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논문 기본 정보
- 자료유형
- 연구보고서
- 저자정보
- 발행연도
- 2008.12
- 수록면
- 1 - 125 (141page)
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1. 연구의 필요성 및 목적
1970년대 두 차례 석유위기 이후 1980~90년대에 비교적 안정되어 있던 국제유가가 2002년 이후 다시 급속히 상승한 것을 우리는 '新고유가'라 부르고 있다. 이러한 급속한 유가 상승과 더불어 석유의 생산피크 또는 석유자원의 고갈에 관한 논란이 일고 있다. 일부 지질학자들이 2010년 이전에 석유의 생산이 피크에 도달한 후 감 소할 것이라는 주장이 국제유가의 급등과 맞물려 큰 관심의 대상이 되고 있는 것이다. 특히 2008년 상반기 국제유가가 급등하자 혹자는 그 원인의 하나로 이른바 '피크오일 심리(peak oil psychology)'를 들기도 하였다. 한편, 석유자원의 생산피크 또는 고갈 문제에 관한 논란이 일면서 전통석유(conventional oil)에 대한 대안으로 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유(non-conventional oil) 자원의 개발에 대한 관심 역시 크게 증가하고 있다 따라서 석 유자원의 생산피크에 대한 논란과 비전통석유의 개발 가능성을 함께 검토해 볼 필요가 있다.
본 연구는 「新고유가 대응전략 연구」의 제 2차년도 연구로서 석유의 생산피크 논란에 관해 검토하는 한편, 비전통석유 개발의 동향을 분석하고 전망하여 시사점을 제공하고자 한다. 석유의 생산피크 논란을 검토하기 위해서는 문헌조사를 통해 생산피크가 도래 했다는 주장과 생산피크는 가변적이라는 주장, 그리고 생산피크 논의가 무의미하다는 주장으로 구분하여 그 내용을 분석ㆍ정리하였다. 이어서 비전통석유의 개념과 특징을 설명한 후, 캐나다의 오일샌드와 베네수엘라의 초중질유를 분석 대상으로 선정하여 매장량과 생산기술, 개발투자 동향 등을 살펴보았다. 마지막으로 오일샌드 및 초중질유의 공급비용과 개발 여건 등 비전통석유의 경제성과 향후 개발 가능성을 검토하고 비전통석유의 개발전략 수립을 위한 시사점을 도출하였다.
2. 주요 연구내용 및 결과
먼저 석유자원의 생산피크에 대한 논의는 세 가지 흐름으로 나누어 볼 수 있다. 첫째는 허버트(Hubbert)와 동일한 통계모형과 전제 조건 등을 이용하여 생산피크 시점이 가까운 장래에 도래할 것이 라고 주장하는 연구들이다. 둘째는 허버트의 통계모형을 사용하되, 모형 내 입력되는 자료나 전제조건의 다양성을 용인함으로써 생산 피크 시점은 매우 가변적일 수 있고 단기간 내에 도래할 가능성이 크지 않다고 주장하는 연구들이다. 셋째는 지질학적 관점에 입각한 생산피크 시점의 분석이 무의미하다고 주장하며, 경제학적인 관점의 접근을 시도하는 연구들이다.
기존의 연구에서 석유의 생산피크 시점에 대한 논란은 몇 개의 주요한 가정에서 비롯되는 것으로 판단된다. 피크시점 추정의 주요 가정은 매장 자원량(resources in place), 회수효율(recovery efficiency), 석유소비증가(crude oil consumption), 피크시점 고갈상태 (state of depletion at peak)이다. 그런데 매장 자원량은 전통석유의 경우 6조~10조 배럴, 비전통석유의 경우 2조~8조 배럴의 범위에서 추정 또는 가정하고 있다. 회수효율은 22%에서 55%까지 추정 또는 가정하고 있다. 석유수요 증가율은 여러 기관의 전망에서 연평균 증가율을 0~2%로 보고 있다. 피크시점 고갈율도 대개 50%를 가정하고 있지만 신축적으로 적용될 수 있다.
이처럼 석유의 생산피크 시점에 대한 분석결과가 그 전제조건에 따라 가변적일 수밖에 없는 한계를 가지고 있다면, 생산피크는 지질학적 관점 보다는 경제학적 관점에서 조망하는 것이 설득력이 있다. 즉, 우리가 사용할 수 있는 석유자원의 규모가 가격과 기술에 의해 변동될 수 있다면, 굳이 불확실한 지질 자료에 근거해 생산피크 시점을 논의하는 것이 큰 의미가 없다는 것이다.
전통석유 외에 비전통석유 등 다양한 자원들이 지구에는 여전히 많이 존재하고 있기 때문에, 고유가의 영향과 기술 발전으로 탐사 성공률과 회수효율이 증대된다면 석유의 생산피크 시점은 연기될 수 있는 것이다. 그러므로 실제적인 문제는 '지하'에 있는 것이 아니라 '지상'에 있다고 볼 수 있다. 우리가 해결해야할 문제는 탐사 및 회수 기술의 개선, 자원보유국의 상류부문에 대한 접근성 제고 및 투자의 촉진 등이다.
