원전, 짓기 어려워진다...

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원전, 짓기 어려워진다

핵폐기물 처리 이슈 부각되면서 원전 추가 건설 어려워질 것 03년 7월, 전북 부안이 방사성 폐기물 처리장(이하 방폐장) 후보지로 확정되자 이에 반대하는 주민들의 촛불시위, 관공서 방화, 학생 등교 거부, 군수 폭행 등으로 큰 이슈가 된 바 있다. 정부는 86년부터 방폐장 건설을 추진했으나 매번 해당 지역 주민 반발에 막혀 어려움을 겪다 20년 만에 부지를 확보(경주)하고 건설 중이다. 경주에는 발전소에서 쓰였던 작업복 등 중·저준위 폐기물만 보관하게 된다. 이제 16년이면 고리 원전부터 사용후핵연료(고준위 폐기물) 임시 저장소가 포화된다. 이를 해결하려면 사용후핵연료를 재처리 하거나 별도로 저장시설을 지어 영구 처분해야 한다. 재처리는 미국의 견제로 어렵고, 특정 지역에 저장시설을 짓는 것은 더욱 감당하기 어려운 문제다. 이런 이슈가 본격적으로 부각될 2~3년 후부터 원전 확대 정책이 바뀔 것이다. 원전 비용 부담 ↑, 가스 발전 부담 ↓ 원전을 못 짓게 되면 우리나라에 악재일까? 우리나라보다 원전 선진국인 일본 등에서는 폐기물 등 사후 처리비용까지 감안하면 원자력 발전이 싸지 않다는 인식이 이미 보편화 돼 있다. 우리나라도 이런 인식이 확산될 것이다. 과거에는 대안이 없었지만, 이제 ‘가스’라는 대안이 있다. 비싸더라도 가스 발전을 늘려야 하는 상황인데, 천만다행으로 가스에너지의 가격경쟁력이 높아지고 있다. 민자발전의 성장세는 지속되겠지만 수익성은 점차 둔화될 듯 최근 1년 동안에 전기요금이 15%나 오르고, 경제성장률이 낮아지면서 전력수요 증가율이 빠르게 둔화되고 있다. 전력난 우려는 곧 사라질 것이다. 이렇게 되면 민자발전사업자들의 가스발전기 가동률이 하락하며 수익성이 둔화될 수 있다. 하지만 중·장기 적으로는 국가 에너지정책이 가스로 바뀌면서 성장세는 유지될 것이다. 세계 원자력 발전비중 추이 – 96년을 고점으로 하락세, 가스 발전비중은 상승세

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(%)

원자력발전 비중

가스발전 비중96년 17.7%

09년 13.4%

자료: OECD Factbook 2011

산업분석 Report / 전력·가스

전력·가스

2012. 9. 18

비중확대(유지)

종목 투자의견 목표주가

한국전력(015760) 매수 33,000원

한국가스공사(036460) 매수 77,000원

한전KPS(051600) 매수 59,000원

지역난방공사(071320) 중립 66,000원

12개월 업종 수익률

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Sep-11 Dec-11 Mar-12 Jun-12

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5

10KOSPI 대비(%p, 우)

복합유틸리티 업종 지수(p, 좌)

자료: WISEfn-WICS

윤희도 3276-6165 [email protected]

