수 있는 대안이 될 것이라고

언급했다.

Cyprus는 현재 천연가스에 대한 액화 시설이 부족하며, 이

집트와 사이프러스는 키프로스에 있는 가스 자원들을 한대

묶어 이집트의 LNG 수출 인프라로 연결하는 파이프라인을

건설하기로 합의했다. 이 개발 프로젝트에는 대략 10억불

이상이 소요될 것으로 예상되고 있다. 이 파이프라인은 우선

Aphrodite를 먼저 연결하고 이후 Calypso로 이어질 전망이

다. 이집트를 거쳐 액화된 가스는 LNG 형태로 EU에 연결될

예정이다. 그러나 이 프로젝트는 지역적 정치적 인접국가와

의 긴장관계로 인하여 그렇게 쉽게 진행되기는 어려울 것으

로 보인다.

앞서 밝힌 바와 같이 이러한 대형 천연가스 개발은 이미 진

행 중이었던 사이프러스 정부와 터키 간의 영토 분쟁을 더욱

가속화시킬 우려가 있다.

이 상황에서 사이프러스는 에너지 기업들이 해당 지역에서

어떠한 군사적 위협이나 개입 없이, 프로젝트를 순조롭고 안

전하게 진행할 수 있도록 보장해야 할 것이다.

지난해 Calypso를 탐사한 ENI는 Block-3 내의 Soupia

Well을 추가로 탐사하려고 했으나, 터키 해군에 의해 저지당

한 바 있다. ENI는 Calypso에 대한 Appraisal Drilling 프로

그램을 2019년 1/4분기에 진행할 예정이라고 한다.

BP, 새로운 경량 Semi-Submersible 플랫폼 디자인 구상

최근 BP는 여러 Contractor들에게 Brainstorming을 제안

하여 GOM의 Deep-Water 지역에서 운용할 수 있는 경량

의 Semi-Submersible Production Facility에 대한 아이디

어를 모으고 있다.

해당 Semi가 특정 프로젝트를 염두에 두고 있는 것은 아니

며, 다수의 소식통에 따르면 BP는 Mid 사이즈의 유닛을 원

하는 것으로 보인다. Shell이 Llog Exploaration이나 Vito

design에 차용했던 Opti-Ex 디자인과 같이 경량구조의 표

준화된 유닛을 개발하려는 것이 목적으로 보인다.

BP는 그간 다양한 topside 제작사나 Hull 설계사, 그리고 야

드 등과 접촉해왔으며 이제야 in-house hull design을 협상

테이블에 올려놓을 수 있고 매력적인 EPC 계약 조건을 줄

수 있는 Contractor를 불러들인 것을 보인다. 현재 여러 제

안들 중 대략 3~4개 정도의 제안으로 선택지가 좁혀진 상황

이며, TechnipFMC, Exmar, SBM Offshore 그리고 Aker

정도가 대상 안에 포함된 것으로 보인다.

BP는 EPC 계약을 선호하는 것으로 보이며, 대상 안에 포함

된 엔지니어링 업체들은 추후에 EPC 계약으로 이행하는 수

순을 밟을 것으로 보인다.

정확한 프로젝트명은 알려진 바 없지만, BP의 이러한 움직

임은 파트너인 Chevron이 US GOM의 Keathley Canyon

지역, Tigris Development 프로젝트 수주를 포기하는 것

을 보고 시작된 것으로 추측되고 있다. 당시 Chevron은 긴

Pre-FEED 기간을 거쳐, 잠정적으로 하나의 플랫폼을 디자

인하고 두 개의 플랫폼을 설치한다는 계획을 가지고 있었는

데, Chevron이 빠져나간 지금 이러한 Concept은 더 이상


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적용할 수 없는 것이 되었다.

최근 BP의 Exploration 역량은 이미 발견하여 개발 중인

Thunder Horse, Mad Dog, Na Kika 그리고 Atlantis 허

브에 집중되어 있다. BP의 가장 최근 진행 중인 독자 설비

는 Mad Dog2 이다. Semi-Submersible Platform으로 이

제 Argos로 불리고 있으며 현재 한국의 Samsung Heavy

Industries에서 건조 중이다.

Llog's Delta House semi-submersible platform (above) Photo:

Exmar Offshore

BP의 semi에 관련된 가장 최근 논의는 2015~2016년 있었

던 Block 627, Green Canyon에 위치한 Hopkins 필드 개

발 건이다. 당시에도 BP는 US GOM 지역의 성공적인 소규

모 Operator의 전례를 밟기 위해, Exma에서 디자인한 Llog

Exploration의 Delta House Semi나, SBM offshore에서

디자인한 Murphy Oil의 Thuder Hawk Semi와 같은 디자

인을 요구했었다. 하지만, 해당 Well은 실망스런 Appraisal

Well drilling 결과와 오일가격 침체로 인해 중단되었고, 이

후 Andarko가 개발 운영권을 인수하여, Constitution Spar

에 Tie-back 하는 방식으로 개발하려고 하고 있으며, 첫 생

산은 2019년에 예정되어 있다.

카타르, 현지 광구 활동 강화

Qatar Petroleum은 GE 계열사인 Baker Hughes와의 양

해각서 체결이 카타르에서의 Baker Hughes 활동을 확대하

고, 향후 수년 간 기술 및 서비스에 지속적인 투자를 통해 영

업 활동을 강화하는 새로운 기회를 창출할 것이라고 밝혔다.

본 합의는 또한 카타르의 Oil & Gas 공급 체인을 강화시키

고 이 부문의 카타르 산업 인력의 기술을 향상시키는데 도움

이 될 것이라고 말했다.

이와 함께, Qatar Petroleum는 카타르 진출 70주년을 맞은

Schlumberger와도 양해각서를 맺었다.

Qatar Petroleum는 “이 협약을 통해 현재 Zikreet에서의 운

영 활동을 확대하고, 2019년까지 Ras Laffan에 설립될 신

규 통합 시설을 개소하고, 지역 유지보수 센터로 활용하기

위한 Free Zone에 효율성센터(Center of Efficiency)를 설

립할 계획을 추진 중인 Schlumberger에게 도움이 될 것이

다.”라고 밝혔다.

내무부 장관을 겸임하고 있는 Abdullah Bin Nasser Bin

Khalifa Al-Thani 수상은 에너지 부문의 공급체인 국산화를

강화하고 중소기업 단지 확장을 위한 카타르 석유의 에너지

부문 서비스 및 산업의 현지화 프로그램인 “TAWTEEN”을

발족시켰다.

Qatar Petroleum의 사장을 겸하고 있는 Saad Sherida Al-

Kaabi 에너지장관은 “카타르 에너지 산업을 발전시키고 자

립을 강화하는 국가적 의무의 일환으로, TAWTEEN을 통해

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민간 부문을 지원하고, 더불어 우리의 독립적 지위를 강화하기 위하여 에너지 부문의 많은 지원 산업을 현지화할 필요성을

고려했다.”고 밝혔다.

그는 이 프로그램은 해외에 의존하던 것을 국내로 전환시키는 대안을 제공할 수 있으며, 그 규모는 연간 80억-90억 카타르

리얄(Qatari Riyals ; 약 25억 달러)에 달할 것이며 카타르 국민총생산의 약 1.6%을 올릴 수 있다고 밝혔다.

그는 “TAWTEEN은 두 개 부문으로 구성된다. 첫째는 에너지 부문에 100개의 신규 투자 기회를 창출하는 것이다. 이를 통

해, Qatar Petroleum와 그 계열사들은 프로그램의 진행 지침에 따라 인센티브와 구매보증(offtake guarantee)를 제공할

것이다. 둘째는 로컬 컨텐츠를 극대화하여 계약을 수행하는 공급업체나 계약자에게 보상하는 <자국민 가치(In-Country

Value)> 정책이다.”라고 덧붙였다.

출범식에서 국제적 기업과 세 건의 계약 서명이 이루어졌고, 그 규모는 총 90억 카타르리얄(Qatari Riyals)이다. 이는 국내 경

제에 현지 투자 규모에 150억 카타르리얄(Qatari Riyals)을 더해 줄 프로그램의 목표에 중요한 동력을 제공할 것이다. 이를

통해 카타르 경제에 대한 투자자 신뢰를 반영하게 될 것이다.

앞서 언급한 두 건의 계약과는 별도로, 출범식에서 Nakilat와 McDermott가 카타르에 육해상 제작 서비스를 제공하는 합작

회사를 설립하는 계약을 체결했다.

Aramco, Marjan 유전 공사 발주

Saudi Aramco는 사우디아라비아 Marjan 유전의 설계, 구매, 제작, 설치를 위한 두 건의 계약을 맥더모트(McDermott

International)에 발주했다고 밝혔다. Aramco는 현재 일일 50만 배럴의 생산 규모를 일일 30만 배럴 더 늘릴 계획이다.

첫 공사는 5,000만~1억 달러 정도로 예상되며, 주요 공사 내용은 기존 설치된 2기의 플랫폼에 대한 전기수중펌프 관련 설

비, 향후 발생할 초고압에 대한 보호가 가능한 공간확보, Subsea 복합케이블 설치, Top side 케이블 Tie-in 등 플랫폼 기능

을 업그레이드시키는 것이다.

이 프로젝트는 Mcdermott의 Al Khobar 사무실과 Dammam 제작 설비에서 모두 수행될 계획이다.

5억~7억 달러의 두 번째 계약은 TP-10 tie-in 플랫폼, 6기의 가스 topside 모듈, 그리고 관련 파이프라인과 해저 케이블의

설계, 구매, 제작, 설치, 시운전 등이 포함된다. 이 구조물의 총 중량은 2.7만 톤을 넘으며, 파이프라인 길이는 65km를 넘는

다.

제작은 사우디아라비아의 Dammam 야드와 Dubai의 Jebel Ali야드에서 Mcdermott에 의해 수행될 것이다. 설계는 사우디

아라비아의 Al Khobar 사무실과 두바이에서 수행될 것이다. 여기에는 Derrick Barge 50과 70이 투입될 것이다.


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SHELL, 세금 문제로 나이지리아 Bonga 프로젝트 지연 가능성

SHELL의 시추파트장인 Anndy Brown은 오일메이저 회사

들에게 거의 200억 달러의 미납 세금을 요구하고 있는 나이

지리아가 주요 해양 유전 프로젝트의 승인을 미룰 수도 있다

고 밝혔다.

나이지리아는 자국에서 활동하고 있는 오일메이저에게 각

주에 귀속되어야 할 총 200억의 미납 세금과 로열티를 지급

할 것을 요구해왔다.

Reuters 통신에 의하면, 올해 초 나이지리아 세금징수과

에서 보낸 공문에 의하면, Shell, Chevron, ExxonMobil,

Total, ENI, 그리고 Equinor는 각각 25억 달러에서 50억 달

러를 연방 나이지리아 정부에 지급해야 한다.

나이지리아 유전산업의 주요 투자자인 Shell은 이번 과세를

심각하게 받아들여야 하지만, “과세의 신빙성이 없는 것 같

다.”고 Brown 파트장은 Reuters에 말했다.

그러나 Shell은 Bonga 남서부 유전 프로젝트의 최종투자결

정(FID) 전에 나이지리아와 과세 문제를 해결해야 하고, 그

렇지 못했을 경우 최종투자결정이 “내년으로 밀려날 수도 있

다”는 점에 주목하고 있다.

지난 2월 초, Shell의 나이지리아 법인인 SNEP Co.(Shell

Nigeria Exploration and Production Company)는 Bonga

남서부 Aparo 유전 개발(BSWA ; Bonga South West

Aparo의 계약자 입찰 초청(ITT ; Invitation to Tender)을 발

표했다. 이번 입찰은 기니만(Gulf of Guinea)의 일일 15만 배

럴 규모의 프로젝트에 대한 설계, 구매, 건설 계약(EPC)이다.

2월 14일, SNEP의 사장 Bayo Ojulari은 “이번 입찰은 정부

와 프로젝트 투자자들이 수용한 개정 상업 기본틀을 토대로

나이지리아에서 수행하게 될 심해 Oil & Gas 탐사의 새로운

이정표가 될 것이다.”라고 밝혔다. “Bonga Aparo 최종투자

결정을 위하여 정부와 투자자들이 지지하는 확고한 상업 기

본틀을 갖추었다.”

Brown 사장은 “나이지리아의 신규 프로젝트가 연기된다면,

Shell은 미국 측 멕시코만에서 신규로 발견한 웨일(Whale)

유전 개발에 박차를 가할 것”이라고 밝혔다.

DNV GL, 디지털 트윈(Digital Twin)을 이용한 Hull condition Monitoring 개발

DNV GL은 설계 단계에서 준비된 가상의 모델인 Digital

twin을 이용한 선체 상태 감시(Hull condition monitoring)

방법론을 개발하였다. 파도, 위치, 센터 감지를 통합하여, 예

측/예방 유지보수 관리에 엄청난 발전을 가져올 것이다.

DNV GL의 해양 전문가인 Dr Gaute Storhaug는 “우리가

때때로 디지털 쌍둥이(Digital Twin)라고 부르는 디자인 모

델은 탄생과 함께 폐기 처분된다. 우리의 열정은 이러한 모

델들을 설비의 가동 기간 중에 생명을 불어넣는데 있다”,라

고 언급하였다. Steel Extraordinary Innovation project에

서 DNV-GL Maritime은 파도로 인한 충격 위험을 계산하

는 새로운 방법을 연구하였다. 설계자와 조선소는 엄청난 시

간과 돈을 투자하여 선박 또는 해양 설비의 분석 모델을 만

들고 그것을 바탕으로 시뮬레이션을 진행하고 설계에 대한

문서화를 진행한다. 이러한 가상 모델을 설비의 운영 기간에

도 지속적으로 사용하는 것은 분석과 계산을 수행할 수 있으

며, 선박의 구조와 기능 요소의 장기적 영향에 대한 통제와

이해를 높일 수 있다. 이는 자산의 중요한 가치를 더해 줄 것

이다.

추가로, 디지털 트윈(Digital Twin)은 선체 충격을 예방하고

사전적 활동을 통하여 기대되는 선체 사용 기한 연장과 함께

검사와 유지보수 계획에 매우 유용하다. 디지털 트윈(Digital

Twin)이 제공할 수 있는 향상된 관찰력과 통제력은 예측력

향상를 통한 경쟁력 우위를 점할 수 있는 결과를 가져왔다.

이는 특정 선박을 더욱 더 선주, 은행, 보험회사, 선급, 투자

자, 구매자, 또는 다른 이해 관계자들로부터 더욱 매력적으

로 보이게 만들었다.

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Sensors create synergies in monitoring

선박 또는 해양 설비의 특정 파도 조건에 대한 유동, 구조 또는 기능적 요소의 상태감시를 위한 계측(Sensor) 기술 사용

은 오늘날 산업계에서 일반적인 일이다. 계측 기기(Sensor)는 수치적 모델로 쉽게 표현되지 않는 현실 조건하에서의 변형

(Deformation), 진동(Vibration), 그리고 온도(Temperature)와 같은 물리적 영향을 감지할 수 있다. 그러나 해상에 설치된

계측기기(Sensor)들은 상태감시에 활용할 수 있는 데이터가 제한적이다. 현재의 복잡한 선박 구조와 그들 기능 간의 상호 독

립성을 고려한다면, 통합적 계측이 중요한 혜안을 제공할 수 있다.

선박의 디지털 트윈(Digital Twin)과 이러한 계측 기기가 제공하는 데이터를 통합하는 것은 계측 기반의 선체 상태 감지 예측

을 더욱더 의미 있고 정확하게 만들어 준다. 이는 상태 가능한 구조적으로 상세한 범위를 증가시켜 줌으로써 가능해진다. 또

한, 이러한 상세한 상태는 디자인 기간, 운영 기간중에 중요한 부분이라고 고려된 부분을 포함한다. 일반적으로 피로 해석 중

요 부분의 예는 주요 골격 또는 횡격벽 (Transverse bulkhead)와 연결된 보강재(Stiffener) 끝단, 그리고 헤치 코밍 절단면

(Termination of hatch coaming) 등이다. 위에서 언급한 하이브리드(Hybrid) 상태 감시 방법은 원가 절감형 계측을 위한 최

적의 센서 위치를 결정하는 데 도움을 준다. 이러한 개념은 다양한 형태의 해양 설비에 성공적으로 적용되고 있다. 이러한 설

비는 컨테이너선, FPSO, 반잠수식 생산 설비, 플레어 타워, 배관설비, 그리고 고정형 플랫폼 등이다.

A crucial aspect: Sensor data quality

DNV GL은 현재 선체 상태 감시 체계를 여러 해운 업체와 오일/가스 회사들과 시범 운영 중이다. 주요 목적은 자산 운영사들

이 실시간으로 그들의 자산의 상태를 확인 가능하도록 하는 것이고 이는 혁신적인 DNV GL Nerves of Steel 유저 인터페이

스 또는 고객사들의 시스템에 직접 연결하는 방법을 통하여 실현 가능하다. 센서는 여러 수백개의 공급 업체들로부터 공급이

가능하지만 데이터의 품질 문제는 공통적인 사안이다. 센서들로부터 얻어지는 데이터를 신뢰할 수 없다면 의사 결정 과정에

서 의미 없는 데이터가 된다.

검증 가능한 데이터 품질이 산업 전반적으로 중요한 요구 사항이다. 따라서 DNV GL은 어떠한 센서들이라도 품질이 확보되

어야 한다는 규칙을 세웠다. 이러한 규칙을 정착시키기 위하여, DNV GL은 선체 상태 감시 센서 공급자들에게 Veracity 포털

을 통하여 품질 보증 앱을 제공하고 있다. 앱의 데이터 품질 데시보드는 특정 센서의 규칙을 적용 가능하도록 하며 통계적 데

이터의 타당성을 증명할 수 있도록 해준다.

이번 기사에서 센터의 정의는 협의의 단순한 센서는 물론이고 트렌스듀셔(Transducer)와 수치 또는 하이브리드 형태의 센터


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까지 포함하는 개념이다. DNV GL의 선체 상태(Hull monitoring) 규칙은 선급의 HMON 규정과 관련이 있다. HMON 규정

은 선상에서 자동적으로 통계적 데이터를 저장하고 처리하도록 요구하고 있으며, 센스 공급자들에 의해서 자동 또는 수동적

으로 Veracity 클라우드 서버의 양식 형태로 저장되게 되어 있다. 품질 대시보드는 웹(Web)에서 제시되고 읽을 수 있다. 어

떠한 데이터 품질 현안도 즉각적으로 알 수 있으며 공급자에 의한 유지보수에 이은 성능 개선도 시스템에 의해 확인할 수 있

다.

Ranking of data quality from sensors on several ships of the same owner (left), and data quality ranking for each sensor on board ship 1.

The red portion of each bar represents the share of poor-quality data.

데이터 신뢰 구축 Building trust in data

선주사들이 데이터가 신뢰 가능하다면, 대시보드의 결과값을 사용하여 의사결정과정에서 이를 이용할 수 있다. 선체 상태 감

시 솔루션의 선두 기업들은 많은 선박과 선주들에게 품질 대시보드를 제공하고 이를 위한 데이터를 입력한다. 통계적 데이

터의 품질 평가를 위한 표준 앱과 이에 추가하여, DNV GL은 관련 센터 공급 업체와 함께 맞춤형 솔루션을 제공하기 위하여

Data Management competence center를 운영하고 있다. 데이터 품질과 의사 결정을 위한 대시보드를 통합하여 안전과

운영상의 위험과 추가 원가를 감소시키기 위하여 선체의 상태와 적절한 사전적 조치를 취할 수 있도록 하였다. 이러한 시스

템은 오일/가스 산업과 풍력 산업을 포함하여 전 산업 전반에 걸쳐 사용 가능하며 장비 상태 확인을 위한 통계적 데이터 활용

및 구조적 상태 감시를 넘어선 배출 관련 연구 등에도 사용할 수 있다. 오늘날 구조적 상태 감시는 FPSO와 가스선에는 상당

히 일반적인 사항이다. 규정 이상의 진동이 승객의 항의나 선박의 명성에 영향을 주는 크루즈선, 요트 그리고 여객선과 같은

경우에는 이러한 상태 감시 시스템이 매우 중요한 역할을 하게 될 것이다.

Storhaug 박사에 따르면 선상의 1% 미만의 데이터가 지상의 의사 결정에 활용된다는 사실은 매우 놀라운 일이다. 우리는

선주들이 보다 더 좋은 가치 있는 자산을 활용할 수 있도록 격려하며, 많은 경우에 데이터가 활용 가능하다면 이러한 점은 보

다 수치적이고 분명하게 드러나도록 해야 한다. 모든 이해 관계자로부터 높은 수준의 데이터 신뢰를 구축한 상황에서 선체

데이터를 제공 가능하도록 하는 것은 궁극적으로 매우 중요한 경쟁 우위를 점하게 되는 것이다.

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이슈와 뉴스

Equinor, Sonardyne 센서 장비로 플랫폼 지질 정보 모니터링 강화

노르웨이의 Equinor는 Sonardyne International Ltd.의

Subsea 장비를 이용하여, Johan Sverdrup 오일필드의 시

간별 지질 정보의 정확도를 높일 예정이다.

Equinor는 PRM(Permanent Reservoir Monitoring) 기술

을 필드 해저면에 설치할 계획이었다. 이를 통해 Reservoir

에 어떤 변화가 있는지 실시간으로 추적하여 생산량을 최대

화한다는 계획이다.

PRM 기술이 데이터의 정확도와 양을 증대시켜 주지만, 환

경 요건이 지속적으로 변화하기 때문에 때때로 그 데이터들

을 어떻게 해석하고 처리하는가의 문제는 매우 복잡하다. 이

러한 환경 요건의 변화를 미리 측정할 수 있다면, 환경요인

으로 인한 문제점을 미리 제거할 수 있게 된다.

이러한 도전과제를 풀기 위해 Equinor는 Subsea 7과 협업

하여 Sonardyne Pressure Inverted Echo Sounder(PIES)

를 110~120m 수심에 설치하기로 결정했다. PIES 장비는

지속적으로 해저면 근처의 Column에서 양방향으로 송출되

는 음파의 도달 시간 및 수압을 지속적으로 모니터링하게 된

다. 이러한 데이터는 이후에 연속적인 평균 해류 속도 및 파

고에 대한 정보를 계산하는데 사용될 수 있다.

PIES 장비들이 이미 많은 지질 조사/탐사 프로그램에서 운

용되고 있으나, 플랫폼에 PIES를 설치하는 것은 이번이 두

번째다.

Husky, White Rose 생산 재개를 위해 노력

캐나다 Calgary에 위치한 Husky Energy는 White Rose 유

전의 일부 개발 유정 생산 재개에 중요한 파이프라인 연결설

비의 회수를 위해 적당한 날씨를 기다리고 있다.

Husky는 Subsea 유출 사고로 작년 11월 중순부터 White

Rose의 생산이 중단되어 있다.

캐나다 Newfoundland & Labrador 해양석유위원회는

Husky와 절차 협의 후 1월부터 제한된 생산 재개를 허용했

다. 그 결과, White Rose의 중앙 시추센터만 가동 중이며,

SeaRose FPSO로 생산되고 있다.

Husky의 Rob Symons 본부장은 “올해 중반까지 나머지 센

터도 가동할 예정이다. 날씨만 받쳐준다면 수행해야 할 다양

한 활동이 마무리될 것이다.”라고 밝혔다.

전체 생산이 재개되면, Subsea 인프라와 연결되는 두 개의

infill well을 운영하게 된다. Symonds 본부장은 “관련 기관

과 파이프라인 연결설비를 회수하는 계획에 합의했지만, 업

무 수행을 위해서 아직도 적당한 날씨를 기다리고 있다.”고

밝혔다.

“캐나다쪽 대서양의 정상적인 기후 조건을 감안하면, 2분기

까지는 완전 가동을 할 것으로 기대하고 있다.”

현재 White Rose의 단 한 곳의 Subsea 시추센터만 생산

중이며, 나머지 세 곳은 아직도 폐쇄된 상태이다. Husky의

Rob Peabody 대표이사는 “연결설비회수는 3.5m 바다에

서 약 이틀간 소요되지만, Newfoundland의 혹독한 겨울에

이 정도의 날씨는 매우 드물다. 그 다음에는 얼음이 문제가

된다. 지금은 얼음이 떠밀려 내려오는 시기로 접어들고 있

운송/설치/시운전


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다.”고 밝혔다.

Newfoundland 해양의 다른 곳에서는 서부 White Rose에

들어갈 중력기반 콘크리트 구조물이 지역의 Argentia 조선

소에서 46m 높이로 완성되었다. 올봄 추가 콘크리트 관련

작업이 끝나며 구조물 내부에 기계 설비 등을 설치할 예정이

다.

시추 데크는 미국 텍사스의 Kiewit’s Ingleside 작업장에

서 약 25% 공정 마무리가 되었으며, 거주구 모듈 제작은

Newfoundland Marystown에서 약 50% 정도 진행되었다.

서부 White Rose는 SeaRose FPSO에 Tie-back 되어

2022년부터 일일 최고 75만 배럴의 원유를 생산할 계획이

다.

말레이시아, 미국 Mcdermott에게 두 개의 계약 수여

미국의 McDermott International이 말레이시아 해양 유전

개발 프로젝트를 위한 두 건의 계약을 수주했다. 계약금액은

각각 최대 5,000만 달러에 이른다.

SHELL은 동부 말레이시아 Sarawak 해양의 Gorek 가스전

의 재킷, 톱사이드, 파이프라인의 운송 및 설치가 포함된 계

약을 McDermott에게 발주했다.

한편, 말레이시아의 Sapura E&P는 McDermott와 함께

Sarawak 해양의 Pan Malaysia 유전 개발을 위한 해양 구조

물, 파이프라인, 예비 시운전 등을 제공하게 된다. Sapura와

맺은 계약에는 Larak과 Bakong 가스전의 재킷, 톱사이드,

파이프라인의 운송 및 설치도 포함되어 있다.

McDermott는 작업을 위해 말레이시아에 등록된 Derrick

Barge 30 설치선을 이용할 예정이다. 프로젝트 관리팀은

Kuala Lumpur에 두고, 로컬 콘테츠 규정 준수를 위해 말레

이시아 자국 인력을 최대한 활용할 계획이다. 실제 해양 작

업은 올해 2분기에 시작될 예정이다.

McDermott는 Riser와 Spool을 인도네시아 Batam에 있

는 작업장에서 제작할 예정이다. 이번 계약은 McDermott

의 아시아 태평양 본부를 싱가포르에서 Kuala Lumpur

로 옮긴 이후 말레이시아에서 따낸 첫 번째 수주이다. 이후

McDermott는 말레이시아 인력을 90명에서 거의 700명으

로 늘렸다.

McDermott의 Ian Prescott 아태지역담당 임원은 “이번 두

건의 계약으로 Sarawak Shell과의 오랜 관계를 굳건히 하는

기회가 되었으며, Sapura E&P과 처음으로 관계를 발전시키

게 되었다. 또한 우리의 우수한 인력, 해양 설비, 글로벌 제작

지식을 활용하여 말레이시아에서 해양 프로젝트를 수행할

멋진 기회가 되었다.”고 밝혔다.

McDermott는 말레이시아의 사업이 성장함에 따라 지속

적인 채용 활동을 벌이고 있다. Prescott 상무는 “우리는

상대적으로 짧은 기간에 엄청난 성장을 이루었다. Kuala

Lumpur 사무소는 전 세계 프로젝트를 지원하는 뛰어난 센

터이다. 이는 우리가 현지에서 채용한 직원들에게 뛰어난 발

전과 성장 기회를 주고 있다.”고 덧붙였다.

태국, 6월에 21번째 Oil & Gas 채굴권 입찰 예정

태국의 Siri Jirapongphan 에너지장관은 해양 Oil & Gas 채

굴권 계약에 대한 21차 입찰을 6월에 개시한다고 밝혔다. 계

약 조건은 생산물분배 방식이 될 것이며, 태국 국영 기업들이

25%의 소유권을 보유하게 된다고 방콕포스트가 보도했다.

Siri Jirapongphan 에너지장관은 태국국영석유공사(PTTEP

Energy Development Co., Ltd.)가 태국만에 위치한

Erawan과 Bongkot 가스전의 생산물분배계약 체결식에서

이같이 밝혔다. 이번 계약은 Erawan의 채굴권 계약 만기가

2022년, Bongkot이 2023년으로 다가오면서 이루어지게

되었다.

PTTEP는 Erawan에서 일일 8억 입방피트, Bongkot에서는

7억 입방피트의 생산량 규모를 보유하게 된다. 21차 채굴권

입찰은 2014년에 계획되었으나 경제 불황과 정치적 불안정

으로 연기되었다. 20차 계약은 2008년에 마무리된 바 있다.

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ExxonMobil, 갈등과 희망의 기로에 선 키프로스 해양가스전 발견

ExxonMobil이 카타르석유(Qatar Petroleum)와 파트너가 되어 지중해 동부지역에서 거대한 가스전을 발견했다. 키프로스

해양에 가스 매장지를 확인했으며 규모는 5조~8조 입방피트에 이를 것으로 추산된다.

영국의 Guardian지는 키프로스 해양의 신규 가스 매장지가 키프로스와 터키 간의 긴장 상태를 정점으로 치닫게 할 수도 있

고, 45년간의 분쟁을 해결하는 데 도움을 줄 수도 있다고 보도했다.

현재 키프로스 정부는 생산된 가스를 파이프라인을 통해 이집트로 수출할 구상을 하고 있다.

반면, Rystad Energy의 분석가는 “ExxonMobil은 계속해서 발견된 자원의 규모가 엄청나다는 인상을 주려고 한다.

Glaucus-1 신규 발견 매장지의 규모는 엄청나다. Rystad Energy는 이곳의 생산 가능 자원량이 석유로 치면 약 7억 배럴로

예측하고 있다.”고 지적한다.

키프로스는 이 지역의 주요 신규 발견 매장지를 한데 묶어 중요한 가스 허브로 변신시켜, 육상 천연가스 액화 공장 건설도 고

려해볼 수 있다. 이 분석가는 “Glaucus-1 매장지와 인근 Aphrodite와 Calypso 매장지는 최고일 때 일일 약 20억 입방피트

를 추가 생산할 수 있다. 하지만 액화시설 부족으로 Glaucus-1의 생산은 2030년경이 되어야 가능할 것으로 보인다.”고 덧

붙였다.

새로 발견한 매장지에서 가스를 생산하여 시장까지 공급하는 것은 쉬운 일이 아니다. “키프로스는 현재 천연가스 액화 시설

이 부족하다. 이집트와 키프로스는 최근 키프로스 수역에 위치한 주요 가스 자원을 이집트의 LNG 수출시설에 연결시키는

해저 파이프라인을 건설하기로 합의했다. 이 기념비적인 프로젝트의 비용은 약 10억 달러다. 이 파이프라인은 Aphrodite의

가스를 운반하는 데 먼저 사용될 것이고, 그 다음은 Calypso로 이어질 것이다. 액화 가스는 LNG 형태로 유럽연합(EU)으로

재수출될 것이다. 그러나 이 프로젝트는 이웃국가들간의 지정학적 우려가 있기 때문에 보기만큼 그렇게 쉽게 진행되지는 않

을 것이다.”

이 분석가는 “이들 신규 발견 매장지의 규모가 매우 크기 때문에, 키프로스와 터키 정부 간의 계속된 분쟁에 기름을 부을 수

도 있다. 이러한 상황에서, 키프로스 정부는 오일메이저들이 군사적 개입의 위협 없이 안전하게 사업을 운영할 수 있고, 개발

과 생산에 투자할 수 있는 확신을 주어야 한다.”고 덧붙였다.

“신규 발견 매장지는 키프로스 남서부 배타적 경제수역(EEZ)의 수심 2,100m 지점에 위치하고 있다. 이 지역은 수년 동안 큰

관심을 끌었던 거대한 신규 발견 매장지를 포함하고 있다.”


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Proserv, Subsea 공급망 강화

해양 Oil & Gas산업의 탐사/생산(Exploration &

Production; E&P) 활동이 점차 속도를 내면서, 전 세계 해저

설비 부문이 공급망 관리 문제에 직면할 것이라고 제어기술

전문회사인 Proserv는 예측한다.