다음으로 비전통석유는 아직 세계 석유공급에서 차지하는 비중은 미미하지만, 고유가와 더불어 투자가치가 상승함에 따라 산유국뿐만 아니라 소비국들도 개발투자를 확대하고 있다. 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유 개발 투자에 영향을 미치는 요소는 매우 다양하고, 채굴방식에 따라 고려해야 할 사항도 다르지만, 가장 중요한 것은 비튜멘(bitumen)의 생산비, 수송비, 그리고 판매가격이다.
일반적으로 비튜멘 가격은 경질원유의 50~60% 수준에서 결정되어 왔다. 캐나다석유생산자협회(CAPP)에 따르면, 비튜멘의 회수방식에 따라 운영비와 공급단가가 각각 다르지만, 비튜멘과 경질원유의 가격비를 55%로 가정할 때 국제유가(WTI 기준)가 배럴당 45~55달러 수준이면 오일샌드 개발이 경제성 있는 것으로 평가하였다. 한편 캐나다의 국가에너지위원회(NEB)는 2006년 오일샌드를 채굴하여 천연역청을 추출하는 비용만 배럴당 6~13달러 정도소요 되는 것으로 추정하였다. 그리고 탐사 및 채굴장비 사용에 따른 자본비용을 포함할 경우 오일샌드의 배럴당 생산비용은 13~22달러로 증가하게 된다. 여기에 다시 채굴된 역청유분을 인공합성 원유(SCO)로 개질하는 비용이 추가되면, 최종적인 오일샌드의 공급비용은 배럴당 34달러에서 37달러 수준에 이른다. 그러므로 국제유가가 상승세를 보이기 시작한 2003년 이후 오일샌드 개발의 경제성이 확보된 것으로 평가된다.
캐나다의 오일샌드 생산량은 2010년 하루 200만 배럴, 2015년 하루 300만 배럴에 이르러 캐나다 총 원유생산의 60~70%를 차지할 것으로 예상된다. 고유가로 인해 오일샌드의 개발은 경제성을 가질 수 있고, 지속적인 개발이 가능한 여건이라는 것이다. 또한 캐나다 는 다른 산유국들과는 달리 정치ㆍ사회적 안정으로 개발 리스크가 매우 낮고, 로열티와 세금이 상대적으로 낮은 수준이다. 오일샌드 광구 주변의 인프라가 매우 잘 발달되어 수송에 문제가 없고 미국이라는 확실한 시장이 있어 판매가 용이하다는 것도 장점이다. 그러나 대폭적인 생산량 증가를 위해서는 기술 및 환경 투자가 선행 되어야 할 것으로 보인다. 이산화황과 온실가스 배출 저감과 오일 샌드 채굴, 비튜멘 추출 및 지하회수에서의 효율 증가를 위한 투자가 그것이다.
베네수엘라에서 초중질유를 개발하는 방법은 이제 오리멀젼이 아니라 개질을 통해 인공합성원유(Synthetic Crude Oil)를 생산하는 것이다. 합성원유 생산 수율은 캐나다 오일샌드의 81~90%보다 높은 87~95%이다. 베네수엘라에서 생산되는 초중질유의 생산비용은 일반적으로 캐나다에서 생산되는 비튜멘과 비교해 절반 수준에 불과하다. 캐나다의 오일샌드는 비튜멘을 추출하고 점성을 낮추는데 많은 에너지가 소모되는 반면, 베네수엘라 초중질유는 점성이 낮고 고온 조건에 매장되어 있어 추출에 많은 에너지를 필요로 하지 않기 때문이다.
베네수엘라 정부는 기존의 개발 프로젝트 외에 27개 광구를 획정하고 합작참여회사를 모집하고 있다. 초중질유는 전통원유의 공급을 보완할 수 있을 것으로 전망되기 때문에, 베네수엘라 정부의 석유자원에 대한 영향력 강화와 지분 참여제한에도 불구하고 많은 국제석유회사들의 사업 참여가 예상된다. 베네수엘라는 OPEC으로 부터 오리노코 초중질유를 원유로써 인정받을 경우 세계에서 원유 매장량을 가장 많이 보유한 나라가 된다. 물론 강화되는 계약조건, 국영 PDVSA의 간섭 등 정치적 리스크는 개발 투자에 부정적 요소로 작용할 전망이다.
