수입 연료탄 수요 증가세와 공급 제약이 2007년 석탄가격 상승을 야기했다. 2008년에도 계속되는 수요 증가세 전망과 내수 수요 증가 및 인프라 용량의 제약을 받는 주요 수출업체들로 인해, 소비자들은 석탄 가격 폭등이 현 수준에서 안정될지 또는 더 높아질 지에 촉각을 곤두세우고 있다.
2006년 말 이미 팽팽해질 대로 팽팽해진 수출 공급 용량은 2007년 한층 더 늘어난 수요 증가를 충족시키기 위해 고군분투했다. AME사는 2006년 연료탄 수입 증가 8.9%(5200만톤)의 뒤를 이어, 2007년에도 연료탄 수입이 4.5%(2900만톤) 더 증가할 것으로 전망한다. AME사는 2007년 말의 공급부족 규모를 약 1300만톤으로 추정한다. 2007년보다 다소 낮을 것으로 예상되는 2008년의 수요 증가와 중기적인 공급 증가 제약으로 인해 2008년에도 공급부족이 지속될 것으로 전망된다. 이러한 공급경색 시장에서, AME사는 2008년 호주-일본 연료탄 계약 가격이 U$80/톤 FOB(명목상)로 상승(JFY2007년 가격 U$55.65에서 44% 상승)할 것으로 예상하고 있다.
2007년에는 아시아 시장의 소비자들 사이에서 장기계약으로 공급을 확보하고자 하는 움직임이 강해지면서, 장기적인 공급 안정성에 대한 우려가 드러났다. 이와 관련, 중국과 대만 발전업체들은 향후 5~10년간 계약을 체결하였는가 하면, 한국과 인도 발전업체들 또한 장기 계약 및 공급 협약을 체결한 바 있다.
2. 장기 전망
AME사는 연료탄 가격이 2008년 최고점에서 2012년까지 U$54/톤(실제 2007년 기간)으로 점진적으로 하락할 것으로 보고 있다. 현재 계획된 용량 및 인프라 확장으로 2010년까지는 수급 균형이 완화될 것으로 전망된다.
따라서 장기적으로, 가격은 다시 한번 한계생산비(marginal cost of production)에 의해 결정될 것으로 보이나 현재 경험하고 있는 高현금(운영)비용 상황은 2003년 이전에 존재했던 한계생산비 수준에서 현저히 상승했다.
석탄시장이 활기를 띄고 있는 현시점에서는 공급자들이 이러한 고비용을 감당할 수 있지만, 가격이 U$54/톤 FOB(실제 2007년 기간) 아래로 하락할 경우에는 고비용 운영이 상당히 부담스러울 것으로 보인다. 따라서 2012년까지의 전망가격(2007년 실제 기간)은 2000년대 초반기 전망치보다 훨씬 높다.
뿐만 아니라, 단기적으로는 수출 공급증가 제약들이 지속적인 가격 상승의 主원동력이 되고 있고, 나선형으로 증가하는 광산 생산비는 공급 제약들이 완화된 이후에도 고가를 형성할 것으로 보인다.
최근 몇 년간 대서양과 아?태평양 현물시장 추이가 계약가격을 결정하는 중요한 역할을 했다. 이외에, 현물 판매가 연료탄 총 거래량에서 높은 비율을 차지하고 있는가 하면, 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)나 뉴캐슬 지수(Newcastle Index)와 같은 가격 지수들과 연계된 기간 공급 계약들의 비율이 증가하고 있다.
수요증가 강세로 인해, 2007년 하반기에 연료탄의 현물 가격이 급등, 계약 가격의 거의 2배가 되었다. Richards Bay(남아공) 현물 가격이 11월에 U$100/톤을 넘었는가 하면, 뉴캐슬(호주) 현물가격은 12월에 U$90/톤에 달했다. 결국, 현물가격에 반하는 現선도계약(forward contract)은 현물가격이 2010년에는 최저 U$70/톤 선으로 점진적으로 하락할 것이라는 시장 견해를 보이고 있다.
2.1. 2007~2008년 가격 및 가격 추이
2007년 하반기 인도의 수요 급증과 세계 3대 연료탄 수입국들(일본, 한국, 대만)의 지속적인 수요 증가 그리고 남아공?호주?인니의 공급 차질로 2008년뿐만 아니라 그 이후에도 수급부족이 지속될 것이라는 인식이 지배적이며, 이로 인해 JFY2008 계약가격이 최고 U$90/톤이 될 것이라는 즉각적인 예상도 나왔다.
4분기 현물가격이 급등하면서, globalCOAL의 뉴캐슬 지수가 12월 중순 U$90/톤에 달했는가 하면, globalCOAL의 리차즈 베이 지수는 12월 중순 최저 U$90/톤 선으로 안정을 되찾기 전, 11월 말 한 때 U$100/톤을 돌파하기도 했다.
2007년 중반부터 중국이 순수출국으로 시장에 재진입하였고, 이후 월별 순수출량이 지속적으로 증가, 11월에 이러한 상황이 진정(당월 수입/수출 0으로 돌아옴), 12월에는 다시 수출이 수입을 약 200만톤 초과하면서 2007년 중국은 순수출국으로 마감됐다. 그러나 2008년에 들어서도 계속 2007년 하반기의 순수출국으로서의 명맥을 이어갈 것인지 아니면 순수입국으로 되돌아갈지는 미지수이다.
국가발전개혁위원회(National Development and Reform Commission, NRDC)는 2008년 경제성장 강세 및 급속히 확장되고 있는 화학공업으로 인한 수요가 동기간 예상되는 최소 석탄 추가 생산량 2억5000만톤을 초과할 것이라고 전했다.
중국이 2008년 순수출국으로 전환될 경우, 인도의 남아공 석탄물량을 대체하게 되며, 이로 인해 상당량의 남아공 석탄이 다시 유럽시장으로 공급될 전망이다. 참고로 2007년에는 남아공산 석탄생산 감소 및 아시아시장과의 구매경쟁으로 인해 유럽시장의 석탄가격이 급상승하였다.
2.2. 계약 가격
2006년 말에 시작된 공급부족은 2007년에도 지속되었으며, 기간별 상황은 다음과 같다.
2월, Yakutugol과 일본 소비업체 간의 Neryungrinsky 반약점결탄에 대한 JFY2007 계약협상이 2006년 가격보다 U$10/톤 상승한 U$60/톤 FOB에 체결되면서, 이런 공급부족의 조짐이 나타나기 시작했다.
3월, 일본발전업체들은 호주 공급업체들과 JFY2007 계약을 U$55.65/톤 FOB(6,700kcal/kg GAD 기준)에 체결(2006년 체결價 U$52.50/톤에서 6% 상승)하였다. 이후 체결된 同회계연도에 대한 협상 계약가격이 호주 공급업체들과 체결가보다 상승함에 따라, 일본발전업체들의 조기 계약체결이 현명한 행보였음이 입증되었다.