에너지 자문사들은 시추 관련 부문의 최종투자결정(FID)

이 늘어날 것으로 예측방향을 잡고 있다. Rystad Energy

Energy는 E&P의 해저부문이 향후 6년간 300억 달러의 추

가 시설투자가 이루어질 것으로 예측한다. 남미, 유럽, 멕시

코만, 서아프리카에서 투자 지출이 늘어나고 있다.

Proserv의 Iain Smith 사장은 “최종투자결정 상승세라는

건 분명하지만, 운영사는 여전히 최근에 이어진 침체에 유

의하고 있다. 신규 개발보다 지출이 적은 업그레이드나 Tie-

Back 방식을 선택하고 있다. 왜냐하면 이미 설치된 많은 인

프라가 있기 때문이다. 이것이 투자 회복에 다가가는 최선이

자 신속한 방식이다. 현명하고 주의 깊은 지출이야말로 현재

의 전략이다.”고 말한다.

Proserv는 국제 석유기업들이 리드 타임을 길게 잡지 않도

록 미리 협의해야 한다고 조언한다. Proserv는 자사가 최근

몇 달 동안 북해와 멕시코의 오일메이저로부터 해저 타이백

(Subsea Tie-Back) 수주가 늘었다고 밝혔다.

Wood Mackenzie는 해저설비 공급망이 2014년 유가 폭락

전 수준보다 25% 낮아졌다고 추산했다. 반면 이 기간 동안

장비 사용률은 거의 40%가 줄었다.

그러나 Wood Mackenzie 분석가는 해저설비 부문은 기타

해양 부문보다는 탄력성이 있으며, 향후 수년간 연평균 300

기의 subsea tree 수요가 예상되며, 건실한 성장을 할 것으

로 예측한다.

Rystad Energy는 2021년까지 연간 350기의 subsea

tree(유정 제어용)가 설치될 것이라는 보고서를 최근 발표했

다.

Smith 사장은 머지않아 해저설비 시장의 수요 대비 공급이

부족해질 가능성이 있다고 밝혔다. “Subsea Tie-Back으로

급속한 투자 회복이 이루어지고 있으며, 적정한 유전 개발

비용, 특히 짧은 리드 타임이 중요하다. 운영사들에게 문제

가 될 수 있는 것은 유정제어기 제작 능력의 상당 부분이 생

산 시설 폐쇄로 시장에서 사라졌다는 것이다.” 라고 말한다.

“공장 문을 닫았던 다른 유전 서비스 공급업체들도 있었다.

시장에서 이렇게 나가게 되면, 다시 돌아오기가 쉽지 않다.

우리의 경우, 해저설비 시장 급등에 준비를 해왔다. 실제로

생산 규모를 늘리고 해저 제어장치에 다시 집중했다.”

Rystad Energy는 2019년과 2025년 사이 해저설비 지

출 증가가 3.5억 달러에 이를 것으로 내다봤으며, Ian

Smith는 이에 대해 조심스러운 충고를 한다. “우리가

IOC(International Oil Company)와 운영사에 전하는 조언

은 구매를 하려면 서둘러서 하라는 것이다.” 우리가 시장에

있고, 우리의 예상은 직접 겪은 경험에 기반하고 있다.

지금은 아직 여유로운 공간이 있을지 모르지만 공급망은 곧

빠듯해질 것으로 예상된다. 특히 유정제어기(Subsea Tree)

부문에서 이 같은 현상이 두드러질 것이다. 이럴 경우 리드

타임이 더 뒤로 가게 되면서 프로젝트 지연 현상도 생길 수

있다.”

58

Aker Energy, 가나 해양에서 유전 발견

Deepwater Tano Cape Three Points(DWT/CTP) 운영사인 Aker Energy는 가나 해양의 Pecan South-1A 유정에서 석

유를 발견했다고 밝혔다.

지난 1월, Aker Energy는 Pecan South-1A 유전의 성공적인 유정 평가를 마무리할 것이라고 밝힌 바 있다.

Aker Energy는 유정 결과를 분석하여 매장 규모 추산을 확인하기 위한 시추를 할 예정이다. 이전에 추산하기로는 매장 규모

는 4.5억~5.5억 배럴에 이른다. Aker Energy의 Jan Arve Haugan 대표는 “DWT/CTP 광구의 운영사로서 성공적인 유정을

하나 더 발표하게 되어서 기쁘게 생각한다. 시추 결과는 이 지역의 지질학적 모델을 다시 확인시켜 주었다. 유정에서 발견된

자원은 호조를 보이는 Pecan 유전 개

발을 더욱 강화시킬 것이다. 계속 평가 시추 작업을 하면서, 3월말까지 제출할 개발 계획안을 마무리할 예정이다.”라고 밝혔

다.

Aker가 이 광구의 50% 지분을 보유하고 있으며, 러시아의 Lukoil 38%, 가나 국영석유회사 10%, Fueltrade가 2%를 보유

하고 있다.


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SHELL, 나이지리아 뇌물 사건으로 피소

Royal Dutch Shell은 2월 28일, 지난 2011년 나이지리아

해양 유전 매입과 관련한 범죄 혐의로 네덜란드 검찰 조사를

받게 되었다고 밝혔다.

이 사건은 Shell과 이탈리아의 ENI가 나이지리아 심해

OPL245 광구의 채굴권 공동 매입과 관련된 것이다.

나이지리아 정부는 뇌물 및 공모 혐의로 2018년 12월 Shell

과 ENI에게 10.92억 달러의 소송을 제기했다.

SHELL과 ENI는 Dan Etete 전 석유성 장관이 소유한 말라

부 Oil & Gas에 OPL245광구의 채굴권을 대가로 11억 달러

를 지급했으며, 나이지리아 정부에는 2억 달러에도 미치지

않은 금액만 지급한 혐의다. 또한 이 돈이 납치와 뇌물에 사

용되었다는 혐의도 받고 있다.

네덜란드 검찰청 대변인은 “1차 조사를 근거로 공익 검사들

은 기소 가능한 범죄 사실이 있다고 결론 지었다”고 밝혔다.

OPL245 사건은 이탈리아 법정에서도 열렸는데, 2018년

3월 ENI의 Claudio Descalzi사장과 SHELL의 Malcolm

Brinded 전 사장이 뇌물 혐의로 법정에 선 바 있다.

SHELL은 성명서에서 “나이지리아 OPL 245 채굴권에 대한

2011년 분쟁 해결 과정에서 직간접적으로 관련된 범죄 혐

의로 네덜란드 검찰청이 수사 종결을 앞두고 있으며 Royal

Dutch Shell의 기소 준비를 하고 있다는 통보를 받았다.”고

밝혔다.

미국, 리그 9기 감소

유가가 배럴당 60달러 이하로 계속 머물면서, 미국 시추업

체는 3월 첫 주 Rig 10기가 감소한 이후 둘째 주에도 다시 9

기가 줄었다.

유전 서비스 정보회사인 Baker Hughes의 최근 자료에 따

르면, 미국에서 운영 중인 석유생산 리그의 수가 834기로 감

소했으나, 작년 동기 796기보다는 여전히 높은 숫자다.

가스 생산 리그의 수는 2기가 감소하며 193기가 운영 중이

며, 작년 같은 기간에는 188기였다.

Utica 셰일가스전이 위치한 Ohio주가 가장 큰 폭으로 감소

60

하며, 5기가 줄어들며 총 13기가 운영 중이다. Utica의 큰 역

할로 5기가 감소한 것이 반영되었다.

그러나 Ohio주 옆에 있는 Pennsylvania주는 3기가 늘어나

총 47기로 가장 크게 증가했다. Pennsylvania주와 West

Virginia주에 걸쳐있는 Marcellus 셰일가스전은 3기가 증가

하며, 총 65기가 운영 중이다.

해양 리그는 22기에 머물며 변동이 없었다.

Repsol, 새로운 개발 지역 추가

스페인 석유기업인 Repsol은 핵심 지역인 리비아와 베네주

엘라에서 차질이 생기기는 했지만, 성장지역을 새롭게 발굴

하면서 2020년 생산 목표를 일일 75만 배럴을 유지할 것이

라고 밝혔다.

Repsol의 생산 전망은 2018년 4분기 실적 발표 때 가장 크

게 주목을 받았다. Repsol은 2018년 연간 순익이 전년 대비

10% 상승해 23.4억 유로로 공시했다. 조정 순이익은 2017

년 21.3억 유로에서 23.2억 유로로 늘었다.

Repsol의 대표이사 Josu Jon Imaz가 분석가들에게 결산

을 밝힌 바에 의하면, 2018년 Repsol의 생산량은 전년 대비

3% 늘어난 일일 71.5만 배럴이었으며, 비록 베네주엘라에

서의 생산량이 2016년 7.6만 배럴, 2017년 6.2만 배럴에서

2018년 5만 배럴까지 떨어졌지만, 2019년 목표는 72만 배

럴을 유지했다.

Repsol은 베네주엘라에 대규모 Perla 가스전을 포함하여

5.14억 배럴 규모의 매장량을 보유하고 있지만, 국내 가스

판매가 저조하면서 생산량은 감소한 것으로 Imaz는 말했다.

Repsol의 리비아 생산량은 12월 9일 보안상 문제로

Sharara유전을 폐쇄하면서 2018년 생산량이 다소 감소하

며 일일 3.5만 배럴을 기록했다.

Repsol이 2020년 생산 목표 및 2.6%의 장기 연간 성장 목

표를 유지할 수 있게 하는 증산 내용은 남미에서 9,000 배

럴, 유럽 및 아프리카에서 2.1만 배럴, 북미에서 3.7만 배럴

이 포함될 것이다. 여기에는 알제리의 Reggane 가스 프로

젝트, 말레이시아의 Kinabalu 프로젝트, 말레이시아-베트남

경제협력지구에 위치한 Bunga Pakma의 가스 생산량이 예

상보다 높다.

미국에서 추가된 생산량은 Marcellus 셰일가스전이며,

두 번째 리그가 운영될 예정이다. 그리고 미국 멕시코만의

Buckskin 유전의 지분이 22.5%를 확보하며 10월에 첫 생

산을 예상하고 있다.

Repsol은 콜롬비아 Acacias 유전 생산 허가를 받았고, 노르

웨이 Yme 유전 재개발에 이은 생산을 2020년 상반기에 시

작할 예정이다. 트리니다드 토바고의 Juniper 개발 프로젝

트가 진행 중이며, Angelin 가스전에서 최근 첫 가스 생산이

이루어졌다.

Repsol은 최근 인도네시아 Sakakemang 광구에서 천연가

스전을 발견했으며, 회수 가능한 매장량이 2조 입방피트에

다다를 것으로 추산하고 있다. “이번 발견은 인도네시아에서

18년 동안 최대 규모의 신규 매장지 발견이라고 한다. 아마

2019년에 평가용 유정(appraisal well)이 하나 더 나올 것으

로 예상한다.”

Repsol은 핵심 탐사 지역으로 멕시코, 브라질, 알래스카

를 목표로 하고 있다. 다음 단계는 Petrobras가 운영중인

Sagitario 유망광구의 평가 유정에 참여하고, 2020년에는

멕시코 천해 광구, 알래스카의 Pikka 신규 발견 매장지의 평

가를 계속해 나갈 예정이다. 적어도 두 곳의 유정이 “고무적

인 결과(encouraging results)”가 나왔다고 밝혔다.

Imaz는 베네주엘라에서 회수할 자본은 전체 자본 대비

1.5%, 4.35억 달러밖에 되지 않아 대단하지 않게 여기고 있

다.

리비아는 더욱 긍정적이다. Sahara 유전은 정부와 국영석

유회사간 합의가 이루어지면 곧 재개될 가능성이 높기 때문

이다. “며칠 내로 생산 재개의 소식이 전해질 것으로 예상한

다.”고 Imaz는 말했다.


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나이지리아, 방출 가스계획 마감 연장

나이지리아는 전국 180여 개 방출 가스(gas flaring) 설비에서 낭비되고 있는 가스 자원의 상품화를 위한 예비 투자자의 관심

을 끌기 위해 노력 중이다. 현재 나이지리아에서 방출되어 사라지는 가스 규모는 일일 기준 8억 입방피트에 이른다.

나이지리아 방출가스상용화 프로그램(NGFCP ; Nigerian Gas Flare Commercialization Programme)은 자격평가서

(statement of qualification) 제출 마감이 2월 28일이었으나, 시한을 맞춘 입찰자가 거의 없었다고 전해진다.

결국, NGFCP는 초기 마감일을 3월 15일까지 연장했으며, 이를 통해 지난달 선거에서 승리한 Mhuammadu Buhari 대통

령의 두 번째 임기의 정책 지속성을 가져갈 수 있기를 희망하고 있다.

6개월 이후, 제안서 제출 30일 이내에 우선 대상자 선정이 이루어질 예정이다. 낙찰자는 연방정부와의 가스 판매/공급 계약

아래 방출 가스에 대한 권리를 얻게 된다.

작년 10월 최초 마감일이 연장된 바 있으며, 이번이 두 번째 연장이 된다. 전통적인 방식의 채굴권 계약과는 달리, 계약자는

Niger Delta의 생산 유전에서 방출되는 가스의 상용화 방식을 제안해야 한다.

NGFCP의 Justice Derefake 사무국장은 이 프로그램을 통해 35억 달러 규모의 내부투자(inward investment)가 이루어지

며, “공해 방지, 지역의 기후 변화 영향 완화, 청정에너지의 제공, 연간 60만톤의 LPG 생산이 기대된다.”고 밝혔다.

나이지리아 가스협회의 Dada Thomas 회장은 나이지리아 가스 계획에 전면적인 참여를 꺼리는 산업계의 반응은 계약자가

대금 지급에 대한 불안을 가지고 있는 산업계의 훨씬 깊은 문제점을 보여주는 징후라고 말한다.

에너지장관은 제때 대금을 지급하지 못하는 가스 발전회사들(gas-to-power companies)에게 도움을 주기 위해 지금까지

월별로 지불하도록 하는 계획을 철회한다고 발표했다.

“이것은 시장의 힘이 작동하도록 하며, 가스발전회사들과 더 큰 기업들이 합의를 이루어내고 상호 호혜적인 계약 조건에 이

르는 것이 훨씬 좋을 것이다. 하지만 이들이 새로운 고객들에게 어떻게 전력을 공급할 것인지에 대한 해답은 찾지 못하고 있

다.”

Thomas 회장은 “이 시스템의 마지막 단계를 소유하고 있는 것이 전력공급회사들인데, 이들은 새로운 정책이 실제 주요 고

객들을 빼앗아간다고 생각하고 있다.”고 밝혔다.

“가스 전력회사도 소규모 가스생산업체도 미납 또는 연납을 수용할 수 없다. 뭔가를 납부해야 한다.”

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1992년 가스기본협정(AGFA : Associated Gas Framework Agreement)은 오일메이저에게 상당한 재정적 혜택을 제공했

지만, Thomas 회장은 “가스기본협정이 연기된 석유 산업 및 거버넌스 법안(Petroleum Industry & Governance Bill)하에

서 법적으로 단단히 자리잡아야 한다는 요구가 여전히 투자를 끌어들일 수 있다.”고 밝혔다.

그러나 투자를 촉진시키는 대금지급 정책의 성급한 철회는 소형 운영자에게 직접 영향을 주고 있다. “석유나 콘덴세이트 생

산의 완충책이 없는 이들 기업은 신규 가스 시추에 투자하기가 매우 벅찬 상황이다.”

Awlico, 반잠수식 설비 Keppel에 발주

Awlico Drilling는 혹독한 환경에서 운영될 반잠수식 시추설비를 싱가포르의 Keppel Offshore & Marine에 또 다시 발주했

다고 밝혔다.

새로운 Moss Maritime CS60 Eco MW 디자인이 적용된 반잠수 설비의 발주는 작년 3월 처음 계약 때 맺은 3기의 옵션 중

1차분이다.

약 4.25억 달러의 두 번째 리그는 2022년 1분기에 인도될 예정이다. 원 발주 설비와 마찬가지로, 이번 옵션 설비 또한 수심

1,500m에서 운영할 수 있으며, 노르웨이 해양과 Barrents해와 같이 혹독한 환경에서 작업할 수도 있도록 건조된다.

Awlico의 나머지 2기의 옵션은 2020년과 2021년에 행사가 가능하다. 작년 Awlico의 발주는 시장의 공급 과잉인 가운데 이

루어져 깜짝 발주로 여겨졌다. 이는 2014년 유가 하락 이후 혹독한 환경 부문이 몇 안 되는 전망이 밝은 지역이었다.

유가 하락기에 신조 리그 발주를 꺼렸고, 리그 선주들은 어떤 경우든 이전 호황기에 발주한 투기적 신조 주문을 취소할 수밖

에 없었고, 공급 과잉의 리그 시장에서 야드의 자산이 묶여 있었다.

Northern Drilling이나 Borr Drilling과 같은 기회 추구형 신생업체들이 그런 자산을 헐값으로 사들였지만 시장의 기반이 개

선되고 있다는 신호에도 불구하고 신조 위험 부담을 안으려는 업체는 없었다.

Awlico의 Jon Oliver Bryce 대표이사는 4월 1차 발주를 한 다음, “시장에서 혹독한 환경의 반잠수식 설비가 부상하는 주목

시장이라고 믿으며, 우리는 이 부문의 선두 주자로 자리매김할 것이다.”라고 밝혔다. “노르웨이대륙붕 중심해(mid-water)


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의 혹독한 환경은 아무도 진입하지 않는 시장이다.

공급이 거의 전무하다는 점을 고려하면, 수요가 이전 수준으로 돌아오면 공급 부족이 예상된다. 그래서 이번 신조를 통해 높

은 일일 용선료 수준으로 시장에 진입할 것을 기대한다.”

Awlico는 Bryce 대표가 Prosafe의 Jens Berge 본부장으로 교체되었다고 밝혔다. 그동안, Awlico의 Roddy Smith 본부장

이 임시 대표를 맡게 된다.

이집트, 심해 시추에 Vantage 드릴쉽 배치

London에 상장된 ADES International은 Houston에 기반한 Vantage Drillling International과 조인트벤처를 통해 이집트

해양의 심해 시추 계약을 수행할 것이라고 밝혔다.

ADES는 이집트 지중해의 심해 시추 서비스를 제공하는 단기 탐사 계약을 Dana Gas와 체결했다고 확인했다.

이번 계약은 ADES와 Vantage의 합자회사인 ADVantage에 의해 수행되며, Vantage가 보유한 시추선인 Tungsten

Explorer가 한 개의 유정에 투입된다. 기간은 77일이 걸릴 것으로 예상되며 추가 3개의 유전에 대한 옵션 계약도 제공된다.

ADES의 Mohamed Farouk 대표이사는 “상장 이후, 우리는 계속 자산 경량화 모델에 이끌렸다. 이번 계약은 합자회사의 장

기 전망과 초심해 이집트 시장에서의 Vantage의 고품질 자산이 매력적이기 때문에, 우리의 목표와 완전히 부합한다.”고 밝

혔다.

지난달, 아부다비에 기반한 Dana가 2019년 2분기 이집트 해양의 Merak 탐사정을 시추할 것이라는 보도가 있었다.

탐사는 총 2,600m의 수심까지 시추할 예정이며, 수심 700-2,000m에 이르는 North El Arish 광구에서 4~6조 입방피트의

매장지를 목표로 하고 있다.

양허계약은 다른 두 개의 유망광구도 포함하고 있으며, 세 곳의 광구에서 총 20조 입방피트의 가스가 매장되어 있을 것으로

추산된다.

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Benthic, 말레이시아 동부 offshore Limbayong 필드 지질 탐사 완료

글로벌 지질 탐사 기업인 Benthic사는 파트너인 Asian Geos Sdn Bhd(Asian Geos)와 말레이시아 PETRONAS Carigali Sdn

bhd(PETRONAS Carigali)의 말레이시아 동부 Offshore지역, Limbayong 필드에 대한 지질 탐사를 성공적으로 마쳤다.

Benthic은 MMA Valour에 탑재된 Portable Remote Operated Drill(PROD)2를 사용하여 2018년 4분기부터 작업을 수행

했으며, Benthic의 PROD2는 지질탐사를 위해 328ft(100m) 깊이까지 borehole 샘플을 채취했다. 그리고 Seismic Probe

는 131ft(40m)까지, CPT(Cone Penetration Test)는 131ft(40m) 너비에 수심 2,297ft(700m)~3,412ft(1,040m)까지 수

행되었다. Benthic과 Asian Geos는 모든 작업을 2018년 12월 14일 무사히 마쳤으며, Lab test 및 보고서, 해석 작업은

Perth에서 수행될 예정이다.

Aker Energy, Offshore 가나 DWT/CTP 블록 시추 성공 발표

Key operated blocks in Ghana's offshore Source: (Petroleum Economist/Energy-pedia)

이슈와 뉴스

SUBSEA 시장


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Aker Energy사는 Offshore 가나, Deepwater Tano Cape

Three Points (DWT/CTP) 블록의 Pecan South-1A 유

정에서 추가적인 매장량을 발견했다고 발표했다. Aker

Energy는 현재 유정 시추 결과를 분석중이며, 추가적인 매

장량 조사를 위해 sidetrack 드릴링 작업을 하고 있어서,

그 결과에 따라 전체 매장량을 추정할 수 있을 전망이다. 이

매장량은 이미 450~550 MMboe(Million Barrels of Oil

Equivalent)로 추정되는 해당 광구 매장량에 추가될 것이다.

Pecan South-1A 유정은 Pecan 필드의 남쪽에 위치하고

있으며, Aker Energy가 해당 블록(DWT/CTP)의 운영권을

가지고 있다. Maersk Viking 드릴쉽이 Appraisal Drilling 캠

페인을 진행하고 있으며, Sidetrack well 시추가 끝나고 나

면, Pecan South East 지역으로 이동하여 세 번째 유정에

대한 Appraisal Drilling을 계속할 예정이다.

Aker Energy사 CEO인 Jan Arve Haugan은 인터뷰에서

"DWT/CTP블록에 대한 Operator로서 추가적인 원유 매장

량 발견을 발표하게 되어 매우 기쁘다. 이번 시추 결과는 이

지역의 지질 탐사 모델에 대한 또 하나의 증빙이 될 것이며,

Pecan 필드 개발에 대한 신뢰도를 높여줄 것으로 기대된다.

우리는 Appraisal Drilling 캠페인을 지속할 예정이며, 3월

말에 전체적인 개발 계획을 완료하여 제출할 예정이다."라고

밝혔다.

Pecan South와 Pecan South East에 대한 Pre-drill 평가

에 따라 Aker Energy는 POD (Plan of Development)에

포함될 최종 매장량을 추정할 예정이며, 이는 600~1,000

MMboe까지 늘어날 것으로 보인다. Aker Energy는 이 지

역의 추가적인 매장량 발견을 기대하고 있으며 POD 제출

이후에도 추가적인 Appraisal Drilling을 지속할 예정이다.

Aker Energy는 DWT/CTP 블록에 대한 Operator로서

50%의 지분을 가지고 있다. Aker Energy의 해당 광구

개발 파트너는 Lukoil(38%) 와 GNPC(Ghana National

Petroleum Corporation)(10%) 그리고 Fueltrade(2%)이

다.

ExxonMobil, 사이프러스 Offshore에서 5 Tcf 규모의 천연가스 자원 발견

ExxonMobil은 지중해 동부의 사이프러스 Offshore에 위치

한 Glaucus-1 Well에서 천연가스를 확인했다고 발표했다.

Block 10에 위치한 해당 유정은 약 436ft에 위치한 Gas

reservoir를 발견했다. 해당 well은 수심 6,769ft에서

13,780 ft까지 드릴링된 상태이다.

Well Data에 대한 초기 해석에 따르면, 이번 발견에서 얻

은 잠재적인 가스 매장량은 대략 5Tcf~8Tcf 정도에 이를 것

으로 보이며, 추가적인 분석 작업은 다음 달까지 이루어져

정확한 매장량을 추정할 수 있을 것으로 기대하고 있다. 이

제 막 개발을 시작한 지역에서 괄목할 만한 성과라는 것이

ExxonMobil의 내부반응이며, 추가적인 조사가 필요하겠지

만 개발을 통한 상업화가 가능할 것이라는 전망이다.

Glaucus-1은 Block-10에 대한 두 번째 시추이며, 첫 번째

Well이었던 Delphyne-1의 경우 상업화가 가능한 만큼의

Oil and Gas 매장량을 발견하지 못했다.

Block 10은 635,554 acres(2,572km2)에 이르는 지역으로

ExxonMobil E&P Cyprus(Offshore) Limited.가 해당 지역

의 Operator로 60%의 지분을 가지고 있다. 그리고 Qatar

Petroleum International Upstream O.P.C가 나머지 40%

의 지분을 보유하고 있다.

BP, 아제르바이잔 Offshore 탐사 계획

BP는 Azerbaijan에 향후 2년간 6개의 유정 개발을 계획중

이고 4개의 탐사 계약을 마쳤다고 BP의 Azerbaijan 지역 사

무소가 밝혔다.

Block D-230에 대한 기대가 크며 블록에 대한 성공적인 탐

사가 이루어진다면, BP는 Azeri-Chirag-Guneshli(ACG)

필드와 유사한 규모의 필드를 발견할 수 있을 것으로 기대하

고 있다.

Azerbaijan은 BP의 포트폴리오에서 매우 중요한 위치를 차

지하고 있으며 그 규모면에서는 브라질과 유사한 볼륨을 가

지고 있다고 한다.

ACG 블록의 Oil and Gas 필드 개발을 위한 새 계약은 Baku

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에서 2017년 9월 체결되었다. 새로운 개발권에 대한 지분 참여율을 다음과 같다. BP 30.37%, AzACG 25%, Chevron

9.57%, INPEX 9.31%, Statoil 7.27%, ExxonMobil 6.79%, TP 5.73%, ITOCHU 3.65%, ONGC Videsh Limited 2.31%

이다.

Total, 나이지리아 Preowei 프로젝트 Subsea Contractor 선정 고심

프랑스의 Total사는 나이지리아 Preowei 프로젝트에 대한 Subsea Contractor를 선정하는 데 고심하고 있다.

Preowei는 OML 130에 위치하고 있으며, Total의 Egina FPSO에 인접한 주요 Subsea Tie back으로 개발될 예정이다.

Total은 해당 Subsea Design에 대한 경쟁력을 높이기 위해 경쟁 입찰을 도입했으며, 입찰자들로 하여금 "많은 성과"를 가져

왔으나, 최종 결정을 앞두고 고심 중인 것으로 보인다.

이 최종 결전에는 McDermott-BHGE(Baker Hughes), Saipem-Aker, Subsea 7-OneSubsea 그리고 TechnipFMC가

참여하고 있다. 그리고 해당 지역의 Local Contents 요구 사항으로 인해 지역 업체의 참여도 필수적인 것으로 보인다.

Saipem과 TechnipFMC는 Total의 Egina 프로젝트의 Subsea Production system과 SURF를 공급하였기 때문에

Preowei 프로젝트에 다소 유리한 입장을 가지고 있는 것으로 보인다.

한 소식통에 따르면 TechnipFMC의 경우 이미 7대의 FMC Tree를 나이지리아 현지에 준비시켜 놓고 있기 때문에 단숨에 유

리한 고지를 차지했다고 한다.

만약 해당 Subsea Tree를 공급하는 경우, 거의 SURF를 공짜로 줘버릴 수 있기 때문에 다른 업체는 경쟁이 되지 않는다고

한다. 그러나 또 다른 소식통에 따르면 Total은 이러한 방식으로 진행되는 것을 원치 않으며 모든 입찰자가 서로 동일한 조건

하에 치열하게 경쟁하는 것을 원하고 있다고 한다.

아직 어떠한 공식적인 접촉도 없으나, 다음 달 경으로 각 업체에 대한 Pre-Qualification이 실시될 것으로 보인다.

Preowei에 대한 FID는 2019년 초에 이루어질 예정이었으나, 올해 말이나 2020년으로 연기된 상태이다.

2007년 Preowei 개발 계획의 초기 계획은 Egina 주변 25km 내의 30개 Development Well에 대한 Tie-back을 Egina

에 제공하는 것이었으나, Total이 약 40,000~50,000 bopd를 생산할 수 있는 7~8개 정도의 Well을 발견함에 따라, 작은 규

모의 Subsea Production System을 포함하는 것으로 변경되었다. 따라서 이번 Preowei 프로젝트의 낙찰자는 Egina에서

20km 남쪽의 Egina South Project에 들어갈 Integrated Subsea System도 공급하게 될 것이다.

OML 130에 대한 Total의 파트너는 중국의 CNOOC Ltd, NISAP(Nigerian Independent South Atlantic Petroleum) 그리

고 Petrobras이다. Petrobras는 현재 해당 지분을 모두 매각하기를 원하고 있다.

Balmoral, 새로운 해저 시험 센터 출범(애버딘)

해양 엔지니어링 전문가 BALMORAL은 애버딘에 2,000만 파운드의 해저 시험 센터를 출범시켰다. 찰스 왕세자는 작년 10

월에 애버딘에 공식적으로 새로운 BALMORAL 해저 시험 센터를 출범시키면서 100명이 넘는 사람들이 LOIRSTON에서

열리는 이 행사에 참석했다. 이는 2000만 파운드 상당의 테스트 센터가 처음 문을 열었기 때문이다. 2년 이내에 건설되었으

며 23기의 압력 탱크, 40톤 리프팅 크레인 및 맞춤식 원격 모니터링 소프트웨어가 포함되어 있다.

이 센터는 석유 및 가스 회사가 기술의 모든 범위를 테스트할 수 있게 해줄 것이며 특히 성장하는 심해 시장에 필수적인 압

력 밸브 및 기타 장비에 대해서 테스트를 용이하게 할 수 있게 되었으며 찰스 왕세자가 혁신의 "훌륭한 본보기"라고 묘사한


67

이 새로운 센터는 이제 해저 장비에 대한 독립적인 테스트

를 7,000msw(METERS OF SEAWATER)까지 제공할 수

있게 되었다. 회사의 엔지니어링 및 프로젝트 담당 이사인

Fraser Milne은 센터 구축의 어려움과 애버딘에 제공할 수

있는 가능성에 대해 아래 인터뷰와 같이 설명한다.

Molly Lempriere : 새로운 테스트 센터에는 어떤 종류의 시

설이 있습니까?

Fraser Milne : 새로운 테스트 센터에는 23개의 압력 탱크

가 있습니다. 그들은 약 5,000m로 내려가고, 우리는 더 작

은 탱크를 가지고 있습니다. 우리는 모든 깊이와 모든 크기

의 제품에 대해 다양한 압력 탱크를 보유하고 있습니다.

주로 성능 테스트를 수행합니다. 우리는 해저에 설치할 제품

을 가지고 많은 하도급업체를 만나게 됩니다. 그들은 제공할

서비스에서 볼 수 있는 것과 동일한 작동 압력을 가하고 제

품이 예상대로 작동하고 예상치 못한 누출이 발생하지 않는

지 확인하기를 원합니다.

그들 중 일부는 전기 제품이며, 전기 제품에 물이 들어가 제

품을 고장 나게 할 수 있는지 알고 싶어 합니다. 그래서 그들

은 바다에 들어가는 모든 제품을 처음으로 작동할 수 있게

하려고 합니다.

ML : 시험 센터의 일환으로 맞춤식 소프트웨어를 설계했습

니다. 설명 부탁드립니다.

FM : 우리가 테스트 센터에서 겪었던 이슈 중 하나는 모든

것을 추적할 수 있기를 원했기 때문입니다. 예전에는 모든

압력 탱크에 기록 장치가 없었으며 또한 모든 압력 탱크에

수동 기록 장치도 없었습니다. 그래서 우리가 결정한 것은

모든 오래된 기술에서 벗어나 압력 탱크를 모니터링하고 제

품의 압력, 온도, 시간을 모니터링할 수 있는 맞춤형 소프트

웨어를 제작하고자 하는 것입니다.

테스트 중에는 데이터 액세스 포털을 통해 전 세계 어디에서

나 기술을 모니터링할 수 있을 뿐 아니라 시설 내 디지털 화

면으로도 확인할 수 있습니다. 이를 통해 고객 제품의 압력

탱크 또는 당사 제품 중 하나라도 잘못될 경우 실시간으로

확인할 수 있습니다. 심지어 집에서 아이폰으로 압력 탱크에

서 무슨 일이 일어나고 있는지 모니터링할 수 있습니다.