3. 정책제언
비전통석유 개발에 대한 투자는 어느 정도의 리스크(위험)를 감수할 수밖에 없다. 주요 위험요소로는 미래의 유가 변동과 탐사개발비용 변동과 관련된 가격 및 비용 위험, 투자재원이나 투자수익과 관련된 재무적 위험, 신자원민족주의 경향으로 인한 정치적 위험 등이다. 이러한 위험들은 전통석유이든 비전통석유이든 현재 석유개발사업 참여에 있어 반드시 고려해야 할 요소들이다. 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유개발을 효과적으로 추진하기 위한 정부의 정책방안도 이들 위험을 최소화 시키는 관점에서 강구해야 할 것이다.
가격 및 비용위험을 최소화 하는 방안은 자원개발회사와 정유회사가 긴밀히 연계될 수 있도록 함으로써 원유가격과 비튜멘의 상대가격 변동에 따른 위험을 완화하는 것이다. 또한 비튜멘 정제를 위해 현지에 건설되는 정유회사에 지분을 참여하는 방안이 개발투자와 함께 동시에 검토될 필요가 있다. 이 외에도 헷징 등 금융적인 해결 방안을 모색하거나 타 프로젝트와의 연계를 통해 위험을 분산해야 한다. 재무적 위험에 대한 대책은 정부의 석유개발 지원 규모를 늘리는 것이 가장 확실한 방안이나, 석유개발에 소요되는 막대한 재원을 정부의 재정지원 확충을 통해서만 충당하기에는 한계가 있다. 따라서 정부가 민간부문 투자에 대해 일정부분 투자보증을 해주는 장치를 마련하고, 수익의 일정부분을 정부에 귀속시키는 방안을 마련할 필요가 있다. 마지막으로 정치적 위험에 대한 대책은 정부 차원의 전략적인 자원외교를 바탕으로 진출을 추진하는 것이다. 그 방안의 하나로 ITㆍ플랜트ㆍ사회간접자본 등 국제경쟁력을 갖춘 우리 산업과 현지의 자원개발사업을 연계시키는 ‘패키지형 자원개발사업’이 위험을 줄일 수 있는 대안이 될 수 있을 것이다.
1. Research Purpose
Along with the drastic increase in oil prices, a controversy has broken out over peak oil, which means irreversible declines of global crude oil productions. It all started from the argument issued by some geologists that once oil production reaches its peak before 2010, it will be reduced. This assertion is drawing much attention from the public as it coincides with the spiraling oil prices at present. In particular, when the first half of 2008 saw a drastic increase in international oil prices, some pointed out what is called "peak oil psychology" as one of the triggering factors for such occurrence. Meanwhile, as public concern spurs issues over peak oil, there is also a growing interest in the development of non-conventional oil, such as oil sand and extra-heavy oil, as an alternative for conventional oil. In this regard, it is necessary to closely examine the issues in relation to peak oil and the possibility of non-conventional oil development.
This study examines the debate revolving around peak oil and analyzes the movement of non-conventional oil development, with the aim of deriving their implications. For an examination of the debates related to peak oil, this study summarizes the assertions through literature survey and classifies them into three categories, namely: (1)peak oil has reached, (2)peak oil is variable, and (3)the discussion of peak oil is insignificant. Following this, the concept of non-conventional oil and its characteristics were explained. Canada's oil sand and Venezuela's extra-heavy oil were chosen as the objects of analysis, and their deposits, production technology, and movement of development investment were looked into. Finally, the economic aspects of non-conventional oil, such as the supply costs of oil sand and extra-heavy oil as well as their development circumstances and development possibility, were also investigated. Finally, the implications of the development strategy for non-conventional oil were derived.
2. Major Contents and Results
The issues related to peak oil were categorized into three main streams. First, there is an assertion that the production peak will take place in the near future, as determined using statistical models and preconditions identical to those developed by Hubbert. Second, there is an assertion that the advent of peak oil is significantly variable, and that there is little possibility of an advent in the short term. The assertion used Hubbert's statistical model but allowed diversity in the input data and preconditions of the model. Third, there is an assertion that the analysis of peak oil from geological aspect is meaningless, and that an economic approach must thus instead be adopted.
In the previous studies, it is assumed that controversies over the advent moment of peak oil originate from a few primary hypotheses. Determination of the onset of peak oil depends on four primary hypotheses: resources in place, recovery efficiency, average rate of oil consumption, and state of depletion at peak. However, the probable reserves of conventional oil are estimated to be within the 6~10 trillion barrel range, and those of non-conventional oil within the 2~8 trillion barrel range. In terms of recovery efficiency, it is estimated to be within the 22~55% range. As for the increase in oil consumption, several institutes project an annual average of 0~2%. The depletion at the production peak is estimated to be about 50%, but this has a flexible application. As shown in this paper, if the result of the analysis of the onset of peak oil has the limitation that its result is variable depending on its precondition, it is plausible to prospect the production peak from an economic viewpoint rather than from a geological viewpoint. In other words, if the scale of oil resources may fluctuate according to the price, it is insignificant to discuss the advent moment of the production peak based on uncertain geological data.