이외에, Napocor(필리핀)와 Xstrata, Shenhua와의 2007년 계약가격 체결에서, Xstrata와는 뉴랜즈산 석탄 26만톤(6,250kcal/kg GAR 기준)에 대해 2006년 U$52.45/톤 C&F(U$42/톤 FOB, 운임비 U$10.45)보다 FOB 구성(FOB component) 가격이 33% 상승한 U$74.75/톤 C&F(U$56 FOB, 운임비 U$18.45)에 협약을 체결하였으며, Shenhua는 2006년 U$59.50/톤 C&F(FOB U$48.00, 운임비 U$11.50)보다 FOB 구성 가격이 17% 상승한 U$70.87/톤 C&F(6,100kcal/kg GAR 기준)(FOB U$56.02, 운임비 U$14.85)에 36만톤(매매계약의 약 50%)을 공급하기로 합의하였다.
4월, 호주 Ensham Resources는 남부발전(한국)과 이월 물량(2006년)을 약 U$47/톤 FOB(6080kcal/kg, 회분 17% NAR 기준)에 체결하는가 하면, 한국 발전사 한 곳과는 50만톤(회분 17%, 신규물량)을 U$54/톤 FOB(6080kcal/kg NAR 기준)에 계약했다.
5월, JFY2007에 대한 중?일 장기 계약 협상에서는 500만톤을 U$67.90/톤 FOB(5800kcal/kg NAR 기준)에 체결, JFY2007에 일본으로 선적할 예정이었다. 상기 가격은 JFY2006의 체결價 U$52.97/톤에서 28%나 상승한 반면, 물량(500만톤)은 JFY2006의 계약물량 850만톤에서 41% 감소하였다.
6월, Yanzhou 석탄에 대한 JFY2007 중?일 장기 계약 가격은 U$74.90/톤(5800kcal/kg NAR 기준)에 체결되었으나 물량은 겨우 15만톤으로, 2006년 370만톤에 비해 아주 미미한 수준이다.
7월 초, Taiwan Power Co(Taipower)는 역청탄 70만톤을 평균 U$84.90/톤 C&F(6322kcal/kg GAR 기준), 아역청탄 40만톤을 U$78~80/톤 C&F(6322kcal/kg GAR 기준)에 구매(모든 물량은 2007년 하반기 인도분)하였다. 역청탄 물량의 평균 가격은 Taipower가 3월에 체결했던 평균가격보다 U$12/톤(16%) 높았는데, 이러한 가격 상승은 운임비 상승에 따른 것이다.
모로코 발전업체 ONE은 2007년 3분기 인도분 러시아산 석탄 7만6000톤을 U$94.50/톤 CIF(6000kcal/kg NAR 기준, U$66/톤 FOB + 운임비 U$28.50톤)에 구매하였는가 하면, Suez Energy는 2007년 하반기 인도분 콜롬비아산 석탄 9만톤을 U$55.50/톤 FOB(11,300Btu/lb GAR)에 구매하였다.
9월, 평소보다 4개월 앞선 시점에서 한국발전업체들은 호주 및 인니 공급업체들과 2007년 계약보다 20% 인상된 금액에 2008년 수요량 중 상당물량에 대한 협상을 체결하였다. 호주 생산업체들이 합의한 가격은 U$65~66/톤(6080kcal/kg NAR, 회분 20%까지)인 반면에, 인니 생산업체들은 U$67/톤(低발열 5500~5600kcal/kg 기준)에 합의했다. 한편, 2008년 아시아 소비자들에게 인도될 6322kcal/kg GAR 기준, 회분 13~14%의 호주산 연료탄이 U$73/톤 FOB에 소비업체들에게 판매되었다. 또한, 9월에는 한국발전사들이 남아공 생산업체들과 2008년 인도분 총 125만톤에 대한 계약을 U$65.00/톤에 체결하였다.
10월, 현물가격이 급등하면서 계약가격이 급상승하였다. Xstrata는 일본 발전업체 및 기타 소비자들과 2007년 10월부터 시작되는 인도분 가격을 U$78/톤 FOB(6322kcal/kg GAR 기준)에 체결하였는데 겨우 1주일 전에 체결된 계약들과 대조를 보인다. 한 예로, Ensham은 Taipower와의 신규 장기계약 첫 해(2008년) 물량 가격을 U$66/톤 FOB(6322kcal/kg GAR 기준)로 책정하였는데, 이는 Ensham이 한국 구매업체들과 체결한 협상가보다 약 U$12/톤 높은데 반해, Xstrata 보다는 상대적으로 아주 낮은 가격이었다.
인니산 석탄 가격 역시 강세를 보였는데, 이는 해상운임비가 급등하면서 인니의 운임비 이점이 더욱 명확해진 데서 그 원인을 찾을 수 있다. 여러 인니 생산업체들은 일본 발전업체들과 회분 6%, 수분 14%의 역청탄(6500kcal/kg GAD 기준) 가격을 U$75/톤으로 책정하였는가 하면, KPC는 J-Power와 Pinang산 석탄 소량의 가격을 약 U$72/톤 FOB(6500kcal/kg GAR 기준)로 체결하였다.
10월, Gujarat State Electricity Corporation(GSEC)는 수분 18%, 회분 12%의 연료탄을 공급하는 인니 업체에게 U$88.08/톤 CIF(6300kcal/kg GAD 기준)에 70만톤을 구매하였다. 상기 물량은 10월부터 시작, 1년간 Nundra 항으로 인도될 예정이었다. 수분 30%, 회분 12%의 저휘발성 석탄은 U$78/톤 CIF(5400kcal/kg GAD 기준)에 구매하였다.
한편, 남아공산 석탄은 높은 가격에 인도로 판매되었다. Gujarart Ambuja Cement는 U$100~101/톤 FOB(6000kcal/kg NAR 기준)로 4분기 인도분 남아공산 석탄 35만톤에 대한 계약을 체결하였다.
2007년 석탄시장의 공급경색이 뚜렷해지자, Napocor와 CFE(멕시코)는 물량 확보에 어려움을 겪었다.
CFE는 11월에 시작될 예정이었던 2008년도 상반기 인도분에 대한 오퍼를 하나도 받지 못하자, 10월 중순에 입찰유치를 취소했다. 가장 빠른 오퍼가 2008년 5월분으로 U$146/톤 CIF(6300kcal/kg GAR 기준)였는데, 이는 1년 반 전에 개최했던 (가장 최근)입찰유치에서 제시되었던 U$68/톤 CIF의 두 배에 달하는 가격이다.
10월에는 Napocor도 오퍼가격을 제시한 업체들이 없어 입찰유치를 취소한 바 있다. 이후 Napocor는 오퍼 부족 혹은 자사의 상한가(ceiling price) 미만의 오퍼가 없어 다른 입찰유치들도 취소하기에 이르렀다.