주로 이 소프트웨어는 사물 인터넷(IoT)을 사용하지만 애버

딘 내의 소프트웨어 설계 회사인 CODIFY라는 현지 계약자

를 사용했습니다. 그것은 소프트웨어 설계에 대한 협력이었

고 실제로 탱크를 운영하는 모든 배경 제어를 수행하는 또

다른 회사가 있었습니다.

ML : 그것은 2년 이내에 지어졌는데, 이것은 매우 짧은 시

간처럼 보입니다. 건설을 둘러싼 특별한 어려움이 있었습니

까?

FM : 네, 몇 가지 큰 어려움이 있었습니다. 애버딘은 화강암

도시(GRANITE CITY)라고 불리는데 전체 도시가 화강암 위

에 지어졌기 때문입니다. 우리가 50m의 구멍을 땅에 뚫으

려 한다는 것은 화강암을 50m 뚫는다는 것과 같으므로 우

리는 화강암을 뚫고 압력 탱크를 넣을 수 있도록 상당한 양

의 폭발물을 사용해야 했습니다.

이러한 구멍을 뚫는 작업은 과거에도 가능했지만 필요한 제

어 기술은 없었습니다. 주목할 점은 우리가 이 센터를 다른

모든 공장들과 근접하여 건설했다는 것입니다. 따라서 다이

너마이트를 사용하여 구멍을 뚫어 버리는 것에 대해 이야기

할 때, 당신은 거친 폭발을 묘사할 수 있지만, 우리는 그들의

어떠한 인력 및 장비 손실 없이 그들의 건물과 가까운 거리

에서 작업을 정밀하고 통제를 매우 잘하면서 구멍을 뚫고 센

터를 건설할 수 있었습니다.

우리가 가진 또 다른 어려움 중 하나는 압력 탱크를 시설에

넣는 것이었습니다. 실제로 애버딘 항구로 가져오고 강을 건

널 압력 탱크의 큰 하중이 문제였습니다. 아주 흥미로웠습니

다. 애버딘의 강 너머에는 두 개의 다리가 있으며 하나는 새

로운 다리이고 하나는 300년이 된 다리입니다. 새로운 교량

은 하중을 견딜 수 없었기 때문에 압력 탱크가 오래된 교량

을 지나쳐야 했습니다.

우리는 결국 이동 및 리프팅 작업에 대한 운송 계약을

MEDIUM HEAVY LOGISTICS과 체결했으며 하룻밤 사이

에 작업이 이루어졌습니다. 그들은 어둠 속에서 탱크를 넣어

야 했습니다. 도심을 통해 꽤 많은 운전으로 도시를 통과할

수 있었습니다.

ML : 미래에 계획하고 있는 테스트에 대해 설명 부탁드립니

다.

FM : 미래를 위한 테스트 센터의 주요 목적은 우리가 고객

68

을 위해 테스트할 제어 패널, 제어 밸브, 압력 밸브로 석유 및

가스 산업을 지원하는 것입니다.

우리 스스로에게 우리 제품을 더 깊고 오래 테스트할 기회를

제공합니다. 과거에는 우리가 겪었던 문제 중 하나는 3~4개

의 제한된 압력 탱크로 제품을 3~5개월 동안 테스트하면 제

품 생산에 병목 현상이 발생하는 것입니다. 그러나 지금은

23개의 압력 탱크가 생겨서 제품 샘플을 용량에 영향을 주

지 않으면서 장기간 테스트할 수 있습니다.

석유 및 가스 산업은 전통적으로 약 2,000~3,000m에 이르

는 심해로 이동했습니다. 그러나 우리가 지금 보고 있는 것

은, 바다 아래 4,000m와 4km를 향한 진전이며 이는 아주

깊다는 것입니다. 그리고 이런 진전은 많은 발전을 가져왔습

니다.

우리의 전문성은 항상 심해였기 때문에 항상 우리 제품에 대

한 압력 탱크가 있어야 했습니다. 그러나 우리가 지금 하고

있는 것은 4,000m/5,000m 이상의 제품을 개발하는 것입

니다. 이 테스트 센터는 우리 제품을 위해 그렇게 할 수 있게

해 주며, 우리가 가진 것과 똑같은 도전을 하게 될 다른 사람

들을 도울 것입니다.

ML : 업계의 변화하는 특성을 고려할 때 센터의 수요가 어

떻게 변할 것이라고 기대하십니까?

FM : 석유와 가스에서 우리가 본 것은 제품이 처음 작동하

고 위험이 없음을 확인하는 데 집중되어 있다는 것입니다.

많은 사람들이 테스트 센터를 사용하는 것은 실제로 사용할

때 제품의 리스크 발생을 줄이기 위한 것입니다.

해체가 늘어나고 있지만, 폐기되는 제품은 25년이면 끝나기

때문에 시험 센터와의 관련이 적을 것입니다. 그러나 아직

이 기술에 관심이 있는 사람들이 있으며 우리는 해체와 관련

된 한 회사의 관심을 실제로 이끌어 냈습니다. 그들은 폐기

된 유전에 모니터링 시스템에 넣을 것이고, 우리의 압력 탱

크 중 하나에서 이 모니터링 시스템의 시운전을 해보게 될

것입니다. 그리고 수개월의 테스트를 거쳐 바다에 설치된다

면 실제로 작동할 것입니다.

또한 방위 산업의 방위 제품에도 많은 관심을 보이고 있습니

다. 우리는 최근에 ROV와 그와 유사한 제품을 테스트한 학

생들이 있었습니다.

ML : 애버딘과 스코틀랜드에서 센터가 경제적으로 얼마나

중요하다고 생각하십니까?

FM : 애버딘에 우수한 센터를 제공하기를 바랍니다. 이러한

시설들은 이전에 애버딘에서 사용할 수 없었습니다. 우리는

항상 제품을 테스트할 수 있는 시설을 갖추고 있었지만 제품

에 매우 제한적이었습니다. 우리가 하고자 하는 일은 테스

트를 원하는 다른 모든 사람들에게 개방하여 해당 제품을 전

세계로 발송하지 않도록 하는 것입니다.

휴스턴과 같은 곳에는 다른 시설이 있지만 제품을 확인하기

위해 애버딘에서 휴스턴까지 운송하고 싶지는 않습니다. 이

제 애버딘에서 제품을 확인하고 훨씬 빨리 제품을 제공할 수

있습니다.

또한 우리는 더 먼 곳에서 제품을 가져올 수 있기를 희망합

니다. 우리와 유사한 다른 시설이 전 세계에 있지만 그것들

은 규모가 훨씬 작거나 역량이 훨씬 적기 때문에 노르웨이나

다른 지역으로부터 고객들을 불러들일 수 있을 것입니다.

< BALMORAL의 SUBSEA TEST CENTER >


69

MaDermott, BP’s Tortue에서 계약 순항

MCDERMOTT INTERNATIONAL은 모리타니와 세네갈

의 BP GTA(GREATER TORTUE-AHMEYIM) 프로젝트 1

단계에 해저 하드웨어를 설치하기 위해 5억 달러와 7억 5

천만 달러 상당의 "실질적인" 계약을 체결했으며 BAKER

HUGHES는 해저 생산 시스템을 제공하기로 했다. 이 두 회

사는 이전에 프론트 엔드 엔지니어링 및 디자인(FEED) 작

업을 수행하면서 지난 12월에 승인을 받은 프로젝트의 턴키

계약을 할당받았으며, 공식상은 3월 초 두 계약자에 의해 확

인되었다.

MCDERMOTT은 2020년 후반부터 수행할 예정인 설치

작업을 위해 업그레이드된 파이프라인 선박인 아마존뿐

만 아니라 DLV 2000, NORTH OCEAN 102 및 기타 타

사 선박과 함께 해저 UMBILICAL, 라이저 및 플로우라인

의 엔지니어링, 조달, 건설 및 설치 작업을 수행할 것이다.

MCDERMOTT이 설계한 파이프라인 및 라이저 구조물은

인도네시아 바탐의 야드에서 조립될 것이다.

GE가 관리하는 BAKER HUGHES는 5개의 심해

HORIZONTAL XMAS TREE, 6개의 슬롯을 가진 해저 매니

폴드, PLEM(PIPELINE END MANIFOLD), 해저 배전 설

비, 3개의 해저 격리 밸브, DIVERLESS CONNECTIONS

및 해저 생산 제어 시스템을 공급할 것이다.

초기 단계에서 설치될 해저 기반 시설은 계획된 12개 생산

유전 중 4개를 TECHNIPFMC가 공급하는 부유식 생산, 저

장 및 하역 설비(FPSO)에 연결할 것이다.

GOLAR LNG는 최근 연안의 액화 설비로 사용하기 위해 개

조된 LNG 운반선인 GIMI와 함께 첫 단계를 위한 유동식 천

연가스 선박의 임대 계약을 체결했다.

프로젝트 운영자이자 BP와 파트너인 KOSMOS ENERGY

는 2022년 상반기에 가동할 예정인 두 서부 아프리카의 국

경을 끼고 있는 GTA 필드로부터 약 15조 입방 피트의 가스

를 개발하기 위해 170억 달러를 투자하는 것을 목표로 하

고 있다. BP는 한편 어떤 계약자가 AKER SOLUTIONS,

GENESIS OIL & GAS, KBR 및 WOOD와 함께 GTA의 다

음 단계에서 사전 FEED 작업을 수행할 것인지를 결정할 예

정이다.

< GREATER TORTUE AHMEYIM(GTA) LNG PROJECT >

Woodside, Subsea 7과 엔지니어링 연구를 위한 3건의 계약 체결

호주의 탐사 및 생산 회사인 WOODSIDE는 영국 기반 엔

지니어링, 건설 및 서비스 회사인 SUBSEA 7과 엔지니

어링 연구를 위한 3건의 계약을 체결했다. 이 계약에는

WOODSIDE를 위한 엔지니어링, 조달, 건설 및 설치(EPCI)

계약 옵션을 포함하고 있다.

엔지니어링 연구는 회사와 파트너가 세 가지 프로젝트

에서 최종 투자 결정(FID)을 하기 전에 WOODSIDE

의 제안된 개발에 대한 기술적 정의를 마무리할 필요

가 있다. WOODSIDE는 FID가 2019년 중반에서 2020

년 초 사이에 만들어지기를 기대한다. 세 가지 프로

젝트는 세네갈의 SNE FIELD DEVELOPMENT 1단

계 프로젝트이며 호주의 SCARBOROUGH 프로젝트

와 JULIMAR DEVELOPMENT의 2단계 프로젝트이다.

SNE DEEPWATER 유전은 세네갈 다카르에서 남쪽으로

100km 떨어진 곳에 위치하고 있다. WOODSIDE는 90km

이상의 단단한 파이프라인으로 23개의 유전을 시추할 계획

이다.

WOODSIDE는 MODEC INTERNATIONAL와 SNE 필드

의 부유식 생산, 저장 및 하역(FPSO) 설비를 개발하기 위한

70

프론트 엔드 엔지니어링 디자인(FEED) 계약을 체결했다.

SUBSEA 7의 아프리카 부사장인 GILLES LAFAYE는

"WOODSIDE가 SUBSEA INTEGRATION ALLIANCE

와 SNE FEED 계약을 체결한 것은 우리의 전문성을 나타내

고 있으며 이를 통해 WOODSIDE와의 관계를 더욱 강화할

수 있기를 기대합니다. 세네갈은 SUBSEA 7의 흥미진진한

새로운 시장이며 지역 석유 및 가스 산업을 지원하게 된 것

을 기쁘게 생각합니다. 우리는 이 프로젝트와 향후 개발에서

WOODSIDE와 장기적이고 상호 이익이 되는 파트너십을

구축하기를 기대합니다."라고 말했다.

SCARBOROUGH 필드는 호주 북서부 연안에서 약

380km 떨어져 있다. 이 필드의 모든 업무 범위에는 해저 파

이프라인, UMBILICAL, 유연한 라이저 및 관련 인프라에

대한 EPCI 계약이 포함된다.

JULIMAR 필드는 호주 북서부 연안 200km 지점에 위

치하고 있다. JULIMAR 프로젝트의 모든 작업 범위에는

UMBILICAL 시스템에 대한 EPCI 계약과 22km의 18인치

CRA(CORROSION RESISTANT ALLOY) 가스 전송 플로

우라인 계약이 포함된다.

SUBSEA 7 호주 및 뉴질랜드 부사장인 ANDY WOOLGAR

는 "이번 계약 체결은 WOODSIDE와의 관계와 호주 근해에

서 실행된 프로젝트의 성공적인 실적을 기반으로 합니다. 그

들은 FEED에서부터 실행에 이르기까지 통합 프로젝트를 수

행할 수 있는 엔지니어링 전문성, 우리의 사업 및 현지 인력

의 역량을 강조합니다."라고 말했다.

세 가지 프로젝트에 대한 해양 활동은 2021년에서 2023년

사이에 계획되어 있다.

Kawasaki, 새로운 자회사 Kawasaki Subsea 출범(애버딘)

KAWASAKI 중공업은 자율무인잠수정(AUV)의 생산, 판매

및 판매 후 서비스를 위해 스코틀랜드 애버딘에 새로운 자회

사인 KAWASAKI SUBSEA(UK)를 출범시켰다.

KAWASAKI는 해상 석유 및 가스전에서 파이프라인 유지

보수에 대한 수요가 증가함에 따라 로봇 팔과 함께 AUV를

개발해 왔다.

회계 연도 2020년에 출시 예정인 AUV는 해저 파이프라인

검사를 수행하는 데 사용될 것이다.

스코틀랜드 경제 장관인 DEREK MACKAY은 "애버딘에 사

무소를 설립한 KAWASAKI 중공업을 환영하게 되어 기쁩

니다. 스코틀랜드와 일본 사이에 많은 공동 해저 프로젝트가

있었고 KAWASAKI 중공업이 해저 업계에서 이 두 나라 관

계에서 주도적 역할을 할 것이라고 확신합니다"라고 말했다.

AUV의 출시 이전에 KAWASAKI는 애버딘에 전략적으로

위치한 KAWASAKI SUBSEA를 통해 시장 입지를 넓히고

비즈니스 네트워크를 구축할 것을 제안했다. 애버딘은 북해

석유 및 가스 사업의 허브로서의 역할을 하기 때문이다.

KAWASAKI는 AUV 시장의 성장을 기대하고 있으며 고품

질 제품 개발을 통해 이 분야의 사업 확장을 추진할 계획이

다. 회사는 또한 판매 후 서비스에 대한 고객 만족도를 향상

시키는 것을 목표로 한다.

또한 KAWASAKI는 운영 및 유지 보수 서비스 사업을 시작

하고 파이프라인 검사 이외의 분야에 AUV 구현을 확대할 계

획이다.

< Kawasai AUV >


71

Ashtead and 4Subsea, 센서 기술 공급을 위한 파트너십 체결

ASHTEAD와 4SUBSEA는 석유 및 가스 산업에 센서 기술

을 전 세계에 공급하기 위한 파트너십을 체결했다. 이 파트

너십으로 해저 자산의 수명을 보장하기 위한 센서 엔지니어

링 역량, 전문성 및 기술의 조합을 보여주게 될 것이다. 또한

운영 업체 및 선박 소유자가 해저 필드 운영과 관련된 위험

및 운영 비용을 절감하는 데 도움을 줄 것이다.

ASHTEAD TECHNOLOGY의 CEO인 ALLAN PIRIE는 "

우리의 고객들은 이제 해양 자산 모니터링 및 무결성 솔

루션 분야의 선도적인 혁신 업체에 다가갈 수 있습니다.

4SUBSEA의 자율 센서 기술 및 서비스를 기존 기능에 추가

한다면 포괄적인 모니터링 및 무결성 관리 서비스를 제공하

여 중요한 인프라의 성능 및 수명 연장을 지원할 수 있습니

다."라고 말했다.

전략적 제휴 조건에 따라 ASHTEAD는 검사, 유지 보

수 및 수리(IMR) 서비스를 개선하기 위해 자사의 포트폴

리오에 4SUBSEA의 자율적이고 개조 가능한 센서를 추

가할 예정이다. 또한 이 회사는 또한 해저 생산, WELL

INTERVENTION 및 시추 작업에서 4SUBSEA의 주요 전문

가를 이용할 수 있다.

반면에 4SUBSEA는 애버딘, 아부다비, 핼리팩스, 휴스턴

및 싱가포르의 시설을 포함하는 ASHTEAD의 판매 및 유통

네트워크를 활용하여 글로벌 센서 시장에서의 입지를 강화

할 것이다.

4SUBSEA의 CEO인 PETER JENKINS는 "우리는

ASHTEAD TECHNOLOGY와의 파트너십 구축에 대해 기

쁘게 생각합니다. 그들은 석유 및 가스 산업에 해양 장비 솔

루션을 제공하는 데 있어서 세계를 선도하는 위치에 있으며,

우리는 이 파트너십을 시장에 제품 공급을 강화하고 고객 성

공을 이끌기 위해 힘을 합치는 것으로 여기고 있습니다."라

고 말했다.

< 4SUBSEA SENSOR >

72

Kvaerner, Njord A 플랫폼 개조 작업 진행

Equinor의 Njord A semi Production Platform을 업그레이

드하는 프로젝트가 계획대로 순행 중이라고 Kvaerner가 밝

혔다. 이것은 북해 노르웨이 Njord 필드의 수명을 연장하기

위한 프로그램의 일부분이다.

플랫폼의 Drilling Derrick 및 Compensator 모듈을 재설치

하고 있다.

네 개의 Blister와 column Top extension이 생산되었고 선

행 설치되었다. 새롭게 건조된 deckbox와 mooring winch

house에 대한 선행 작업도 이루어졌다.

2020년에 개조 공사는 완료될 예정이며, 올봄부터 남아 있

는 업그레이드 작업을 위한 heavy lifting 작업이 이루어질

전망이다.

Kvaerner 또한 Johan Sverdrup에 대한 Utility 및 LQ

topside의 인도가 임박해있다. 동시에 이미 설치되어 있

는 Johan Sverdrup 필드의 플랫폼에 대한 Hook Up 및

Commissioning을 수행할 예정이다.

Kvaerner사의 진행 중인 공사인 러시아 Nord Stream 2 가

스 파이프라인 프로젝트의 Landfall, pig trap area는 2020

년까지 수행할 예정이다. 또 Husky Energy의 West White

Rose 필드의 Concrete Gravity Structure에 대한 Towing

및 설치 프로젝트는 2022년 봄까지 지속될 예정이다.

북해 Hewett 플랫폼, 가동 중단

영국 북해 남쪽의 Hewett Complex에 있는 6개의 플랫폼

중 하나가 생산을 중단했다고, 이탈리아 ENI가 밝혔다. ENI

는 해당 지역에 대한 Decommissioning 플랜을 가동할 예

정이다. ENI는 북해 남부의 Hewett 48/20B 플랫폼이 생산

을 지난주 생산을 중단했다고 발표했다.

플랫폼 제거 작업은 올해에 입찰 요청서를 배포할 예정이다.

플랫폼뿐만 아니라, 해당 Complex는 168km에 이르는 파

이프라인과 32개 플랫폼 well 및 8개의 Subsea well로 구

성되어 있다.

Petrobras, Espirito Santo의 decommissioning 입찰 시작

브라질의 PETROBRAS는 ESPIRITO SANTO BASIN의 천

해 CACAO 유전에서 3개의 월헤드(WELLHEAD) 플랫폼을

대상으로 해체 서비스를 계약하기 위한 수백만 달러의 입찰

을 시작했다.

충분한 정보를 얻은 소식통에 따르면, 오랫동안 기다려

온 이 입찰은 아마도 생산 주기의 끝이 보이는 수십 개의

PETROBRAS가 운영하는 성숙된 필드를 대상으로 한 브라

질 해역에서의 해체 작업에 대한 첫 번째 기회가 될 것이라

고 말했다.

업계 소식통은 PETROBRAS가 AKER SOLUTIONS,

GE가 관리하는 BAKER HUGHES, WOOD GROUP,

HEEREMA MARINE CONTRACTORS, AECOM 및

RAMBOLL과 같은 회사들에게 5월 6일에 상업 입찰

(COMMERCIAL BID)을 제안하도록 초청했다고 말했다.

PETROBRAS는 2년 계약에 이 지역의 바다거북이 번식기

로 인하여 10월~다음 해 2월 사이 해양 활동이 이루어질 수

없는 제약 때문에 추가로 2년 계약을 갱신할 계획이다.

소식통은 내년 CACAO에서 작업이 시작될 것으로 기대하고

이슈와 뉴스

해체/수리/개조


73

있다. 모든 해양 서비스는 2020년 9월까지 완료되어야 하며

모든 해체 활동이 성공적으로 수행되었다는 최종 보고서가

작성되어야 한다.

낙찰자는 기존 헬리데크를 이용한 플랫폼 접근 루트가 손상

되었기 때문에 CACAO 해체 작업을 지원하기 위한 모든 해

양 지원 선박과 어쩌면 숙박 설비 및 유지 보수 설비까지 용

선하는데 책임이 있다.

해안으로부터 6km 떨어진 13개의 유전, 3개의 파이프라인

(20m 미만의 수심)을 가진 3개의 웰헤드 플랫폼을 포함하는

CACAO 해체 프로젝트는 2010년에 필드가 폐쇄된 이후 느

린 속도로 움직이고 있다.

2016년 PETROBRAS는 브라질 회사인 CSE

MECANICA&INSTRUMENTACAO(현재 AKER

SOLUTIONS의 100% 자회사)와 플랫폼 트리오의 일부 탑

사이드(TOPSIDE) 모듈을 제거하기 위한 천만 헤알 짜리

(270만 달러) 계약을 맺었다.

2016년 9월 P-59 잭업 드릴링 장비를 사용하여 유전 폐쇄

활동을 완료했다.

PETROBRAS는 PCA-1, PCA-2 및 PCA-3 플랫폼을 모

두 필드에서 완전히 제거하기를 원하며 계약 업체는 해당

구조물 및 폐기된 물질의 목적지를 찾는 책임도 맡고 있다.

2016년 6월 PETROBRAS가 수행한 검사는 PCA-2 플랫

폼의 일부 영역에서 주로 하단 갑판 아래에서 심한 부식 상

태를 감지했다. 또한 조사 결과 파이프라인 부분의 금속 스

크랩과 해저에 떨어진 컨테이너 2개가 발견되었다.

CACAO는 1977년에 PETROBRAS에 의해 발견되었고 다

음 해에 가동했다. 1980년 초,이 필드의 생산량은 원유 하루

500 배럴, 천연가스 하루 천만 입방미터를 기록했지만 가동

중단 당시 단지 52bpd 정도만 생산했다.

향후 10년 동안 브라질에서 노화된 생산 시스템, 해저 인

프라 및 관련 자산의 해체가 급증할 것으로 예상되며, 조

사에 따르면 60개 이상의 플랫폼을 폐쇄하고 해양에서 제

거해야 한다는 요구가 나타나고 있다. CACAO 외에 현재

CAMPOS BASIN에 있는 6개의 해체 프로젝트가 규제 당

국에 의해 고려되고 있다.

여기에는 BICUDO, LINGUADO 및 PIRAUNA 필드의

P-7, P-12 및 P-15 반잠수식 생산 플랫폼, MARLIM

필드의 P-33 부유식 생산, 저장 및 하역 선박(FPSO) 및

ESPADARTE 필드의 CIDADE DO RIO DE JANEIRO

FPSO을 포함하고 있다.

PETROBRAS는 P-7, P-12 및 P-15는 스크랩으로 판매할

예정이지만 P-33은 새로운 개발 프로젝트에 사용할 것을

고려하고 있다. CIDADE DO RIO DE JANEIRO는 용선이

끝난 후 MODEC에 반환될 것이다.

한편 SERGIPE-ALAGOAS BASIN에서는 PIRANEMA

SPIRIT FPSO에 대한 계약이 곧 종료되지만 PETROBRAS

는 PIRANEMA 필드의 100% 지분을 매각하는 과정에 있

다. 또한 NORWEGIAN 신생 기업 DBO ENERGY는 자산

을 취득하는 선두 주자로 유력시되어 원통형 플로터의 해체

를 늦출 수 있다.

< P-59 잭업 설비 >

Modec, Eni Mexico project의 FPSO 개조 계약 체결

일본의 플로터 전문 기업인 MODEC은 COSCO SHIPPING

HEAVY INDUSTRY에 이탈리아 업체인 ENI의 20억 달러

규모의 멕시코 AMOCA-MIZTON-TECOALLI 프로젝트를

위한 부유식 생산, 저장 및 하역 선박(FPSO) 개조 작업에 대

한 하청 계약을 체결했다.

벨기에 선주 EURONAV로부터 MODEC이 최근 인수한

SUEZMAX 원유 운반선 FELICITY는 MODEC에서 FPSO

로 개조될 것이다. 선박은 2월 중순 싱가포르를 떠났고 그다

74

음 주 초에 상하이에 있는 COSCO 야드에 도착할 예정이다.

소식통은 FELICITY 개조 작업이 완료되는 데 15개월이 걸

릴 것이라고 전했다.

EURONAV가 MODEC에 2009년에 제작된 중량 157,667

톤급 유조선을 4천2백만 달러에 판매한 것으로 보고되었다.

이 선박은 2009년 한국의 삼성 중공업에 의해 건조되었다.

작년 11월, MODEC은 선체 및 해상 시스템뿐만 아니라 탑

사이드(TOPSIDE) 처리 장비를 포함하는 엔지니어링, 조

달, 제작, 인력 동원, 설치 및 운영 계약하에 FPSO를 공급

할 의도를 ENI로부터 확보했다. 플로터는 ENI가 초기에

AMOCA와 MIZTON 필드를 중심으로 한 개발을 계획하고

있는 천해 AREA 1에 설치될 것이며 TECOALLI는 나중에

연결될 예정이다.

MODEC은 5번의 1년 연장 옵션을 다루는 15년 용선 계약

을 맺고 있다.

일본 회사의 SOFEC 자회사는 FPSO의 분리형 타워 요크

계류 시스템을 설계 및 공급한다.

FPSO는 하루 90,000 배럴의 원유, 하루 7,500만 입방 피

트의 가스 및 120,000 bpd의 물을 처리할 수 있도록 설계되

었다. 그것은 90만 배럴의 원유를 저장할 수 있으며 2021초

가동을 시작할 예정이다. 생산량은 안정기에 90,000 bpd와

65 MMcfd로 예상된다.

AMOCA 필드에서의 작업으로 인해 COSCO의 FPSO 작업

목록이 증가했다. 중국에서 11개의 FPSO가 제작 또는 개조

되고 있는 가운데 4개가 COSCO에 수여되었으며 7곳의 시

설 중 대련, 상하이, QIDONG 및 ZHOUSHAN과 같이 4곳

에서 작업이 수행되었다. COSCO FPSO 신조 또는 개조의

대부분은 MODEC에 의해 수여되었으며 브라질에서의 운영

을 위한 선도적 계약자의 역할을 수행한다.

< SUEZMAX CRUDE CARRIER FELICITY >

Spirit, Morecambe Bay의 무인 플랫폼 한 쌍(DP3 & DP4) 해체 계획

SPIRIT ENERGY는 영국의 MORECAMBE BAY 가스전에

서 일반 무인 플랫폼 한 쌍을 해체시키려 한다.

전체 중량 22,000톤의 DP3 과 DP4 플랫폼은 수백만 파운

드의 해체 프로젝트에 따라 제거 및 재활용될 것이며 동 아

일랜드해의 필드에서 12개의 유전을 막고 폐쇄하는 작업도

수반하게 될 것이다.

MORECAMBE BAY에 있는 8개의 플랫폼 컴플렉스의 일

부인 이 두 시설은 필드가 성숙됨에 따라 불필요하게 되었으

며, 근처에 있는 SOUTH MORECAMBE 플랫폼에서 생산

된 매장량을 활용하고 있다.

1985년에 가동된 후 30년 이상 생산된 이 두 시설은 강철

및 기타 재활용될 물질 95% 이상과 함께 육지로 옮겨지기

전에 3년 동안 완전히 제거될 준비가 될 것이다.

SPIRIT ENERGY는 최종 계획이 승인을 받기 위해 영국의

사업, 에너지 및 산업 전략부에 제출되기 전에 해체 프로그

램에 대한 공개 협의를 시작했다.

이 활동은 SOUTH MORECAMBE의 주요 플랫폼에 연결

된 해저 기반 시설을 통해 가스를 생산하는 인근 BAINS 필

드에서 해체하는 것과 유사할 것이라고 말했다.

프로젝트 및 해체 담당 이사인 MARK FOTHERINGHAM

는 "MORECAMBE BAY의 필드는 영국의 백만 이상의 가


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정에 공급할 수 있는 충분한 가스를 생산하고 있으며, 앞으

로도 이 인프라를 안전하고 환경적으로 책임 있는 방식으로

제거하는 작업을 계속 수행할 것입니다."라고 말했다.

< DP3, DP4 해체 작업 >

JFO and First Subsea, 해체 프로젝트를 위한 새로운 기술 출시

JAMES FISHER OFFSHORE(JFO)와 FIRST SUBSEA

는 세계 석유 및 가스 산업의 해체 프로젝트를 위해 새로

운 CUT-AND-LIFT 제품 출시를 위한 파트너십을 맺

었다. 새로운 구성 ICLT(INTERNAL CUT AND LIFT

TECHNOLOGY) 시스템은 FIRST SUBSEA와 JFO 간의

협력 결과이다.

공동 작업의 일환으로, 회사들은 워터 제트 절삭 기술과

BALL AND TAPER INTERNAL LIFTING TOOLS(ILT)을

결합하여 해저 인프라의 복잡한 제거를 위한 새로운 솔루션

을 제공한다. BALLGRAB 그립 기술로 최적화된 커팅 및 리

프팅 툴의 조합인 ICLT는 은퇴한 해저 자산 및 튜블러에 빠

른 제거 메커니즘을 제공한다.

JFO 전무이사인 JACK DAVIDSON은 "우리는 이 기술을

우리의 해체 및 철거 능력에서 중요한 발전으로 보고 있으

며, 우리는 이 시장에서 세계 최대의 장비 및 서비스 제공 업

체로 빠르게 성장하고 있습니다. FIRST SUBSEA와의 이번

협력은 우리의 서비스를 강화하고 해상 풍력 및 운송을 포함

한 다른 산업 분야에 서비스할 수 있는 잠재력과 함께 복잡

한 석유 및 가스 시장에 새로운 혁신 기술을 도입하려는 우

리의 전략을 보여줍니다."라고 말했다.

ICLT는 해양 플랫폼 운영을 수행하는 데 필요한 계약자, 운

영 및 인력의 수를 간소화하는 간단한 솔루션을 제공한다.

올해 상용화되면서 이 기술은 은퇴한 자산을 해체시킬 준비

가 된 고객에게 HSE, 시간, 운영 및 비용 혜택을 제공할 것

이다.

FIRST SUBSEA의 영업 및 사업 개발 담당 이사인 GREG

CAMPBELL-SMITH는 "컨덕터, 라이저 및 파일 제거에

는 여러 분야의 계약 업체가 필요합니다. 그러나 JAMES

FISHER OFFSHORE와 팀을 이루면 고객에게 적은 운영으

로 CUT-AND-LIFT 해체 작업을 수행할 수 있는 단일 서비

스 제공 업체를 고객에게 제공할 수 있습니다."라고 말했다.

Decommissioning boom, OSVs에 P&A기회를 제공

번성하는 글로벌 해체 시장은 간소화된 폐쇄와 폐기 서비스

를 제공할 수 있는 이상적인 기회를 OSVs에 제공한다.

런던의 2019년 SUPPORT JOURNAL SUBSEA

CONFERENCE에서 연설한 해운 리서치 전문기관인

MSI(MARITIME STRATEGIES INTERNATIONAL)의 이

사인 GREGORY BROWN은 "해체 시장은 현재 현실 중 하

나이며 미래가 아니다."라고 말했다.

그는 "북해 문제뿐만 아니라 2018년에서 2029년 사이에

780억 달러의 가치를 가진 세계적인 이슈"라고 설명했다.