Given that there remain a great deal of various resources on the earth(e.g., non-conventional oil) other than conventional oil, the increase in exploration chances and recovery efficiency, thanks to the impact of high oil prices and technology development, may defer the advent of peak oil. Therefore, it may well be argued that true problem does not lie in the subsoil but above ground. All that has to be done is to improve exploration techniques, and enhance the accessibility of the upstream sector and step up investments.
Next, although non-conventional oil has a meager share in the oil supply, oil consumption countries as well as oil producing countries expand their investment on non-conventional oil along with high oil prices. A wide range of factors influence the development investment in non-conventional oil such as oil sand and extra-heavy oil, and a mining method requires differentiated consideration. The most critical variables, however, are the production cost, transportation cost, and selling price of bitumen. Generally, the cost of bitumen has been determined to be 50~60% of the cost of light crude oil. According to the Canadian Association of Petroleum Producers(CAPP), the recovery method of bitumen influences its operation and supply costs. Nonetheless, supposing that the price of light crude oil remains at a 55% range and that the crude oil prices, on the basis of West Texas Intermediate(WTI), stand at US$45~55, the development of oil sand is assessed as economically feasible. Interestingly enough, Canada's National Energy Board(NEB) estimated in 2006 that only the extraction cost required for natural bitumen following the exploitation process of oil sand stands at a US$6~13 range. Moreover, the inclusion of the capital cost accompanied by the use of exploration and mining equipment will increase the production cost of oil sand to US$13~22 per barrel. If the reforming cost of bitumen fraction into synthetic crude oil(SCO) will be added here, the supply cost of oil sand at the final stage will reach US$34-37 per barrel. Subsequently, it is viewed that the development of oil sand has secured economic efficiency since 2003, when the global oil prices began to rise.
The oil sand output of Canada is expected to increase to two million barrel per day by 2010 and to three million barrel per day by 2015, making up 60~70% of its total crude oil output. This suggests that the development of oil sand offers economic efficiency and sustainability. Unlike other oil producing countries, Canada enjoys political and social stability, offering little development risk and relatively low royalty and taxes. Its well-developed infrastructure in the vicinity of oil sand mining areas facilitates smooth transportation. Moreover, the fact that America, its neighboring market, assures smooth selling is another merits well. It appears, however, that investments in technology and environment are a prerequisite to addressing various issues for the sake of a drastic increase of output. The prerequisites, in particular, are investment in the reduction of sulfur dioxide and green gas emissions and efficiency increase in oil sand exploitation, bitumen extraction, and underground recovery.
Venezuela's extra-heavy oil development method involves the production of synthetic crude oil by upgrading, not through orimulsion. Its yield rate of synthetic-crude-oil production reaches 87~95%, higher than Canada's 81~90% oil sand production. Venezuela's extra-heavy oil production cost is about half Canada's bitumen production cost. This is because Canada's oil sand requires large energy consumption in the process of bitumen extraction and viscosity reduction, while Venezuela's extra-heavy oil requires little energy in its extraction due to its low viscosity and burial at a high temperature.
The Venezuelan government demarcates 27 mining areas, apart from the existing development projects, and looks for joint ventures to take part in. As its extra-heavy oil supply is expected to complement the global conventional oil supply, a great number of global oil companies are expected to participate in the project despite the Venezuelan government's intensifying influence and restriction on the taking of shares in its oil resources. If OPEC regards Venezuela's extra-heavy oil in Orinoco Belt to be crude oil, Venezuela will become the country that owns the largest amount of oil reserves in the world. Of course, political risks such as deteriorated terms of contract and intervention of the state-run PDVSA are expected to have a negative impact on the development investment.
3. Policy Suggestions
It is inevitable to think that investment in non-conventional oil is susceptible to certain risks, foremost of which is the future oil prices. The second biggest risk is the renewed resources nationalism and energy hegemony. As the skyrocketing oil prices prompt the premium of mining lot in oil development and increase the returns obtained by the existing investors, the oil producing countries introduce countermeasuring mechanisms, such as the imposition of windfall profit taxes and limiting the share holding ratio, to prevent contractors from gaining excessive profits. The third biggest risk is an increase in the exploration and development cost. High oil prices increase the number of exploration projects, which also put upward pressure on the cost of equipment chartering and labor. This will ultimately be translated into an increase in the unit cost of production, like a vicious cycle. Considering the risks associated with the development of non-conventional oil, the issues regarding oil price fluctuation and the increase in exploration and development costs should be addressed through financial measures like hedging, or by linking to other projects. In terms of political risks, it is desirable that while utilizing the government's resource diplomacy, "packaged resources development," which connect our competitive industries(e.g., IT, plant, social infra-structure) with foreign resources development projects, be promoted.