11월, Napocor는 마침내 인니 생산업체 Indominco로부터 U$109.90/톤 CIF(FOB U$90/톤에 해당, 6175kcal/kg GAR 기준)에 2008년 5월 및 6월에 인도분 20만톤을 확보하였다. CFE는 U$155/톤 CIF(U$96/톤 FOB에 해당, 6300kcal/kg GAR 기준)에 콜롬비아산 석탄을 구매하고, U$145/톤 CIF(U$85/톤 FOB에 해당, 6700kcal/kg GAD 기준)에 호주산 석탄을 구매하여, 자사의 단기 수요량을 해결했다.
계약 가격은 2007년 말 더욱 상승하였다.
서부발전(KOWEPO)은 러시아, 호주, 인니 생산업체들과 2008년 인도분 100만톤에 대한 계약을 체결, 러시아산 석탄 가격은 U$80/톤 FOB(5700kcal/kg NAR 기준)이다.
한국 발전업체들은 오랜 협상 끝에, 결국 중국 생산업체들과의 FY2007(2006년 8월~2007년 7월) 장기 계약을 포기하고, FY2008년 회담을 4월에 재개하기로 했다. 7월에 종결된 중국의 연례 계약 선적물들은 남아공과 러시아산 석탄 구매 증대로 대체되었다.
11월말, Taipower는 평균 가격 U$119.87~128.44/톤 C&F로 2007년 12월~2008년 4월 인도분 인니산 석탄 120만톤에 대한 계약을 체결하였다. 이는 8월 개최했던 역청탄 입찰유치에서의 평균 낙찰 가격 U$93.50/톤 CIF와 비교된다. 8월과 11월 사이, 현물 파나막스 운임비가 약 30% 상승하면서 해상운임비 상승이 상기 상승분의 U$8/톤을 차지하였다. 12월, 2008년 인도분 남아공산 석탄 100만톤에 대한 계약이 U$83/톤 FOB(6000kcal/kg NAR 기준)에 체결되었다.
2.3. 아시아-태평양, 대서양 현물 가격
유럽과 아시아지역의 겨울 온난화로 수요 급증이 다소 진정국면에 들어섰으나 중국의 순수입국 전환, 인니의 우기 도래, 러시아 수출업체들의 인도(引渡)량 소복 회복세는 2007년 1분기 수급경색을 초래했다. 또한 인도 소비업체들이 인니에서 남아공으로 공급처를 옮기면서, 아시아시장의 공급경색이 대서양 시장에도 영향을 미치게 되었다.
2006년 12월과 2007년 3월 말 사이, globalCOAL의 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 U$50/톤 FOB 이상을 유지하였고, globalCOAL의 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)는 2006년 12월 말에 U$51/톤 FOB로 상승하기도 했으나, 1월 중순에는 U$49/톤 FOB로 완화되었고 이후 지속적인 상승으로 2007년 3월에는 U$53/톤까지 상승했다.
겨울 날씨 진정과 낮은 가스 가격, 그리고 이로 인한 석탄 수요 완화로 대서양 시장의 2007년 2분기 가격은 당초 진정 국면이었다. 2분기 아시아 태평양 시장의 현물가격은 지속성을 보이다가 5월에는 상승하기 시작했다. 6월, 폭풍으로 인한 뉴캐슬에서의 공급중단으로 아시아 태평양의 현물가격은 이미 기존의 높은 수준에서 사상 최고 수준으로 올랐다. 또, 아시아 시장에서의 현물가격 폭등이 그에 상응하는 유럽시장의 현물가격 상승을 야기하였다.
6월에는 8월과 9월 인도분 15만톤 뉴캐슬 실물 거래 3건이 globalCOAL을 통해 U$72/톤 FOB(6000kcal/kg NAR 기준)에 체결되면서, 기록이 갱신됐다. 아시아 시장에서도 10월 인도분 globalCOAL의 INDO 석탄 거래 2건(각각 75000톤)이 각각 U$62.25/톤 FOB와 U$62.00/톤 FOB(6200kcal/kg GAR 기준)에 성사되었다.
9월 인도분 Ricards Bay 75000톤 현물 거래가 U$60.50/톤에 성사(2004년 9월 이래 당시 최고 수준)되었다.
이러한 현물 가격들이 단기적인 급등을 나타낸 반면, 뉴캐슬 지수를 근거로 한 전자거래는 2008년 하반기 가격이 약 U$60/톤으로 가격심리의 장기적인 강세를 보였다.
유럽 국가들과 인도의 수요 회복세로 남아공과 아시아 현물가격 차이(6월말, 아시아 현물가격이 남아공 현물가격보다 U$10/톤 높았음)가 좁혀졌다. 9월 말, 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)는 U$65/톤으로 상승한 반면 同분기 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 평균 U$68/톤이었다.
2007년 하반기 인도의 수요 급증과 3대 연료 수입국들(일본, 한국, 대만)의 계속되는 성장세가 남아공, 호주, 인니의 공급 중단과 더불어 2007년 4분기에 현물 가격 급등을 초래했다.
12월 중순 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 U$90/톤을 기록했으며, 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)는 11월 말 U$100/톤을 돌파하다가 12월 중순 U$90/톤 선에서 안정되기도 했다.
정리하자면, globalCOAL 현물 FOB 가격은 2007년에 74~84% 급등했다. 주간 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 U$51.53/톤 FOB로 시작해서 12월 초에는 U$89.76/톤 FOB까지 급상승(74% 상승)하였고, 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)도 U$49.41/톤에서 U$92.16/톤으로 상승(+87%), 이와 비슷한 추이를 보였다.
3. 가격 동력들
석탄 계약가격에 영향을 미치는 요인으로는 수급균형, 공급 측의 생산성 제고/감축 및 전체 광산 현금(운영) 비용, 동요/부상하는 생산업체들의 영향, 경쟁 연료들의 가격, 현물 가격 추이 및 환율변동 등이 있다.
3.1. 수급 균형
2006년(+8.5%)에 비해 상대적으로 낮은 세계 수요성장률(4.5%)에도 불구하고 2007년 수급균형은 팽팽했다. 분기별 수급현황은 다음과 같다.
가. 2007년 1월~3월
세계 수입의 61%를 차지했던 세계 주요 10대 수입국들의 2007년 1/4분기 연료탄 총 수입은 1000만톤 급증했다. 이 중 중국의 수입 수요 증가가 50% 이상을 차지하였고, 일본도 200만톤 증가하였다. 유럽의 경우, 영국(100만톤) 및 몇몇 유럽 국가들의 수요 증가와 프랑스(-40만톤), 독일(-130만톤) 등의 수요 감소가 이루어졌다.
동기간 2006년 세계 수출의 78%를 차지했던 8대 수출국들의 통합 수출은 200만톤 증가에 그쳤다. 중국의 수출 감소(전년대비 34% 감소)는 콜롬비아와 인니의 수출 증가를 상쇄시킨 반면 기타 주요 수출국들이 수출 증가를 위해 고군분투한 결과 전년대비 2%의 수출증가를 이루어냈다. 결국 800만톤이라는 공급부족은 주로 중국의 수출 악화 및 수입 증가 때문으로, 이로 인해 통합 1100만톤의 수급 균형 변동이 발생했다.