영국 시장이 이 기회(234억 달러)의 가장 큰 부분을 차지하

고 있는 반면, 기타 주요 분야에는 미국(117억 달러), 노르웨

이(86억 달러), 브라질(70억 달러), 앙골라(47억 달러) 나이

지리아(39억 달러), 태국(39억 달러), 네덜란드(31억 달러)

가 포함된다.

특히 영국 대륙붕(UKCS), 북해 및 미국 멕시코만을 살펴

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보면서 BROWN은 여러 가지 요인을 파악했다. UKCS에

는 310개의 가동이 중단된 해저 유전과 43개의 폐쇄 유전,

409개의 AB1 및 AB2 수준의 폐기 유전 그리고 240개의 개

빙 구역의 보류된 탐사 및 평가(E&A) 유전이 있으며 이는 시

추 중인 것보다 더 많은 유전이 폐쇄되고 있고 폐기되고 있

다는 의미이다.

영국의 시장 규모가 가장 큰 반면, BROWN은 2023

년 이후 노르웨이에도 기회가 올 것으로 예고했으며,

EQUINOR의 명성은 해체에 대한 일괄 계약의 가능성을

열어줄 것이라는 점에 주목했다. 네덜란드에서는 플랫폼

P&A(PLUG&ABANDON)가 시장을 장악할 가능성이 있지

만 E&A(EXPLORATION&APPRAISAL) 유전을 다룰 기회

는 여전히 남아 있다.

미국 멕시코만에서는 해체가 설치보다 더 큰 규모의 시장

으로 유지되고 있으며 이는 주로 천해에서 볼 수 있지만, 점

점 더 심해에 기회가 오고 있다는 사실이 분명해지고 있다.

BROWN은 해저 P&A가 이 시장에서 점점 견고하게 증가하

고 있지만 반면에 BROWNFIELD TIEBACK 작업으로 플랫

폼 수명이 연장되고 있다고 지적했다.

탑사이드(TOPSIDE)와 해저 기반 시설을 제거하는 것보다

유전 자체를 실제로 해체하는 것이 해체 프로젝트에서 가장

큰 비용을 차지하며 이는 예상 비용의 49%이다. BROWN

은 이런 점에서 OSV를 특히 가치 있다고 여겼다.

저류지에서 요구되는 1차 및 2차 장벽, 케이싱 스트링 제거

및 P&A 동안 북해에서 필요한 표면 폐쇄와 함께 저류지 폐

기, 중간 폐기 및 웰헤드(WELLHEAD) 캡핑은 이 여러 단계

의 프로세스를 구성하는 3가지 요소이다.

역사적으로 이러한 작업은 반잠수식 리그 설비에 의해 수행

되지만 2차 표면 플러그, 컨덕터의 오버 헤드 제거 및 케이

싱 스트링의 제거는 RISERLESS WELL-INTERVENTION

VESSELS(RWIV)에 의해 수행될 수 있다.

RWIV가 모든 작업에 적합하지는 않지만, Brown은 "일반적

으로 천해의 복잡성이 낮거나 중간 정도의 유전에 대해서는

RWIV를 사용하여 완전한 P&A가 가능합니다"라고 설명했

다.

< RISERLESS WELL INTERVENTION(RWIV) 선박 >


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DOF, Subsea 추가 계약 성사

DOF Subsea는 NMA(Norwegian Mapping Authority)

로부터 MAREANO 2019 프로그램의 Hydrographic

Services와 관련하여 수건의 계약을 수주받았다고 발표했

다.

DOF에 따르면 Specialized survey and IMR vessel인

Geograph가 해당 프로젝트에 투입될 예정이며, 늦은 가을

부터 프로그램이 시작될 것이라고 한다.

Skandi Singapore

MAREANO 프로그램은 해양 자원에 대한 정보를 수집하는

프로그램으로써, 노르웨이 연안과 Offshore 지역의 해저 지

형, 침전물 구성, 생물 종 다양성, 서식지, 바이오 자원뿐만

아니라, 오염 상태를 확인하는 프로그램이다.

DOF는 또한 아시아 태평양 지역에서 Skandi Singapore와

Skandi Hercules의 용선 계약을 체결했으며, 이로써 2019

년 1~2월 사이 NOK 1 billion(1억 천 5백 5십만불) 규모의

Order book을 갖게 되었다.

Aker BP, PSV(Platform Supply Vessel)에 대한 Frame Agreement 체결

Simon Møkster Shipping ASA, Eidesvik Offshore ASA,

Solstad Offshore ASA는 노르웨이 스타방가에서 Aker BP

사와 Frame Agreement를 맺었다. 이 FA는 3년 계약 기간

을 가지며, 2년간 2번에 걸친 Option을 포함하고 있다.

Aker BP사의 Harald Kongel 수석 부사장은 "우리는

Offshore 물류의 전체적인 공급 망을 포함한 좀 더 포괄적

인 구상으로 나아가기 위해 많은 공급 체인들과의 협력관

계를 지향하고 있으며, PSV 역시 이러한 관계 중의 필수적

인 부분이다. Aker BP는 NCS(Norwegian Continental

Shelf)내의 자산을 운용함에 있어 밸류체인의 최적화를 통

해 괄목할 만한 성장과 효율을 가져오려고 한다. 이 Frame

Agreement는 선택된 파트너와의 미래 전략적 파트너쉽을

향한 첫걸음이 될 것이다."라고 언급했다.

이슈와 뉴스

OSV 운영

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Subsea 7, UK 섹터에서 계약 건 확보

Normand Subsea. Photo: Subsea 7.

Subsea 7 S.A.는 BP Exploration과 BP의 북해 지역 포트폴리오인 West of Shetland와 Northern North Sea에 대한

Subsea Construction, Inspection, Repair and Maintenance (CIRM) 서비스의 공급 건을 수주했다고 발표했다.

Subsea 7의 사업 부문인 i-Tech Services는 Working Class ROV와 Observation Class ROV를 탑재한 Support Vessel

을 5년간 제공하게 된다. 해당 장비는 Inspection, Survey, Intervention, Construction, Emergency Response 서비스를

제공할 수 있다.

i-Tech Service사의 Support Vessel은 2019년 1월 Normand Subsea에 대한 Offshore Activity를 시작하였으며, 프로젝

트 매니지먼트와 엔지니어링은 영국 에버딘의 i-Tech Service에서 수행될 예정이다.

i-Tech Services의 수석 부사장인 Steve Wisely는 인터뷰에서 "우리는 20년 동안 BP와 북해 지역, 특히 환경여건이 열악

한 West of Shetland 지역에서 같이 일한 경험이 있다. 이번 계약 건은 기존 계약에 대한 갱신이며, 우리의 통합 서비스, 전

문적인 기술력과 증빙된 트랙 레코드가 안전하고 효율적이며 신뢰도 높은 작업성과를 가져왔음을 재확인하는 건이다." 고 밝

혔다.

Subsea 7, 호주 및 세네갈에서 Woodside와 3개의 FEED 계약 건을 체결

Subsea 7은 Woodside와 2018년 12월 이후 세 개의 계약을 체결했다고 발표했다. 각 계약은 Subsea FEED 계약이며 이

후 Woodside가 EPCI 계약으로 전환할 수 있는 옵션을 포함하고 있다.

계약 건들은 다음과 같다.

1. SNE Field Development-Phase 1, offshore Senegal (SNE)1

2. Scarborough Project, offshore Australia (Scarborough)

3. Julimar Development Phase 2, offshore Australia (Julimar)


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해당 계약의 주 내용은 Woodside 컨소시움의 FID(Final Investigation Decision) 이전 FEED Engineering에 대한 것이며,

FID는 2019년 중반에서 2020년 초까지 계획되어 있다. Subsea 7은 이미 FEED 계약 건을 Order backlog에 올려놓았으며,

전체적인 EPCI 계약 규모는 FID 이후에 확실해지겠지만, 세 프로젝트의 통합 가치는 약 7억 5천만 불에 이를 것으로 추정하

고 있다.

Julimar 필드는 호주 북서부 Offshore에서 200km 정도 떨어진 위치에 있으며, 옵션인 EPCIC 계약 내용은 길이 22km

에 이르는 18인치 CRA(Corrosion Resistant Alloy) 재질의 Gas Flowline 과 Umbilical system을 제공하는 것이다. 이미

Subsea 7은 해당 프로젝트에 Stand-alone SURF 공급 계약자이며, SURF 공급 건은 Subsea 7의 Perth 지사에서 주도하

고 있다.

Subsea 7 wins three contracts from Woodside in Senegal and Australia.

SNE과 Scarborogh Projects는 Subsea 7과 Schulumberger 산하 OneSubsea 간의 alliance인 Subsea Integration

Alliance에게 주어졌으며, SIA는 Subsea 7과 OneSubsea 간의 글로벌 얼라이언스로 Integrated SPS(Subsea Production

System)와 SURF(Subsea Umbilicals, Risers and Flowlines) 공급에 대한 프로젝트 협력팀이다.

SNE는 Senegal, Dakar offshore 남쪽 100km 지점에서 발견된 심해 유전으로써 제안된 개발 방향은 23개의 Well을

90km가 넘는 파이프라인으로 이루어져 있다. 해당 파이프라인들은 Subsea 7의 Swagelining 파이프라인과 BuBi 파이프

라인 기술이 사용될 예정이다.

Scarborough 필드는 호주 북서부 Offshore 380km 지점에 위치하고 있으며, 개발 제안에는 Subsea 파이프라인, Flexible

Risers, Umbilicals, 이들과 연계된 모든 인프라를 포함하는 Full Subsea Integration Scope를 가지고 있다.

이 프로젝트들은 Subsea 7의 Reeled Pipelay vessel과 Heavy Construction Vessel이 이용될 예정이며, 해당 캠페인은

2021~2023년에 실행될 예정이다.

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Pioneering Sprit 호, Nord Stream 2 작업 일시 중단하고 North Sea 투입

Allseas가 소유한 Heavy lift and Pipe lay Vessel인

Pioneering Sprit 호가 Nord Stream 2 작업에서 Demob되

어, (오래전부터 계획되었던) 북해 스웨덴 EEZ에서의 플랫

폼 Lift 작업에 투입될 것이라고 Nord Stream 2 AG가 밝혔

다.

Nord Stream 2 AG는 러시아 Gazprom의 자회사로서,

Nord Stream 2의 파이프라인 작업을 발틱해에서 수행하

기 위해 설립된 회사이다. 이 회사는 2017년 4월 Allseas와

의 장기 계약을 통해 Nord Stream 2의 작업을 Pioneering

Sprit 호를 이용하여 수행하고 있다.

Pioneering Sprit은 스웨덴 EEZ에서 약 한 달 후 발틱해

로 돌아와 Nord Stream2 Pipe line 작업을 재개할 것이

며, 2019년에 다시 Demob 상황이 있을 것이라고 Nord

Stream AB는 덧붙였다.

Nord Stream 2 AG의 수석 프로젝트 매니저인 Hennig

Kothe는 다음과 같이 말했다.

"우리는 매우 복잡하고, 비선형적인 스케줄을 Nord Stream

2 파이프라인 프로젝트에 적용하고 있다. 이는 환경 요구 조

건 및 동원되는 다양한 종류의 선박과 장비를 고려하여 작성

된 것으로, Pipelay 작업은 매우 신중하면서도 문제없이 계

획에 따라 진행되고 있고, 2019년말까지 이 Twin Pipeline

계획을 마무리 할 예정이다."

발틱해에서 해당 프로젝트를 위해 20개가 넘는 선박에

1,000 명이 넘는 인원이 현재 작업에 투입되어 있으며, 해저

면에 이미 800km 가 넘는 파이프라인이 깔린 상태라고 한

다. 그리고 관련한 독일, 핀란드, 스웨덴, 러시아의 인허가를

이미 획득한 상황이다.

Nord Stream 2는 유럽에 가스를 공급해온 Nord Stream

라인과 동일한 쌍둥이 48인치 파이프라인을 약 1,200km에

걸쳐 상페테스부르크의 남서쪽에서 독일 Greifswald 해안

까지 연결하는 작업이다. Nord Stream 2의 파이프라인은

향후 최소 50년간 러시아로부터 유럽으로 55 bcm/yr 규모

의 천연가스를 운반하게 될 예정이다. 이 프로젝트는 러시아

경제 제재와 맞물려 최근 유럽 의회와 미국 상원의 반발에

직면해 있다.

최근 유럽의회는 안보상의 이유로 Nord Stream 2 프로젝트

를 취소해야 한다는 의견을 안건으로 상정했다. 이 프로젝트

가 러시아에 대한 유럽의 에너지 의존도를 높여, EU의 에너

지 안보에 위협이 된다는 것이 주된 이유이다. 동일한 우려

를 불식시키기 위해, EU는 미국으로 부터의 LNG 수입 규모

를 늘릴 예정이다.

또한 미국의 상원의원 40명은 지난 12월 Nord Stream 2 파

이프라인 계획에 대한 철회를 요청하는 안건을 상정했으며,

이는 Kerch 해협과 Azov 해 에서의 러시아 군사 활동에 대

한 대응 차원이었다.

미국 상원의원인 Ron Johnson, Richard Durbin 및 동료들

은 발의 안에서 흑해에서의 모든 국가가 항해의 자유를 보장

받을 수 있는 즉각적 방안이 강구되어야 하며, 최근 Kerch

해협과 Azov 해에서 행해진 러시아의 도발적인 행동에 대한

제재조치로 Nord Stream 2 파이프라인 계획이 철회되어야

한다고 주장했다.

Pioneering Spirit in the Gulf of Finland. Source: Nord Stream 2


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Chet Morrison, Pipelay Barge 선박 및 Diving 장비 추가 매입

에너지 서비스 기업인 Chet Morrison Contractor는 두 대의 Pipelay / Constructions barge와 Saturation diving system

을 매입했으며, 이를 통해 Saturation Diving 역량 및 Pipe lay 역량을 두 배로 키웠다.

Morrison은 지난 주, LB super Chief와, DLB Subsea Vision을 인수했으며, LB Super Chief는 LxB = 265ft x 72 ft, ABS

선급의 Pipelay barge로 승선 인원은 93명이다. 100 kip 용량의 Pipe tensioner를 가지고 있으며 U.S 국적 선박이다.

DLB Subsea Vision은 LxB = 415 ft x 100 ft, ABS 선급, Pipe lay & Construction barge로 승선 인원은 140명이다. PDI

Large Diameter Pipe Lay시스템을 갖추고 있으며, 100 kip 용량의 Pipe tensioner, 그리고 300 ton crane과 moonpool을

가지고 있다.

Satruation Diving System은 12명 승선 인원에, ABS 선급, Portable IMCA Compliant Diving System을 갖추고 1,000 ft

까지 다이빙할 수 있는 능력을 갖추고 있다.

Morrison은 기존에 두 대의 Pipelay barge (CM-15, CM-9)을 가지고 있으며, 두 대의 6인승 Saturation Diving Systems

를 보유하고 있었다. Diving Systems 중 하나는 Portable type이고, 나머지 하나는 DSV Joanne Morrison 위에 탑재되어

있다. 해당 DSV은 240 ft Saturation Diving Vesel로 70ton Subsea Crane을 갖춘 GOM 지역에서는 동일 클래스에서 가

장 큰 DSV(Diving Support Vessel)이다.

Morrison의 Chet Morrison은 인터뷰에서 "이번 전략적 인수건이 성공한 것에 대해 매우 기쁘게 생각하며, 이로써 우리는 더

큰 사이즈의 파이프를 더 깊은 수심에서 작업할 수 있는 역량을 갖추게 되었다. 이를 통해 전 세계 고객들에게 폭넓은 서비스

를 제공함과 동시에 더 많은 수중 작업자와 다이버들을 고용할 수 있는 기회를 얻을 것으로 본다." 라고 소감을 밝혔다.

Source: Morrison

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Heerema, DNVGL로부터 Quad Lift 공법에 대한 Qualification Cert 발급

네덜란드의 Heerema Marine Contractors(HMC)는 동사의 QUAD Lift Method에 대해 DNVGL로부터 Technology

Qualification Certificate를 발급받았다.

DNVGL은 HMC가 정확하고 안전한 QUAD Lift의 준비와 수행이 가능함을 7점 만점에 6점을 주어 확인했다.

QUAD Lifting은 두 대의 Semi-Submersible Crane Vessel로부터 4대의 크레인을 운용하여 고중량 구조물을 한 번에 들

어 올리는 기술이다.

"지난해 Gulf of Mexico에서 Balder와 Thialf를 이용하여 성공적으로 QUAD Lift 공법을 수행해냈으며 이는 세계 최초인 동

시에 당사의 역량을 보여준 중요한 마일스톤이 될 것"이라고 Heerema는 밝혔다.

HMC는 Quad Lifting 설치 서비스를 소개하면서, 거대 중량 구조물인 topside나 Jacket 등을 통째로 설치하거나 제거할 수

있다는 점을 강조하여 소개하고 있다.

Thialf and Balder performing QUAD lift test; Source: Heerema


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아드리안해 이탈리아 가스 플랫폼, 크레인 전도 사고로 작업자 사망

ENI는 동 사의 메탄가스 추출 플랫폼(Babara F Platform)에

서 크레인이 전도되어 해상에 침몰하였으며 이 과정에서 작

업자가 사망한 것으로 확인했다.

또한 이 과정에서 크레인이 플랫폼 하부에 작업하던 작업선

을 충격하였으며 두 명의 선원이 부상당한 것으로 보고했다.

사고는 Ancona 항에서 32마일 떨어진 공해상에서 발생

하였고, 사고를 조사 중인 Italian Coast Guard의 Enrico

Moretti 중령은 TV 인터뷰에서 작업자가 크레인 캐빈에 있

었으며 7톤가량의 Canister를 탑재하는 작업을 하고 있었다

고 밝혔다. 사고 직후 이탈리아 공군 소속 헬리콥터 및 소방

청과 Coastguard 선박이 실종된 63세의 작업자를 수색하였

고, 현재 확인한 결과 해당 시신은 아직도 230피트 심해로

추락한 크레인 캐빈 안에 놓여있다고 한다.

ENI도 공식적으로 해당 시신이 Babara F Platform의 해저

면에 침몰한 크레인 캐빈에 갇혀있음을 확인했다. ENI는 현

재 사고 원인을 조사 중이며, 이탈리아 검찰 역시 사건 조사

에 착수했다.

스코틀랜드 정부, 헬리콥터 안전사고에 대한 영국 청문회 참석 요청 거절

스코틀랜드 정부는 북해 지역 헬리콥터 안전에 대한 영국 청

문회 참석 요청을 거절했다.

지난 10년간 총 33명의 Offshore 작업자가 헬리콥터 사고

로 사망했으며, 모두 특정 Super Puma 모델과 연관된 사고

들이었다. 현재 해당 모델은 더 이상 UK 섹터에서 사용하고

있지 않다.

RMT and Unite 노동조합은 스코틀랜드 노동당 Lewis

Macdonald 의원과 함께, 해당 사건을 입막음하기 위한 외

압이 있었는지를 조사하기 위한 영국 청문회에 스코틀랜드

정부도 참여하여 지원해줄 것을 요청해왔다.

이들의 주장에 따르면 연속된 이 사고들로 인해 Offshore 운

송 수단에 대한 심각한 불신과 작업 안전 확보에 문제가 있

었다고 한다.

항공 안전법(Aviation Safety)은 영국 정부의 관할에 있으며,

따라서 해당 소송은 웨스트민스터 영국 대법원에 소명되어

야 한다.

에너지부 장관 Paul Wheelhouse와 교통부 장관 Michael

Matheson은 Oil and Gas Authority(OGA)와 Civil

Aviation Authority(CAA)에서 각각 해당 이슈를 보고 받았

으며, 특히 Mr. WheelHouse에게 보낸 서신에서 Lewis

Macdonald는 현재 해당 기업이 원인 조사와 후속조치를 진

행하고 있으며, 추가적인 조사와 청문회는 더 이상 도움이

되지 않는다고 하면서 정부는 청문회 개최에 신중해야 한다

고 전했다고 한다.

그는 "총리가 해당 헬리콥터 안전사고에 대한 총체적인 청문

회 요구를 철회하지 않은 것에 대해 매우 유감"이라고 밝혔

다. "Offshore Co-ordinating Group은 그간 헬리콥터를 이

용한 Offshore 간 운송이 Offshore 작업자들의 안전에 대한

가장 큰 문제점임을 인지하고 있으며 수많은 작업자들이 다

같이 해당 문제를 야기해오는 상황이라면 스코틀랜드 정부

와 영국 정부 사이에서 논의되어야 할 문제이다. 그래서 스

코틀랜드 정부는 영국 정부의 헬리콥터 청문회 지원 요청을

기각해야 옳다."

Mr. Wheelhouse는 해당 서신에서 CAA의 역할을 강조하

면서, CAP 1145의 선 적용을 검토할 것이라고 했다. 이것

은 2013년 Shetland 해안에서 있었던 헬리콥터 추락 사고

에 대한 후속조치로 해상상황에 따른 헬리콥터 운항 요건을

이슈와 뉴스

사건/사고

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강화한 규제안이다.

또한 동 서신에서 Mr. Wheel house는 "스코틀랜드 정부는 헬리콥터 안전사고에 대하여 지속적인 관여를 하고 있으며, 산업

계에서는 이번 사고에 대한 여러 후속조치들이 이미 실행되고 있다. 이는 CAA를 비롯하여 Safety 그리고 Offshore Union

에도 단계적인 변화를 가져올 것이다. 따라서 이러한 후속조치의 결과가 나오기도 전에 더 이상의 조사나 청문회를 하는 것

은 바람직하지 않다"고 밝혔다.

2013년 해당 사고로 4명이 목숨을 잃은 후, 2016년 노르웨이 Turoy 섬 인근에서 또 다른 추락 사고로 13명의 목숨을 잃었

다. RMT 조합은 CAP 1145가 사태의 심각성을 제대로 인식하고 있는 것인지 의심스럽다고 한다.

RMT 대변인 Mick Cash는 "스코틀랜드 정부가 Offshore 헬리콥터 안전에 대해 직접 관여하려는 것은 환영할 만한 일이나,

북해지역 Oil and Gas 작업자들 전반에 퍼진 헬리콥터에 대한 불신을 완화하는 데는 큰 도움이 되지 못할 것이다. 결국 스코

틀랜드 정부는 Offshore 작업자들이 요청한 청문회 요청을 거절함으로써, 스스로 Oil and Gas 산업의 이익을 대변하는 위

치에 있음을 증명한 것이나 다름없으며, 이 캠페인이 계속되는 동안 Offshore 노동조합은 이것을 기억할 것이다."

Tommy Campbell 지역대변인은 "조합은 스코틀랜드 정부가 노동자들의 목소리를 경청하겠다고 하면서 헬리콥터 안전에

대한 한결 같은 작업자들의 요청을 거절한 것을 기억할 것이며, 스코틀랜드 정부는 헬리콥터 사고로 인해 친구와 가족을 잃

은 노동자들의 소망을 거절했다는 사실에 부끄러워해야 한다." 고 밝혔다.

Super Puma 사고 잔해 Norway, 2016.


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Seadrill사, Rig 화재로 인해 PSA의 조사 받아

West Phoenix Photo: Seadrill

Seadrill은 노르웨이 PSA로부터 West Phoenix, Semi-Submersible Rig 화재사고로 인해 PSA 규제 사항을 준수하고 있

었는지에 대한 조사를 받고 있다.

PSA는 지난 11월 리그의 Mud Laboratory에서 있었던 화재 사고에 대하여 조사 중이며, 해당 화재 사고로 인해 5일간 작업

이 정지된 바 있다.

해당 사고로 인한 인명 피해는 없었으나, 당시 117명이 리그 위에서 작업 중이었으며, 화재 장소에 인화성 물질이 있었기 때

문에 빠르게 진화되지 않았다면 큰 불로 번질 수 있었다는 것이 PSA의 잠정적인 조사 결과이다.

PSA는 해당 사고가 일상적으로 Drilling Fluid의 Water, Oil, Solids 의 레벨을 측정하는 전기 장비인 Retort와 연관된 사고

로 판단하고 있다. 화재는 Retort가 설치된 Fume Cabinet에서부터 시작되었으며, Retort에 잘못 연결된 Extension 배선이

기계적인 손상으로 인슐레이션이 파손되면서 합선과 전기 불꽃이 튀게 된 것으로 보고 있다.

당시 아무도 Laboratory 안에 없었으나, 다행히 화재 알람 정상적으로 작동하여 22분 만에 화재가 진화될 수 있었다.

PSA는 Extension Cable 연결방법, Retort 및 Fume cabinet 디자인 등에 있어서의 위반사항을 적발했으며, extension

cable에 대한 3rd Party 측정 장비나, 인화성 물질 저장 방법 그리고 retort 유지 보수에 대한 개선 사항을 찾아냈다.

Seadrill은 해당 지적 사항 및 위반사항에 대한 후속조치를 3월 29일까지 피드백해야 한다.

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Petrobras, P-58 플랫폼 원유 유출

Petrobras의 P-58 FPSO가 offloading 작업 중, hose의 파

손으로 인해 Campos Basin에 기름을 유출하는 사고가 발

생했다.

Petrobras는 2월 23일 해당 사고가 발생한 직후 이를 보

고 했으며, P-58 FPSO로부터 탱커사이의 hose가 파손되

어 약 188m3에 해당하는 기름이 유출되었다. 해당 P-58

FPSO는 안전하고, 기타 희생자나 재산상의 피해는 없었

다고 보고했다. P-58은 Campos Basin의 Parque Das

Baleias에 위치하고 있다.

Petrobras 관계자는 인터뷰에서 "기름 유출 지역에는 두 대

의 선박이 나가 유출된 기름을 회수하고 있으며, 초기 시

뮬레이션에 따르면 해당 유출 기름이 해안에 닿을 일은 없

는 것으로 보인다. 유출된 현장을 전문가들이 조사했으며,

Petrobras는 사고가 일어나자마자 관계당국에 즉각적인 보

고를 했다. 이번 사고에 대한 조사 위원회를 구성하여 사건

경위와 원인을 밝힐 예정이다." 라고 밝혔다.

P-58 FPSO는 180,000 bpd의 원유와 6 Mscf/d의 가스를

생산할 수 있는 용량을 가지고 있으며, 2014년 3월 첫 생산

을 시작했다.

네덜란드 DPP, Shell의 나이지리아 사업 부정부패 혐의 조사

네덜란드 DPP(Dutch Public Prosecutor's Office, 이하

검찰국)은 Royal Dutch Shell이 2011년 나이지리아 OPL

245 광구에 대한 분쟁을 조정하는 과정에서 직/간접적으로

범죄에 가담한 사실을 조사하는 과정이며 조사 결과가 임박

했다고 밝혔다.

이탈리아의 ENI와 Shell은 OPL 245 필드에 대한 채굴권을

약 13억불에 전직 석유장관 Mr. Dan Etete 소유의 Malabu

Oil and Gas Ltd로부터 양도 받았다.이 과정에서 석유 산업

역사상 가장 큰 부정 스캔들이 발생했다. 13억불 중 약 11억

불에 달하는 금액이 런던 소재 은행 계좌로 흘러 들어간 것

으로 보이며, 이 돈이 다시 Etete를 비롯한 나이지리아 정치

인들에게 흘러 들어간 것으로 보인다.

네덜란드 검찰청 대변인인 Valentine Hoen은 "진행 중인 조

사내용에 따르면 이 과정에서 기소 사유에 해당하는 범죄행

위가 있었던 것으로 검찰에서는 판단하고 있다."고 밝혔다.

Shell은 네덜란드 검찰로부터 이 사실을 통보받았으며, 자체

적인 조사가 마무리되면 Royal Dutch Shell Plc를 2011년

나이지리아 OPL 245광구에 대한 Dispute 합의 과정에 있

었던 부정부패 건으로 고소할 예정이라고 밝혔다.

Shell은 이미 동일 사건에 대하여 ENI와 함께 이탈리아에서

재판과정을 밟고 있다.

이탈리아 법정은 두 회사(ENI, Shell)가 OPL245에 대한 권

리를 양도받는 과정에서 뇌물을 제공한 혐의에 대해 조사하

고 있다. 지난 12월 이탈리아의 판사 Giusy Barbara는 ENI

와 Shell이 OPL 245에 대한 권리 획득을 위해 나이지리아

정치인들에게 뇌물을 제공했다는 것에 대해 정확히 인지하

고 있다는 결론을 내렸다.

이 판사는 지난 9월 OPL245에 대한 중계역할을 했던 나이

지리아인 Emeke Obi와 이탈리아인 Gianluca Di Nardo에

대한 4년 형을 확정하면서 판결문에서 다음과 같이 밝혔다.

"ENI와 Shell의 경영층은 … 지급된 10억불 중 일부가 OPL

계약 건에 관여한 나이지리아 공무원에게 돌아갈 것을 확실

히 인지하고 있었고, 그 공무원들은 먹잇감 주위를 돌고 있

는 굶주린 상어와 같았다. 이것은 단순한 방조가 아니라, 의

식적으로 나이지리아 정부에 위해를 가한 프로젝트에 가담

한 것이다.“

러시아, Equinor의 드릴링을 방해하기 위한 GPS 교란 신호 방출

1월 있었던 북해에서의 GPS 시그널 교란(Jamming)은,

Equinor의 Barents Sea 블록에서의 탐사 드릴링을 방해하

기 위한 목적일 수 있다는 노르웨이 경찰의 조사 결과가 나

왔다. 해당 블록은 영해 경계에 위치하고 있었다.

노르웨이 AftenPosten은 리포트에서 Finnmark의 북부지

역에서 6주가 넘도록 GPS에 대한 지상파 교란이 이어졌으

며, 이 교란 신호는 러시아 측 국경에서 보내졌다고 보도했

다.

이전 교란 신호가 국경 지역에서의 군사 활동에 따라 국경을


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넘어 전파되었던 것에 비하여, 이번 1월에는 해당 지역에 군

사 활동이 없었던 것으로 알려졌다.

노르웨이 경찰은 해당 교란 신호가 License 857광구에서

이루어지고 있는 Gjokassen의 드릴링 작업 및 관련된 헬리

콥터 운송을 방해하기 위한 목적으로 러시아에서 발신된 신

호일 수 있다는 추정을 하고 있다.

가장 최근의 GPS 교란 신호는 Finnmark 동부에 위치한

Kirkenes 공항의 북부 20마일 위치에서, 60마일에 걸쳐 고

도 3300~700피트 상공에 전개되었다. 이는 헬리콥터 서비

스 회사인 CHC Helicopter Service의 헬리콥터 조종사들이

가장 먼저 확인하였다고 한다.

헬리콥터의 안전 운행 및 조난 구조 활동에 GPS 신호를 사

용하고 있기 때문에 GPS 교란 신호는 해당 지역 작업의 안

전도를 급격히 떨어뜨리게 된다.

현재까지 노르웨이 정부는 GSP 교란 신호가 개인 항공 사업

자에 의한 리포트를 기준으로 하여 조사하고 있지만, 앞으로

는 영구적으로 Finnmark 지역의 GPS 교란 신호를 모니터

링 할 계획이라고 밝혔다.

나이지리아 정부의 과징금으로 인해 Shell Bonga 프로젝트 불투명

연방정부가 IOCs (International Oil Companies)에 대한 약

200억 달러 규모의 세금 체납액을 강제로 집행하기로 한 데

에 대하여, Shell Bonga Southwest 프로젝트에 대한 FID

를 2019년까지 연기하기로 했다.

Shell의 Upstream 분야 수장인 Andy Brown은 이러한 사

실을 런던의 International Petroleum Week Conference

에서 공개했다.

NNPC(Nigerian National Petroleum Corporation)는 지

난달 IOCs에 보낸 서한에서 이를 뛰어난 충성도와 Oil

and Gas 생산에 따른 세금이라고 칭하면서, 특별히 Shell,

Chevron, ExxonMobil, ENI, Total 그리고 Equinor는 각각

나이지리아 정부에 25억불에서 50억불 규모를 지불하라고

요구했다.

서부 아프리카 지역 국가에 가장 큰 투자자 중 하나인 Shell

은 이 과징금에 대해서 소송을 진행할 예정이며, Bonga

Southwest 프로젝트의 FID 이전에 이 문제를 풀어야 할 것

이라고 Brown은 밝혔다.

