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에너지 섹터에서 업스트림 부문을 완료하고 미드 스트림으로 넘어 갑니다.

집유/처리: Targa Resources(TRGP), Western Midstream Partners(WES)
장거리 수송 파이프라인: Kinder Morgan(KMI), Williams Companies(WMB), Energy Transfer(ET), MPLX(MPLX), Plains All American Pipeline(PAA), DT Midstream(DTM)
분류/저장/허브: Enterprise Products Partners(EPD), ONEOK(OKE), Targa Resources(TRGP), Energy Transfer(ET)
수출 터미널(액화/도크): Cheniere Energy(LNG), Venture Global(VG), NextDecade(NEXT), Enterprise Products Partners(EPD), Targa Resources(TRGP)
해상 운송: Flex LNG(FLNG), Golar LNG(GLNG), Dorian LPG(LPG)
* 표시 종목(WES, ET, MPLX, PAA, EPD)은 MLP(Master Limited Partnership, 합자조합 형태 상장사)예요. 외국인 투자자에게 세금 문제가 있어요.
분배금 원천징수 37%: 미국 사업소득으로 분류되어 일반 배당(15%)보다 훨씬 높은 37%의 세금이 떼입니다. 9%의 배당을 받아도 실제 손에 쥐는 건 5.7% 수준으로 줄어듭니다.
매도 시 10% 강제 원천징수: 2023년부터 도입된 '1446(f)' 조항에 따라, 수익 여부와 상관없이 매도 총액의 10%를 무조건 떼어갑니다.
복잡한 행정 부담: 미국 세무 서류(K-1) 처리가 필요하지만 한국 개인 투자자가 이를 직접 신고하는 것은 사실상 불가능합니다. 미국 국세청 신고를 포기하면 그대로 세금이 공중분해됩니다.
이중과세 및 환급 불가: 한국과 미국 간의 세금 정산 구조가 매끄럽지 않아 이중과세 피해를 볼 가능성이 매우 높습니다.
증권사 제한: 국내 대다수 증권사가 PTP 종목의 신규 매수를 막았거나 강한 경고를 보내고 있습니다.


생산정에서 나온 원료 가스를 소형 파이프로 모으고(집유), 불순물을 제거한 뒤 NGL을 분리하는 단계예요.
NGL은 천연가스액, 즉 에탄·프로판·부탄처럼 가스에 섞여 나오는 액체 성분이에요. 계약이 두 종류거든요. 고정 수수료 계약이면 안정적이고, POP 계약(판매 대금의 일정 비율을 받는 방식)이면 원자재 가격에 일부 노출돼요.
그래서 TRGP, WES 같은 G&P 중심 기업은 같은 미드스트림이어도 변동성이 더 큽니다.
미드스트림의 심장부예요. 주(state) 경계를 넘는 파이프는 FERC, 즉 미국 연방에너지규제위원회가 요금을 규제해요. 대신 take-or-pay 장기계약이 일반적이에요. 화주가 파이프를 쓰든 안 쓰든 예약한 용량만큼 돈을 내는 구조죠. 가스 가격이 폭락해도 파이프 회사 매출은 거의 안 흔들리는 이유가 여기 있어요.
NGL 혼합물을 에탄·프로판·부탄으로 쪼개는 작업을 프랙셔네이션(분류)이라고 해요. 이 설비가 텍사스 몬트벨뷰 한 곳에 극단적으로 집중돼 있어요. 세계 NGL 가격의 기준점이 되는 허브이고, EPD·OKE·TRGP·ET가 과점하고 있습니다. 저장(암염동굴 저장소)도 같이 묶여 있어요.
두 갈래예요. 천연가스를 영하 162도로 얼려 부피를 600분의 1로 줄이는 LNG 액화 터미널(LNG=Cheniere, VG=Venture Global, NEXT=NextDecade), 그리고 프로판·부탄을 배에 싣는 LPG 수출 도크(EPD와 TRGP가 사실상 양분)입니다.
FLNG(Flex LNG)는 최신형 LNG 운반선 선주, LPG(Dorian)는 VLGC라는 초대형 프로판 운반선 선주예요. GLNG(Golar)는 좀 달라요. 배 위에 액화 설비를 얹은 부유식 액화선(FLNG 선박)을 운영하니까, 운송보다는 "떠다니는 액화 터미널" 사업에 가깝습니다.
퍼미안에서 원유를 캐면 가스가 부산물로 딸려 나와요(수반가스). 가스 파이프가 부족하면 현지 와하 허브 가격이 마이너스까지 떨어진 적도 있어요. 돈을 주면서 가스를 떠넘기는 상황이죠. 이때 파이프 용량을 가진 쪽(KMI, ET, TRGP, WES 등)은 스프레드를 그대로 먹습니다. 신규 파이프가 깔리면 병목이 풀렸다가, 생산이 늘면 다시 조여지는 패턴이 반복돼요.
미국 헨리허브 가스는 MMBtu당 3달러대, 아시아 JKM은 두세 배 수준인 시기가 길었어요. 이 차익이 안 메워지는 이유가 액화 설비 부족이에요. 인허가부터 가동까지 5~7년이 걸리니 공급이 즉시 못 늘거든요. 그래서 액화 슬롯을 쥔 Cheniere 같은 회사가 체인에서 가장 두꺼운 마진을 가져갑니다.
중국 PDH 설비(프로판을 플라스틱 원료로 바꾸는 공장) 증설로 미국 프로판 수출이 구조적으로 늘었는데, 멕시코만 도크는 EPD·TRGP 과점이에요. 도크가 꽉 차면 도크 사용료가 오릅니다.
해운 쪽 병목은 성격이 달라요. 배는 발주하면 3년 뒤에 나오니 병목이 생겨도 결국 풀려요. 그래서 병목이 "해자"가 아니라 "사이클"로 작동합니다.
핵심 질문은 하나예요. "경쟁자가 이 자산을 복제할 수 있는가?"