공급부족은 1분기 동안 약 10%의 현물 가격 상승을 야기했다. globalCOAL의 뉴캐슬지수(Newc Index)는 2006년 11월 말의 가격 급등 이후, 2006년 12월 중순에서 2007년 3월 말 사이 U$50/톤 FOB 이상을 유지했다.
한편, 2006년 12월 말에 U$51/톤 FOB를 넘어서기도 했던 globalCOAL의 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)는 2007년 1월 중순에는 U$49/톤 FOB로 안정세를 유지하다가, 지속적으로 상승하여 2007년 3월에는 U$53/톤을 기록했다.
공급부족으로 인해 JFY2007 계약가격이 2007년 3월에 책정되었고, 몇몇 가격체결협정은 2006년 때보다 4개월 앞서 책정되는 양상을 보였다. 책정가격은 6% 인상된 U$55.65/톤(FOB)이다.
나. 2007년 4월~6월
2분기 수입은 전년동기 대비 200만톤 증가한 반면, 수출은 300만톤 감소하여, 1분기 800만톤이었던 공급부족이 6월말에는 약 1300만톤으로 증가하였다.
중국, 인도, 한국, 대만의 수입수요 증가가 유럽행 수요 완화를 상쇄하였다. 중국의 수출 붕괴(전년 상반기 대비 800만톤 감소) 및 인니의 호우로 인한 수출 감소(전년 2분기 대비 500만톤 감소)가 콜롬비아를 비롯한 러시아, 남아공, 미국, 캐나다(콜롬비아 300만톤 증가, 나머지 4개 소폭 증가)의 수출 증가를 상쇄하였다. 한편, 2분기 호주의 수출은 전년 대비 100만톤 감소하였다.
겨울 온난화 및 가스 가격 하락에 따른 석탄 수요 완화로 대서양 시장은 애초 진정 국면이었으나, 공급부족이 심화되면서 2분기 현물 가격 폭등을 야기했다. 6월, 뉴캐슬에서의 폭풍으로 인한 공급 중단으로 아시아 태평양 지역의 현물 가격이 사상 최고치를 보이면서, 6월 말, globalCOAL의 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 U$70/톤을 넘었다.
다. 2007년 7월~9월
공급 부족량이 약 1200만톤으로 유지됨에 따라, 현물 가격은 3분기에도 강세를 보였다. 3분기에는 수입 900만톤, 수출 1100만톤이 증가하였다. 인니의 수출 증가와 콜롬비아산 석탄의 지속적인 증가세가 러시아의 수출 소폭 증가, 미국과 캐나다의 연료탄 수출 부활과 더불어 중국과 폴란드의 수출 감소를 상쇄한 반면, 남아공과 호주의 수출은 2006년 수출실적보다 약간 낮은 수준을 유지하였다.
유럽 국가들과 인도의 수요 회복으로 인해 남아공과 아시아간의 현물가격 차가 좁혀졌다. 9월 말, globalCOAL의 리차즈베이 지수(Richards Bay Index)는 U$65/톤으로 상승한 반면, 동기간 globalCOAL의 뉴캐슬 지수(Newc Index)는 평균 U$68/톤으로 두 지수간의 가격차는 U$3/톤으로, 6월말의 U$10/톤에 비해 격차가 좁혀졌다.
라. 2007년 9월~12월
단기적인 공급 중단과 함께 수요 급등이 이루어지면서, 4분기에도 가격심리(price sentiment)는 지속적인 강세를 보였다. 주요 수출국들에서 나온 공급증가에 대한 전망은 내수 수요 및 인프라 용량 증가로 인한 제약이 계속될 것이라는 내용이었다.
2007년 하반기 인도의 수요 급증과 연료탄 3대 수입국들(일본, 한국, 대만)의 수요 증가 강세 속에서 남아공, 호주, 인니의 공급 중단이 발생, 수급불안은 2008년 뿐 아니라 그 이후에도 지속될 것이라는 인식이 지배적이며 이로 인해, JFY2008 계약가격이 최고 U$90/톤이 될 것이라는 즉각적인 예상도 나왔다.
4분기 현물 가격이 급등하면서, globalCOAL의 뉴캐슬 지수가 12월 중순 U$90/톤에 달했는가 하면, globalCOAL의 리차즈 베이 지수는 12월 중순 최저 U$90/톤 선으로 안정을 되찾기 전, 11월 말 한 때 U$100/톤을 돌파하기도 했다.
3.2. 중국 요인
세계석탄시장의 수급 균형에서 중추적인 역할을 하고 있는 중국의 2007년 변동(예상) 폭은 2800만톤(수입 1800만톤 증가, 수출 1000만톤 감소)이다. 그러나, 7월 이후 연료탄 순수출은 상당한 회복세를 보였는데, 가격 상관성들(price relativities)의 변화가 수출 회복의 요인 중 하나였다. AME사는 2007년 중국의 연료탄 수출을 2006년 수출량에서 1000만톤 감소한 4500만톤, 수입을 1800만톤 증가한 5200만톤으로 예상한다.
하반기 국제 가격은 중국의 내수 가격보다 더 급등하였다. 11월의 경우, 따통(Datong) 프리미엄 연료탄 가격이 U$72.64/톤 FOB(친황따오)였던 것에 비해, globalCOAL의 뉴캐슬 지수는 U$85.35/톤이었다(즉 U$13/톤의 가격 차이가 남). 이는 중국 내수가격이 국제가격보다 U$15/톤 높았던 2004년 말에서 2007년 9월까지의 기간과 비교, 중국 생산업체들에게 있어 수출에 대한 엄청난 인센티브를 의미했다.
중국의 내수 수급 불안정이 지속됨에 따라, 수출 감소 및 수입 증가 양상은 장기화 될 것으로 보인다. 중국 국가통계청이 발표한 통계에 의하면, 2007년 1~10월까지 석탄 생산량은 2006년 동기간보다 9% 증가한 19억3400만톤으로 집계되었는데, 이는 동기간의 전년대비 소비 증가율 17%보다 뒤떨어졌다.
2007년 중국 생산 증가가 가속화되었다. 1994년 12억3000만톤이었던 중국의 석탄 생산량은 2000년에는 10억톤 미만으로 감소하였고, 그 후, 2000년~2005년 사이에 2배 이상 증가하였다. 2006년 총 생산량은 2005년의 생산량 22억톤(수정된 생산 수치)에서 5.7% 증가한 23억2500만톤이었다.