1970년대 두 차례 석유위기 이후 1980~90년대에 비교적 안정되어 있던 국제유가가 2002년 이후 다시 급속히 상승한 것을 우리는 '新고유가'라 부르고 있다. 이러한 급속한 유가 상승과 더불어 석유의 생산피크 또는 석유자원의 고갈에 관한 논란이 일고 있다. 일부 지질학자들이 2010년 이전에 석유의 생산이 피크에 도달한 후 감 소할 것이라는 주장이 국제유가의 급등과 맞물려 큰 관심의 대상이 되고 있는 것이다. 특히 2008년 상반기 국제유가가 급등하자 혹자는 그 원인의 하나로 이른바 '피크오일 심리(peak oil psychology)'를 들기도 하였다. 한편, 석유자원의 생산피크 또는 고갈 문제에 관한 논란이 일면서 전통석유(conventional oil)에 대한 대안으로 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유(non-conventional oil) 자원의 개발에 대한 관심 역시 크게 증가하고 있다 따라서 석 유자원의 생산피크에 대한 논란과 비전통석유의 개발 가능성을 함께 검토해 볼 필요가 있다.
본 연구는 「新고유가 대응전략 연구」의 제 2차년도 연구로서 석유의 생산피크 논란에 관해 검토하는 한편, 비전통석유 개발의 동향을 분석하고 전망하여 시사점을 제공하고자 한다. 석유의 생산피크 논란을 검토하기 위해서는 문헌조사를 통해 생산피크가 도래 했다는 주장과 생산피크는 가변적이라는 주장, 그리고 생산피크 논의가 무의미하다는 주장으로 구분하여 그 내용을 분석ㆍ정리하였다. 이어서 비전통석유의 개념과 특징을 설명한 후, 캐나다의 오일샌드와 베네수엘라의 초중질유를 분석 대상으로 선정하여 매장량과 생산기술, 개발투자 동향 등을 살펴보았다. 마지막으로 오일샌드 및 초중질유의 공급비용과 개발 여건 등 비전통석유의 경제성과 향후 개발 가능성을 검토하고 비전통석유의 개발전략 수립을 위한 시사점을 도출하였다.
2. 주요 연구내용 및 결과
먼저 석유자원의 생산피크에 대한 논의는 세 가지 흐름으로 나누어 볼 수 있다. 첫째는 허버트(Hubbert)와 동일한 통계모형과 전제 조건 등을 이용하여 생산피크 시점이 가까운 장래에 도래할 것이 라고 주장하는 연구들이다. 둘째는 허버트의 통계모형을 사용하되, 모형 내 입력되는 자료나 전제조건의 다양성을 용인함으로써 생산 피크 시점은 매우 가변적일 수 있고 단기간 내에 도래할 가능성이 크지 않다고 주장하는 연구들이다. 셋째는 지질학적 관점에 입각한 생산피크 시점의 분석이 무의미하다고 주장하며, 경제학적인 관점의 접근을 시도하는 연구들이다.
기존의 연구에서 석유의 생산피크 시점에 대한 논란은 몇 개의 주요한 가정에서 비롯되는 것으로 판단된다. 피크시점 추정의 주요 가정은 매장 자원량(resources in place), 회수효율(recovery efficiency), 석유소비증가(crude oil consumption), 피크시점 고갈상태 (state of depletion at peak)이다. 그런데 매장 자원량은 전통석유의 경우 6조~10조 배럴, 비전통석유의 경우 2조~8조 배럴의 범위에서 추정 또는 가정하고 있다. 회수효율은 22%에서 55%까지 추정 또는 가정하고 있다. 석유수요 증가율은 여러 기관의 전망에서 연평균 증가율을 0~2%로 보고 있다. 피크시점 고갈율도 대개 50%를 가정하고 있지만 신축적으로 적용될 수 있다.
이처럼 석유의 생산피크 시점에 대한 분석결과가 그 전제조건에 따라 가변적일 수밖에 없는 한계를 가지고 있다면, 생산피크는 지질학적 관점 보다는 경제학적 관점에서 조망하는 것이 설득력이 있다. 즉, 우리가 사용할 수 있는 석유자원의 규모가 가격과 기술에 의해 변동될 수 있다면, 굳이 불확실한 지질 자료에 근거해 생산피크 시점을 논의하는 것이 큰 의미가 없다는 것이다.
전통석유 외에 비전통석유 등 다양한 자원들이 지구에는 여전히 많이 존재하고 있기 때문에, 고유가의 영향과 기술 발전으로 탐사 성공률과 회수효율이 증대된다면 석유의 생산피크 시점은 연기될 수 있는 것이다. 그러므로 실제적인 문제는 '지하'에 있는 것이 아니라 '지상'에 있다고 볼 수 있다. 우리가 해결해야할 문제는 탐사 및 회수 기술의 개선, 자원보유국의 상류부문에 대한 접근성 제고 및 투자의 촉진 등이다.