이 문제는 원래 PSC(Production Sharing Contract)의 원문

과 관련된 사항으로 나이지리아 법정에서 다투어야 할 문제

라고 밝히면서, Shell은 이 문제를 심각하게 받아들이고 있

으며 이러한 요구는 양측에 아무런 도움이 되지 않는 것이라

고 강조했다.

Shell의 Bonga SouthWest는 나이지리아의 가장 큰 오일

필드 중 하나로 180,000 bpd의 생산량을 추정하고 있는 필

드이다.

Shell은 해당 필드 개발 및 운영에 대하여 정부와 몇 가지 기

본적인 합의를 거쳤으나, 최종적인 FID는 연내에 이루어지

기 힘들 것으로 보인다. Brown은 "Bonga SouthWest의

FID는 아마 내년으로 미루어질지 모른다."고 밝혔다.

노르웨이의 Equinor역시 NNPC의 요구가 사실이라는 점을

확인하면서, "몇몇 Operator들이 나이지리아 정부 및 주 정

부로부터 유사한 요구를 받은 것으로 알고 있다."고 밝혔다.

이번 과징금은 연방 정부와 주 정부 간의 원유 생산 이익금

의 분배에 대한 분쟁이 조정되고 난 직후에 나왔다. IOCs은

이것이 연방정부가 지방정부에 수십억 불을 지급하기로 결

정한 직후 발생한 일이라고 정부 관계자의 말을 인용하여 확

인해주었다.

이 말에 따르면 연방정부는 단순히 IOCs의 돈을 지방정부에

게 분배하려고 했던 것으로 보인다. 이러한 연방정부의 과징

금은 나이지리아에 투자를 계획하고 있는 에너지 기업들에

게 새로운 도전이 되고 있다.

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Woodside, 호주 EPA 가이드라인을 강하게 비판

Woodside가 호주 EPA(Environmental Protection

Authority)의 Greenhouse Gas Emission Guidelines(온

실효과 배출 가스 저감대책)에 대하여 강하게 비판했다.

EPA는 온실효과를 일으키는 배출 가스 저감 노력의 일환으

로 연간 100,000톤 이상의 CO2 배출하는 경우 이를 친환경

프로젝트로 상쇄하도록 하는 권고안을 발표했다.

Woodside는 Karratha 와 Pluto LNG 플랜트를 운영하고

있으며, 프로젝트가 풀가동되는 경우 30만톤 이상의 CO2

배출이 예상되고 있다.

Woodside의 수석 부장인 Peter Coleman은, EPA가 산업

계로 직접적인 영향이 있는 정책을 결정하면서 공청을 하지

않았으며 매우 복잡하고 중요한 분야에 대해 영향을 끼치고

있다고 발언했다. 더불어 EPA의 가이드라인은 불명확하고

위협적인 태도로 그렇지 않아도 힘들어진 투자 결정에 찬물

을 끼얹고 있다고 강하게 비판했다.

Coleman은 EPA의 권고안으로 인해 전 세계 글로벌 LNG

마켓에서 Woodside Australia가 경쟁력을 잃게 되고 결국

많은 투자와 일자리를 잃게 되면 자국 내 LNG 공급에도 영

향을 줄 것이라며, 정부가 나서서 EPA의 권고안을 거부해야

한다고 주장했다.

Woodside는 최근 Browse와 Scarborough 가스 필드에 대

한 FID를 앞두고 있다.

Browse는 기존대로 16.9 mil TPA 규모의 Karratha 가스

플랜트를 추진할 것으로 보이며, Scarborough는 5 mil TPA

규모의 Pluto 가스 플랜트를 추진할 것으로 보인다.

Wood Mackenzie의 애널리스트인 David Low는 EPA가

Pluto expansion train과 같은 Onshore 프로세스 플랜트에

대한 관할권은 있으나, Browse와 Scarborough는 그러한

관할권 밖이라는 점을 강조했다.

북서부 대륙붕에 위치한 Browse는 CO2 배출량이 높은 프

로젝트임을 알고 있다. 이는 상대적으로 높은 CO2 함량을

가지고 있는 Browse의 생산 가스 성분비와 기존 NWS의

액화 플랜트에서 생산되는 CO2로 인한 것이다. Woodside

는 Browse로부터 발생하는 CO2를 어떻게 관리할 것인

가에 대하여 호주 정부와 협의를 할 필요가 있다. 국제적인

CO2 관리 기준에 미흡한 CO2 프로파일을 우려하는 파트

너들을 봤으며, 이는 프로젝트의 진행을 더디게 만들거나,

M&A로 이어질 수도 있다.

Scarborough 필드는 반면에 낮은 CO2 함유량을 가지고 있

으며 Browse 필드와는 다른 상황이다. 그러나 CO2 가스를

압축하고 430km 동떨어진 곳에 이송해야 하고 이런 과정이

CO2 배출량이 증가할 수 있다. 호주 정부는 이 프로젝트에

대하여 호의적이며, 따라서 EPA의 Recommendation이 전

체 공사 기간에 영향을 주지 않을 것으로 기대하고 있다.

EPA는 여태까지 가이드라인에 의한 지역 사회적, 경제적 영

향을 고려하지 않았으나, 지금의 접근 방법이 지역의 성장

산업에 영향을 주고, 또한 지역 투자 전망을 흐리게 하고 있

으며, 임박한 프로젝트마저 다른 주나 해외로 빠져나가게 하

고 있다.

WA(Western Australia)는 그간 안정적인 투자처로 각광을

받고 있었으나, EPA의 가이드라인이 투자자로 하여금 우려

섞인 목소리가 나오게 하고 있다.

또한 APPEA는 기후 변화에 대해 정부 차원의 시장 중심 접

근방식이 아닌 즉흥적으로 더해진 이번 EPA 조치를 지지하

지 않는다고 밝혔다.

또한 글로벌 스케일에서 본다면, Woodside의 LNG 수출이

북동아시아 지역의 청정에너지 확대에 기여하고 있다는 점

을 강조했다.

현재의 정부 추산대로라면 글로벌 스케일에서 호주의 LNG

수출은 적어도 연간 1억 3천만 톤의 온실가스 배출을 줄여

주고 있다.

APPEA는 EPA와 WA 주 정부는 호주 정부가 기후 변화 정

책에 대한 리뷰를 끝마칠 때까지 해당 가이드라인의 적용을

멈춰야 한다고 주장했다.

반면 EPA의 가이드라인은 Conservation Council of

WA (CCWA)와 같은 환경 보호 단체의 환영을 받고 있다.

CCWA에 이루어진 조사 발표에 따르면 주 정부의 가장 큰

오염 가스 배출원인 이들에 대한 규제를 가하게 되면 그 실

행을 위해 4,000여개의 새로운 일자리가 생겨날 것이라고

주장하고 있으며, 이를 통해 지역 경제의 다양성은 물론 환

경 보호와 종 다양성 보호에 도움이 된다고 주장하고 있다.

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<국내 단신>

나이지리아 12억달러 해양설비 수주에 총력전

글로벌 정유화학회사 Royal Dutch Shell은 2월 15일 나이지리아 정부와 함께 나이지리아 연안에 대규모 해상유전을 개발

하는 Bonga Southwest 프로젝트 입찰 초대장(ITT·Invitation to Tender)을 발송했다고 밝혔다. Bonga프로젝트는 10억달

러에 이르는 일감이다. Royal Dutch Shell은 이 프로젝트에 투입할 시추 부문과 부유식 원유 생산·저장·하역설비(FPSO),

Subsea 등을 발주하기 위해 6개 부문에 걸쳐 입찰을 진행한다. 조선업계는 나이지리아에 현지 법인을 둔 삼성중공업이 수

주전에서 이길 것으로 점치고 있다. 나이지리아 정부는 현지에서 조선 기자재를 일부 생산해야 한다고 규제하고 있다. 삼성

중공업은 2013년 6월 30억달러에 나이지리아 에지나(Egina) 프로젝트를 수주, 나이지리아회사와 지분을 투자해 합작 조선

소를 세우고 2016년 10월 완공했다.

호주 Barossa 해양플랜트 수주전 개막

삼성중공업이 수주를 노리고 있는 호주 Barossa FPSO(부유식 원유 생산·저장·하역설비) 수주전이 본격화했다. 노르웨이

해운매체 Upstream은 2월 21일 " Barossa 해양플랜트를 놓고 경쟁 중인 두 업체는 2분기까지 기술 및 상업적 입찰서를 제

출해야 한다"고 보도했다. 현재 일본 미쓰이해양개발(MODEC)과 삼성중공업-Technip FMC 컨소시엄이 Barossa 해양플

랜트 건조계약을 따내기 위해 경쟁을 벌이고 있다. 계약 규모는 15억 달러 수준으로 추정된다. 삼성중공업 컨소시엄과 미

쓰이해양개발은 지난해 6월 발주처인 미국 정유회사 코노코필립스(ConocoPhillips)와 기본설계(FEED)계약을 체결했으며

코노코필립스는 이 가운데 한 곳을 골라 설비 건조를 맡기게 된다. 미쓰이해양개발은 리스 방식, 삼성중공업 컨소시움은 턴

키 방식을 제안하고 있는 것으로 알려졌다. Barossa 해양플랜트는 호주 북부 다윈시 북서쪽의 해상 300㎞에 있는 Barossa

Caldita 가스전을 개발하기 위해 지어진다. 길이 350m, 너비 60m로 건조되며 설비의 톱사이드(상부구조)는 2만5천 톤~3

만5천 톤 규모다. 하루에 8억 입방 피트의 가스와 6천 배럴의 콘덴세이트(condensate)를 처리할 수 있다.

대우조선해양, Sonangol 드릴십 1척 인도

대우조선해양이 건조한 Sonangol 드릴십(원유·가스 시추선)이 마침내 옥포만을 떠난다. 프로젝트 발주 6년 만이다. 대우조

국내 해양플랜트 관련 소식

국내 단신

국가연구 및 지원과제 소개

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선해양은 이번 인도로 잔금 4600억원가량을 받게 돼 대규모 유동성을 확보하며 재무구조를 개선할 전망이다. 대우조선해양

은 3월 15일 앙골라 국영 석유회사인 Sonangol사가 발주한 드릴십 2척 중 1척(1호선)에 대한 인도 서명식을 가졌다. 앞서

대우조선해양은 2013년 Sonangol사로부터 드릴십 2척을 수주했으나 국제 유가 하락 등으로 선주 측이 인도 대금 마련에

어려움을 겪으면서 건조를 마치고도 인도가 계속 지연돼 왔다. 이후 유가가 회복되면서 인도 협상이 진전됐고, 지난해 12월

인도 일정을 확정한 바 있다.

트랜스가스 설계 LNG벙커링 바지선, 안정성 승인...2022년 운행

국내 액화천연가스(LNG) 관련 설계 회사 ‘트랜스가스솔루션’이 제작한 벙커링 바지선 ‘설계’가 한국선급(KR)의 승인을 받았

다. 이에 따라 이 선박은 2021년 상반기까지 건조와 시험, 취역을 마치고 2022년에 국내 연안에서 LNG로 운항하는 선박에

LNG를 공급할 것으로 예상된다. 이번에 인증을 받은 LNG벙커링 바지선(KOLT-05B)은 길이 48.5m에 저장용량 500㎥의

IMO Type-C 압력식 연료탱크, 트랜스가스솔루션이 개발한 중저압형 LNG 연료공급시스템(CRYOPac®-L)을 장착하고

있다. 200㎥/h급의 LNG를 LNG연료추진선박에 충전할 수 있도록 설계됐다. 이 바지선은 LNG를 벙커링 할 수 있는 벙커링

암(arm)을 갖추고 있고, 벙커링으로 생기는 증발 가스를 최적의 방안으로 처리할 수 있도록 구성됐다. 운영 시 필요한 전력을

가스엔진으로 생산, 공급함으로써 황산화물(SOx)과 질소산화물(NOx), 이산화탄소(CO2)를 기존 설비에 비해 각각 100%,

80%, 24% 이상 줄여 국제해사기구(IMO)의 대기오염물질 배출 규제기준을 모두 충족할 수 있다. 설계승인을 받음으로써

트랜스가스솔루션은 설계의 안전성을 공식으로 인정받았다는 평가를 받았고 이에 따라 건조에 착수할 수 있게 됐다.

한국전력, 국내 최초 ‘해상풍력 환경모니터링 시스템’ 개발

한국전력은 해상풍력단지 주변 환경변화를 관측하는 환경모니터링 시스템을 개발하고 지난 2월부터 서남해 해상풍력 실증

단지에 시범 적용했다. 한전 전력연구원이 개발한 환경모니터링 시스템은 레이더, 음향탐지기, 무인선박 등을 활용해 반경

약 4km 내 파도·조류·기상·수질 등 환경정보를 관측하고 관측정보를 풍력단지 운영에 활용하는 시스템이다. 수집된 관측정

보는 풍력발전기 수명과 관련된 중요한 데이터로, 이를 활용하면 해상풍력단지의 안정적이고 경제적인 운영이 가능하다. 지

금까지는 해상풍력단지의 관측업무를 직접 현장에서 사람이 수행했으나 관측업무의 무인화로 조사자의 안전성까지 확보될

것으로 기대된다.

포스코, 순수 국내기술 LNG 탱크용 신소재‘극저온용 고망간강’세계에 공급

포스코가 순수 국내 기술로 개발한 액화천연가스(LNG) 탱크용 신소재 ‘극저온용 고망간강’이 세계 시장에 본격 공급된다. 극

저온용 고망간강은 지난해 12월 영국 런던 국제해사기구(IMO) 본부에서 열린 ‘제100차 해사안전위원회’에서 국제기술표준

승인을 받았다. 2010년 개발에 착수해 2013년 세계 최초로 개발된 LNG 탱크 및 파이프용 신소재가 LNG선에 실제 적용될

수 있게 된 것이다. IMO 규격 등재는 승인이 4년마다 이뤄지는 데다 회원국들의 지지를 받아야 하는 관문이 존재하지만 수

년간에 걸친 실험과 연구로 적합성과 안전성에서 합격점을 받았다. 망간이 22.5∼25.5% 포함돼 영하 196도에서도 파손되

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지 않고 인장강도가 우수한 극저온용 고망간강은 포스코가 자랑하는 WTP(World Top Premium Product)의 대표 강종 중

하나다. 기존에 LNG 탱크용 소재로 주로 쓰이던 니켈합금강의 경우 일부 국가에서만 생산되는 니켈의 수급 상황에 따라 가

격 변동성이 컸다. 전문가들은 극저온용 고망간강 제품이 이 시장을 공략하면서 3년 뒤에는 연 1000억 원의 매출이 발생할

것으로 예상하고 있다.

울산시,‘해수전지’실용화 사업 본격화

울산시는 울산과기원, 한국동서발전과 컨소시엄을 구성해 ‘해수전지기반 에너지 독립형 어망용 GPS 부이’ 개발·보급에 나

선다. 해수전지 실용화 제품으로 처음 개발되는 어망용 부이에는 태양광, LED 조명, GPS, 온도센서 등이 적용된다. 부이 위

치 파악, 해수온도 자동 측정 등 사용 편의성이 향상돼 어민들의 어업활동에 도움이 될 것으로 기대된다. 이 사업은 산업통상

자원부가 주관하는 ’2019년 지역 에너지신산업 활성화 지원 사업’에 선정돼 국비, 시비, 민자를 포함해 총 14억5000만원이

투입된다. 이 사업 핵심기술인 해수전지는 바닷물에 포함된 나트륨을 이용해 전기를 저장하는 에너지 저장장치로, 울산과기

원이 세계 최초로 개발해 원천기술을 보유하고 있다. 특히 지난해 12월 동서발전이 준공한 10㎾h급 해수전지 에너지저장시

스템을 통해 시범운영을 성공적으로 마쳐 실용화 가능성도 입증된 상태다.

<국가 지원 및 연구사업 소개>

국가 지원과제의 홍보와 실질적인 지원이 가능할 수 있도록 정부 부처들에서 공고 중인 주요 국가 지원 과제 및 연구 사업을

소개합니다. 소개 기준은 해양플랜트 업계 지원 중심 과제로 월간정보지의 발간일 기준으로 현재 진행 중인 과제 중심으로

요약 게시 합니다.

구체적인 내용은 Site를 참조하시거나 진행 기관으로 문의하시길 바랍니다.

# 국가 지원 및 연구과제 기관 접수기간

1

사업명 2019년 조선해양분야(중견조선소, 수소선박) 신규사업 대상과제 통합공고

한국산업기술

평가관리원

수송플랜트팀/

053-718-8421

2019년

3월 11일(월)

~

2019년

3월 29일(금)

18:00까지

내용

· 중견조선소: 중형 선박의 제조혁신을 위한 엔지니어링 지원을 통해 주력

선종별로 전문화하여 설계능력 고도화 및 중견 조선소의 기술 경쟁력

강화

· 수소선박: 차세대 유망 산업인 친환경 수소선박 시장을 주도할 수 있는

수소연료전지 추진선박 기술 경쟁력 확보로 국내 조선해양·기자재 산업

진흥

Site

https://itech.keit.re.kr/index.do#detail|02010100|/bsnsancm/retrieveSprtBsns

AncmDetail.do|.sub_con|excrOrgnId=&bsnsTpSe=&searchAncmId=&orderByS

e=default&orderBySeSelIdx=&searchListRcveStat=&searchListRcveTpSe=&sear

chListPbofrTpSe=&bsnsYy=2019&searchKeyword=&pageIndex=1&ancmId=A0

0110&searchBsnsYy=2019&

92


2

사업명 조선기자재 국제인증 및 벤더등록 지원사업 지원기업 모집 공고

한국조선해양

기자재연구원/

052-280-9944

2019년 3월

4일(월) ~

2019년 3월

29일(금)

16:00 까지

내용조선해양기자재기업의 수출경쟁력 강화를 위한 국제규격대응 국제인증

획득 및 벤더등록을 위한 지원사업

Site

http://www.komeri.re.kr/smartcms/page/sub?amode=view&idx=1059&gongo

=y&cpage=1&gcode=1028&c=0606000000&gongo=y&cpage=1&gcode=1028

&c=0606000000

3

사업명 2019년 위기지역 중소기업 Scale-up R&D 지원사업 참여기업 모집공고

(재)경남

테크노파크

기업지원단/

055-259-3477

2019년 2월

27일(수) ~

2019년 3월

28일(목)까지

내용

중소벤처기업부와 (재)경남테크노파크는 위기지역 및 위기업종

중소기업의 기술역량 및 사업다각화를 위해 『2019년도 위기지역

중소기업 Scale-up R&D 지원사업』 시행계획 공고

Sitehttp://www.gntp.or.kr/frt/bizSupport/selectBizSupportDetaile.do?biznot

no=1699

4

사업명 2019년 산학연 Collabo R&D사업 시행계획 4차 수정공고

중소기업기술

정보진흥원

산학연

기술평가실 /

국번없이 1357

2019년 2월

15일(금) ~

2019년 3월

29일(금)까지

내용

산학연 협력R&D 활성화를 통한 중소기업의 일자리 창출과 혁신성장

촉진을 위하여 대학의 보유자원 또는 연구기관의 전문기술분야에 기반한

협력R&D를 지원 사업

Site

https://www.mss.go.kr/site/smba/ex/bbs/View.do?cbIdx=126&bcIdx=10107

49&parentSeq=1010749&searchRltnYn=A&pageIndex=1&mode=&pageSize=1

0&recordCountPerPage=10&sort=&regSdt=&regEdt=&tgtTypeCd=SUB_CONT

&caCdidx=&searchKey=&pageGo=1

5

사업명 [대구특구]연구소기업 성장지원(Track2) 사업연구개발

특구진흥재단

대구연구개발

특구본부/ 053-

592-8354

2019년

1월 31일(목)

~

2019년

4월 25일(목)

15:00까지

내용

기술공급자(공공연구기관)와 수요자(기업) 양방향 발굴체계를 구축

하고, 미래형자동차 분야 등 신산업 기획을 위한 BM 제작 등 기

술 마케팅을 통한 기술이전 도모

Sitehttps://pms.innopolis.or.kr/an/an_0101/02/

form.tab?TSK_PBNC_ID=2019-0064

6

사업명 2019년 한-러 국제공동기술개발사업 공고한국산업

기술진흥원

글로벌기획팀/

02-6009-3181

2019년 2월

25일(월) ~

2019년

5월 30일(목)

18:00까지

내용

산업기술의 개방·융합·글로벌화에 따라 국내 산·학·연들을 대상으로

러시아 R&D 파트너와 공동기술개발을 지원하는 「국제공동기술개발사업」

공고

Site http://www.k-pass.kr/notice/ancView.do?ancId=P0547&gubun=NEW

7

사업명 [전북] 연구소기업 성장지원(Track2)사업 연구개발

특구진흥재단

전북연구개발

특구본부

기술사업화팀/

063-905-9757

2019년 2월

18일(월) ~

2019년

5월 31일(금)

15:00까지

내용연구소기업의 국내외 시장확대, 제품 고도화 등 맞춤형 지원을 통한 기업

경쟁력 강화 및 매출 증대 도모



93



8

사업명 2019년 산업기술국제협력 국제공동기술개발사업 공고

한국산업

기술진흥원

국제협력단 /

02-6009-3182

2019년

1월24일

(목) ~

2019년

9월4일

(수)

18:00까지

내용

산업기술의 개방·융합·글로벌화에 따라 국내 산·학·연들을 대상으로 해외

우수 R&D 파트너와 공동기술개발을 지원하는 「국제공동기술개발사업」을

수행

Sitehttp://www.motie.go.kr/motie/ne/announce2/bbs/bbsView.do?bbs_seq_n=65

175&bbs_cd_n=6

9

사업명『2018년 조선기자재 및 전·후방 연관산업 공정혁신지원 및 스마트공장

확산사업』모집공고(재)전남

테크노파크

지역산업

육성실/ 061-

729-2819

2018년

12월

5일(수) ~

2019년

9월

30일(월)까지

내용

전남지역에 위치한 조선기자재 및 전·후방 연관산업의 중소·중견

기업을 대상으로 ICT기술을 접목한 공정혁신 지원 등을 통해 기업의

생산성경쟁력을 제고하고, 스마트공장 저변을 확대

Site

http://www.jntp.or.kr/home/menu/16.do?act=view&bizId=BIZ_000000000000

0466&searchBizSeArr=&searchBizYear=0&searchMode=&searchCondition=&se

archKeyword=&pageIndex=2

10

사업명 2019년 부산특구 시뮬레이션 지원 사업

부산연구개발

특구본부

기술사업화팀/

051-293-4875

2019년

2월 20일(수)

~

2019년

12월

31일(화)까지

내용사업화 기술에 대한 해석, 기술구현 검증지원 및 국내외 제품 시험 · 판매,

규격인증 획득지원



11

사업명 2019년도 울산 기술혁신형 중소기업 육성지원사업 공고 (재)울산테크

노파크 정책기

획단 과학기술

진흥실

/ 052-219-

8832

2019년 4월

3일(수) ~

2019년 4월

12일(금)

16:00 까지

내용

- (성장형 도전 R&D) 지역 내 사업자로서 주도적으로 정부

R&D 수행한 경험이 부족한 기업을 대상으로 R&D 지원

- (밀착형 협력 R&D) 지역 외 사업자로서 역내로 이전을 희망하는

중소기업을 대상으로 R&D 지원

Site http://platform.utp.or.kr/com/biz_gonggo_detail.php

12

사업명2019 경북 유망 중소벤처기업 『이스라엘 요즈마 엑셀러레이팅 프로그램

』참여기업 모집(재)경북

테크노파크

기술인력

양성팀/ 053-

819-3068

2019년 3월

11일(월) ~

2019년 3월

29일(금)

16:00 까지

내용선정기업에 대해 이스라엘 요즈마 그룹이 보유한 「글로벌 기업 성장

프로그램」 참여를 통한 기업지원 서비스 제공

Site http://www.gbtp.or.kr/board/writeboard_view.do#

13

사업명 2019년 기술수요 기반 신사업 창출 지원사업 신규과제 공고

한국산업

기술진흥원

사업화기반팀/

02-6009-4324

2019년

3월 25일(월)

9:00 ~

2019년

4월

8일(월)

18:00까지

내용

기술사업화 전담조직(TLO)이 주도하여 대형 기술이전·사업화

성과를 달성할 수 있는 프로젝트 기반 기술사업화 지원

- 연구실 기술이전에서 탈피해 ①전략적 기술이전, ②창업기업지원,

③신수종 발굴을 위한 TLO의 적극적인 전략활동 지원

Site http://www.kiat.or.kr/site/contents/inform/index2_read.jsp

94


14

사업명 2019년 『이달의 산업기술상』 시상계획 공고

한국산업기술

평가관리원

성과확산팀

‘이달의 산업

기술상’ 담당

자 /

042-712-9230

상시접수

(33차

~2019년

4월

19일(금)까지,

(34차

~2019년

8월

19일(월)까지)

내용

○ 신기술 부문 : 산업부 R&D를 통해 개발된 세계 최초·최고 수준의 우수

기술(기술개발의 직접적 공로가 있는 연구자 시상)

* 신청일 기준 6개월 이내 최종평가에서 ‘혁신성과’, ‘보통’,

‘조기종료(혁신성과, 보통) 판정을 받은 기술 또는 과제 진행 중이라도

탁월한 성과를 도출한 기술

○ 사업화기술 부문 : 산업부 R&D를 통해 개발된 기술로, 매출·수출 신장,

고용 확대 등의 사업화 성과 도출에 크게 기여한 기술(중소·중견기업

CEO 시상)

* 신청일 기준 5년 이내 종료된 과제 중, 최종평가에서 ‘혁신성과(우수)’,

‘보통’ 판정을 받은 기술(중간평가시 ‘조기종료(혁신성과, 보통)’ 판정을

받은 기술 포함)

Site http://www.kiat.or.kr/site/contents/inform/index2_read.jsp

95


해외에서 발행되는 해외시장 분석보고서의 자료를 크게 에너지 분야 Oil & Gas 분야와 신재생에너지 분야(Renewable

Energy)로 구분하여 격주 단위로 소개합니다. 주요 시장보고서 조사업체로는 Clarkson & Platou, Douglas Westwood,

Vision Gain, Infield, Insight, Market & Markets, Frost & Sullivan, BMI Research, TechSci, Aruvian’s Research등이 있

습니다.

◈ 에너지 분야 : 석유 & 가스(Oil & Gas)

No. 보고서 제목 및 내용 출판기관 가격

1

보고서 명세계의 유전 서비스 시장 예측

(World Drilling & Well Services Market Forecast 2019-2023, Q1)

Douglas-

Westwood

3,950

GBP간략 설명

• 세계의 유전 서비스(Oilfield Services) 시장에 대해 조사 분석했으며, 각

종 서비스에 관한 지출 실적, 현황, 향후 전망 등의 정보 제공.

• 2018년 말부터 2019년 초반까지 유가 변동이 거듭되면서 2018년 최

고치보다 낮은 가격을 보였다. 그럼에도 불구하고 운영자의 보다 엄격한

비용 통제와 공급 비용을 낮춤으로서 프로젝트 허가는 지속될 것이고 향

후 5년 동안 연평균 6%의 성장이 예상됨.

Link Site :https://www.westwoodenergy.com/product/world-drilling-well-services-

market-forecast-2019-2023-q1/

월별 발행된 해외시장 분석보고서

96



2

보고서 명

세계의 멜라루카 오일 시장 : 성장 동향과 경쟁 분석

(Global Melaleuca Oil Industry Research Report, Growth Trends and

Competitive Analysis 2019-2025)

QY

Research

3,900

USD

(single-

user

PDF)

간략 설명

• 세계의 멜라루카 오일(Melaleuca Oil) 시장을 조사했으며, 시장 및 제품

개요, 생산능력·생산량·생산액·가격 등의 추이와 예측, 종류·용도·지역별

내역, 생산·판매 등의 동향, 시장 성장 영향요인 분석, 경쟁 환경과 시장

점유율, 주요 생산업체 개요 등의 정보 제공

Link Site :https://www.researchmoz.us/global-melaleuca-oil-market-insights-

forecast-to-2025-report.html

3

보고서 명

세계의 석유 및 가스 산업 분산 제어 시스템(DCS) 시장(2019-2023년)

(Global Distributed Control Systems (DCS) Market in the Oil and

Gas Industry 2019-2023)

Vision Gain2,999

GBP간략 설명

• 세계의 석유 및 가스 산업 분산 제어 시스템(DCS: Distributed Control

Systems) 시장에 대해 조사 분석했으며, 시장 규모와 성장률, 시장 동

향, 시장 성장 촉진요인·과제, 시장 기회, 주요 벤더 등에 대한 체계적인

정보 제공

Link Site :https://www.technavio.com/report/global-distributed-control-systems-dcs-

market-in-the-oil-and-gas-industry-industry-analysis

97




4

보고서 명중국의 석유 및 가스 산업(분기별 갱신 보고서)

(China Oil & Gas Q2 2019)

Fitch

Solutions,

Inc.

1,415

USD

(single-

Licence)

간략 설명

• 중국의 석유 및 천연가스 산업 구조와 최신 동향에 대해 분석하고, 향후

10년간 매장량·생산량·소비량·무역량 동향, 업계가 해결해야 할 과제,

향후의 매출 기회 평가, 주요 기업 개요, 정부 정책과 규제, 지역내 전체

산업 동향 등의 정보 제공

Link Site : https://store.fitchsolutions.com/china-oil-gas-report

98



5

보고서 명

세계의 오프쇼어 석유 및 가스 시설 해체 시장(2019-2029년)

(Offshore Oil & Gas Decommissioning Market Report Forecasts

2019-2029: Capex Forecasts & Analysis by Type, including

Forecasts by Major Regions and Countries, plus Profiles of Leading

Companies in the Oil & Gas Decommissioning Market)

Visiongain

Ltd

2,699

GBP

(single-

Licence)간략 설명

• 세계의 오프쇼어 석유 및 가스 시설 해체 시장에 대해 조사분석했으며,

시장 개요, 시장 역학, 세계의 규제, 시장 예측, 지역별 예측, 주요 기업

등에 관한 정보 제공

•

Link Site :https://www.visiongain.com/report/offshore-oil-gas-decommissioning-

market-report-forecasts-2019-2029/

99




6

보고서 명세계의 유전 설비 시장 예측

(World Oilfield Equipment Market Forecast 2018-2022 Q4)

Douglas-

Westwood

3,850

GBP

(single-

Licence)

간략 설명

• 세계의 유전 설비(Oilfield Equipment) 시장 현황과 전망에 대해 조사

분석했으며, 유전 설비 지출 데이터, 세계 시장, 지역 시장 및 설비 구분

별 분석 등의 정보 제공.

Link Site :https://www.westwoodenergy.com/product/world-oilfield-equipment-

market-forecast-2018-2022-q4/

7

보고서 명업스트림 석유 및 가스 스타트업 추적 조사(제7판)

(Upstream Oil & Gas Start-Up Tracker-Issue 7)

Frost &

Sullivan

1,500

USD간략 설명

• 업스트림 석유 및 가스 산업의 스타트업 데이터베이스를 제공하고, 기업

개요, 애널리스트의 견해 및 전체적인 스코어 등을 정리

Link Site : https://store.frost.com/upstream-oil-gas-start-up-tracker-issue-7.html?

100



8

보고서 명 글로벌 주거용 가스 발전기 시장(2019-2023)

(Global Residential Gas Generator Market 2019-2023)

TechNavio

2,500

USD

(1-User

PDF)

간략 설명

• 에너지 시장으로의 세계 매립형 가스 비용은 2018년에 자본 지출과 운

영비용을 모두 포함하여 총 35억 5천만 달러에 이를 것으로 예측

• 2019년~2023년 동안 전세계 주거용 가스 발전기 시장 규모는 7억

8227만 달러 증가할 것이며 APAC, 유럽, MEA, 북미 및 남미 전역의

시장 전망에 대한 심층적인 통찰력을 바탕으로 정보를 제공함. 시장 경

쟁 구도 분석과 Briggs & Stratton Corporation, Caterpillar, Cummins

Inc., Generac Power Systems, and Kohler Co.를 포함한 여러 회사

에 대한 정보를 제공

Link Site :https://www.technavio.com/report/global-residential-gas-generator-

market-industry-analysis

101


◈ 에너지 분야 : 재생에너지(Renewable)


1

보고서 명세계의 지역 에너지 관리 시스템(CEMS) 시장(2018-2022년)

(Global CEMS Market 2018-2022)

TechNavio

(Infiniti

Research

Ltd.)