2007년 첫 10개월간의 생산 수준은 2007년 중국의 생산이 25억톤으로 집계될 것으로 나타났다. 이러한 생산 증가는 일련의 정부 정책들(government initiatives)에도 불구하고 나온 것이었다. 2007년 1월, 중국 정부는 2010년 계획용량 26억톤/년으로 향후 생산 증가를 제한한다는 계획을 발표하였다. 상기 계획에는 연간 생산 용량 30만톤 미만의 광산들을 2005년 20,622개에서 2010년 10,000개미만으로 줄인다는 내용도 포함되었다. 뿐만 아니라, 불법 생산된 석탄이 산서성 석탄 시장에 유입되는 것을 막기 위해 석탄판매매표시스템(Coal Sales Ticketing system)이 도입되었는가 하면, 2006년 국무회의(National Congress)에 따른 광산 안전감독 관리 집중 재개도 생산 수준에 영향을 줄 것으로 보였다.
3.3. 광산 현금(운영) 비용
광산 현금 운영비용들은 중요한 가격 지표이다. 시장이 균형을 유지하거나 공급과잉일 경우, 가격은 수출 공급업자들의 한계 현금(운영)비용에 의해 결정된다. 그러므로 현금운영비용이 상승함에 따라, 유지 가능한 최저 한계 가격도 상승한다.
최근 몇 년 간 연료탄 광산의 FOB 비용은 큰 폭으로 상승하였다.
2002년 이래 세계 평균 FOB 비용은 80% 상승하였으며, 이는 1997~2002년 FOB 비용이 전혀 상승하지 않은 것과 대조를 이룬다. 연료탄 광산들의 평균 미달러 FOB 현금비용은 2004년에는 14%, 2005년에는 19% 상승하였으며, 2006년에는 약 7%로 완화되었다. 2006년의 경우, 다소 낮은 석탄 가격이 많은 생산업체들의 로열티 지불을 감소시켰으며, 낮은 생산비용요소(lower input cost component) 상승이 FOB 비용 상승률을 낮춘데 기인한 것이다. 그러나 2007년에는 약 11% 상승하였으며, 이는 2007년에는 미달러 대비 통화 상승이 2006년의 추이를 뒤집었기 때문이다. 2008년에는 실제상(real terms)의 평균 FOB 비용이 3% 더 상승할 것으로 예상된다.
이러한 상승은 채광 및 운임 비용 상승과 함께 전세계 생산업체들의 FOB 비용에 영향을 주었다. 장기적으로, FOB 비용은 2003년 이전 수준까지 하락할 것으로는 보이지 않으며, 다양한 광산 및 운임 비용들이 여전히 상승하고 있다.
2002~2007년 사이, AME사의 연료탄 광산에 대한 최근 연구(2007년 12월)는 아래와 같은 비용요소(cost component) 상승을 보여주었다(명목상 미달러).
- 연 료 : 원유 가격 150%가 넘게 상승
- 전 기 : 연료탄 수출국들에서 평균 58% 상승
- 노동력 : 연료탄 수출국들에서 평균 85% 상승
- 소비재 : 예) 폭발물 57%, 타이어 77%, 기타 20% 상승
- 장 비 : 35~85% 상승
비용 상승의 또 다른 주요 잠재 요인은 박토비의 지속적인 상승이다.
노천광산의 경우, 표토제거를 위한 박토비 상승은 채광비를 현저히 증가시킬 뿐만 아니라 단위 노동력/장비/보수관리/폭발물/연료비용도 증가시킨다. 조사한 연료탄 광산들의 평균 박토비는 2001년 6.7:1에서 2007년에는 7.1:1로 증가했다. 지역별로는, 호주, 인니, 베네수엘라, 중국에서는 현저히 증가한 반면에, 콜롬비아에서는 소폭 감소하였다. 이외에도 회수 및 운송 거리 또한 비용에 영향을 주는데, 많은 국가들에서 보다 다소 경제성이 낮은 광상들을 개발하면서 비용이 증가했다.
평균 생산비에 대한 계약가격 비율 추이는 석탄 생산업의 건강지표라 할 수 있다.
세계 연료탄 수출 광산들의 2007년 평균 FOB 현금(운영) 비용 예상치는 JFY2007 계약 가격 U$55.65/톤 FOB의 61%를 나타내고 있다.
2008년 계약 가격 예상치 U$78.51/톤 FOB(2007년 실질상)를 기준, 44%(생산비/계약가격)로서 수출 연료탄 생산업체들의 상당한 수익이 예상되며, 이는 2000~2007년 사이 예상되는 비용 곡선 비율의 중간선(63%)보다 훨씬 낮은 수치를 보인다.
2000년~2007년 사이의 추이는 연료탄 수출 광산 용량의 상당 부분을 경제적 망각상태(economic oblivion)로 넣지 않는 한, 향후 5년간의 계약가격이 U$54/톤 FOB(2007년 실질상)보다 훨씬 낮게 하락하지는 않을 것임을 보여준다.
향후 몇 년간 주요 생산업체들의 현금운영비용이 더욱 상승할 것으로 보이며, 이러한 견지에서 AME사는 2012년의 예상가격을 U$54/톤 FOB(2007년 실질)로 인상하였다(2003년 이래 지속적인 가격 강세).
3.4. 환율
2002-2007년 석탄 주요 수출국들의 미 달러 대비 환율 현황과 관련하여, 대부분 국가들의 미 달러 대비 화폐 평가절상은 호주 및 중국의 경제 실적 강세에 비한 미국의 경제 성장 부진에 따른 것으로, 최근의 서브프라임 신용 위기 역시 이러한 상황을 더욱 악화시켰다.
이와 달리, 베네수엘라의 볼리바르는 재정소비 3배로 증가, 경제 성장 부진, 인플레이션 등으로 인해 화폐 가치가 더욱 하락(2002년 구매력의 1/2)하였다.
하락 : 베네수엘라
상승 : 0~20% - 인도네시아, 중국, 콜롬비아, 러시아
40~60% - 캐나다와 호주, 뉴질랜드, 남아공
석탄 생산업체들은 판매금액을 미 달러로 지불받는 반면, 비용의 대부분은 지역 통화로 지출된다. 따라서 환율 변동이 생산 내지는 수출업체들의 수익에 미치는 영향은 크다고 할 수 있다.
그 예로, 2003년 세계 석탄 공급국들의 화폐 대비 미 달러의 평가절하와 석탄 국제가격 하락으로 생산업체들의 수익이 감소했으며, 2007년 미 달러 대비 호주 달러가 2006년 0.75에서 2007년 11월 0.90으로 인상되어 호주 석탄업체들의 수익이 감소한 바 있다.
호주 및 남아공, 러시아와 같은 주요 수출국들은 최근 몇 년 동안 자국의 통화가치가 인상되었다. 2002-2006년 사이 이들 국가의 화폐는 미 달러 대비 각각 (연평균 환율 기준) 39%, 56%, 15% 절상되었다. 이는, 같은 기간 평가절상 폭이 2%밖에 안 된 인도네시아의 루피아와 대비되는 모습이다.
미 달러에 대한 남아공 랜드화의 평가절상 폭은 2005년 감소했고 이후 추세는 반전되어 2006년에는 6% 평가절하되었다. 2007년 환율의 추이는 3/4분기까지 대체로 변화 없는 모습을 보이다 4/4분기에는 6% 평가절상되었다.