Sector report focus

리포트 작성 목적

• 우리나라는 원전 확대 정책을 고수하고 있지만, 2~3년 이내에 에너지

정책이 가스 중심으로 바뀔 수 있다는 시각 제시

• 민자발전사업에 대한 관심이 최고조인데, 앞으로 수익성이 둔화될 수

있다는 의견 제시

• 이 두 가지 아이디어는 증시는 물론이고 에너지업계에서도 구체적으

로 언급된 적이 없었음

핵심 가정 및 valuation

• 16년에 고리원전의 핵연료임시저장시설 포화, 17년에 고리원전 1호

기 폐로문제 부각 등으로 원전 추가건설이 어려워진다는 가정

• 전력난이 점차 완화된다는 가정 하에 민자발전사업자들의 이익률이

둔화될 것임을 시사

• 정부는 15년까지 전력수요가 매년 4.1% 늘어날 것으로 전망하고 있

지만, 우리는 요금인상 및 경제성장률 둔화로 매년 3% 늘어날 것으

로 가정

• 정부는 전력예비율이 13년에 3.7%로 하락한 후 14년부터 높아질 것

으로 전망하고 있으나, 우리는 13년, 14년 예비율이 각각 6.2~9.5%,

9.2~12.6%로 정부 예상보다 높을 것으로 전망

시나리오(민감도) 분석

• 2~3년 후부터 원전건설 지연 및 계획 축소를 가정하고 미래의 발전

mix를 분석

• 20년부터 원전발전설비가 늘어나지 않는 것으로 가정하고, 그로 인해

필요한 수요를 석탄과 가스발전기가 각각 30%, 70%를 커버한다고

가정

• 그 결과 20년 및 24년 가스발전 비중이 각각 22.3%, 23.1%로 계산

되며, 이는 정부가 추정한 20년 10.5%, 24년 9.7%보다 훨씬 높음

위험 / 기회 요인

• 위험/기회요인보다 우리가 예측한 방향과 다르게 전개될 가능성 측면

에서 보면,

• 14년에 있을 미국과의 원자력협정 개정에서 사용후핵연료 재처리가

가능해지면 고준위 폐기물 처리장 이슈를 수년 뒤로 미룰 수 있음

• 세계적인 경기부양 노력이 성과로 나타난다면(높은 경제성장률) 전력

수요가 예상보다 많이 늘어나 내년에도 전력위기 이어질 수 있음

산업의 주요 특징

1) 필수소비재를 공급하는 공기업, 정부 규제 불가피

• 업종 내 핵심업체인 한전과 가스공사는 전기와 가스 공급을 담당

• 각 회사의 원가에 적정 마진을 얹어 요금을 부과하도록 되어있으나

수입 원재료비 급등 시 경제에 미칠 부작용을 우려해 요금을 규제함

• 07년부터 유가 상승추세 시작되면서 마치 정부의 요금규제가 강화된

것처럼 보이지만, 에너지 공기업에 대한 정부 규제강도는 에너지 수

입가격의 등락에 크게 영향 받음

2) 앞으로 전력수요 증가율이 둔화되는 것에 주목해야

• 낮은 전기요금이 유지되며 10년까지 전력수요가 빠르게 늘어났지만

작년부터 요금이 급등하면서 수요증가율 빠르게 둔화

• 작년과 올해의 전력난 주범인 값싼 전기요금과 일시적인 정비 증가에

따른 설비부족 현상은 이제 거의 해소됨

• 이로 인해 전력예비율이 추세적으로 상승할 전망이며, 이는 민자발전

사업자의 발전기 가동률이 낮아질 수 있다는 의미

전기요금 급등하며 전력수요 증가율 빠르게 둔화되고 있어

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14(원/KWh) (%)

평균 전기요금(좌)

전력수요 증가율(우)

자료: 한국투자증권

동종 기업 비교

• 한국전력은 올해까지 5년 연속 순이익 적자. 0.3배의 낮은 PBR이 3

년째 지속되고 있음

• 가스공사의 PER은 13~14배. PBR은 0.6배(ROE 4%). 주가에 자원개

발 가치 또는 기대감이 반영되어 있어 투자지표로만 보면 매력적이지

못하나, 머지 않아 회사에 대한 그림이 바뀔 수 있어 주목해야

I. 몇 년 뒤 에너지정책 가스로 바뀐다...............................................................................2

II. 원전 선진국일수록 원전 투자 기피................................................................................4

III. 국민이 원전을 원하지 않는다.........................................................................................7

IV. 2~3년 뒤 원전 건설 정치적 부담 커진다..................................................................9

V. 도전 받는 원전, 과연 값싼 에너지인가? .................................................................13

VI. 전력대란 우려 점차 완화될 것....................................................................................14

VII. 민자발전, 올해처럼 좋기 어렵다...............................................................................17

VIII. 대안은 가스, 관련산업 장기 전망 밝아................................................................24

종목 분석..................................................................................................................................... 29

한국전력(015760)

한국가스공사(036460)

한전KPS(051600)

지역난방공사(071320)