2,500

USD

(Single

User

License)

간략 설명

• 세계의 CEMS(지역 에너지 관리 시스템) 시장을 조사했으며, 시장 개요,

최종사용자·지역별 시장 규모의 추이와 예측, 시장 성장요인 및 과제 분

석, 시장 기회, 경쟁 구도, 주요 기업 개요 등의 정보 제공

Link Site :https://www.technavio.com/report/global-cems-market-analysis-

share-2018

2

보고서 명세계의 이산화탄소 포집 및 저장(CCS) 설비 시장(2018년)

(Global Carbon Capture and Storage Sales Market Report 2018)

QY

Research

4,000

USD

(Single

User

License)

간략 설명

• 세계의 이산화탄소 포집 및 저장(CCS: Carbon Capture and Storage)

설비 시장을 조사 분석했으며, 시장 현황 분석 및 향후 예측, 종류별·용

도/최종 사용자별·지역별 시장 분석과 예측, 세계 주요 기업 개요 등의

정보 제공

Link Site :https://www.qyresearch.com/index/detail/131290/global-carbon-capture-

and-storage-sales-market

102

팀마린컨설팅 심윤국 대표

[email protected]

LNG Spot 가격 추이

Spot 가격 추이

LNG spot 및 천연가스 가격 (U$/MMBtu)

FE Asia

(Spot LNG Price)

NBP

(Natural Gas Price)

HHP

(Natural Gas Price)

Feb 24 6.20 5.85 - 5.90 2.65 - 2.70

Mar 03 6.00 5.70 - 5.75 2.80 - 2.85

10 5.70 5.45 - 5.50 2.85 - 2.90

17 5.45 5.05 - 5.10 2.85 - 2.90

LNG 시황 및 시장 분석

103


시 황

3월 중반 아시아 spot LNG 4월물 가격은 연속 12주째 하락하면서 $5.45/MMBtu를 기록하였고, 이는 2016년 7월 초순

이후 최저 가격이며 또한 3월 중순에 형성된 가격으로는 2016년 이후 최저 수준이다. 5월물 가격 또한 이와 거의 비슷한

$5.50/MMBtu 수준이지만, 그간의 하락세가 반전될 수 있는 가능성을 보여줌으로써 나름대로 의미 있는 변동이라 할 수 있

다.

한편 동남아 및 서남아의 LNG 시장은 이러한 낮은 가격에 의해 확대되고 있으므로, 낮은 가격이 장기적으로 LNG 산업 발전

에 긍정적으로 작용하고 있다는 의견도 있다.

중국에서는 음력 설 이후 산업부문에서의 수요 증가로 재고가 약간 줄었다고 하나, 일본과 우리나라는 여전히 많다. 3월 들

어 동북아에서는 spot 거래가 거의 일어나지 않았지만 많은 화물이 인도되었는데 모두 장기계약 화물이거나 전에 거래된 화

물들이라고 한다. 3월 첫 8일간 18개 화물이 중국에 인도되었고 이는 2월 같은 기간 대비 8개가 많은 것이나, 일본과 우리나

라는 전 달과 거의 변동이 없다.

최근에는 유럽, 인도 및 남미가 LNG 공급업체들의 주요 시장이 되었다. 3월 들어 미국 LNG 수출이 늘어나고 있으며 유럽이

더 많은 미국 물량을 수입할 것 같다. LNG trader들에 의하면, 3월 하순 인도 기준으로 유럽에 내놓는 미국 물량이 많은데 상

당히 discount된 가격이라고 한다.

유럽도 아시아와 마찬가지로 수요보다 공급이 더 많은 상황이다. 네덜란드와 영국의 4월 가스 가격이 약 30cents 떨어진

low $5/MMBtu 수준이고 이는 Refinitiv Eikon 자료에 의하면 2017년 8월 이후 최저 수준이다.

그간의 낮은 가격으로 가장 혜택을 입은 곳은 인도라 할 수 있다. 인도는 TTF 수준을 지향하고 있다고 하며, LNG 가격이

싸고 수입할 저장용량이 아직 많이 남아 있기 때문에 계속 구매하고 있다. 인도의 구매 활동은 최근 크게 증가했는데, 예를

들어 Reliance Industries는 금년 4월~ 내년 3월간 인도 조건의 12개 화물 구매 입찰을 실시했고, Emirates National Oil

Company는 4월~7월간 인도될 4개 화물을 샀다고 전해진다. 또한 GSPC나 Torrent Power도 이달 초 spot 화물을 구매했

다.

남미에서는, 아르헨티나의 IEASA가 금년 들어 2번째 구매 입찰을 실시하여 5월~9월 인도 기준 14개 화물을 찾고 있다. 첫

번째 입찰에서는 9개 화물에 대해 BP, Cheniere 및 Trafigura가 낙찰되었다고 한다.

금년 들어서는 LNG plants 중 사고나 정기 보수 등으로 가동 중단된 것들이 있어도 이로 인해서 가격이 상승하지 않는 것을

보면 공급 과잉 상태임이 확실하다고 할 수 있다. Qatar Ⅲ project의 train 6가 지난 2주간 정기 보수로 인해 가동 중단되었

지만 수출에는 전혀 영향을 끼치지 않았다고 한다. 또한 거친 해상 상태로 금주 Norway Honningsvag에서의 Yamal LNG

환적 작업 지체나, Nigeria의 oil pipeline 폭발 사고에 의한 Bonny LNG 터미널의 LNG 수출 작업 차질도 LNG 가격에는 전

혀 영향을 주지 않았다.

104

LNG 시장 상황

① CERAWeek : LNG 생산업체의 중국 수요증

가에 따른 과도한 의존 탈피 필요성 제기

지난 3월 중순 미국 Houston에서 열린 CERAWeek 에너지

conference에서 Woodside Petroleum의 Peter Coleman

CEO를 포함한 여러 에너지 전문가들은 LNG 생산업체들에

게, 지난 2년간 중국이 보여준 강한 수요 증가에 너무 의존

하지 말 것과 시장을 넓히고 새로운 수요를 창출하는 데에

노력을 기울일 것을 주문했다.

이러한 경고는 최근의 아시아 spot LNG 가격 하락에 의해

더욱 힘을 얻었다. LNG 가격은 풍부한 공급에 의해 이 시기

에 형성된 가격으로는 2016년 이후 최저로 떨어졌다.

중국은 일본에 이어 세계 2위 LNG 수입국이 되었으며, 이러

한 중국의 강한 LNG 수요는 호주 및 러시아나 미국으로부터

새로운 LNG 공급이 시장에 넘쳐남에도 불구하고 spot 가격

을 떠 받치는 주 원동력으로 작용했다.

그러나 Peter Coleman CEO는 최근 LNG 공급업체들

이 너무 많이 중국에 의존하고 있다고 경고하면서, 이는 같

은 시기에 다른 곳에서는 수요가 줄어드는 것을 볼 때 우려

된다는 의견을 내놓았다. LNG consultancy인 Poten &

Partners는 금년에 새로 공급될 LNG 양이 33mil 톤으로 예

상되나 수요는 단지 16mil 톤 증가할 뿐이라고 하고, Wood

Mackenzie는 중국 수요가 2018년에는 15.7mil 톤 증가했

으나 금년에는 8mil 톤 정도로 줄어들 것이라고 전망했다.

일본 JERA의 Hendrik Gordenker 회장도 지난 2년간의 경

험을 바탕으로 중국 LNG 수요 예측을 하지 말도록 LNG 산

업계의 주의를 환기시켰다. Gordenker 회장은 중국은 러시

아나 중앙아시아로부터의 pipeline gas 수입 및 국내 shale

gas 생산 등 여러 선택을 할 수 있으며 나아가 재생에너지

개발이나 여차하면 석탄을 계속 사용할 수도 있음을 지적했

다.

중국에 대한 의존도를 줄이기 위해, LNG 생산업체들은 시장

을 확대시키고 새로운 가스 수요를 창출할 것과 전세계적으

로 석탄을 몰아내기 위한 탄소세 부과 등의 제도 시행에 더

욱 매진해야 할 것임을 여러 전문가들이 주문했다.

② 두둑한 지갑을 가지고 있는 자가 승리한다.

LNG 시장 guru인 DR. Fereidun Fesharaki는, 에너지 거대

기업들이 장기매매계약을 기반으로 LNG projects를 개발하

는 전통적 방식을 버리고 그러한 장기계약없이 새로운 LNG

projects 개발에 피치를 올리고 있으며, 이는 호주의 상대적

으로 규모가 작은 players에게 경각심을 불러일으키는 사건

이라고 지적했다.

FGE(Facts Global Energy)사 회장인 Dr. Fesharaki는

Shell의 LNG Canada (U$310억) 및 ExxonMobil과 Qatar

Petroleum의 Golden Pass project (U$100억) 등 최근 새

로이 개발 결정된 LNG projects 개발 물결의 75%는 개발

자금 조달에 필요한 장기매매계약 없이 단지 개발업체들 자

기 자금 및 신용으로 개발 자금을 마련하고 있다고 한다.

이러한 중대한 시장 변화는, buyers가 그러한 장기 계약에

묶이는 것을 꺼려하고 새로운 LNG projects가 2023~2024

년에 가동되어야 할 필요성을 고려할 때, 장기매매계약이 있

어야 대규모 투자가 가능한 작은 규모의 LNG 개발 업체들에

게는 심각한 문제다.

Dr. Fesharaki는 최근 호주를 방문하여 Santos와 Caltex 이

사진들을 만난 자리에서 그러한 buyers를 필요로 하는 개발

업체들은 곤란을 겪게 될 것이라면서 만약 장기 계약이 체결

될 때까지 움직이지 않는다면 너무 늦은 게 될 것이라고 지

적했다. 즉, “두둑한 지갑을 가지고 있는 자가 승리한다”는

것이다.

Shell, Exxon 및 Qatar Petroleum외에도 프랑스 Total, 이

탈리아 Eni, Malaysia Petronas 등도 자기 자금을 이용하

여 LNG projects 개발에 나서고 있는데, 이는 새로 생산될

LNG가 결국 그들 전 세계 portfolio 물량에 속하게 될 것임

을 전제로 하는 것이며, Dr. Fesharaki에 따르면 이는 사업

방식을 완전히 뒤바꾸는 것이라고 한다. Dr. Fesharaki는 사

업 방식을 이렇게까지 근본적으로 바꾸는 것은 40년간 처음

본다고 한다.

향후 2년간 호주에서 LNG projects 개발을 추진하려는 업

체들로는, 서 호주의 Scarborough 및 Browse 가스전 개

발 계획의 Woodside Petroleum과, Darwin LNG plant로

의 가스 공급을 위해 Barossa project 개발을 계획하고 있는

Santos 및, Santos도 참여하고 있는 Papua New Guinea

105


확장 계획의 Oil Search 등이 있다.

Woodside의 Peter Coleman CEO는 비록 전체 생산 용량의 반에 해당하는 장기매매계약만 확보했지만 상대적으로 낮은

생산비를 이용하여 U$120억 규모의 Scarborough project 개발 추진을 준비하고 있으며, 나머지 반에 대해 굳이 현재의 낮

은 시세로 매매계약을 체결할 의사가 없음을 시사한 바 있다.

Mr. Coleman은 big players는 그들 projects 개발에 있어 어차피 portfolio 물량으로 사용할 것이기 때문에 굳이 개발 단계

에서 buyers를 필요로 하지 않는다고 하면서, 사업 모델은 매우 빨리 변화하고 있고 그러한 개발업체들은 projects가 비용

및 가격 면에서 적시에 개발될 수 있도록 그들 portfolio 활동을 잘 조절할 필요가 있을 뿐이라고 한다.

(By Shell)

지난 수년간 새로운 projects 개발 부족을 겪은 후 2018~2022년 사이에 약 180mil톤 규모의 새로운 LNG projects가 개발

결정될 것이고 그들은 2024~2026년 사이에 가동될 것이라고 FGE는 추정한다. 또한 현재 공급되고 있는 새로운 projects

물량이 수요 증가로 전량 소화될 경우 2021~2024년 사이 공급 부족 상황이 올 수 있다고 예측한다.

(by Shell)

그러한 새로운 projects에 의한 공급 물량 증가는 북반구의 온화한 겨울 날씨와 함께 동북아시아 spot LNG 가격을 $6/

MMBtu 수준까지 끌어내리는데 일조했다. Dr. Fesharaki는 그러한 약세가 2020년까지 지속되겠지만 그 후 수요가 공급을

따라 잡아서 2021년 말경까지 상당히 긴축된 시장이 될 것으로 예상한다. “LNG 사업에서 주기 변환은 언제나 있고 또 잘 작

동한다”는 것이다.

106

Shell은 지난 2월 발행한 LNG Annual Outlook에서, 개

발 자금 조달을 위해 공급업자는 장기매매계약을 필요로

하는데 반해, 보다 짧은 기간 및 소량의 또 보다 유연한 매

매 조건의 매매계약을 원하는 buyers가 늘어나고 있는

“mismatch”는, 새로운 projects가 개발되기 위해서 반드시

해결될 필요가 있음을 경고하고 있다.

Shell은 전 세계 LNG 수요가 2018년 319mil톤에서 2020

년 약 384mil톤으로 증가할 것으로 예상하고 있는데 이는

2000년 이후 시장 규모가 약 3배 이상으로 확대되고 있음을

의미한다.

③ 일본 : 러시아와의 영토분쟁 협상 지렛대로서

러시아 LNG project 지원 검토

러시아 Novatek은 일본 종합상사인 Mitsubishi

Corporation과 Mitsui & Co에게 약 3조엔~4조엔

($27.1bil~$36.1bil)의 개발 비용이 발생할 것으로 예상되는

Arctic LNG project에 투자해 줄 것을 요청했다.

일본 정부는 이 project에 대한 재정 지원을 검토하고 있

다. Abe Shinzo 총리는 러시아와의 경제 협력 촉진이

Hokkaido 북부 러시아령 4개 섬의 반환에 대한 러시아 정부

와의 협상에서 일본의 입장을 강화시켜줄 것으로 생각한다.

Mitsubishi와 Mitsui가 참여하기로 결정하면 예상 비용

의 10% 지급을 요청 받을 것이다. 그렇지만 일본정부도

Novatek이 요구하는 금액의 반을 state funds로 얹으려 할

수도 있다. 어떻게 될지는 무엇보다 이들 종합상사들의 결정

에 달려 있다.

Novatek은 러시아 북부 북극권에 LNG 터미널을 건설할 계

획이다. 2020년에 건설을 시작하여 2022~2023년에 연간

약 20mil 톤의 LNG를 생산할 예정이다. 일단 개발 비용은

2.8조엔으로 추정되었다.

Novatek은 60% 지분을 가질 계획이고 프랑스 Total이

10% 지분을 가질 것이다. 또한 Saudi Arabia와 중국 업체들

이 나머지 지분을 인수하도록 요청 받은 상태다.

Novatek은 이번 봄까지 계약을 체결하도록 이들 종합상사

설득에 힘을 기울일 것이다. Vladimir Putin 러시아 대통령

이 지난 1월 Abe 총리를 만났을 때 이 문제를 넌지시 찔러

봤다고 일본 관료가 전한다. 이 관료에 의하면 러시아 정부

는 이들 종합상사들에게 세금 혜택과 기타 우대 조치를 제시

했다고 한다.

이 Arctic project는 일본 LNG 확보 다변화 뿐 아니라 Abe

총리가 2016년 Putin 대통령에게 제시한 8가지 일-러 경

제 협력 계획 추진에도 도움을 줄 것이다. 일본 정부는 이

project로 4개 Kuril 섬에 대한 양국의 오랜 분쟁 해결을 위한

협상에 진전이 있기를 기대하고 있다.

과거에는 이러한 전략이 성공하지 못했다. 2009년부터

LNG를 생산한 Sakhalin 2 유가스 project에 Mitsui와

Mitsubishi가 참여한 적이 있었는데, 그러한 참여가 영토 분

쟁 해결에 아무 도움이 되지 못했을 뿐 아니라 환경 문제로

트집 잡혀서 결국 Gazprom에게 과반 지배권을 강제로 넘겨

주고 말았다.

미국과 EU로부터 일본의 Novatek project에의 참여 반대

가능성도 있다. 일본, 미국 및 EU는 러시아의 우크라이나

Crimea 강제 합병에 반대하여 러시아에 대해 제재를 가해

왔다. Arctic LNG project 지원이 그러한 제재 조치를 완화

시키지 않을 것이라고 일본은 믿고 싶겠지만 미국이나 EU는

다른 의견일 수 있다.

어쩌면 Mitsui나 Mitsubishi는 이 project가 경제성이 없

는 것으로 판단할 수 있다. 북극항로를 통한 해상 운송은

Panama나 Suez 운하 통과의 현재 항로에 비해 항해 시간

이나 연료 소모를 줄여 줄 것이며, Novatek project에 참여

함으로써 중국이 선점하고 있는 분야에 일본도 존재감을 확

보하는 기회를 가질 수 있다. 그러나 비용이 너무 커서 종합

상사 입장에서는 투자 정당성을 확보하기에 벅찰 수 있다.

이와 관련해서 Canon Institute for Global Studies의 조사

담당 이사인 Kunihiko Miyake는 현재로선 이 project의 사

업 타당성에 대해 판단하기 어렵지만, 정부로서는 민간의 결

정을 존중해줘야 할 것이라고 지적한다.

④ Alaska : North Slope 가스관 및 LNG 수출

터미널 건설 포기 가능성

Alaska주 관할 Alaska Gasline Development Corp

(AGDC)의 새 CEO로 취임한 Mr. Joe Dubler는 향후 수개

월 내에 마땅한 buyers나 투자자를 확보하지 못하면 현재

추진 중인 Alaska LNG project를 철회하고 아직 사용하지

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않은 자금은 주에 반환하겠다고 주 의회에 밝혔다. MR. Joe

Dubler는 Alaska 주지사 Mike Dunleavy에 의해 지난 1월

AGDC CEO로 지명되었다.

Dubler CEO는 상원 예산소위원회에 Dunleavy 주지사가

$430억에 달하는 Alaska LNG project의 실현 가능성에 대

한 재평가를 요구하고 있다고 전했다. 재평가 결과가 좋으면

FEED 등 다음 단계로 나아가겠지만 안 좋을 경우 이 사업을

접겠다는 것이다.

그간 공들인 Alaska LNG 판매처 확보 노력과 최근 수년간

engineering 및 환경 평가 등에 쏟아 부은 $10억의 비용에

도 불구하고 이 project는 buyer를 확보도 못하고 그간 캐나

다 BC주의 LNG Canada project와 같은 경쟁 projects만

증가했다.

Alaska LNG는 35Tcf 가스매장량의 North Slope 가스전에

서 Alaska 남부 Kenai Peninsular까지 42구경의 가스관을

800mile에 걸쳐 건설하는 것도 포함되어 있으며, 20mtpa

의 LNG 수출을 계획하고 있다.

미 FERC로부터의 예비환경평가(DEIS: Draf t

Environmental Import Statement)가 오는 3월로 예정되

어 있고, 최종환경평가 및 건설 승인은 내년 봄에 있을 예정

이다.

AGDC가 연방정부 및 FERC가 요구하게 될 기술적 검토에

계속 주정부 자금을 쓸 것이라고 Dubler CEO는 말하고 있

지만, Dunleavy 주지사는 투자자나 buyers도 없는 마당에

더 이상 돈을 쓰고 싶지 않다는 입장이다.

Alaska주는 $16억의 예산 적자 상태이며 주정부 관할 회

사들로부터 자금을 조달하고 있다. AGDC로부터도 이미

$500만을 끌어 썼다. AGDC는 2020년 중반까지는 운영할

충분한 자금이 있으며 금년 운영자금 $1천만도 승인된 상태

라고 한다. 그러나 final engineering과 같은 주요 작업에 필

요한 자금 집행을 위해서는 투자자가 필요한 상황이다.

중국 Sinopec이나 Bank of China 및 China Investment

Corp 등과의 협상은 미.중 무역전쟁으로 거의 물 건너간 것

으로 보인다. North Slope 가스전의 BP나 ConocoPhilips,

ExxonMobil 등 주요 주주들은 이 Alaska LNG project를

AGDC와 함께 추진했지만 시장 상황이 좋지 않았던 2015

년에 발을 뺀 바 있는데, Dunleavy 주지사는 최근 이들에게

다시 동참해주도록 요청한 상태이며 최근 보도에 따르면 BP

나 ExxonMobil은 이 Alaska LNG project 참여를 긍정적으

로 검토하고 있다고 한다.

Dubler CEO는 또한 Houston 사무소를 폐쇄하고

Anchorage 사무소 규모를 반으로 줄었으며 Tokyo 영업사

무소는 part-time으로 운영하는 등 비용절감을 위한 노력을

기울이고 있다고 한다. Alaska주는 이 project에 이미 $5억

가량 투자했으며, North Slope 가스전 주주들도 발 빼기 전

비슷한 규모로 투자한 바 있다.

⑤ EU : 2023년까지 미국 LNG 수입량 2배 확대

검토

EU는 4년 후 미국 LNG 수입량을 현재보다 2배인 최소

8Bcma로 확대할 것과 장기적으로 미국을 유럽의 주요 가

스공급자로 만드는 작업을 할 것이라고 EC측이 밝혔다.

EU는 단일 가스시장으로는 미국 다음으로 세계에서 2번째

큰 시장이며 전체 가스 수요의 70%를 이미 수입하고 있다.

이 수입 비중은 EU 역내 가스 생산량이 감소하면서 더욱 증

가할 것으로 예상되며, EC는 러시아에의 과다 의존도를 피

하기 위해 열심히 공급 다변화를 추구하고 있다.

EU는 2018년 미국으로부터 3.3Bcm의 LNG를 수입했다.

2017년에는 2.2Bcm을 수입했는데 이보다 50% 증가한 것

이다. 2017년 EU의 가스 총수요는 491Bcm이었다. 미국

LNG 가격이 경쟁적이면 EU 가스 공급 비중을 늘릴 수 있을

것이며 EU는 공급 다변화 확대와 에너지 안보 증진을 꾀할

수 있을 것이라고 EC측은 전한다.

EU와 미국은 처음으로 Energy Council 고위급 포럼을 오는

5/2일 Brussels에서 열기로 계획하고 있으며, 특히 대규모

미국 LNG의 유럽으로의 수출 방안에 대해 토론할 예정이다.

이를 위한 가격 경쟁력, 인프라 투자 및 기술 혁신 등이 다뤄

질 것이다.

미국은 39Bcm의 액화 설비를 갖추고 있으며 2023년까지

80Bcm이 추가로 늘어날 것으로 EC측은 예상한다. EC는

미국 LNG가 유럽에 보다 쉽게 수출될 수 있게끔 사전 승인

관련 법규에 대한 손질을 미국측에 요청한 바 있다.

EU와 미국은 또한 유럽의 LNG 수입 환경 개선을 위한 주요

인프라 구축 및 관련 투자에 대하여 공동 노력을 기울일 계

획이다. 현재 EU에는 3곳의 LNG 수입터미널이 건설 중이

108

고, 한편으로는 EU의 공동 이해를 추구하는 project (EU Project of Common Interests: PCI)에 의해 5곳 건설이 계획 중이

다. 이 PCI는 관련 승인 절차를 신속히 해주고 EU의 관련 자금 조달을 용이하게 해준다.

EU와 미국은 정기 회동을 통해 유럽시장에서 미국 LNG 사용 option을 촉진하는 방안을 협의하려고 한다. 이러한 에너지 협

력 강화를 통해 미국 LNG의 이점을 모든 유럽, 나아가 전세계에 알리려 한다고 EC측은 전한다.

S&P Global Platts Analytics Data에 따르면 미국은 Turkey까지 포함하여 지난 2월 전년 대비 75% 증가한 411.5Mcm의

LNG를 수출했지만, 전년 대비 67% 증가한 1.4Bcm의 LNG를 공급한 러시아에 비하면 보잘것없는 양이다.

러시아는 대부분 가스 수출을 pipeline을 통해 하고 있으며, 현재 Baltic Sea를 통과하여 독일에 바로 공급할 수 있는

55Bcma 용량의 Nord Stream 2 가스관을 건설하고 있다. 이 가스관은 금년 말 Ukraine과의 가스 이송 계약 종료에 발맞춰

가동될 예정이다. 미국은 러시아의 Ukraine을 통한 가스 이송을 약화시킬 수 있는 Nord Stream 2 project에 대해 거듭 비판

하고 있으며 EU 수반들에게 그 건축을 중단시킬 것을 촉구하고 있는데, 그러나 EU는 사실 그러한 법적 권한이 없다.

LNG import terminals being built in EU

Country Terminal location Planned start date Capacity (Bcm/year)

Croatia Krk 2021 2.6

Spain Tenerife (Arico-Granadilla) 2021 1.3

Spain Gran Canaria (Arinaga) 2022 1.3

LNG import terminals on EU's projects of common interest list*

Country Terminal location Planned start date Capacity (Bcm/year)

Cyprus Cyprus 2020 2.5

Sweden Gothenburg 2022 0.5

Ireland Shannon 2022 6.2

Poland Swinoujscie (capacity extension) 2023 2.5**

Greece Northern Greece 2023 5.5

*from 5 Bm/year to 7.5 Bcm/year

Source: European Commission

⑥ Vietnam : 국영 에너지업체들의 LNG 수입 추진

베트남의 Petrolimex는 만성적인 전력 부족 상태를 벗어나고자 같은 국영 에너지업체인 Petro Vietnam의 뒤를 이어 LNG

수입 터미널 건설 계획을 발표했다. Petrolimex의 Pham Van Thanh 회장은 Nikkei와의 인터뷰에서 새로운 성장 부문으로

LNG 사업에 진력할 예정이라고 밝혔다.

전신이 베트남 국영석유공사(Vietnam National Petroleum Group)인 Petrolimex는 베트남의 약 50% 정도의 가스 충전소

를 관리하고 있으며, 약 45억불을 들여 세번째 원유 정제 시설을 건설함으로써 사업 다각화를 꾀해왔다. 그러나 작년 가을,

과다 설비를 우려한 정부가 자금 지원을 중단하면서 Petrolimex는 그 project를 포기해야 했다.

이제 Petrolimax는 남부 해안 지방 Khan Hoa의 LNG 터미널 건설에 집중하려고 한다. 이 수입터미널은 원유 저장설비 바로

옆에 위치하게 된다. 그리고 수입된 LNG는 국영전력회사 EVN이 근처에 건설 예정인 가스 발전소에 공급될 예정이다.

LNG 수입터미널과 발전 설비까지 모두 포함하여 약 36억불이 투자되는 이 project가 2020년대 중후반 가동되면

109


6,000MW의 전력을 공급하게 된다.

Petro Vietnam은 남부의 Thi Vai항에 베트남 첫번째 LNG

수입터미널을 건설할 계획이며 담당 업체 선정을 위한 입찰

이 실시 중이고 이달 말 결정 예정이다. Vietnam Oil & Gas

Group으로도 알려져 있는 Petro Vietnam은 이르면 금년

중에 착수하여 2023년에 가동할 수 있을 것이라고 한다. 이

터미널의 수입 용량은 1mtpa이며 1,500MW의 복합 발전

소 포함하여 동시에 건설될 여러 발전소들에 가스를 공급하

게 된다.

베트남에는 현재 거의 10곳의 LNG 터미널 건설이 계획 단

계에 있는데, 이 중에는 Petro Vietnam과 미국 전력사 AES

에 의한 Binh Thuan 지역 project도 포함되어 있다. 이렇게

뚜렷한 가스로의 에너지 전환을 가능하게 하는 원동력은 베

트남이 전세계 제조업 Hub로 떠오르고 있는 것에서 비롯된

다. 급등하는 인건비 때문에 중국을 떠나는 업체들까지 전세

계 많은 제조업체들이 베트남에 몰려들고 있다. 삼성전자도

전세계 스마트폰 보급을 위해 베트남에 여러 공장을 건설했

다.

한편 베트남 전력 수요는 매년 10% 정도 늘어나고 있는데,

이는 경제 성장율보다 빠르게 증가하는 것이며 많은 부분 냉

방 수요가 급증하고 있는데 기인한다. 그리고 발전소 건설

은 이러한 전력 수요 증가를 따라가지 못하고 있다. 베트남

Trinh Dinh Dung 수석 부총리는 그러한 전력 공급 부족은

당분간 매우 심각한 문제라고 경고하면서, 특히 더욱 심각한

상태인 남부지방에 빠른 발전소 건설을 지시했다.

베트남은 석탄을 생산하기 때문에 국가 전체 전력의 40%가

석탄 발전에서 생산되며, 또한 수력 발전도 비슷한 발전량을

가지고 있다. 천연가스도 가지고 있는데 국가 에너지 mix의

대략 1/5를 차지하고 있다.

보다 많은 석탄 발전소 건설이 예상되나, 대규모 탄소 발생

이 문제다. 또한 채굴이 쉬운 광구는 거의 다 개발되어 향후

석탄 생산비 급등이 예상된다. 당초 베트남 정부는 원전을

고려했으나 2011년 일본 Fukushima 원전 사태로 그러한

계획을 접었다.

그래서 천연가스를 주목했으나 베트남 가스 생산은 가스

전 고갈로 2020년대 이후 가파르게 감소될 전망이다. 결국

LNG 수입이 그 gap을 매울 것이고 주변국들처럼 베트남

도 LNG 수입 국가가 될 것인데, 2011년 동남아시아에서 처

음 LNG를 수입하기 시작한 태국은 2017년에 30% 증가한

3.95mil 톤의 LNG를 수입했고, LNG 수출국인 인도네시아

도 2020년대 초 수입을 병행하게 될 것이고 필리핀도 마찬

가지이다.

동남아시아는 major LNG 소비지로 되고 있다. Bloomberg

New Energy Finance에 의하면 2030년에 전세계 LNG 수

요가 450mil 톤에 이를 것이며, 2017~2030년간 추가로 늘

어날 수요량 167mil 톤의 약 86%가 아시아로부터 발생할

것이라고 한다. 그 중 동남아시아로부터 44mil 톤이 발생할

것이며, 이는 인도 61mil 톤, 중국 53mil 톤에 이어 3번째로

큰 증가량이다.

베트남의 문제는 ‘그러한 LNG 수입을 어떻게 지불할 것인

가’ 이다. 베트남은 국채 규모를 GNP의 65%로 제한하고 있

으며 거의 한도에 차 있다. 국영기업들의 해외 funds 조달도

그 한도에 포함될 수 있다. 또한 주요 LNG project들은 다른

인프라 project들과의 경쟁을 통해 정부로부터 승인을 득해

야 한다.

⑦ 인도 : 인프라 미비에 의한 LNG 수요 제한

Reuters에 의하면, 2019년 인도 LNG 수요는 수입 설비 용

량이 더 빠르게 증가함에도 불구하고 약 10% 정도만 증가

할 것이라고 한다. 이러한 수요와 수입 설비 용량 차이는 가

스 배분 인프라 부족이라는 물리적 한계에 의해 발생한다

즉, 인도는 가스 배분 인프라를 사용할 수 있을 정도만큼만

LNG를 구매할 수 있다.

인도의 LNG 산업 성장 요인들은 다음과 같다.

• 인도는 탄소배출을 감축시키기로 한 파리 협정에 2015년

서명했으며, 2030년까지 국가 에너지 mix에서의 가스 비

중을 현재의 2배 이상인 15%까지 늘리려고 한다.

• 2018년 기준으로 인도는 4개의 LNG 수입 터미널을 가지

고 있으며, 2017년 대비 10~13% 증가한 21~23mil 톤의

LNG를 수입했다.

• 향후 7년동안 11개 LNG 수입터미널을 더 건설할 계획이

며, 그 중 하나는 최근 시험 가동했고 2개는 금년 하반기에

가동 예정이다.

• 현재 수입 용량은 35mtpa이고 2019년까지 41.5mtpa로

확대 전망이다.