다음으로 비전통석유는 아직 세계 석유공급에서 차지하는 비중은 미미하지만, 고유가와 더불어 투자가치가 상승함에 따라 산유국뿐만 아니라 소비국들도 개발투자를 확대하고 있다. 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유 개발 투자에 영향을 미치는 요소는 매우 다양하고, 채굴방식에 따라 고려해야 할 사항도 다르지만, 가장 중요한 것은 비튜멘(bitumen)의 생산비, 수송비, 그리고 판매가격이다.
일반적으로 비튜멘 가격은 경질원유의 50~60% 수준에서 결정되어 왔다. 캐나다석유생산자협회(CAPP)에 따르면, 비튜멘의 회수방식에 따라 운영비와 공급단가가 각각 다르지만, 비튜멘과 경질원유의 가격비를 55%로 가정할 때 국제유가(WTI 기준)가 배럴당 45~55달러 수준이면 오일샌드 개발이 경제성 있는 것으로 평가하였다. 한편 캐나다의 국가에너지위원회(NEB)는 2006년 오일샌드를 채굴하여 천연역청을 추출하는 비용만 배럴당 6~13달러 정도소요 되는 것으로 추정하였다. 그리고 탐사 및 채굴장비 사용에 따른 자본비용을 포함할 경우 오일샌드의 배럴당 생산비용은 13~22달러로 증가하게 된다. 여기에 다시 채굴된 역청유분을 인공합성 원유(SCO)로 개질하는 비용이 추가되면, 최종적인 오일샌드의 공급비용은 배럴당 34달러에서 37달러 수준에 이른다. 그러므로 국제유가가 상승세를 보이기 시작한 2003년 이후 오일샌드 개발의 경제성이 확보된 것으로 평가된다.
캐나다의 오일샌드 생산량은 2010년 하루 200만 배럴, 2015년 하루 300만 배럴에 이르러 캐나다 총 원유생산의 60~70%를 차지할 것으로 예상된다. 고유가로 인해 오일샌드의 개발은 경제성을 가질 수 있고, 지속적인 개발이 가능한 여건이라는 것이다. 또한 캐나다 는 다른 산유국들과는 달리 정치ㆍ사회적 안정으로 개발 리스크가 매우 낮고, 로열티와 세금이 상대적으로 낮은 수준이다. 오일샌드 광구 주변의 인프라가 매우 잘 발달되어 수송에 문제가 없고 미국이라는 확실한 시장이 있어 판매가 용이하다는 것도 장점이다. 그러나 대폭적인 생산량 증가를 위해서는 기술 및 환경 투자가 선행 되어야 할 것으로 보인다. 이산화황과 온실가스 배출 저감과 오일 샌드 채굴, 비튜멘 추출 및 지하회수에서의 효율 증가를 위한 투자가 그것이다.
베네수엘라에서 초중질유를 개발하는 방법은 이제 오리멀젼이 아니라 개질을 통해 인공합성원유(Synthetic Crude Oil)를 생산하는 것이다. 합성원유 생산 수율은 캐나다 오일샌드의 81~90%보다 높은 87~95%이다. 베네수엘라에서 생산되는 초중질유의 생산비용은 일반적으로 캐나다에서 생산되는 비튜멘과 비교해 절반 수준에 불과하다. 캐나다의 오일샌드는 비튜멘을 추출하고 점성을 낮추는데 많은 에너지가 소모되는 반면, 베네수엘라 초중질유는 점성이 낮고 고온 조건에 매장되어 있어 추출에 많은 에너지를 필요로 하지 않기 때문이다.
베네수엘라 정부는 기존의 개발 프로젝트 외에 27개 광구를 획정하고 합작참여회사를 모집하고 있다. 초중질유는 전통원유의 공급을 보완할 수 있을 것으로 전망되기 때문에, 베네수엘라 정부의 석유자원에 대한 영향력 강화와 지분 참여제한에도 불구하고 많은 국제석유회사들의 사업 참여가 예상된다. 베네수엘라는 OPEC으로 부터 오리노코 초중질유를 원유로써 인정받을 경우 세계에서 원유 매장량을 가장 많이 보유한 나라가 된다. 물론 강화되는 계약조건, 국영 PDVSA의 간섭 등 정치적 리스크는 개발 투자에 부정적 요소로 작용할 전망이다.
3. 정책제언
비전통석유 개발에 대한 투자는 어느 정도의 리스크(위험)를 감수할 수밖에 없다. 주요 위험요소로는 미래의 유가 변동과 탐사개발비용 변동과 관련된 가격 및 비용 위험, 투자재원이나 투자수익과 관련된 재무적 위험, 신자원민족주의 경향으로 인한 정치적 위험 등이다. 이러한 위험들은 전통석유이든 비전통석유이든 현재 석유개발사업 참여에 있어 반드시 고려해야 할 요소들이다. 오일샌드와 초중질유 등 비전통석유개발을 효과적으로 추진하기 위한 정부의 정책방안도 이들 위험을 최소화 시키는 관점에서 강구해야 할 것이다.