Contents

전력·가스

2

I. 몇 년 뒤 에너지정책은 가스로 바뀐다

우리나라의 원전 비중 확대 정책은 몇 년 뒤면 가스1 중심으로 바뀔 전망이다. 사후처리비용2

을 포함하면 원전이 싸지 않다는 의견이 늘어나는데다, 몇 년 뒤면 고준위 폐기물인 ‘사용후핵연료3’를 저장하기 위한 별도의 시설이 필요한데, 이를 짓기 위한 이슈가 공론화되면서 원전 반대론이 더 힘을 얻게 될 것이기 때문이다. 원전의 대안은 석탄과 천연가스다. 우리는 이 중 천연가스가 대세가 될 것으로 전망한다. 석탄은 석탄재 등의 환경문제로부터 자유롭지 못하고 주로 해안가에 건설하는 특성상 전기를 필요로 하는 수도권에서 멀리 떨어져 있어 송전에 대한 비용 부담도 크다. 하지만 가스발전은 환경문제로부터 자유롭고 원전 및 석탄발전기에 비해 건설비용도 저렴한데다, 셰일가스4의 등장으로 가스에너지의 가격경쟁력이 갈수록 높아지고 있어 장기적으로 유망하다. 원전 선진국일수록 원전 추가 건설에 대한 국민의 반대가 크다. 이는 선진국일수록 국민들이 안전에 민감해지기 때문인데, 특히 원전은 아무리 안전하다고 강조해도 설득이 어렵다. 우리나라는 86년부터 방사성폐기물 처분시설 부지 확보를 위해 노력해 왔으나 19년 동안 9차례 실패를 거듭한 후 경주에 건설 중이다. 03년 7월, 전북 부안군이 군내의 위도에 핵폐기장 유치를 신청하자 이를 반대하는 부안군민들이 격렬히 저항(100일 넘게 개최된 촛불집회, 서해안 고속도로 점거와 격포-위도 간 해상 시위·부안예술관 등 관공서 방화, 군수 폭행, 초·중·고교 학생 등교 거부 등)했던 사례는 아직도 기억이 생생하다. 이제 머지 않아 사용후핵연료(고준위 폐기물) 처리장 이슈가 부각될 텐데 아직 정부는 별다른 대책을 세우지 못하고 있다. 선진국을 중심으로 원전이 싸지 않다는 인식이 확산되고 있다. 우리나라는 아직까지 원전을 폐기(폐로)해 본 적이 없어, 주로 발전연료비 관점에서 원전이 값싼 에너지라는 점이 부각되고 있다. 하지만 원전 선진국을 중심으로 사후처리비용을 감안한 총비용 측면에서 보면 원전이 싸지 않다라는 주장이 이미 상식으로 받아들여지고 있는 점에 주목해야 한다. 03년 미국의 MIT 보고서는 원전이 석탄이나 가스복합화력보다 비싸다고 분석했으며, 프랑스 심계원(Court of Auditor)도 원전이 다른 발전원보다 싸지 않다는 사실을 밝혔다. 독일은 원전을 신재생에너지로 완전히 대체해도 전기요금이 거의 오르지 않는다고 검증한 후 원전 폐쇄정책을 천명했다. 일본 정부는 9월 7일 발표를 통해 10년 기준으로 전력생산량의 26%를 차지하는 원전 비중을 30년까지 15%로 낮추고 기존 원전 50기의 운영시한을 40년으로 제한하고 새 원전 건설도 제한하기로 했다고 교도통신이 보도했다. 전력부족사태가 지속되면서 민자발전5에 대한 관심이 크다. 민자발전사업자들이 갖고 있는 발전기는 대부분 천연가스를 연료로 사용한다. 가스발전은 원전이나 석탄발전보다 연료비 부담이 커 주로 전력수요가 급증할 때 가동한다. 그런데 값싼 전기요금 때문에 전력소비가 늘어나자 민간이 보유한 가스발전기까지 상시 가동해야 하는 상황이 됐다. 민자발전사업자가 생산한 전력원가에 넉넉하게 이익을 얹어 주는 구조다 보니 민간이 소유한 발전기가 많이 가동될수록 한전의 경영수지가 악화된다. 하지만 앞으로는 상황이 달라질 것이다. 저성장 시대에 진입하면서 전력수요 증가율이 둔화되는 가운데 최근 1년 동안 전기요금이 15%나 올랐다. 1 우리나라는 해외에서 생산된 천연가스를 액화(liquefy)시켜 선박을 통해 수입하므로 천연가스를 LNG(Liquified Natural