110

그럼에도 불구하고 가스 배분 인프라가 갖춰지기 전까지는

그러한 수입 용량만큼 수입해도 소용이 없다. 그러나 조만간

극복될 것이라는 희망을 나타내는 보고서들도 있다. 2019

년에 단지 9~11% 정도 수입이 증가해도 LNG 터미널 사용

율이 60%에 달할 것이라고 하며, 정부는 가스 배관 인프라

구축을 계속하고 있기 때문에 2022년까지는 모든 LNG 수

입 터미널을 최대로 사용할 수 있을 것으로 기대한다고 한

다.

그러나 많은 분석가들은 그러한 2022년 목표가 낙관적인

것이며 달성하기 힘들 것이라는 의견이지만, 어쨌든 바른 방

향으로 나아가고 있다고 한다. 시장에서는 인도 수요가 중

국을 따라잡을 잠재력이 있지만 시간이 걸릴 것으로 보고 있

다.

<단신 - LNG연료추진, LNG벙커링, FLNG 및 FSRU 등>

• 중국과 미국의 무역전쟁에도 불구하고 첫번째 미국 부유식

가스 액화(FLNG) 선박 건조 계획이 중국에서 차근차근 진

행되고 있다. 중국은 이 FLNG project 개발 관련 일부 자

금 제공 및 여기에서 생산되는 LNG 일부를 수입하는 것도

검토하고 있다.

이 FLNG project는 미국 Delfin LNG가 Louisiana에서

최대 13mtpa LNG를 4척의 해상 액화 설비를 갖춘 선박

에서 생산/수출하는 것으로서, 미국에서는 처음 시도되

는 해상 부유식 LNG 생산 방식이며 그래서 FERC가 아닌

MARAD (The United States Maritime Administration:

미연방 해운청)로부터 설비 구축 허가를 득한 상태이고, 중

국 China Gas Holdings와 3mtpa 매매에 대한 MOU를

체결한 바 있다.

Delfin LNG의 partner인 Golar LNG 역시 작년 3월

Cameroon에서의 LNG 생산을 위해 “Hilli Episeyo”라

는 FLNG를 투입한 바 있는데, 당시 이를 위해 노후 LNG

운반선을 싱가폴에서 FLNG로 $12억을 들여 개조하였

고, Delfin은 Golar와 함께 아시아 조선소 중 중국 조선

소와 이 FLNG project를 위한 LNG 운반선 개조를 검

토하고 있다. 또한 중국 금융기관으로부터의 자금 조달

도 추진하고 있어서 아예 “중국 deal”로 불린다고 한다.

Delfin 측은 금년내 FID를 추진하고 있으며 계획대로라면

2023년 LNG 생산이 예상된다.

• 서 아프리카 Mauritania와 Senegal 해상 경계에서 추진중

인 부유식 LNG 생산 project “Greater Tortue Ahmeyim

project”를 위해 Golar LNG는 이 project 개발업체인 BP

에게 “Gimi FLNG”를 20년간 빌려주는 Lease & Operate

Agreement (LOA)를 체결했다.

이를 위해 Golar LNG는 Singapore의 Keppel Shipyard에

기존 LNG운반선 “Golar Gimi” 호의 일부 개조작업을 작

년 12월에 order한 바 있으며 부유식 액화설비로의 완전

건조작업을 이번 LOA 체결과 함께 order하였고, Keppel

측은 약 $13억의 비용이 드는 완전 건조작업 시행과 함께

이 project를 위해 설립된 Gimi MS Corp의 지분 30%를

인수했다. “Gimi FLNG”는 약 2.5mtpa의 LNG 생산용량

으로 2022년부터 가동 예정이다.

• 싱가폴의 SLNG (Singapore LNG Corporation)는

Jurong Island의 2번째 jetty를 2,000~10,000cbm급

의 소형 LNG 운반선 접안 및 재선적 작업을 가능하게

하는 개조작업을 성공적으로 끝냈다고 발표했다. 원래

60,000~265,00cbm급의 LNG 운반선 작업이 가능하게

끔 개조하려 했던 2번째 jetty는, 지난 2017. 6월 건조되어

Rotterdam 항으로 가던 6,500cbm급 LNG벙커링 선박

“Cardissa” 호에 LNG 연료 공급을 성공적으로 수행하면

서 small-scale LNG 산업을 위한 개조 작업으로 변경되

었고 이번에 완료된 것이다.

이로써 이 jetty를 활용하여 SLNG는 LNG벙커링 사업뿐

아니라 주변국의 소규모 가스 발전용 LNG 공급 사업에도

더욱 박차를 가할 수 있게 되었다.

• 노르웨이 에너지 업체 Equinor와 Marine LNG

Zeebrugge (J/V of Engie, Mitsubishi, NYK)는

Rotterdam항에서 Equinor의 이중연료추진 Cruise

Shuttle Tanker 4척에 대한 LNG벙커링 공급 계약을 체결

했다. 2020년 초에 건조될 이들 4척은 북유럽에서 운항 예

정이며, Marine LNG Zeebrugge는 5,100cbm급 LNG벙

커링 선박 “Engie Zeebrugge”호를 이용하여 공급할 예정

이다. “Engie Zeebrugge”호는 우리나라 한진중공업에서

2017년 초에 건조한 세계 최초 LNG벙커링 선박이다.

• 이탈리아 Genoa port는 육상 및 해상 storage를 갖

춘 LNG terminal을 건설하여 LNG bunkering service

를 실시한 계획임을 밝혔다. 이러한 LNG infra 구축은

European Gainn4mos project와 연계되어 시행되는데

111


이 project는 Spain, France, Croatia, Italy, Portugal 및

Slovenia의 여러 항에 2025년까지 선박 등에 LNG 연료

공급 system을 갖추는 것이다.

• MAN Energy Solutions는 Hapag & Lloyd 선사와

15,000TEU급 container선 “MV. Sajir” 호의 LNG 연료

추진을 위한 이중 연료 추진 선박으로의 개조에 대한 계약

을 체결했다고 발표했으며, 개조 작업은 중국 Hudong 조

선소에서 이루어질 것이라고 한다. LNG 연료 저장을 위

한 storage 및 pipeline network 구축에 약 350TEU의

container 적재 공간이 쓰일 것이며, 2020년에 개조 착수

예정이라고 한다.

<단신 - 일반>

• Shell은 2019년 전 세계 LNG 거래 규모가 작년보다 11%

증가한 354mil톤이 될 것이라고 LNG Annual Outlook에

서 전망했다. 또한 작년에는 거래량이 27mil톤 증가했는데

이중 16mil톤이 중국 수요 증가에 의해 비롯된 것이라고

한다.

• 3월 중순 Houston에서 열린 에너지 산업 conference인

CERAWeek에서 영국 IHS Markit의 Global LNG 분석가

인 Matthew Shruhan은 금년과 내년에 각각 35~40mil

톤의 새로운 LNG가 시장에 공급될 것이며, 당분간 공급 과

잉 상황과 가격 약세가 있을 것으로 전망했다. 또한 최근

2~3달간 LNG 부문 투자 활동이 상승 기류를 타면서 LNG

Canada나 Golden Pass LNG project와 같은 대형 LNG

생산 project들의 FID가 있었고, 이러한 추세는 2020년에

도 이어질 것으로 예상했다.

• 미국 Louisiana의 Calcasieu Pass LNG project는 FERC

로부터 개발 승인을 받았다. 이와 관련하여 LNG project의

개발 승인절차 신속화를 추진해온 미국 FERC는 연방정부

타조직들과의 협조를 통해 LNG projects에 대한 기술적

검토 등의 과정 신속화를 이룰 수 있게 되었다고 하며, 이

에 따라 앞으로 현재 pending 중인 projects 검토를 능률

적으로 하여 빠른 시간 내에 승인 여부를 결정할 것이라고

한다.

• 미 Texas의 Brownsville Ship Channel 북쪽에서 4mtpa

의 LNG 생산을 추진중인 Texas LNG project에 대해

FERC가 긍정적인 최종 환경 평가(FEIS)를 하여 2024년

부터의 생산 계획에 한발 더 다가섰다. FERC는 이 환경평

가서에서 적절한 조치에 의해 환경 악영향 요소가 제거될

수 있다는 의견을 내놓았으나, 인근에서 비슷한 시기에 개

발 추진 중인 Rio Grande LNG project 및 Annova LNG

project 등과 함께 환경에 누적된 악영향을 줄 가능성에 대

해 우려와 경고를 보냈다. 최종 건설 승인은 수개월 뒤 나

올 예정이다.

• 미국 Louisiana에서 10mtpa 생산 용량의 Calcasieu LNG

project 및 20mtpa의 Plaquemines Parish LNG project

를 개발중인 Venture Global LNG는 그들 생산 용량을 현

계획의 2배인 60mtpa로 확대하겠다고 발표했다.

계획대로라면 Calcasieu project는 2022년부터, 그리고

Plaquemines Parish project는 2023년부터 가동 예정이

며, Venture Global은 제반 장비를 60mtpa 생산에 맞춰

준비하도록 관련 계약을 변경했다고 한다. 만약 이러한 증

산이 이루어지면 현재 개발 계획중인 project까지 포함하

여 총 56.2mtpa 생산 용량의 Cheniere Energy를 제치고

Venture Global이 미국 제 1의 LNG 수출업체가 된다.

• 미국 Texas의 Brownsville에서 Rio Grande LNG project

개발을 추진하고 있는 NextDecade Corp은 그들 LNG 판

매를 위해 여러가지 종류의 pricing 방식 적용을 검토하고

있으며, 조만간 미국 LNG project 중 처음으로 Brent 유가

연동방식을 채택한 계약을 보게 될 것이라고 밝혔다.

Houston에 본사를 둔 NextDecade의 Mattew

Schatzman 사장은 싱가폴의 LNGA 2019 Conference

에서, 그러한 유가연동방식을 포함하여 HHP 기준 방식이

나 JKM 및 TTF 등 indexation 적용 방식 등을 골고루 채

택할 수 있을 것이라고 발표했다.

제 2차 LNG 공급 물결을 이끌고 있는 많은 미국 LNG

project들은 개발 자금 조달을 위해 매매계약 체결을 적극

추진하고 있으며, 이러한 다양하고 유연한 pricing 방식 채

택도 그러한 치열한 경쟁에서 우위를 점하려는 시도다.

Rio Grande project는 27mtpa 생산 용량이며 금년 3분

기 말까지 FID를 계획하고 있다. 주로 Permian Basin과

Eagle Ford Shale 가스전으로부터 feed gas를 공급받을

계획이고 총 개발 비용은 약 $173억으로 추정하고 있다.

• Novatek CFO인 Mark Gyetvay는 최근 London에서 열

린 International Petroleum week에서 미국은 유럽시장

에 LNG를 $7~8/MMBtu에 공급하고 있지만 Novatek은

$3.15/MMBtu 수준으로 공급 가능하다고 밝혔다. 또한

112

생산비 자체가 매우 낮은데, 가스 생산 비용은 10cents/

MMBtu, 액화 비용은 50cents/MMBtu에 불과하다고 한

다.

러시아 Novatek은 북극 지방에서의 LNG 생산량을 2030

년까지 70mtpa로 증산할 것을 검토하고 있다고 하며,

Yamal LNG Plant에 0.9mtpa 생산 용량 train 4 건설을

시작하여 조만간 총 생산 용량이 17.5mtpa가 될 것이라고

한다.

또한 아시아 시장으로의 LNG 판매 확대를 위해

2023~2025년경 NSR (Northern Sea Route)에서의 연

중 항해가 가능토록 원자력 추진 쇄빙선 사용을 검토하고

있다고 밝혔다.

• 지난 2월 유럽에 가장 많은 LNG를 공급한 나라는 러시아

로서, Novatek의 Yamal plant가 19개 화물 (약 1.41mil

톤)을 공급했다. 이어서 Qatar와 Algeria가 각각 18개 화물

(약 1.33mil톤)을 공급했고 Nigeria가 16개 화물, 그리고

미국이 9개 화물을 공급했다. Refinitiv Eikon 자료에 의하

면 Yamal plant는 이 기간 단 한 개의 화물도 아시아에 공

급하지 않았는데 이는 지난해 5월 이후 처음 있는 일이다.

미국은 지난 1월에는 Qatar 다음으로 많은 LNG를 유럽에

공급했는데, 2월에는 Sabine Pass 일부 train 가동 중단

및 미 Gulf 지역 농무에 의해 지난 10월 이후 최저 수출량

을 기록했다.

• 호주 동부 Queensland 지방의 3개 LNG plants인

QCLNG (Queensland Curtis), APLNG (Australia

Pacific) 및 GLNG (Gladstone)가 총 생산 용량인 25.3

mtpa의 LNG를 제대로 생산하지 못하고 있다고 Reuters

가 보도했다. 이 LNG plants는 Surat & Bowen 가스전으

로부터 feed gas를 공급받고 있는데 가스 매장량이 당초

추정치보다 많이 부족한 것으로 드러나서, 작년 이들 3곳

으로부터 생산된 LNG는 생산 용량 대비 약 82%였다.

• Mozambique의 Anadarko사는 개발 추진 중

인 Mozambique LNG project가 최근 인도네시아

Pertamina와 20년간 1 mtpa의 LNG 매매 계약을 체결

했다고 발표했다. 2개 trains으로부터 12.88mtpa의 LNG

를 생산하는 첫번째 개발 phase의 개발 자금 금융을 위

해 8.5 mtpa에 대한 장기 LNG 매매 계약을 필요로 했던

Mozambique LNG project는 이번 계약으로 현재 9.5

mtpa에 대한 계약을 확보하게 되어 금년 상반기에 계획하

고 있는 FID를 예정대로 진행할 수 있게 되었다. 인도네시

아는 LNG를 생산하고 수출하는 국가이지만, 경제 개발 확

대에 따라 더 많은 에너지를 필요로 하고 있다.

• 지난 2014년 이후 LNG 수출국에서 수입국으로 전환된

Egypt가 대형 Zohr 가스전 개발에 의한 가스 자급 자족에

성공하면서 최근 다시 LNG 수출국으로서 이름을 올리게

되었다. Egypt 국영가스업체인 EGAS는 최근 4월 4개 화

물, 5월 4개 화물 및 6월 3개 화물을 시장에 내놓았다. 지

난 5년간 가동하지 않은 Damietta와 Idku LNG plants에

서 수출되는 것으로서 본격적으로 수출에 나서기 전에 시

장 상황을 확인하는 정도로 시장에서는 받아들이고 있다.

• 세계 최대 가스 매장량의 South Pars 가스전을 가지고 있

는 Iran은 최대 110Mcma의 가스 생산이 가능하도록 4

개의 새로운 생산 체제를 갖출 예정이라고 한다. Iran은

Qatar와 해양 가스전을 공유하고 있으며 Qatar측에서는

그들 측 가스전을 North Field로 부르고 있다. Iran은 현재

610Mcma의 가스를 생산하고 있으며 이는 Qatar의 생산

량을 능가하는 양이다.

• 중국의 지난 1월 LNG 수입량이 전년도 1월 대비 28% 증

가한 6.58mil톤으로서 월 수입량으로는 지난 12월의 최

고치를 경신했다. 이러한 수입량 증가는 중국 정부의 북

부 가정용 난방 및 산업용 연료를 가스로 전환하는 정책

에 의한 것으로서 정부는 이번 겨울에 3백만 가구를 추가

로 가스 전환 대상으로 지정했고, 이는 11/15~3/15간 약

4.53Bcm의 추가 가스 수요를 유발하는 것으로 분석된다.

이와 관련하여 중국 환경 당국은 2017년 12개 도시에서

추진했던 “석탄에서 가스로” (coal to gas) 및 “석탄에서 전

기로” (coal to electricity) 정책을 2018년에는 35개 도시

로 확대했다고 발표했다.

• 세계 5위 LNG 수입국인 Taiwan은 2027년까지 북부,

중부, 남부에 각각 10mtpa 수입용량의 LNG 터미널 확

보 계획을 밝혔다. 2018년 16.8mil 톤의 LNG를 수입한

Taiwan의 국영 에너지기업 CPC는 우선 1mtpa 수입 용

량의 Taoyuan LNG 터미널을 이르면 금년 중반부터 건설

착공할 것이라고 한다. 또한 현재의 Taichung 터미널과

Kaohsiung의 Yung-An 터미널 확장도 계획하고 있다고

한다.

• 폴란드 국영 에너지기업인 PGNiG는 현재 연 3백만톤에

못 미치는 LNG 수입량을 2023년까지 연 8백만톤 수준으

로 증가시킬 것이라고 발표했다. 폴란드는 러시아에의 에

너지 의존도를 감축 시키려 노력 중이다.

• 필리핀 수도 마닐라 남쪽 Batangas 지역의 Tanglawan에

113


LNG 수입터미널 건설 허가를 받은 Phoenix Petroleum Philippines사는 그러한 $20억의 LNG Hub project 추진을 위해

PNOC (Philippine National Oil Company)와 MOU를 체결했다고 발표했다. 이 project를 위해 중국 CNOOC 자회사인

CNOOC Gas & Power사와 partner를 맺은 바 있는 Phoenix는 2.2mtpa 용량의 LNG 수입 터미널 건설과 2,000 MW

발전소 건설을 2023년 상업 가동을 목표로 추진하고 있다.

• 리핀 Batangas에서 LNG 수입 터미널 개발 project를 추진하고 있는 First Gen Corporation이 지난 3/7일 필리핀 정부로

부터 개발 승인을 받았다.

일본 Tokyo Gas와 공동 추진해 온 이 project는 총 10억불 이상의 예산으로 알려져 있으며, First Gen은 이 지역에서 운영,

가동하고 있는 1,000MW의 Santa Rita, 500MW의 San Loronzo, 414MW의 San Gabriel, 97MW의 Avion 등 4개 발

전소에 2023년경 Malampaya 가스전 고갈 이후, 이 LNG 터미널을 통해 가스를 공급할 예정이다.

필리핀 정부는 Phoenix Petroleum Philippines가 중국 CNOOC 및 국영 PNOC와 함께 개발 추진하는 Tanglawan

Philippines LNG project와 별개로 각각 시장과 사업 모델이 다르다는 이유로 이 First Gen project를 승인했다.

• 2017년 하반기에 시작한 LNG의 online 거래 platform인 GLX는 IHS Markit 자회사인 에너지 가격 정보업체 OPIS와

함께 LNG 가격 지표 생성을 시작할 것이라고 발표했다. 이 가격 지표는 seller와 buyer 모두 가격 투명성을 요구하는 전

체 $230bil 규모의 LNG 산업에 또 다른 가격 정보를 제공하게 될 것이다. 호주 Perth 지방 외곽에 본사를 둔 GLX는 현재

Petronas나 Woodside를 포함하여 전세계에 55개 회원사를 확보했다고 한다.

114

<해양설비별 운영 현황>

Offshore Yard 활동요약

OrderbookNumber of Units

% Total2015 2016 2017 2018 2019 Jan

Survey 29 21 14 15 15 2.5%

Mobile Offshore Drilling 188 162 132 103 101 16.6%

Construction 284 248 195 148 144 23.7%

Mobile Offshore Production 51 34 31 24 23 3.8%

Logistics 65 40 39 39 39 6.4%

AHTS 263 203 162 105 102 16.8%

PSV 313 221 182 149 145 23.9%

Rescue & Salvage 21 17 15 11 14 2.3%

Utility Support 117 75 62 24 24 4.0%

Total Mobile Offshore 1331 1021 832 618 607 100%

Value $bn 155.8 122.9 104.4 74.9 73.4

By Builder Country SHARE

China 675 576 486 387 383 63

Other Asia 272 189 147 101 99 16

Americas 149 90 71 38 35 6

Europe 164 119 79 63 60 10

Other 71 47 49 29 30 5

( 연도별 Mobile Offshore 주문서 비교 Table )

MOBILE OFFSHORE 주문서는 2019년 2월 초에 607대를 기록하고 있으며 작년 같은 기간에 비해 20% 감소했다. 총 계

약 투자 가치는 734억 달러에 달했고 총 145개의 PSV가 총 주문서의 24%에 해당하며 101개 MODU가 약 17%를 차지했

다. 또한 총 주문량의 63%를 중국 조선소가 차지하고 있으며 아시아 조선소는 16%, 유럽 조선소는 10%를 차지한다. 이는

작년 지역별 평균 수준과 거의 동일하다.

월간데이터해양설비별 운영 현황

원유 및 LNG 가격

115


월간데이터

ContractingNumber of Units

%(/Total)2015 2016 2017 2018 2019 Jan

Survey 11 10 4 5

Mobile Offshore Drilling 8 5 0 2

Construction 94 65 33 42 1 25%

Mobile Offshore Production 8 2 13 9

Logistics 26 8 23 22

AHTS 55 3 1 1

PSV 23 4 5 15

Rescue & Salvage 3 2 3 2 3 75%

Utility Support 53 19 17 0


Value $bn 15.6 5.5 13.4 9.4 0.1

( 연도별 Mobile Offshore 계약 물량 비교 Table )

Rep. Date Type Size Unit Delivery Builder Design PriceOwner /

Operator

JAN-19 ERRV 4,732 HP SEP-20HAVYARD

LEIRVIK

SENTINEL

MARINE

JAN-19 ERRV 4,732 HPOCT-

20

SENTINEL

MARINE

JAN-19 ERRV 4,732 HPNOV-

20

SENTINEL

MARINE

JAN-19

SELF

ELEVATING

PLATFORM

JUL-19LAMPRELL

HAMRIYAHCONVERSION PERENCO

(2019년 1월에 계약이 확정된 신조 & 개조 프로젝트)

4건의 MOBILE OFFSHORE 계약은 2019년 1월에 발표되었으며, 2018년 전체 98개 계약에 이어 진행되었다. 여기에는

SENTINEL MARINE이 중국 조선소에 주문한 3척의 4,732 HP ERRV가 포함되어 있다. 모든 설비는 DP2 동적 위치 제어

시스템과 FiFi 1 소방 표기법을 갖게 되며, 선박 인도는 2020년 하반기로 예정되어 있다.

DeliveriesNumber of Units

%(/Total)2015 2016 2017 2018 2019 Jan

Survey 18 18 11 4

Mobile Offshore Drilling 37 27 18 14 2 15.4%

Construction 95 91 76 81 6 46.2%

Mobile Offshore Production 9 17 16 15

Logistics 26 25 24 22

116

DeliveriesNumber of Units

%(/Total)2015 2016 2017 2018 2019 Jan

AHTS 86 60 39 30 1 7.7%

PSV 132 81 42 32 4 30.8%

Rescue & Salvage 25 6 5 6

Utility Support 117 61 26 37


( 연도별 Mobile Offshore 인도 물량 비교 Table )

Name Type Size Unit Delivery Builder Design PriceOwner /

Operator

ZHEN HUA 35HEAVY LIFT /

TRANSPORTJAN-19

HYUNDAI HI

(ULSAN)CONVERSION

SHANGHAI

ZHENHUA

BZ 34-9

CEPAFIXED JAN-19 CNOOC

BALTIM

SOUTH WESTFIXED JAN-19 ENI

CA TAM

CTC1-WHPFIXED JAN-19 PETROVIETNAM

SKANDI

OLINDA

CABLE &

FLEXIBLE PIPE

LAYER

140 LOA JAN-19 VARD PROMAR VARD 3 16DOF

MANAGEMENT

DEER ISLAND PSV 5,924 DWT JAN-19 GULF SHIP ECO

VIVEKANAND

3

JACK-UP

DRILLING

UNIT

350 WDft JAN-19COSCO DALIAN

SY

LETOURNEAU

SUPER 116-E

$m

184.00FORESIGHT

RAWABI 502 ROV SUPPORT 90 LOA JAN-19 GUANGXIN SB FOCAL 532GMG

GUANGDONG

XIN HAI TENG

CUT. SUCT./

BUCK. WHL.

DREDGER

JAN-19 HAIXIN HIJIANGSU

HAIHONG

MAERSK

MAKERAHTS 23,856 HP JAN-19 KLEVEN VERFT SALT 200 A.P. MOLLER

A100 PSV 3,775 DWT JAN-19MAWEI SB

(MAWEI)

FUJIAN

SHIPBUILDING

117


Name Type Size Unit Delivery Builder Design PriceOwner /

Operator

DEEPSEA

NORDKAPP

SEMI-SUB.

DRILLING

UNIT

6,560 WDft JAN-19 SAMSUNG HI MOSS CS 60$m

800.00

ODFJELL

DRILLING

OUYANG 1

WIND

TURBINE

INSTALLATION

JAN-19DAYANG

OFFSHORE

OUYANG

OFFSHORE

SUMMIT PSA

4AHTS 7,370 HP JAN-19

GUANGZHOU

SHUNHAI SY

PSA

INTERNATIONAL

LIBBY L

MCCALL

CREW/FAST

SUPPLY359 DWT JAN-19 GULF CRAFT SEACOR MARINE

SEACOSCO

CONGOPSV 4,200 DWT JAN-19

COSCO HI

(GUANGDONG)UT 771 WP

SEACOSCO

OFFSHORE

DEEP

DISCOVERER

DIVE

SUPPORT121 LOA JAN-19

VARD

SOEVIKNESVARD 3 03 TECHNIPFMC

TOPAZ

TIAMAT

MULTI-

PURPOSE

SUPPORT

98 LOA JAN-19VARD

BRATTVAAGVARD 3 08

$m

57.50TOPAZ ENERGY

TOPAZ

TANGAROA

MULTI-

PURPOSE

SUPPORT

98 LOA JAN-19VARD

BRATTVAAGVARD 3 08

$m

57.50TOPAZ ENERGY

QIANG FENG

1800

DERRICK

/ CRANE

VESSEL

1,800 SWL JAN-19SHANGHAI

ZHENHUA

ZHEJIANG

QIANGFENG

( 2019년 1월에 인도가 확정된 신조 & 개조 프로젝트 )

2019년 1월에는 MOBILE OFFSHORE 선단에 총 13대의 설비가 인도되었지만 2018년 1월에 비해 58%의 감소가 있었

다. MDU 부문에서는 1월에 2척이 인도되었다. 삼성중공업은 반잠수식 시추 장비 "DEEPSEA NORDKAPP"를 노르웨이

소유주인 ODFJELL DRILLING에게 인도했다. 'MOSS CS 60'디자인 설비는 원래 2013년에 주문되었지만 2018년 4월에

ODFJELL에 재판매되었으며 노르웨이 대륙붕에서의 시추 작업을 위해 2년 동안 AKER BP와 계약될 예정이다. 그 사이에,

FORESIGHT는 중국 야드 COSCO DALIAN로부터 잭업 드릴링 장비 "VIVEKANAND 3"을 인도받았다. 'LETOURNEAU

SUPER 116-E'설계 장비는 원래 2014년에 계약했으며 중동에서의 운영을 위해 아부다비 국영 석유 회사(ADNOC)에 3년

동안 용선될 것이다. 다른 곳에서는 VARD의 브라질 야드인 VARD PROMAR가 PIPELAY SUPPORT VESSEL "SKANDI

OLINDA"를 DOF SUBSEA에 인도했다. 이 설비는 3척의 자매 선박과 함께 PETROBRAS에 용선될 것이고 CAMPOS,

SANTOS 및 ESPIRITO SANTO BASIN에 배치될 것이다.

118

FleetNumber of Units

2019 예상2015 2016 2017 2018 2019 Jan

Total Mobile Offshore 12,810 12,978 13,028 13,052 13,051 13,064

% growth 2.5% 1.3% 0.4% 0.2% 0.0% 0.1%

( 연도별 총 Mobile Offshore 선단 및 2018년 예상 선단 )

1월에는 총 5건의 OSV 및 잭업 드릴링 장비를 포함해 총 14건의 MOBILE OFFSHORE 해체 및 철거가 보고되었다. 한편,

2019년 2월 현재 총 MOBILE OFFSHORE 선단은 13,051대를 기록했다. 2019년 전체 기간에 201대가 인도될 것으로 예

상되며 해체 및 철거가 189대에 이를 것으로 예상된다. MOBILE OFFSHORE 선단은 2019년 말에 13,064대로 기대하며

2019년 초 대비 약간 증가한 수치이다.

World Mobile Offshore Fleet

(Clarkson Yard Monitoring, 2019년 2월호)

Offshore Fleet Development & Forecast

(Clarkson Yard Monitoring, 2019년 2월호)

119


Rig의 수요공급(Supply and Demand) 요약

국제 Rig의 수요요구

2019년 2월 초 잭업과 플로터 선단의 통합 가동률은 70%로 전년 대비 4 포인트 증가했다. 잭업에 대한 수요는 전년 대비

9% 증가한 것과 같이 완만한 상승을 보여줬으나 플로터 부문의 상황은 다소 변동성을 유지하고 있다. 2019년 2월 초 플로

터 리그에 대한 수요는 전년 대비 4% 하락했다.

1981년에 제작된 "AL - DOHA"라는 잭업이 2019년 1월에 선단에서 제거되었다. 해체 활동은 해양 경기 침체가 시작된 이

래로 왕성하게 유지되었으며, 2014년 이래로 216대의 장비가 선단에서 철거되거나 개조되었다.

리그 DAYRATE 평가는 일반적으로 침체 상태이지만 1월에는 약간의 상승 움직임이 보였다. 월 말에 미국 GoM의 저사양 잭

업에 대한 RATE 평가는 지난달 대비 8% 증가로 하루 6만~7만 달러에 머물렀지만 중동 지역의 고사양 잭업에 대한 평가는

지난달 대비 7% 증가하여 6만~9만 5천 달러에 달했다. RATE 상향 조정은 소유주에게 긍정적으로 볼 수 있지만(적어도 지

난 2년 동안의 최저치와 비교했을 때) 대부분의 RATE 평가는 2014년 이전 최고치에 비해 여전히 매우 침체된 상태이다.

RIG SUPPLY AND DEMAND

2019년 2월 초 잭업 및 플로터 선단의 통합 가동률은 70%로 보였으며, 지난달 대비 1% 포인트 증가했고 전년 대비 4% 증

가했다. 반면 2017년 초에는 통합 선단의 가동률이 64%로 나타났었다.

RIG CONTRACTING & TENDERS

24개의 장비가 2019년 1월에 발표되었다. 이 보고된 용선 중 19건은 잭업(12개월 기간 중 11회 또는 이상, 12개월 미만 단

기 기간 중 8회) 및 5건은 플로터(모두 12개월 미만)였다.

1월에는 6대의 잭업 리그를 포함하는 장기간 계속 진행되어 온 ONGC 입찰의 결과를 볼 수 있었다. 이 계약은 구형

과 현대식 설비를 혼합하기 위해 수여되었다. 여기에는 "ABAN III"(1974년 건조), "ABAN IV"(1983년 건조) 및 "RON

TAPPMEYER"(1978년 BULLT)와 "DISCOVERY 1"(2008년 건조) "GREATDRILL CHITRA" 2009년 건조), "JINDAL

STAR"(2013년 건조) 등이 있다. 용선은 하루 약 26-28,000달러에 해당하는 DAYRATE가 있는 것으로 보고되었으며 이

RATE는 2017년 말 ONGC의 마지막 잭업 입찰에서 얻은 RATE와 비슷하다. 비록 이러한 RATE는 세계 표준에 비해 낮지만

최근 몇 년 동안 인도 입찰은 세계적으로 달성된 최저 DAYRATE라는 결과를 낳는 경향이 있음을 기억해야 한다. 다른 지역

의 JACK-UP DAYRATE 평가는 더 높게 유지되고 있으며, 어떤 경우에는 최근 몇 개월 동안 어느 정도 상승하는 움직임을

보였다.

RIG DELIVERIES

2019년 1월 2대의 리그 설비가 인도되었다. COSCO DALIAN에서 제작한 "VIVEKANAND 3"과 삼성중공업에서 제작한

"DEEPSEA NORDKAPP"이다. 두 리그 설비는 해상 경기 침체로 인한 리그 부문의 전반적인 약세로 인해 인도가 지연되었

던 것을 볼 수 있다. 2014년 5월 계약을 맺고 2017년 중반에 착수한 "VIVEKANAND 3"은 ADNOC 운영을 위해 중동으로

이전하고 "DEEPSEA NORDKAPP"("STENA MIDMAX")는 2013년 7월에 계약되었으며 2015년 11월에 착수했다. 이 리

그 설비는 2017년 6월 이후 야드에 계속해서 있었으며 원래 소유주인 STENA DRILLING 계약에서 벗어나 2018년 4월에

ODFJELL DRILLING에 5억 500만 달러에 재판매되었다.