중국의 경우, 위안화와 미 달러 간 환율 고정으로 2005년 7월까지는 환율 변동에 따른 영향이 없었으며, 아시아 시장의 주요 경쟁국들의 화폐가 미 달러 대비 평가 절상되어 2003년과 2004년 아시아지역에서의 중국 경쟁적 입지는 강화되었다.
그러나, 통화의 재평가 압력을 받은 중국은 2005년 7월 새로운 정책을 발표, 중국은 주요 거래 대상국들의 통화들에 대해 자국 통화를 묶어두는데 합의했다. 이로 인해, 미 달러 대비 위안화를 2% 조정, 미 달러 대비 위안화의 환율은 기존의 약 8.277에서 8.11로 하락했다. 2006년 미 달러 대비 중국 위안화는 약 3.2%(7.97) 평가절상 되었고 이후 중국 정부가 통화 관리를 더 완화할 것이라고 발표한 후 2007년에는 5.5% 더 평가절상되었다.
3.5. 현물 시장의 중요성
지난 10년 동안, 전체 연료탄 거래에서 현물이 차지하는 비중이 증가했다. 유럽시장에서 현물이 차지하는 비중은 1996년 30%에서 오늘날 80% 이상으로, 기타 시장에서는 약 20%에서 60% 이상으로 증가한 것으로 예상된다.
리차즈 베이 지수나 뉴캐슬 지수와 같은 가격 지수와 연계한 기간 공급 계약의 비중도 증가하고 있다. globalCOAL 전자 상거래상의 뉴캐슬 지수 석탄의 현물 판매량은 2005년 240만 톤에서 2006년 440만 톤으로 증가했다.
이러한 추세는, 현물 시장이 기간 공급 계약가격 협상에 미치는 영향이 증가했음을 시사한다.
3.6. 석탄 생산성
낮은 가격을 보였던 1990년대와 2000년대 초 기간 동안, 생산성 향상은 석탄 수출업체들의 비용 감축 및 경쟁력 향상에 중요한 요소였다.
지난 1990년대 동안 호주 공급업체들은 노동 평균 생산성의 연평균 성장률 약 8%에 달하는 경쟁력을 가졌으나, 그 이후 다소 주춤한 양상을 보였다.
인도네시아 및 중국, 남아공을 비롯한 다른 주요 공급국들의 경우, 생산성 향상 가능성이 상당히 낮다.
3.7. 해상 운임
해상 운임은 연료탄의 도착가격 뿐 아니라 공급업체들의 경쟁력에도 영향을 줄 수 있다. 유럽시장의 남아공, 호주 수출업체, 북아시아 시장의 호주, 인도네시아, 남아공 수출업체들이 이에 해당된다.
2007년 1-11월 동안, 주요 석탄 항로의 현물 운임은 2배로 뛰었다. 호주-일본 항로의 케이프사이즈 선박의 월평균 현물 해상 운임은 1월 U$16.91/톤에서 11월 U$35.45/톤으로 오른 반면, 같은 기간 남아공-유럽 항로의 케이프 사이즈 선박 운임은 U$23.12/톤에서 U$47.25/톤으로 올랐다.
선박 규모는 계속해서 증가하고 있으나 충분하지는 않다. 2006년 건식 화물의 총용량은 전년 대비 7% 증가한 3억6,860만 톤이었으며 Clarksons는 2007년 선박 해체율 증가에도 불구하고 선박용량이 4% 더 증가할 것으로 전망한다. 거래 증가율이 이러한 가운데 세계 선박은 철광석 거래량의 증가 강세에 맞추기 위해 고전, 2007년 화물 운임을 인상시켰다.
호주, 남아공, 유럽, 중국 모두 심각한 정체 및 지연 현상이 나타나면서 2007년 항구 용량 부족은 위험한 수준에 이르렀다. 이에 따라 선적용량은 감소하고 체선료는 증가했다. 이에 모든 항구들에서 인프라 증설 및 처리 절차 개선을 위한 계획이 진행되고 있어 향후 2010년 내에는 항만정체 현상이 다소 줄 것으로 전망된다.
2000년대 선박 운임을 결정짓는 중요한 요인은 중국 경제의 기록적인 성장과 철광석 수요이다. 해운업의 공급 증가에도 불구하고 수요는 계속해서 증가했다. 2005년 이후 중국의 수요 감소가 예상되었으나 2007년 중국의 해상 거래량이 19% 증가했다. AME는 2008년 중국의 외관상 철광석 소비가 전년 대비 6.7% 증가할 것으로 전망하고 있다.
2008년 중국의 철광석 수요가 7% 이상 증가하고 공급 증가가 지속된다면 퀸즐랜드-로테르담 항로 케이프사이즈 선박의 연평균 운임은 U$41/톤이 유지될 것으로 예상된다. 단기적으로 운임 변동 상황이 계속될 것으로 보이며, 중국의 경제 성장률 및 연료 공급과 관련한 계속된 시장의 불안 때문에 선박 증가는 가속화되지 않을 것으로 보인다.
2003-2005년 선적비용은 큰 폭으로 인상되었다가 2006년에는 소폭 하락, 이후 2007년에는 재상승하였다. 이러한 선적 비용의 증가는 주요 연료탄 생산국들 간 도착비용 차이를 심화시켰으며 연료탄 거래를 대서양과 태평양 시장으로 양극화시켰다.
2003년 상반기 일본 및 서유럽 연료탄 소비자들에 대한 C&F 도착 가격은 U$40/톤 이하였다. 2003년 말부터 호주와 남아공의 연료탄 현물 FOB 가격은 오르기 시작했다. 동시에, 현물의 해상 운임료도 상승, 2004년 중기까지 서유럽 소비자들에 대한 도착 가격은 약 U$80/톤으로 2배 올랐다. 이후, C&F 가격은 2005년 말까지 약 U$50-55/톤으로 떨어졌다가 (해상 운임의 U$10-20/톤 하락과 현물 FOB 가격 하락이 주요인) 2006년 4/4분기까지는 약 U$70/톤으로 견조한 모습을 보였다.
2007년 FOB 가격과 현물 해상 운임의 기록적인 상승으로 인해 유럽 도착 가격이, 남아공과 호주 선적분이 각각 U$121/톤과 U$146/톤으로 올랐으며, 연초 이후 11월까지 케이프사이즈급 선박을 통한 유럽으로의 인도량은 약 78% 증가했다.
3.8. 전력시장 규제 철폐
몇 년 동안 유럽과 아시아 전력시장의 규제 철폐 및 경쟁 심화로 발전사들이 저가 연료 구매에 적극적으로 나서면서, 국제 석탄가격 하락을 주도했다. 그러나 2004년 석탄시장의 수급차질로 인해 가격이 상승했다.
북아시아에서 규제 철폐가 비교적 천천히 이루어진 반면 일본과 한국 같은 국가들의 경우 몇 년 후에는 규제 철폐가 진행될 것으로 보인다. 참고로 2004년 10월 일본 최대의 발전사인 J-Power가 민영화되었다.