Gas)라 부르기도 함. Pipeline을 통해 기체상태로 수입하면 PNG가 되며 향후 셰일가스도 수송 방식에 따라 LNG 또는

PNG로 불릴 수 있음 2 원전을 가동하면서 나오는 중저준위 폐기물(장갑, 옷 등) 및 고준위 폐기물(사용후핵연료)을 보관 또는 영구처리 하는데

투입되는 비용 3 원자로에서 연료로 사용된 뒤 배출되는 고준위 방사성 폐기물. 원자로에서 3~5년간 핵분열을 하며 연소한 연료는 교체하

는데, 이를 사용후핵연료라 함 4 진흙이 쌓인 퇴적암층(셰일층)에 존재하는 천연가스. 생성된 가스가 셰일층 위 암석을 투과하지 못하고 고여 있는 가스를

말함. 일반적인 가스보다 깊은 곳에 위치하고 있으며, 암석의 미세한 틈 사이에 퍼져서 존재. 1800년대에 처음 존재가 알

려졌음에도 불구, 채산성이 맞지 않아 개발되지 않다가 최근 관련기술이 발달하면서 미국을 중심으로 상업생산 되고 있음 5 민간사업자가 운영하는 발전회사. 주로 생산한 전력을 한국전력거래소를 통해 한전에 판매함

원전, 폐기물처리 부담 커진다

19년.

경주 중·저준위 폐기물

처리장 건설 결정까지

소모된 시간

원전 선진국에서는

원전이 비싸다는

의견이 대세

민자발전,

올해처럼 좋기 어렵다.

수익성 점차 둔화될 듯

전력·가스

3

이제부터는 전력부족사태가 완화될 것이며, 전력예비율은 점진적으로 올라갈 것이다. 한전과 민자발전 사업자간의 전력 거래 방식도 장기적으로는 한전에 유리하게 바뀔 가능성이 커 민자발전사업자들의 이익은 늘어나겠지만 수익성은 점차 둔화될 것이다. 수년 내에 우리나라의 에너지정책이 가스로 바뀔 경우 나타나는 현상은 원전산업의 수출화와 가스관련 산업의 성장이다. 세계 최고 수준의 원전 건설 및 운영기술을 보유한 우리나라가 국내에 원전을 짓기 어렵게 되면, 인도, 태국, 중동 등으로 원전 수출을 확대하기 위해 정부가 더 적극적으로 지원할 것이다. 전력생산을 위해 가스를 많이 사용하게 되면 최대 수혜주는 단연 가스공사다. 가스공사는 천연가스 수급계획에 맞춰 투자를 집행하는데, 가스 수입량이 늘어나면 이에 맞춰 저장탱크 등 관련설비를 확충해야 하며, 총 설비자산에 적정 마진을 보장받는 수익구조 상 이익이 늘어나고 업계 내 위상도 제고되는 효과가 있다. 가스산업 관련업체들의 장기 수혜도 예상된다. 아래 표에 각 분야별로 수혜가 예상되는 업체를 나열했다. 가스에너지의 가격경쟁력이 계속 높아질 가능성이 큰데, 이렇게 되면 가스의 활용 용도가 확대되면서(지금까지는 대부분 난방 및 발전용으로 사용) 수혜 분야 및 관련 업체 수가 늘어날 것이다.

<표 1> 에너지정책이 원전에서 가스로 바뀌게 될 경우 수혜주

분야 회사명 사업영역 현황

유통 및 E&P 가스공사 LNG 도입 및 도매 판매 최근 E&P 사업 확대

유통 및 E&P 삼천리 등 도시가스업체 LNG 소매 판매 최근 집단에너지 및 E&P 쪽으로 사업 다각화

설비 두산중공업 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러), 가스터빈 제조 미쯔비시중공업 가스터빈 license 보유

설비 비에이치아이 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러) 제조 2011 년 HRSG 글로벌 시장 점유율 2 위(12.5%)

설비 S&TC 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러) 제조

설비 성진지오텍 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러) 제조

설비 신텍 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러) 제조

설비 대경기계 복합화력 발전용 HRSG(폐열회수보일러) 제조

설비 삼성테크윈 공기, 가스압축기 제조 가스공사, 아람코 등과 압축기 공급 계약

설비

현대건설, GS 건설 등

대형 건설업체

가스전 설비 시공 및 가스발전기 건설

수송 및 설비 현대중공업 LNG 운반선, LNG 관련 해양플랜트(LNG FPSO 등) 건조 2011 년 이후 LNG 선 수주 점유율 2 위(18.8%)

수송 및 설비 삼성중공업 LNG 운반선, LNG 관련 해양플랜트(LNG FPSO 등) 건조 2011 년 이후 LNG 선 수주 점유율 1 위(30.0%)