미국에서 신규 주간 파이프라인은 사실상 못 깔아요. 환경 소송과 님비가 겹치거든요. Atlantic Coast Pipeline은 80억 달러를 쓰고도 취소됐고, Mountain Valley Pipeline은 의회가 법으로 밀어줘서 겨우 완공됐어요. 결과적으로 기존 파이프는 "복제 불가능한 자산"이 됐고, 가스 수요가 늘수록 희소성 프리미엄이 붙어요.
WMB의 Transco가 전형적인 예예요. 멕시코만에서 뉴욕까지 동부 해안을 관통하는 대동맥인데, 이걸 지금 다시 지으라면 불가능에 가깝죠.

지도에서 보이듯 이 한 줄의 파이프가 텍사스에서 뉴욕까지 약 12개 주를 관통해요. 이걸 오늘 다시 지으려면 주마다 다른 규제기관 승인, 수만 필지의 토지 통행권(right-of-way) 협상, 그리고 환경 소송을 전부 통과해야 하는데, 앞서 본 것처럼 한두 개 주를 지나는 신규 파이프조차 좌초되는 게 지금의 인허가 환경입니다. 76년 전부터 깔려 있었기에 존재할 수 있는 자산인 셈이죠.
투자 관점에서 한 가지 더 보태면, 복제가 불가능하다는 건 성장이 막혔다는 뜻이 아니에요. WMB의 증설은 전부 이 기존 회랑 안에서 일어나요. 같은 통행권 위에 압축기를 더하거나 관을 나란히 덧대는(루핑) 방식이라 신규 노선 대비 인허가 부담이 훨씬 가볍고, 동부 해안의 전력·데이터센터 수요가 늘수록 이 회랑의 증설 슬롯 가치는 계속 올라갑니다.
"wellhead-to-water", 즉 생산정부터 수출 부두까지 한 회사 파이프로 연결되면, 고객은 중간에 갈아탈 이유가 없어요. EPD가 이 모델의 완성형이에요. 퍼미안 G&P → NGL 파이프 → 몬트벨뷰 분류 → 수출 도크까지 수직 통합이라, 각 단계에서 수수료를 겹겹이 받습니다. 몬트벨뷰라는 입지 자체도 해자예요. 저장 동굴·파이프 연결·수출 도크가 한 곳에 모여 있어서 후발 주자가 다른 곳에 허브를 새로 만들 수가 없어요.

이 단면도가 말하는 핵심은 "네 가지가 동시에 한 곳에 있어야 한다"는 거예요.
첫째, 지하의 암염 돔이라는 지질 조건입니다. 소금층에 물을 주입해 녹여내면 거대한 지하 공동이 생기는데, 이게 강철 탱크 대비 압도적으로 싼 대용량 저장소예요. 이런 지질은 아무 데나 있지 않아요.
둘째, 수십 년에 걸쳐 전국의 NGL 파이프가 이곳으로 수렴하면서 생긴 연결망이에요. 모두가 모이는 곳이라 가격이 여기서 형성되고(몬트벨뷰 = NGL 가격 벤치마크), 가격이 형성되니 더 모이는 네트워크 효과가 굳어졌죠.
셋째, 휴스턴 십 채널 수출 도크와 걸프만 석유화학 벨트가 바로 옆이라는 입지, 넷째, 그 위에 깔린 분류탑 단지입니다.
후발 주자가 다른 곳에 허브를 만들려면 이 넷을 동시에 복제해야 하는데, 지질은 못 옮기고 파이프 연결망은 수십 년이 걸려요. 그래서 EPD·OKE 같은 기존 사업자의 증설(TRGP의 Train 13도 결국 몬트벨뷰에 짓죠)은 가능해도, 허브 자체의 경쟁자는 등장하지 않는 구조입니다.
Cheniere의 매출 대부분은 15~20년짜리 SPA(장기 판매계약)에서 나와요. 액화 수수료를 take-or-pay로 받으니, 고객이 LNG를 안 가져가도 돈이 들어옵니다. 여기에 브라운필드 우위가 더해져요. 기존 터미널 옆에 트레인(액화 라인)을 증설하면 신규 부지 개발보다 단가가 훨씬 싸거든요. 다만 95점이 아닌 이유는, 카타르 증설처럼 글로벌 공급 경쟁이 존재하고 신규 진입(VG, NEXT)도 결국 가능하기 때문이에요.
LNG(액화천연가스) 비즈니스에서 '카고(Cargo)'란 LNG 선박 한 척에 실리는 가스의 단위