3.9. 내수
중국의 석탄 내수는 국제 연료탄 시장과 가격 형성에 가장 직접적인 영향을 주었다. 중국의 내수증가는 수출 감소로 이어졌으며 이는 세계 석탄시장의 공급경색으로 이어져 가격 상승을 유도, 2003년 말과 2006년, 2007년에 이러한 현상이 두드러졌다.
2000년대 말까지 인도네시아와 남아공, 미국, 러시아의 내수 증가 또한 수출용 공급에 타격을 줄 것으로 보인다.
세계 최대의 수출국인 인도네시아의 연료탄 선적량은 2001-2005년 2배로 증가, 2005년 1억2,500만 톤으로 증가했고 2006년에는 1/3 이상 증가했다. 2010년까지 24개 신규 화력 발전소들에 의한 9GW의 발전량 증가와 2010-2015년 25GW의 증설 계획에 의한 향후의 내수 증가는 앞으로 10년 동안 인도네시아 수출 증가에 타격을 줄 것으로 보인다.
3.10. 연료 대체 및 경쟁 연료의 가격
대부분의 국제 에너지 시장의 경우 수입탄은 국내 석탄과 가스 (파이프라인, LNG, LPG), 연료유, 수력, 원자력 및 풍력과 같은 재생에너지와 경쟁하고 있다. 에너지 수입국들은 일반적으로 위기 관리 전략으로서 에너지원을 혼용하고 있다.
도착하는 에너지 기준으로 보면 석탄은 계속해서, 중요한 아시아 및 유럽 수입 시장에서 가스나 석유에 비해 저렴한 발전 연료이다. 역사적으로 석탄 가격은 석유 기반의 연료에 비해 가격 변동성이 적어 에너지 계획자들에게 확실성을 제공한다.
2000년대 상반기 천연가스와 석유 가격의 상승은 아시아, 유럽, 북미 석탄 가격에 영향을 주었다. 이러한 변화는 몇 차례의 혹한과 이에 따른 수요 증가에 의해 두드러졌다. 2006년과 2007년에는 따뜻한 날씨와 공급 인프라 개선에 의해 가스 가격이 하락했다.
전력 시장의 규제 철폐 추세는 발전사들의 관심을 경쟁력 최적화로 돌려놓았다. 발전의 주요 비용은 연료 비용이다. 혼합 발전용량을 가지고 있지 않는 업체들은 연료 가격의 변화를 모색할 수 없어 경쟁력 차원에서 높은 위험에 직면한다.
수입 연료탄 수요와 국가/지역의 에너지 혼용비에서의 수입 연료탄의 비중은 다음에 민감하다.
□ 기후 변화
전력 수요 수준은 2003년 북미의 여름과 2005-2006년 겨울 날씨에서 보듯 날씨 패턴의 이상적 변동에 크게 영향을 받을 수 있다. 브라질, 중국, 유럽 등 세계 몇몇 지역에서 발생한 가뭄은 수력 및 원자력 발전에 악영향을 줄 수 있다.
□ 대체 연료의 가격
미국의, 석탄을 이용한 발전소들은 일반적으로, 가스 가격이 U$4.00/MBtu에 이르게 되는 경우 가스에 비해 경쟁력이 있는 것으로 보인다. 미 에너지부에 따르면, 2015년 이후 발전 부문에 대해 가스 가격은 안정적일 것으로, 2025년까지 평균 U$4.20/GJ가 될 것으로 예상되고 있다.
가스를 이용하는 발전시설의 급증은 천연가스 공급에 추가 압력이 되어 천연가스 가격 변동에 영향을 주었다.
유럽 발전 시장의 경우 수입탄은 러시아, 북해, 북아프리카에서 공급된 파이프라인 가스와 경쟁하고 있다. 급상승하는 현물 가격과 해상 운임으로 인해 석탄의 서유럽 도착가격이 상승, 비용상 이점이 손상되었다. 2006년과 2007년 상당히 낮은 가격으로 인해 상당 기간 동안, 가스를 이용한 발전이 석탄을 이용한 발전에 비해 비용이 저렴해졌다. 2005년 유럽의 배출물 거래제 도입은 경쟁 상황에 또 하나의 중요한 요인이 되었으며, 가스에 유리하게 작용했다. 2007년 이후 탄소 증서 가격이 오를 것으로 예상됨에 따라 가스에 대한 이점은 증가할 것으로 보인다.
2006년 동안의 낮은 가스 가격 및 탄소 배출과 관련된 추가 비용으로 인해 2006년 여러 차례에 걸쳐 영국에서 가스를 이용한 발전이 석탄을 이용한 발전에 비해 경제적으로 되었으며, 정도는 덜하나, 독일 발전 시장에서도 그러했다. 특히, 2006/7년의 따뜻한 겨울 날씨로 인해 가스 재고가 쌓이면서 가스 가격은 석탄 수요를 압박했다.
일반적으로 파이프라인 가스는 중요한 아시아 에너지 수입 시장에서 구할 수 없으나 석탄은 LNG와 경쟁하고 있다. 이 경우 석탄과 가스의 가격 차이는 훨씬 크다. 2000-2003년 일본의 LNG 도착 가격은 연료탄 가격의 3배 이상이었다. 2004년과 2005년 에너지 기반의 LNG : 석탄의 가격비는 약 2.5 - 2.7로 떨어졌다가 2006년에는 다시 3.0으로 올랐다.
2000년대 상반기 상승하는 미국 천연 가스 가격으로 인해 석탄을 이용한 발전에 대한 관심이 촉진되었다. 미국 천연 가스의 현물 가격 (Nymex Henry-Hub)은 2004년 말 U$6/Mbtu에서 2005년 말 약 U$15/Mbtu로 약 150%가 올랐으며 2006년 9월에는 U$5/Mbtu 이하로 추락했다. 높은 건설 비용과 배출물 관리 비용을 고려하면, 미국의, 석탄을 이용하는 발전소는 가스 가격이 높은 수준을 보인 장기간을 기준으로 볼 때 가스를 이용하는 발전소에 비해 경쟁력이 있었다. 또한, 가스 가격의 변동성은, EIA가 2015년까지 가스 가격이 약세를 보일 것이라고 예측하고 있음에도 불구하고, 미국 발전사들에게는 중요한 걱정거리다.
3.11. 구매 관례
거래되는 연료탄의 최대 수요처는 발전 부문이다. 유럽 시장에서는 이미 고도로 상품화되었다. 아시아-태평양 시장은 공급 계약 위주 체계에서 계약, 입찰, 현물 시장을 통한 구매와 관련한, 보다 균형 잡힌 체계로 변모했다.