수송 및 설비 대우조선해양 LNG 운반선, LNG 관련 해양플랜트(LNG FPSO 등) 건조 2011 년 이후 LNG 선 수주 점유율 3 위(15.9%)

수송 및 설비 한국카본 LNG 선 필수 기자재인 보냉제 제조 LNG 선 수요 증가 최대 수혜, 국내시장 독과점

수송 및 설비 화인텍 LNG 선 필수 기자재인 보냉제 제조 LNG 선 수요 증가 최대 수혜, 국내시장 독과점

수송 한진해운 등 해운업체 LNG 해상운송 서비스 가스공사와 장기 수송 계약을 맺고 현재 LNG 수송 중

발전 포스코에너지 등 다수의 발전사업자 LNG를 연료로 복합화력발전, 열병합발전 등 운영 및 열판매


<표 2> 우리나라의 원자력 발전기 건설 계획(23기 운영 중, 5기 건설 중, 10기 계획 중)

연도 기수 발전소 이름 설비용량(MW) 6차건설의향 5차계획반영 비고

신월성 #2 1,000 13.1월 13.1월 건설중 13 2

신고리 #3 1,400 13.9월 13.9월 건설중

14 1 신고리 #4 1,400 14.9월 14.9월 건설중

17 1 신울진 #1 1,400 17.4월 16.6월 건설중

18 1 신울진 #2 1,400 18.4월 17.6월 건설중

19 1 신고리 #5 1,400 19.12월 18.12월 인허가 과정

20 1 신고리 #6 1,400 20.12월 19.12월 인허가 과정

22 1 신울진 #3 1,400 22.6월 20.6월 적정사업관리기관 확보

신울진 #4 1,400 23.6월 21.6월 적정사업관리기관 확보 23 2

석리원전 #1 1,500 23 가칭, 부지 미결정

24 1 석리원전 #2 1,500 24 가칭, 부지 미결정

25 1 대진원전 #1 1,500 25 가칭, 부지 미결정

26 1 대진원전 #2 1,500 26 가칭, 부지 미결정

대진원전 #3 1,500 27 가칭, 부지 미결정 27 2

석리원전 #3 1,500 27 가칭, 부지 미결정

계 15 21,200

주: 1. 6차건설의향은 한국수력원자력이 정부에 제출한 건설의향 기준이며 정부 승인에 의해 확정된 계획은 아님

2. 한전의 8월 23일 작성 기준 자료임

3. 지식경제부는 9월 14일에 경북 영덕군 영덕읍 일대와 강원 삼척시 근덕면 일대를 각각 천지, 대진 신규 원자력 발전

소 건설 예정지역으로 최종 확정 고시

4. 천지원전: 경북 영덕군 영덕읍 석리·노물리·매정리·축산면·경정리 일원의 324만2,332㎡ 부지위에 1,500MW 4기 건설

5. 대진원전: 강원도 삼척시 근덕면 부남리, 동막리 일원의 317만8,292㎡ 부지위에 1,500MW 4기 건설

자료: 한국전력

가스관련 산업,

장기적으로

번창할 전망

전력·가스

4

II. 원전 선진국일수록 원전투자 기피

원전 선진국 중 원전 확대정책을 유지하는 나라는 한국과 러시아뿐이다. 현재 전세계에서 건설 중인 원전 65기 중 중국(26기), 러시아(11기), 인도(7기), 한국(5기)이 75%를 차지한다. 반면 원전 역사가 오래된 국가(미국, 프랑스, 일본, 영국, 독일)에서 건설 중인 원전은 단 4기다(미국 1기, 프랑스 1기, 일본 2기). 원전의 한 사이클인 ‘건설→운영→폐쇄’를 경험한 나라일수록 원전 확대에 소극적인데, 이는 원전 운영 기간이 오래될수록 사후처리비용과 안전성 문제가 부각되면서 국민들의 반감이 확산되기 때문이다. 우리나라도 고리 1호기, 월성 1호기를 시작으로 수년 내에 원전 폐쇄 문제가 부각되고, 사용후핵연료 이슈도 점차 확대되고 있어 앞으로 계획대로 원전을 짓기 어려워질 전망이다. 세계 원자력 발전 시장은 이미 성숙국면을 지나고 있다. 작년에 OECD가 발표한 자료에 따르면 09년 전세계에서 생산된 전력 20,053TWh 중 원자력 발전이 차지하는 비중은 13.4%로 가장 높았던 96년에 비해 4.3%p 낮아졌다. 세계 원자력 발전량도 06년을 기점으로 감소하는 추세인데, 09년 원자력 발전량은 06년 고점 대비 3.4% 감소했다. 세계 전력 생산량이 매년 늘어나는 상황에서 원자력 발전량이 줄어드는 것을 보면 원자력 발전이 성숙국면을 지나고 있음을 알 수 있다.