중국 이외 지역의 야드(주로 싱가포르와 한국)는 중국보다 지난 18개월 동안 재판매를 진행하는데 더 많은 진전을 보였으며,

이는 중국 이외의 야드에서 더 많이 할인할 가능성이 높기 때문으로 보인다.

120

RIG SCRAPPING, STACKING AND SALES

Rig Demolitions & Removals

(Clarkson Offshore Drilling Rig, 2019년 2월호)

Rig Conversions Out


2019년 1월에는 1대의 리그가 선단에서 제거되었으며 이는 1981년에 제작된 GULF DRILLING NTERNATIONAL이 소유

한 "AL - DOHA"이다. 2014년 이후로 매년 왕성한 해체 활동 수준을 보였다(2015년에서 2017년 사이에 매년 50단위가 제

거된 반면 2018년에는 41단위가 제거된 것으로 나타남). 증가된 해체 및 개조 활동이 2019년까지 계속될 것이라는 보장은

없지만, 소유주가 시장 균형을 맞추기 위해서 과잉 공급의 우세한 수준과 싸우는데 더 많은 해체가 필요할 것이라는 기대가

있다.

리그 판매는 2019년 첫 달에 보고된 바가 없다. 그러나 잠재적인 S&P 및 M&A 활동이 어느 정도 진행되고 있다. ENSCO

와 ROWAN의 합병은 2019년 1분기에 마침내 완료될 것으로 예상되며 NORTHERN DRILLING은 작년 12월에 2019년 3

월/4월까지 "COBALT EXPLORER" 구매 옵션을 연장했다. AWILCO DRILLING에는 가혹한 환경에서의 반잠수식 신조에

대한 몇 가지 옵션도 있으며 2019년 3월에 첫 번째 옵션이 만료 예정이다.

2019년 1월 석유 시장에 안정감이 돌아왔다. BRENT BLEND의 가격은 2018년 12월 배럴당 57.24달러였던 것에 비해

2019년 첫 달에는 배럴당 58.40달러였다.

Global Rig Demand


Floater and Jack-Up Dayrates


121


세계의 Rig시장 전망

활동 중인 잭업의 수는 2019년 말에는 전년 대비 7% 증가하여 362대가 될 것으로 예상하며 2020년에는 384대가 될 것으

로 추정된다. 플로터 부문에서 활동 중인 설비의 수는 전년 대비 13% 증가하여 2019년 말까지(2018년 사분기의 급격한 수

요 감소에 따른 낮은 값에서) 143대로 증가할 것으로 예상되며 2020년에는 플로터의 수가 8% 증가하여 155대가 될 것으로

추정된다.

17대의 리그가 2019년에 인도될 것으로 추정되며, 인도 실행률은 2020년에 다시 증가할 것으로 예상된다. 2019년에 인도

는 플로터와 잭업간 대략 균등하게 나누어질 것으로 예상되는 가운데 가혹한 환경에 대한 관심이 증가하면서 이로 인해 플로

팅 설비의 인도를 유도할 것으로 기대하고 있다.

잭업과 플로터 선단의 통합 가동률은 2019년에 6% 포인트 증가할 것으로 예상되며, 2020년에는 추가적으로 4% 포인트

더 증가할 것으로 전망된다. 잭업 부문의 가동률은 2019년에는 6% 포인트 증가하여 77%가 될 것으로 예상되며 2020년에

는 추가로 3% 포인트 증가할 것으로 전망된다. 반면에 플로터 선단의 가동률은 2019년에는 7% 포인트 증가하여 72%가

될 것으로 예상되며 2020년에는 추가적으로 5% 포인트 더 증가할 것으로 전망된다.

Deliveries by Rig Type


Deliveries by Value


Jack-UpsNo. of Units Forecast

2016 2017 2018 2019 Jan 2019 2020

Demand 305 315 337 340 362 384

Growth y-o-y/y-t-d -12% 3% 7% 1% 7% 6%

Active Supply 473 478 477 478 470 482

Growth y-o-y/y-t-d 1% 1% 0% 0% -1% 3%

Working Utilisation 64% 66% 71% 71% 77% 80%

Total Utilisation 55% 56% 61% 62% 66% 71%

Avg. High Spec Dayrate ($'000/day) 93 103 100 100

NB Price - High Spec ($m) 170 170 170 170

(연도별 총 Jack-Up 수요 및 가동률)

122

FloatersNo. of Units Forecast

2016 2017 2018 2019 Jan 2019 2020

Demand 136 133 126 130 143 155

Growth y-o-y/y-t-d -35% -2% -5% 3% 13% 8%

Active Supply 214 200 194 196 200 202

Growth y-o-y/y-t-d -21% -7% -3% 1% 3% 1%



Avg. Ultra-Deep Dayrate ($'000/day) 178 166 152 152

NB Price - Ultra-Deep Drillship ($m) 450 400 400 400

(연도별 총 플로터 수요 및 가동률)

Total Rig Fleet*No. of Units Forecast

2016 2017 2018 2019 Jan 2019 2020

Demand 441 448 463 470 505 539

Growth y-o-y/y-t-d -21% 2% 3% 2% 9% 7%

Active Supply 687 678 671 674 670 684

Growth y-o-y/y-t-d -7% -1% -1% 0% 0% 2%



Supply/Demand Index 71 74 77 84 88 91

MODU Dayrates Index 52 53 49 49

MODU NB Asset Index 73 71 73 73

( 연도별 총 리그 선단(barges / tenders 불포함) 및 예상 수요)

Jack-Up Fleet Growth


Floater Fleet Growth


123


Total Rig FleetNo. of Units 1-Oct-18 Orderbook & Delivery Schedule

2017 2018 No. ,000 GT No. ,000 GT % Fleet̂ 2019 2020 2021+

Jack-Up <=300' 292 278 277 1,556.1 6 47.0 2.2% 0 6 0

Jack-Up >300' 264 272 273 3,046.0 61 766.5 22.3% 31 26 4

Semi-Submersible

<=5,000'69 63 63 1,172.8 4 93.0 6.3% 1 1 2

Semi-Submersible

>5,000' 80 74 75 2,353.6 7 370.6 9.3% 4 3 0

Drillship 118 111 111 6,222.2 20 1,155.3 18.0% 9 9 2

Drill Barge/Tender 145 143 143 673.6 3 42.6 2.1% 1 2 0

RIGS TOTAL 968 941 942 15,024 101 2,475 10.7% 46 47 8

( 종류별 총 리그 선단 및 예상 주문서/인도물량)

Total Rig Forecast Utilisation


Total Rig Contract Cover Forwards


RIG MARKET TRENDS: COMPANIES AND COMPLEXITIES

몇 안 되는 라이센스를 보유한 독립 기업에서부터 글로벌 포트폴리오를 보유한 주요 석유 회사에 이르기까지 많은 종류의 기

업이 해양 산업에서 활동하고 있다. 다양한 범위의 리그 소유주도 국영 기업의 이해관계에서 상장 기업에 이르기까지 경쟁한

다. 해양이 중요한 구조적 변화를 겪게 되는 덕분에 업계에서 핵심 장비 소유주 및 필드 운영자를 검토하는 것이 유용하다.

RIG RUNNERS AND RIDERS

해양 리그 장치 부문에서 가장 큰 소유주는 일반적으로 시장 통합 시기의 도움을 받아 해양 침체(그래프 참조)를 통해 명성을

유지했다. 그럼에도 불구하고, 플로터와 잭업의 소유주 사이에는 여전히 중요한 차이점이 있다. 플로터 측면에서는 국제적인

소유주가 우세하고 선단 규모별로 상위 10개의 플로터 소유주 중 6 기업이 뉴욕 증권 거래소(NYSE)에 상장되어 있으며 나

124

머지는 다른 곳에 상장되어 있다. 민간 소유주는 더 작고 일

반적이지 않으며 이는 플로팅 시추 장비를 확보하고 유지하

는 데 드는 높은 비용을 반영한다. 공적 자금에 대한 접근 없

이는 실현 가능성이 작다.

잭업면에서 상황은 약간 더 복잡하다. 가장 큰 소유주

인 SHELF DRILLING은 다시 공개적으로 상장되지

만, (4번째로 큰 잭업 소유주인 BORR DRILLING과 함

께) 2017~2018까지는 개인 소유였다. 국유 기업 또한

일반적으로 훨씬 더 큰 역할을 한다. CNOOC(33대)과

ADNOC(20대)은 각각 중국과 아부다비는 잭업에 있어서

각각 3위와 5위에 해당하는 소유주이다.

또한 일부 국영 석유 회사들이 직접 소유로 더 많은 리그 용

량을 확보하기 위해 노력하고 있다는 징후가 있다. SAUDI

ARAMCO는 JV 파트너인 ROWAN과 함께 지역 신조 프로

그램(20 UNIT LOCAL NEWBUILDING PROGRAMME)

을 통해 운영하는 국내 설비의 수를 늘리는 것을 기대하고

있으며 TPAO는 2018년에 두 척의 드릴십을 소유주/운영자

로써 인수했다. 이 석유 회사들은 낮은 자산 가격을 이용하

여 설비를 인수할 수 있지만 관할 구역에서 이미 지역 컨텐

츠 요구 사항을 준수하는 기업이 많이 운영되고 있기 때문에

국내 산업계의 참여가 예상보다 크게 제한될 수 있을지도 모

른다.

OPERATORS AND OPERANDS

대부분의 대형 해양 리그 소유주는 일반적으로 2014년 이

후로 시장에서 명성을 유지했지만 대형 석유 회사는 최대 규

모의 확장 가능한 해양 프로젝트에 투자를 집중함으로써 침

체에 대응한 것으로 보인다. 예를 들어, 2015년 초에는 IOC

에 의한 잭업 운영이 16%였으나 2019년 2월에 IOC에 의

해 운영되는 잭업은 단지 10% 정도였다. 소형 업체는 성

숙한 유역에서 일부 면적을 점차적으로 겨냥해왔다. 예를

들어 SICCAR POINT ENERGY는 OMV의 SHETLAND

자산을 2016년에 인수했으며 INEOS와 CHRYSAOR는

CONOCOPHILLIPS 필드를 차지하기 위해 경합을 벌였다.

또한 이와 유사한 인수는 미국 GOM 천해에서 볼 수 있었다.

소규모 사업자의 급증으로 인해 시추 설비의 경쟁이 심화될

지 그들의 제한된 예산으로 인해 전반적인 리그 요구 사항이

감소할지는 시간이 지나봐야 알 수 있을 것이다.

INDUSTRY MOVERS AND SHAKERS

분명히 해양 리그 설비 산업에서 활동하는 업체들의 혼합

(MIX) 정도가 계속해서 발전하고 있다. 명성을 유지하는 가

장 큰 리그 소유주에서 점점 더 중요해지는 작은 필드 운영

자까지 이 분야의 주요 참가자를 면밀히 살펴보는 것이 해양

업계에서 작업하는데 필수적일 것이다.

TOP GLOBAL OWNERS OF JACK-UP AND FLOATER

RIGS

이번 달의 그래프는 주요 증권 거래소 상장과 함께 잭업과

플로터의 최고 소유주를 보여준다. 상장된 회사가 주요 리그

소유주의 대다수를 차지하며 이것은 해양 시추 장비를 확보

하고 유지하는데 드는 높은 비용을 반영한다. SEADRILL 그

룹은 다수의 공공 및 민간단체로 구성되어 있지만, 40개가

넘는 잭업 및 플로터 리그를 소유하고 있다.


125


<Oil & Gas 가격의 단기적 향방>

Crude Oil WTI

• WTI유 가격은 배럴당 58.3달러

• 전월(56.27달러/배럴) 대비

▲ 2.03달러/배럴 (3.61%)

• 전년 동월(62.06달러/배럴) 대비

▼ 3.76달러/배럴 (6.06%)

Crude Oil Brent

• Brent유 가격은 배럴당 67.5달러

• 전월(66.5달러/배럴) 대비

▲ 1달러/배럴 (1.50%)

• 전년 동월(66.05달러/배럴) 대비

▲ 1.45달러/배럴 (2.20%)

Natural Gas

1) US : Henry Hub

• 천연가스 가격은 2.787달러/MMBtu

• 전월(2.646달러/MMBtu) 대비

▲ 0.141달러/MMBtu (5.33%)

• 전년 동월(2.651달러/MMBtu) 대비

▲ 0.136달러/MMBtu (5.13%)

주) 2019.3.18. 기준

출처) http://uk.investing.com, http://www.nasdaq.com

126

<주요서적 및 교육>

본 호에는 관련 기고가 없어 서적에 대한 정보를 진행하지 않습니다.

<교육 진행 예정 교육>

국내의 각 기관별로 예정되어 있는 해양플랜트/해양플랜트 서비스산업 관련 교육을 소개합니다. 소개 기준은 해양플랜트 업

계 지원 중심 과제 및 소식지를 중심으로 마감전인 교육을 대상으로 합니다. 구체적인 내용은 Site를 참조하시거나 진행 기관

으로 문의하시길 바랍니다.

* 관련 교육에 대한 홍보가 필요한 경우는 [email protected] 로 자유양식에 따라 송부해주시면 편집인들의 협

의를 거쳐 등재합니다. 등재에 관련된 일체의 비용은 없으며 각각 교육에 대한 교육명, 교육내용, 일정, 교육장소, 필요시 교

육비등의 내용을 제공해주시면 반영하여 등재합니다.

No. 보고서 제목 및 내용 주관기관 일정 장소

1

교육 명 Ex Awareness

OTTI2019년

4월 5일

한국해양대학교

종합연구관

509호

교육내용

· 방폭의 정의

· 폭발의 요소

· 위험지역 구분

· 방폭 기술

· 방폭 규정

Link Sitehttp://www.otti.or.kr/02_sub/0205.asp?code=0051&mode=view&lectu

recode=19000009

기타정보

국내외 교육 에너지관련 전시회 및 국제 컨퍼런스

127



2

교육 명 Marlins English Language Test for Offshore Workers

OTTI2019년

4월 14일


산학연

ETRS센터

교육내용

1. Marlins English Language Test for Offshore Workers

· Offshore Worker를 위한 Marlins Test는 Offshore Oil & Gas

분야에서 근로자의 영어 이해 능력을 평가합니다.

· 총 80문제

· 듣기 28문제

· 문법 28문제

· 어휘 17문제

· 시간과 숫자 6문제

· 독해 1문제

· Marlins 영어 시험(Marlins English Language Test)은 합격 또는

불합격의 시험이 아닌, 응시자의 능력을 인증하는 시험입니다.

· Certificate(Test 결과) 유효 기간은 요구하는 각 업체/기관에서

별도로 정합니다.


recode=18000291

3

교육 명 IECEx 001 Ex - Awareness

OTTI

2019년

4월 13일~

14일


종합연구관

520호

교육내용

· IEC 60079 시리즈 및 OD 504에 언급되어 있는 the

competence requirement

· 폭발물의 특징/ 방폭 구역 분류 / 방폭의 기본 요건 / 폭발위험이

있는 환경에서 일하기 위한 HSE 필수 조건 / 잠재적인 폭발

구역에서 방폭 장비와 설치에 대한 규정과 책임 / 방폭 장비에

대한 자격증 시스템 / 폭발방지를 위한 방법 / 방폭 장비를 위한

방법 / 방폭장비표기 / 방폭장비의 외관검사


recode=19000010

128


4

교육 명 ASNT RT (Radiographic Testing)

OTTI

2019년

4월 19일

~21일


종합연구권

509호

교육내용

Introduction

· Principles / Theory / Nature of penetrating raditation

· Interaction between penetrating radiation and matter

· Imaging by film / Imaging by electronic devices

Equipment / Materials

· Electrically generated sources / X-ray Sources

Imaging

· Film-Principles-Properties

· Fluoroscopy

Techniques / Calibration / Imaging Considerations / Sensitivity / Contrast and definition / Geometric Factors

Radiographic Techniques

· Blocking and filtering / Enlargement and protection

· Streoraiograph Y

Interpretation / Evaluation

· Material Considerations / Material Processing as it affects use of item and test result

· Discontinuities, their cause and effects

Procedures

· Preparation of work specific procedure

Safety and Health

· Exposure hazards / Occupational dose limit


recode=19000018

5

교육 명 International Rope Access Trade Association Level 1

OTTI

2019년

4월 22일

~26일

프라임

코리아시니어

(경남 양산시)

교육내용

· 산업현장에서 로프접근의 활용

· 사용 장비의 이해 및 검사

· 로프 접근 시스템 설치

· 로프접근 실습(1~11’동작)

· 로프접근을 이용한 인명구조 등


recode=18000269

129



6

교육 명 EPC 국제계약 실무(FIDIC을중심으로) 재직자 과정

KOPIA

2019년

4월 18일

~19일

플랜트교육본부

(서울 구로)교육내용

· 계약 형성, EPC 계약(FIDIC 포함)의 배경, 특성 및 risk 파악, EPC

contract management

· EPC 분쟁 사례 분석 및 적용

Link Sitehttp://edu.kopia.or.kr/course/course_view.php?para_catcode=1112000

0&start_date=2019-04-18&prdcode=1901230007&cate_code=

7

교육 명 플랜트 해양구조설계 실무 재직자 과정(Fixed Platform)Ⅰ

KOPIA

2019년

4월 22일

~23일

지방소재 교육장

(미정)교육내용

· 해양플랜트의 이해

ㅇ 해양플랜트 개발과정

- 탐사 이해하기

- 평가하기

- 해상 유전 개발 이해하기

ㅇ 해양플랜트의 특성

- 형태별 해양구조물 파악하기

- 수심별 해양구조물 파악하기

- System별 해양구조물 파악하기

ㅇ 해양플랜트의 특성 및 Market

- 설계시 고려해야할 하중조건 파악하기

- Process 특징 파악하기

- 해외플랜트 건설시장 수주현황 이해하기

· 기본설계

ㅇ 기본계획수립

- 고정해양구조물 설계 하기

- 기술적 Data 조사 및 검토하기

- 구조강 및 부재 Type 선정하기

ㅇ Topside Deck 기본 설계

- Topside Deck 배치계획하기

- 시추 / 생산 및 처리 설비 배치 계획하기

- Preliminary 구조설계하기

ㅇ 고정식 하부구조 기본설계

- Jacket의 초기설계하기

- Structural Steel Design하기

- In-Place Analysis



130


8

교육 명 플랜트 해양구조설계 실무 재직자 과정(Fixed Platform) Ⅱ

KOPIA

2019년

4월 24일

~26일



· 상세설계 1

ㅇ 설계 기준서 작성

ㅇ In-Service Analysis

ㅇ Pre-Service Analysis

· 상세설계 2

ㅇ Misc. Structural 구성하기

ㅇ AISC & Detail Calculation(계산)하기

ㅇ Hand Calculation(계산)하기

ㅇ Topside Float-over하기

ㅇ Weight Control(통제)하기

· 상세설계 3

ㅇ 구매 설계 절치

- 강재 제작 처 선정 기준/절차 파악하기

- 강재 재질 대체 필요성 파악하기

- 주요 해양 강재 종류 확인하기 등

ㅇ 상세설계 도면

- General & Typical 도면 종류 및 주요 관리 항목 숙지하기

- Primary Steel (주요 강재) 도면 종류 및 주요 관리 항목

숙지하기 등

· 설계관리

ㅇ 협업 및 회의

- Kick-Off meeting 목적 및 주요 협의 내용 파악하기

- Engineering Workshop 목적 및 협의 내용 작성 방법

파악하기 등

ㅇ 설계 수행 계획

- 설계 수행 계획 작성 목적 이해하기

- 설계 조직도 작성 및 해외 파견/철수 계획 작성하기 등

ㅇ 위험 항목 관리

- 해양 공사의 주요 일정 및, 각 주요 절점 별 위험 항목들 관리

방안 숙지하기



131



9

교육 명 해양플랜트 프로젝트관리 역량강화 재직자 과정

KOPIA

2019년

4월 22일

~26일



· 해양플랜트 산업의 이해 ㅇ 해양플랜트 정의 ㅇ 해양플랜트 산업 및 특성 ㅇ 해양플랜트 시장 동향 · 해양플랜트 종류 및 특징 ㅇ 해양플랜트 종류 및 특징 ㅇ 관련기관 ㅇ 해양플랜트 전문용어 · Drilling & Subsea URF / Deck Machinery & Mooring ㅇ 해저석유와 시추 일반 ㅇ Drilling ㅇ Subsea / Commissioning

· 해양플랜트 기술 특성 ㅇ 육상 / 해양 플랜트 비교 ㅇ 해양플랜트 설계 기초해 ㅇ 해양플랜트 자격증 정보 · 해양플랜트 전문관리 기술 ㅇ 공사관리 ㅇ 설계 / 구매 / 생산 관리 ㅇ 기수행공사에서의 교훈점 · 해양플랜트와 특허 ㅇ 해양플랜트 적용 사례 ㅇ IP-R&D 방법론 ㅇ 특허명세서 바로 읽기 · 해양플랜트와 리스크 관리 ㅇ 해양플랜트 공사계약 특성 ㅇ 견적설계와 중량추산 ㅇ EPC Risk Management · 기자재 국산화 ㅇ 기자재 국산화 중요성 ㅇ 국산화 및 표준화 과제 ㅇ 입찰자격심사(PQ)

· 해양플랜트 최신 기술동향 및 전망 ㅇ 관련기관 최신동향 정보 ㅇ 프로젝트 최신동향 정보 ㅇ 기술동향 및 전망



132

에너지관련 전시회 및 국제 컨퍼런스(International Conference) 정보

해외에서 2019년 4월과 5월에 개최되는 Offshore 에너지산업 관련 전시회 및 국제 컨퍼런스 일정을 소개합니다.

에너지관련 전시회 및 국제 컨퍼런스(International Conference)

번호 국가/지역 행 사 명 개최일 주최기관

1 중국/상하이International Conference & Exhibition on

Liquefied Natural Gas4.1 CWC

2 미국/어빙Independent Petroleum Association of

America (IPAA) and Texas Alliance of Ene4.2 IPAA

3 레바논/베이루트Lebanon International Oil & Gas Summit

(LIOG)4.2 LIOG

4 싱가포르 Seapex Exploration Conference (SEC2019) 4.2 SEAPEX

5멕시코/

멕시코시티Mexico Energy Assembly 4.3 Energy Council

6 미국/갤버스턴SPE International Conference on Oilfield

Chemistry4.8 SPE

7 프랑스/포20th European Symposium on Improved Oil

Recovery 4.8 EAGE

8미국/

오클라호마시티SPE Oklahoma City Oil & Gas Symposium 4.9 SPE

9네덜란드/

암스테르담

IADC/SPE Managed Pressure Drilling &

Underbalanced Operations Conference &

Exhibition

4.9 SPE

10 인도/뭄바이 SPE Oil & Gas India Conference & Exhibition 4.9 SPE

11 미국/피닉스API Pipeline Conference & Control Room

Forum4.9 API

12 독일/베를린 Energy Storage Innovations Europe 2019 4.10 IDTechEx

13 이탈리아/로마International Conference on Combustion &

Processes4.10 International ASET Inc

14 미국/샌 안토니오Gas Processors Association (GPA)

Midstream Convention4.14

GPA Midstream

Association

15사우디아라비아/

담맘

2019 Annual Technical Symposium and

Exhibition4.14 SPE

16 오만/무스카트Oman Downstream Exhibition &

Conference4.15 OMAN EXPO

17 이탈리아/베니스Global Congress on Renewable & Non-

Renewable Energy 20194.16 Congizance Scientific

133


번호 국가/지역 행 사 명 개최일 주최기관

18 영국/런던Oil & Fuel Supply Chain Security Summit

20194.16 IQPC

19말레이시아/

쿠알라룸푸르

SPE Symposium: Asia Pacific Health,

Safety, Security, Environment and Social

Responsibility

4.23 SPE

20 미국/산호세Society of Petroleum Engineers (SPE)

Western Regional Meeting4.23 SPE

21러시아/

모스크바

Moscow International Oil & Gas Exhibition

(MIOGE)4.23 ITE

22몰타/

세인트 줄리앙스International LNG Congress 4.29 BGS

23 미국/갤버스턴 RefComm Galveston 4.29 Refining Community

24 이란/테헤란Iran International Oil, Gas, Refining &

Petrochemical Exhibition5.1 N.I.O.C

25 미국/휴스턴12th Annual Sub-Saharan Africa Oil/Gas

Conference 20195.2 energycorporateafrica

26미국/

휴스턴

2019 Offshore Technology Conference

(OTC)5.6 OTC

27리투아니아/

빌뉴스CEE Small-Scale LNG Forum 5.7 ALJ GROUP

28미국/

더 우드랜드

SPE Gulf Coast Section Electric Submersible

Pumps Symposium5.13 SPE

29 캐나다/캘거리 GeoConvention 5.13GeoConvention

Partnership

30노르웨이/

베르겐SPE Norway One Day Seminar 5.14 SPE

31 미국/휴스턴IADC Drilling Onshore Conference &

Exhibition5.16 IADC

32키프로스/

리마솔World Fuel Oil Summit XII 5.16 AEP

33 일본/오사카 World Congress on Petroleum & Refinery 5.20 Conference Series LLC

34 캐나다/벤쿠버 Canada Gas & LNG Exhibition & Conference 5.21 dmg events

35 미국/휴스턴 Petroleum Network Education Conferences 5.21 PennWell

36 캐나다/캘거리 Canada Assembly & Dinner 5.30 Oil & Gas Council

37아제르바이잔/

바쿠International Caspian Oil & Gas Conference 5.30 ITE

134

<전월호 오류사항 및 집필진 의견>

Offshore business 의 내용상의 오류 및 정정사항은 입수되지 않았습니다.

Page 호 의견

구독자 의견

2019년 부터는 전월호에 대한 구독자 의견 및 답변을 아래의 표와 같이 정리하여 제공할 예정입니다

# 의견사항 집필진 답변

1

전월호 평가 및 집필진 의견

135


<용어>

본 월호에서 사용한 용어에 대한 설명은 아래 같으며 과제 종료시 해양플랜트 관련 용어집을 제작할 예정입니다.

# 용어 설명

1

Exclusive

Economic

Zone

배타적 경제 수역(排他的經濟水域, 영어: Exclusive Economic Zone, EEZ)은 해양법에

관한 국제 연합 협약(UNCLOS)에 근거해서 설정되는 경제적인 주권이 미치는 수역을

지칭. 연안국은 유엔 해양법 조약에 근거한 국내법을 제정하는 것으로 자국의 연안으로부터

200해리(약 370km)의 범위 내의 수산자원 및 광물자원 등의 비생물자원의 탐사와 개발에

관한 권리를 얻을 수 있는 대신 자원의 관리나 해양 오염 방지의 의무를 가짐.

하지만 영해와 달리 영유권이 인정되지 않아 경제 활동의 목적이 없으면 타국의 선박 항해가

가능함. 통신. 및 수송을 위한 케이블이나 파이프의 설치도 가능

2Offtake

Agreement

일반적으로 (천연)자원생산자와 자원구매자 또는 자원생산자와 이 자원을 이용한 미래 상품

판매자와의 계약. 이 계약은 미래의 시장 규모를 예측하고 최적화된 생산 설비 구축 등을 위해,

생산을 위한 설비 구축 전에 이루어지는 것이 일반적임. 또한, 설비구축 및 생산 시작 전에

수요를 확보하면, 설비 구축을 위한 재원 마련이 용이함

3 infill well

기존에 개발된 유전에서 생산 확대를 위한 또는 그 방법을 찾기 위한 테스트를 수행하는 추가

유정을 지칭. 일반적으로 상업적 매장량 확인 후 시추작업 시, 시추용 유정과 별도로 주변에

미리 Infill Well에 대한 시공을 병행하기도 함

4appraisal

well

탐사 단계에서 탐사 예정지에 상업적으로 충분한 매장량, 성분 등을 감정하기 위한 탐사 유정을

지칭. 감정 우물은 탐사 및 분석을 통해 장기간 지속될 수 있는 탄화수소인지를 판단하기 위한

물리적 양과 성분, 유체의 흐름 및 유체의 양 등과 같은 정보를 취득함

7Subsea Tie

Back

최근 해양플랜트 산업에서 자주 볼 수 있는 용어로서, 지금과 같은 저유가 환경으로 신규

프로젝트 진행이 활발하지 않은 경우, 기존의 해양플랜트 설비(고정식/부유식 플랫폼)에

해저(Subsea) 설비의 확장을 통해 연결하는 방식을 지칭함. 신규 subsea 설비 구축에 비해

엄청난 비용 절감과 높은 효율을 보장할 수 있으며, 요즘의 해양구조물에는 미래의 Tie-Back

작업을 위해 여유분의 Riser slots 등을 디자인단계에 적용하는 것이 일반화됨

8

FTSE

Russell

산업 지수

FTSE Russell은 London Stock Exchange Group이 전적으로 소유한 영국의 데이터 제공

업체이다. 이 업체는 다양한 자산군에 대해 선두적인 글로벌 벤치마크와 분석을 제공하며,

이업체가 제공하는 산업 지수 중 하나이다.

9

GPFG’s

benchmark

index

GPFG는 Norway Government Pension Fund Global의 약어로 노르웨이 국부 펀드를

의미하며 Benchmark index는 노르웨이 국부 펀드에서 FTSE Russell 지수와 Bloomberg

지수를 참고하여 발표하는 지수이다

용어 및 자료출처

136

# 용어 설명

10 Digital Twin 실제 제작될 또는 제작된 선체 또는 플랫폼과 동일한 형태의 모델을 컴퓨터로 구현한 형상

11Improved Oil

recovery

Enhanced Oil Recovery라고도 불리며 유정의 압력 감소 등의 이유로 원유 생산량이 줄어들

때 협의의 개념으로는 물 또는 가스를 주입시켜 석유 생산량을 증가시키는 기술을 말하며,

광의의 개념으로는 석유 생산 또는 매장량 대비 원유 회수율을 증가시키는 모든 활동을 의미

한다.

주요 기술 : fluid expansion, rock compressibility, gravitational drainage, pressure decline

and natural waterdrive or gasdrive.

12 PSAPetroleum Safety Authority의 약어로 노르웨이 석유/에너지 부처 소속의 석유 관리국

해양 원유 생산 플랫폼의 운영 기준과 안전 관리를 담당함

13 Transducer

측정하려는 물리적, 화학적인 양을 전송하거나 지시하거나 하기 쉬운 다른 양으로 바꾸는

조작을 변환이라 하고, 변환하는 장치를 변환기라 한다. 전기량으로 변환하는 방법으로서 전압

변환, 임피던스 변환, 시간 변환 등이 있다. 전압 변환은 열전 현상, 압전 현상, 자기 일그러짐

현상, 광전 현상, 전자 유도 등의 각종 현상을 이용하고 있고, 임피던스 변환은 저항, 인덕턴스,

정전 용량 등이 피측정량에 따라서 변화하는 현상을 이용하고 있다. 시간 변환은 피측정량을

주파수나 펄스수 등으로 변환하는 것이다.

[네이버 지식백과] 변환기 [transducer, 變換器] (전자용어사전, 1995. 3. 1., 월간전자기술

편집위원회)

14 FSO Floating Storage Offloading의 약어로 주로 고정식 플랫폼과 함께 설치되어, 플랫폼에서

생산된 원유를 저장하고 셔틀탱커로 이송시키는 역할을 하는 해양 구조물.

15 FLNG Floating Liquefaction Natural Gas의 약어로 육상의 액화 LNG 플랜트를 선박 형태의

구조물로 해상에 설치한 해양 플랫폼

16 EPCIC‘Engineering, procurement, construction, project management, installation and

commissioning’의 약자, 일반적으로 운영권을 가진 회사에게 주는 계약상 작업 범위

137


<자료 출처>

62호의 자료출처는 하기와 같습니다.

목 차 출 처 링크 주소

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for-eni-mexico-project

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ISSN 2586-0453

집필진 한성종, 서영균, 조맹익, 성기영 외

발행처 한국해양과학기술원 부설

선박해양플랜트연구소(www.kriso.re.kr)

해양플랜트산업지원센터

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ISSN : 2586-0453 Offshore Business는 선박해양플랜트연구소 …