전통적으로, 일본으로의 연료탄 운반 비용은 서유럽 운반 비용보다 높았다. 이러한 차이는, 연료탄이 고도로 상품화된 유럽 시장이 보다 경쟁적이고 성숙했음을 반영하는 것이다. 이제는 대체로 가격 차이가 사라졌다는 사실은 아시아-태평양 시장의 경쟁력이 상당히 높아졌음을 보여주는 것이다.
느리게 진행된 아시아-태평양 시장의 상품화 경향은 타이트한 공급 상황으로 인해 2004년 중단되었다. 공급 안정성 문제로 인해 대체로 기간 계약으로 회귀하는 결과가 발생했다.
전통적으로 발전사들은 석탄 공급의 확실성에 주안점을 두었다. 공급 확보의 중요한 통로는 기간 계약에 의한 확실한 석탄 브랜드를 구입하는 것이었다. 특히, 일본 발전사들은 고품질의 연료탄을 구입했는데 주로 호주산 석탄에 대해 공급을 보장받는 대신 높은 비용을 부담했다. 2003년에는 일본 발전사들이 필요로 하는 물량의 약 70%가, 2004-2006년 동안에는 약 70-80%가 기간 계약에 의해 충당되었다.
중국과 인도네시아의 수출 증가로 2001년과 2002년 아시아-태평양 연료탄 시장은 가벼운 초과공급 상황을 보였다. 이후에는 공급 다변화로 업체들이 브랜드보다는 품질 규격을 기준으로 하여 더 많은 석탄을 구매하는 분위기가 조성되었다.
시장 지수를 이용한 석탄 가격 결정 방식은 유럽에서 잘 확립되어 있다. 2005년 이전에는 아시아-태평양 석탄 공급 계약 중 비교적 소수가 지수와 관련된 것이었다. 그러나 구매자와 판매자가 위험 관계를 평가하게 되면서 아시아-태평양 시장의 계약에 있어 가격 지수화 방식은 증가했다. 석탄이 브랜드보다는 품질을 기준으로 거래되는 상품화된 시장은 효과적인 지수 개발 및 전자거래 발전을 위해 필수적인 요소이다.
아시아-태평양의 중요한 연료탄 공급원인 뉴캐슬의 현물 가격 지수 개발은 2004년, 2005년 상반기 간헐적으로, 그리고 2006년 일정 기간 동안 현물 거래량 감소로 인해 중단되었다. 선박 대기와 과도한 체선료 문제를 해결하기 위해 고안된 (2004년 4월 도입, 2006년 10월 폐지, 2007년 2월 재도입) 항구 용량 할당제는, 기간 계약을 기준으로 하는 공급업체들을 기준으로 하고 있어 현물 거래량에 압력이 되었다. 이에도 불구하고 뉴캐슬 지수 석탄의 globalCOAL 전자 거래에서의 현물 판매량은 2005년 240만 톤에서 2006년 440만 톤으로 증가했다.
Tokyo, Chubu, Tohoku, Hokkaido 등의 중요한 일본 발전사들은 규격을 기준으로 한 석탄 공급 계약을 시도했다. 인덱스와 연계된 계약에 대한 확신은, 모든 주요 공급업체들과 석탄을 커버하는, 확실하고 투명한 지수가 개발되면 증가할 것으로 보인다.
일본-호주 간 연료탄 참고 가격 제도는 발전사들이 별도 협상을 진행하여 공급업체들과 개별 계약을 체결한 JFY 2002년에 붕괴되었다. Tohoku Electric과 호주 생산업체들은 2002년 U$28.8/톤 FOB에 계약을 체결했다. 이 가격은, 다른 발전사들이 합의하여 실제 지불한 가격과도 아주 근접했다.
FY 2003년의 경우, 또 다시 개별 가격 협상 계약이 유행, 일본-호주 간 일반적인 협상 가격은 6,700 kcal/kg GAD 석탄 기준, 약 U$26.75/톤 FOB였다.
JFY 2004년에는 단일 가격은 없었으며 U$35-45/톤 FOB 범위에서 계약이 체결되었다.
JFY 2005년 가격은 U$52-54/톤 FOB였고 2006년은 U$49-52.50/톤 FOB였다. 2007년 가격은 U$55.00-55.65로 가격대가 좁아질 것으로 보인다.
계약 기간도, 반드시 일본 회계연도 (4월-다음해 3월)와 관련시킬 필요 없이 서로 다르게 정해지고 있다.
2005년 일본 발전사들은 10월과 1월에 시작하는 계약을 정착시키기 시작했다. 이는 굳건히 고수해오던, 일본회계연도만을 기준으로 한 협상을 벗어나 다변화 의지를 보여준 신호가 되었다.
2005년 10월에 열린 몇 번의 중국-일본 간 장기 계약 협상에서 중국 측은 JFY2006 계약 가격이 호주산 석탄과의 CIF 상대성을 기준으로 하여 정해져야 한다고 다시 한 번 제안했다. 중국 생산업체들은 또한, 몇 가지 형태의 지수화 체계를 도입할 것을 제안했다. 양측은 기준(참고) 가격을 정하는 것과 관련된 “하나의 가격 결정 모델”로 나아가는 데는 합의했는데, 상기 모델로부터 탄질의 차이를 지수화할 수 있다.
2007년, 일본이 브랜드마다 별도의 가격을 결정하려는 움직임을 보인 후 단일의 표제 가격에 따라 가격이 결정된 대량의 물량에 대해서는 “하나의 가격 결정 모델”이 대체로 유지되었다.
2007년 동안 아시아 시장 소비자들 사이에서 향후 공급을 장기 계약으로 묶어두려는 현상의 증가 추세가 뚜렷했는데 이는, 장기 공급 확보에 대한 우려를 나타내고 있다. 10월 Taipower와 Ho-Ping Power Company는 전형적인 계약 기간인 3-5년보다 장기인, 향후 5-10년 동안의 공급물량에 대한 입찰을 냈다. 11월, 중국의 Huaneng, Shenzen Energy, Yuden 발전사들은 인도네시아 생산업체 Adaro와 향후 10년에 걸친 2건의 계약에서 총 9,000만 톤의 석탄을 계약했는데, 한 건은 2008년부터 시작하여 5년에 걸쳐 3,000만 톤을, 다른 한 건은 2009년부터 시작하여 10년 동안 6,000만 톤을 공급받는다는 내용이었다.
2008년 가격은 이후, 연례 가격 협상에서 이미 합의되었다. 한국 발전사들은 최근, 다른 인도네시아 생산업체 Berau와 3-5년에 걸치는 4건의 계약으로 200만 톤을 공급받는 내용의 계약을 포함하여 다수의 장기 계약을 체결했으며 다수년 계약을 위한 다수 건의 입찰도 실시했다. 2008년 초 인도의 발전사들도 인도네시아 생산업체 Adaro, Bumi사와 장기 계약을 체결했으며 올 초에는 공동으로 2009년분의 1,000만 톤 물량을 위한 계약을 맺었다.
"금번 호에서는 호주 AME사의 2008년도 연료탄 전망보고서에 수록된 가격 전망에
대한 내용을 수록하였습니다."