이 그림이 계약 해자와 만나면 선순환이 완성돼요. 브라운필드라 톤당 단가가 낮으니, 경쟁사보다 낮은 액화 수수료를 제시하고도 수익률이 나와요. 그래서 신규 SPA 수주 경쟁에서 이기고, 계약을 따니 다음 트레인을 또 기존 부지에 증설하는 구조죠. Sabine Pass와 Corpus Christi 두 부지에서 트레인을 계속 덧붙여온 Cheniere의 성장사가 정확히 이 패턴이에요.

그럼에도 95점이 아니라 80점인 이유를 정리하면 세 가지예요.
첫째, 카타르라는 절대 강자의 존재입니다. 세계 최저 생산원가를 가진 카타르가 North Field 증설로 연산 7,700만 톤을 2030년 전후 1억 4천만 톤 규모까지 키우는 중이라, 글로벌 LNG 가격과 신규 계약 조건에 구조적인 하방 압력이 걸려요.
둘째, 진입장벽이 절대적이지 않아요. 액화 기술 자체는 라이선스로 사 오는 것이라 독점이 아니고, VG가 모듈 공법으로 건설 기간을 단축해 보여줬듯 신규 진입(VG, NEXT)이 실제로 일어납니다.
셋째, 계약 해자는 "기존 현금흐름"을 지켜줄 뿐 "성장"까지 보장하진 않아요. 다음 트레인의 SPA는 매번 카타르·신규 진입자와의 경쟁 입찰에서 따내야 하거든요.
그래서 장거리 파이프(95점)와의 차이가 생겨요. Transco는 경쟁자가 물리적으로 등장할 수 없지만, 액화는 "비싸고 느리지만 가능한" 경쟁이라는 거죠.
집유 파이프는 특정 광구에 묶인 전용 자산이라 그 광구 안에서는 독점이지만, 광구가 늙으면 자산 가치도 같이 늙어요. 생산자(고객)의 시추 활동에 운명이 걸려 있고, POP 계약 탓에 원자재 노출도 있죠.
WES가 OXY 물량에, MPLX가 MPC 물량에 의존하는 식의 단일 고객 집중도 약점이에요.
배는 표준화된 자산이에요. 돈만 있으면 누구나 조선소에 발주할 수 있고, 운임이 좋으면 발주가 몰려 3년 뒤 공급 과잉이 옵니다. 해자가 아니라 사이클 타이밍으로 접근해야 하는 영역이에요. FLNG처럼 장기용선 비중을 높여 변동성을 줄인 선주도 있지만, 구조적 해자라고 부르긴 어렵습니다.
중요 지표들에 대해서 Fable 5 에 질의했는데 Opus 보다 확실히 깔끔하고 굳이 설명을 안해도 의도를 잘 파악해서 답변하네요.

플랜트 인렛(Inlet): 처리 공장(G&P)에 들어온 가스 전체 양입니다. 공장이 가스를 얼마나 처리하고 있는지 보여주는 핵심 지표죠.
현재 상황: TRGP(퍼미안 지역)는 작년보다 가스가 11% 더 들어왔고, WES도 4% 늘었습니다. 즉, "공장으로 들어오는 일감이 계속 늘고 있다"는 뜻입니다.
공장의 정확한 가동률은 회사에서 대놓고 알려주지 않습니다. 대신 "새 공장을 짓는다"는 발표를 보면 됩니다.
공장이 텅 비어있는데 돈 들여서 새 공장을 지을 회사는 없겠죠? 따라서 신규 플랜트 발표는 "지금 있는 공장이 꽉 찼다"는 가장 강력한 증거입니다.

TRGP 종일 꼬시다가 비싸다 엔딩ㅋㅋㅜ잘봤습니다 감사합니다!
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