[그림 1] 세계 원자력 발전 비중 - 96년을 고점으로 점진적인 하락세

13.4

17.7

0

2

4

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14

16

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71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09

(%)


[그림 2] 09년 세계 원자력 발전량 - 06년 고점대비 3.4% 감소

2,6972,791

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09

(TWh)


원전 폐쇄(폐로)를 경험한

나라일수록 신규 건설에

소극적

세계적으로

원자력 발전은

성숙국면을 지나

전력·가스

5

세계 원자력 발전량이 감소하고, 발전비중도 축소된 이유는 과거 원전 확대 정책을 주도했던 원전 선진국들이 원전 노후화, 사고, 사후처리문제 등 측정하기 어려운 비용이 늘어나자 확대 정책에서 한 발 물러섰기 때문이다. 원전 역사가 오래되고 원전 폐쇄를 많이 경험한 국가일수록 이러한 현상이 두드러지는데, 세계에서 가장 많은 원전을 폐쇄한 영국(29기), 미국(28기), 독일(27기) 등 3개국에서 건설 중인 원전은 단 1기(미국)에 불과하다.

[그림 3] 원전 폐쇄경험이 많은 영국, 미국, 독일에 건설 중인 원전은 단 1기 뿐

23

9

16

33

50

58

104

11

2

1

1

9

12

28

5

27

5

29

0 20 40 60 80 100 120 140

한국

독일

영국

러시아

일본

프랑스

미국

운영 중

건설 중

폐쇄

(기)

자료: IAEA, 2012년 9월 현재

원전 노후화가 진행된 나라일수록 신규원전 건설에 소극적인데, 이는 원전 가동연수가 길어지면서 고장이 잦아 안전에 대한 불안감이 커지고, 노후 원전 폐쇄 시 막대한 비용문제가 부각되기 때문이다. 원전의 역사가 짧은 한국, 중국, 인도 등도 원전의 노후화가 진행될수록 원전확대 정책을 유지하기 어려워질 것이다. [그림 4] 운영중인 원전의 평균 나이가 많은 나라일수록 신규 원전 건설에 소극적

1

11

1 02

75

26

33

29 27 27 26

1817

8

0

5

10

15

20

25

30

35

40

미국 러시아 프랑스 독일 일본 인도 한국 중국

건설중인 신규원전(기) 평균 원전 나이(년)

자료: IAEA, 2012년 9월 현재

높은 수준의 안전성을 가진 것으로 알려진 일본 원전에서 문제가 생기자 세계 곳곳에서 ‘탈원전’ 혹은 원전 비중을 줄여야 한다는 여론이 확산되고 있다. 독일 정부는 22년까지 자국의 모든 원전을 폐쇄하겠다고 선언했고, 스위스도 가동 중인 모든 원전을 34년까지 단계적으로 폐지하겠다고 결정했다. 후쿠시마 사고 이후 원전의 비용 및 안전문제가 부각되며 강도가 높아진 원전 반대 주장에 정치인들이 부담을 느끼고 있다. 독일은 10년 말에 기존 원전 수명을 최장 14년 늘리는 법안을 통과시켰지만, 이를 반년 만에 ‘모든 원전 폐지’로 전환했다. 일본도 원전 반대의 목소리가 커지고 있는데, 지난 7월 9일 도쿄에서 열린 ‘사요나라 원전 10만

원전폐쇄 경험이 많은

나라일수록

원전 안 짓는다

오래된 원전이 많은

나라일수록

신규 건설에 소극적

후쿠시마 원전 사고 이후

일본, 독일, 스위스 중심으로

‘탈원전’ 움직임 확산

전력·가스

6

인 집회’에 17만명이 운집해, 일본 시위 역사상 최다 인원이 참석했다(참석인원은 주최측 집계치). 후쿠시마 사고 이후 일본 전역에 걸쳐 크고 작은 원전반대 시위가 진행됐으며, 일본정부는 이러한 여론을 감안해 향후 신규원전 건설을 제한하고, 원자로 50기의 운영 시한을 40년으로 줄이고, 전력생산량에서 원전이 차지하는 비중을 10년 26%에서 30년까지 15%로 낮출 계획이라고 9월 초 교도통신이 보도했다. <표 3> 후쿠시마 사고 이후 원전정책 재검토 움직임 확산