가격 및 비용위험을 최소화 하는 방안은 자원개발회사와 정유회사가 긴밀히 연계될 수 있도록 함으로써 원유가격과 비튜멘의 상대가격 변동에 따른 위험을 완화하는 것이다. 또한 비튜멘 정제를 위해 현지에 건설되는 정유회사에 지분을 참여하는 방안이 개발투자와 함께 동시에 검토될 필요가 있다. 이 외에도 헷징 등 금융적인 해결 방안을 모색하거나 타 프로젝트와의 연계를 통해 위험을 분산해야 한다. 재무적 위험에 대한 대책은 정부의 석유개발 지원 규모를 늘리는 것이 가장 확실한 방안이나, 석유개발에 소요되는 막대한 재원을 정부의 재정지원 확충을 통해서만 충당하기에는 한계가 있다. 따라서 정부가 민간부문 투자에 대해 일정부분 투자보증을 해주는 장치를 마련하고, 수익의 일정부분을 정부에 귀속시키는 방안을 마련할 필요가 있다. 마지막으로 정치적 위험에 대한 대책은 정부 차원의 전략적인 자원외교를 바탕으로 진출을 추진하는 것이다. 그 방안의 하나로 ITㆍ플랜트ㆍ사회간접자본 등 국제경쟁력을 갖춘 우리 산업과 현지의 자원개발사업을 연계시키는 ‘패키지형 자원개발사업’이 위험을 줄일 수 있는 대안이 될 수 있을 것이다.
1. Research Purpose
Along with the drastic increase in oil prices, a controversy has broken out over peak oil, which means irreversible declines of global crude oil productions. It all started from the argument issued by some geologists that once oil production reaches its peak before 2010, it will be reduced. This assertion is drawing much attention from the public as it coincides with the spiraling oil prices at present. In particular, when the first half of 2008 saw a drastic increase in international oil prices, some pointed out what is called "peak oil psychology" as one of the triggering factors for such occurrence. Meanwhile, as public concern spurs issues over peak oil, there is also a growing interest in the development of non-conventional oil, such as oil sand and extra-heavy oil, as an alternative for conventional oil. In this regard, it is necessary to closely examine the issues in relation to peak oil and the possibility of non-conventional oil development.
This study examines the debate revolving around peak oil and analyzes the movement of non-conventional oil development, with the aim of deriving their implications. For an examination of the debates related to peak oil, this study summarizes the assertions through literature survey and classifies them into three categories, namely: (1)peak oil has reached, (2)peak oil is variable, and (3)the discussion of peak oil is insignificant. Following this, the concept of non-conventional oil and its characteristics were explained. Canada's oil sand and Venezuela's extra-heavy oil were chosen as the objects of analysis, and their deposits, production technology, and movement of development investment were looked into. Finally, the economic aspects of non-conventional oil, such as the supply costs of oil sand and extra-heavy oil as well as their development circumstances and development possibility, were also investigated. Finally, the implications of the development strategy for non-conventional oil were derived.
2. Major Contents and Results
The issues related to peak oil were categorized into three main streams. First, there is an assertion that the production peak will take place in the near future, as determined using statistical models and preconditions identical to those developed by Hubbert. Second, there is an assertion that the advent of peak oil is significantly variable, and that there is little possibility of an advent in the short term. The assertion used Hubbert's statistical model but allowed diversity in the input data and preconditions of the model. Third, there is an assertion that the analysis of peak oil from geological aspect is meaningless, and that an economic approach must thus instead be adopted.
In the previous studies, it is assumed that controversies over the advent moment of peak oil originate from a few primary hypotheses. Determination of the onset of peak oil depends on four primary hypotheses: resources in place, recovery efficiency, average rate of oil consumption, and state of depletion at peak. However, the probable reserves of conventional oil are estimated to be within the 6~10 trillion barrel range, and those of non-conventional oil within the 2~8 trillion barrel range. In terms of recovery efficiency, it is estimated to be within the 22~55% range. As for the increase in oil consumption, several institutes project an annual average of 0~2%. The depletion at the production peak is estimated to be about 50%, but this has a flexible application. As shown in this paper, if the result of the analysis of the onset of peak oil has the limitation that its result is variable depending on its precondition, it is plausible to prospect the production peak from an economic viewpoint rather than from a geological viewpoint. In other words, if the scale of oil resources may fluctuate according to the price, it is insignificant to discuss the advent moment of the production peak based on uncertain geological data.
Given that there remain a great deal of various resources on the earth(e.g., non-conventional oil) other than conventional oil, the increase in exploration chances and recovery efficiency, thanks to the impact of high oil prices and technology development, may defer the advent of peak oil. Therefore, it may well be argued that true problem does not lie in the subsoil but above ground. All that has to be done is to improve exploration techniques, and enhance the accessibility of the upstream sector and step up investments.
Next, although non-conventional oil has a meager share in the oil supply, oil consumption countries as well as oil producing countries expand their investment on non-conventional oil along with high oil prices. A wide range of factors influence the development investment in non-conventional oil such as oil sand and extra-heavy oil, and a mining method requires differentiated consideration. The most critical variables, however, are the production cost, transportation cost, and selling price of bitumen. Generally, the cost of bitumen has been determined to be 50~60% of the cost of light crude oil. According to the Canadian Association of Petroleum Producers(CAPP), the recovery method of bitumen influences its operation and supply costs. Nonetheless, supposing that the price of light crude oil remains at a 55% range and that the crude oil prices, on the basis of West Texas Intermediate(WTI), stand at US$45~55, the development of oil sand is assessed as economically feasible. Interestingly enough, Canada's National Energy Board(NEB) estimated in 2006 that only the extraction cost required for natural bitumen following the exploitation process of oil sand stands at a US$6~13 range. Moreover, the inclusion of the capital cost accompanied by the use of exploration and mining equipment will increase the production cost of oil sand to US$13~22 per barrel. If the reforming cost of bitumen fraction into synthetic crude oil(SCO) will be added here, the supply cost of oil sand at the final stage will reach US$34-37 per barrel. Subsequently, it is viewed that the development of oil sand has secured economic efficiency since 2003, when the global oil prices began to rise.
The oil sand output of Canada is expected to increase to two million barrel per day by 2010 and to three million barrel per day by 2015, making up 60~70% of its total crude oil output. This suggests that the development of oil sand offers economic efficiency and sustainability. Unlike other oil producing countries, Canada enjoys political and social stability, offering little development risk and relatively low royalty and taxes. Its well-developed infrastructure in the vicinity of oil sand mining areas facilitates smooth transportation. Moreover, the fact that America, its neighboring market, assures smooth selling is another merits well. It appears, however, that investments in technology and environment are a prerequisite to addressing various issues for the sake of a drastic increase of output. The prerequisites, in particular, are investment in the reduction of sulfur dioxide and green gas emissions and efficiency increase in oil sand exploitation, bitumen extraction, and underground recovery.
Venezuela's extra-heavy oil development method involves the production of synthetic crude oil by upgrading, not through orimulsion. Its yield rate of synthetic-crude-oil production reaches 87~95%, higher than Canada's 81~90% oil sand production. Venezuela's extra-heavy oil production cost is about half Canada's bitumen production cost. This is because Canada's oil sand requires large energy consumption in the process of bitumen extraction and viscosity reduction, while Venezuela's extra-heavy oil requires little energy in its extraction due to its low viscosity and burial at a high temperature.
The Venezuelan government demarcates 27 mining areas, apart from the existing development projects, and looks for joint ventures to take part in. As its extra-heavy oil supply is expected to complement the global conventional oil supply, a great number of global oil companies are expected to participate in the project despite the Venezuelan government's intensifying influence and restriction on the taking of shares in its oil resources. If OPEC regards Venezuela's extra-heavy oil in Orinoco Belt to be crude oil, Venezuela will become the country that owns the largest amount of oil reserves in the world. Of course, political risks such as deteriorated terms of contract and intervention of the state-run PDVSA are expected to have a negative impact on the development investment.
3. Policy Suggestions
It is inevitable to think that investment in non-conventional oil is susceptible to certain risks, foremost of which is the future oil prices. The second biggest risk is the renewed resources nationalism and energy hegemony. As the skyrocketing oil prices prompt the premium of mining lot in oil development and increase the returns obtained by the existing investors, the oil producing countries introduce countermeasuring mechanisms, such as the imposition of windfall profit taxes and limiting the share holding ratio, to prevent contractors from gaining excessive profits. The third biggest risk is an increase in the exploration and development cost. High oil prices increase the number of exploration projects, which also put upward pressure on the cost of equipment chartering and labor. This will ultimately be translated into an increase in the unit cost of production, like a vicious cycle. Considering the risks associated with the development of non-conventional oil, the issues regarding oil price fluctuation and the increase in exploration and development costs should be addressed through financial measures like hedging, or by linking to other projects. In terms of political risks, it is desirable that while utilizing the government's resource diplomacy, "packaged resources development," which connect our competitive industries(e.g., IT, plant, social infra-structure) with foreign resources development projects, be promoted.
목차
Ⅰ. 서론
Ⅱ. 석유자원의 생산피크와 고갈성 논란
Ⅲ. 비전통석유의 개념과 특징
Ⅳ. 오일샌드 개발 동향
Ⅴ. 초중질유 개발 동향
Ⅵ. 비전통석유의 경제성과 개발 전망
Ⅶ. 결론
참고문헌
요약
Abstract
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