국가 정책 변화

일본 원전 축소 또는 폐지 방향으로 '에너지 기본계획' 재검토

독일 22 년까지 모든 원전 폐쇄하기로 발표

스위스 34 년까지 원전 단계적 폐지

이탈리아 원전 재도입 여부 국민투표 시행, 94% 반대

멕시코 원자력발전소 건설 재검토

태국, 필리핀 원전계획 재검토

베네수엘라 원자력개발 프로그램 중단

자료: 에너지경제연구원, 업계

[그림 5] 세계 1차에너지6원별 소비 비중(좌), 세계 발전원별 전력생산량 비중(우)

37 31 27 33

2834

11

24

19 17

53

30

8 92 5

8 9 87

0

20

40

60

80

100

북미 유럽 아시아태평양 세계

유류 천연가스 석탄 원자력 기타(%)

석탄, 40.5%

유류, 5.1%

원자력, 13.4%

수력, 16.2%

기타, 3.3%

천연가스,

21.4%

주: 1차에너지원별 소비비중은 11년 기준. 발전원별 전력생산량 비중은 10년 기준

자료: BP world energy, OECD

[그림 6] 우리나라의 1차 에너지 소비 비중(좌), 우리나라의 발전연료별 전력생산 비중(우)

29.3

38.7

17.2

11.9

3.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

석탄 유류 LNG 원자력 기타

(%)

석탄, 40.3%

유류, 2.0%

원자력, 31.2%

기타, 3.9%

LNG, 22.6%

주: 11년 기준

자료: 에너지경제연구원, 한국전력거래소

6자연이 제공한 그대로의 가공하지 않은 에너지. 나무, 석탄, 석유, 천연가스, 우라늄은 재생될 수 없는 형태에 해당하고,

수력, 태양열, 풍력, 바이오메스, 지열, 조력 등의 에너지는 재생 가능한 형태에 해당함

전력·가스

7

III. 국민이 원전을 원하지 않는다

에너지경제연구원에서 우리나라 국민들의 원자력발전에 대한 인식이 어떻게 변하고 있는지 조사했다. 09년에 비해 11년에 다시 조사했을 때 인식이 어떻게 바뀌었는지가 핵심이다. 조사결과에는 11년 3월 일본 대지진 이후 변화된 국민들의 의견이 반영되어 있다. 먼저 발전방식에 대한 선호도를 보면 원자력은 응답자의 55.2%가 찬성한다고 대답해 신재생에너지보다는 선호되지 않지만, 전통연료인 석탄과 석유보다는 원전의 이미지가 좋은 것으로 나타났다. [그림 7] 국민들은 석탄, 석유, 원자력 발전기를 싫어하고 천연가스 등 친환경에너지 발전을 선호

99.5 98.9 95.783.2

55.2

37.4 35.2

0.5 1.1 4.316.8

44.8

62.6 64.8

0

20

40

60

80

100

태양광 풍력 수력 천연가스 원자력 석유 석탄

찬성 반대(%)

주: 2011년 일본 후쿠시마 원전 사고 후 전국에 거주하는 성인남녀 1,025명을 대상으로 설문 조사한 결과

자료: 에너지경제연구원 – 원전에 대한 국민의식 조사

다음으로 원자력 발전이 환경적으로 청정한지, 다른 발전원보다 경제적인가에 대한 질문에는 원전에 대한 인식이 나빠지고 있다는 결과가 나왔다. 원자력 발전이 청정하다라는 의견이 09년에는 77.4%였지만, 이번 조사에서는 53.1%로 낮아졌다. 또한 원전이 경제적인가에 대한 질문에도 과거보다 “그렇지 않다”고 응답한 국민의 비중이 두 배 이상 높아졌다. 이는 원전 사후처리비용에 대한 이슈가 점진적으로 확대되며 나타나는 현상 중 하나다.

[그림 8] 청정성, 경제성 부분에서 원전에 대한 인식 나빠지고 있어

77.4%

53.1%

22.6%

46.9%

09 11

원자력은 청청한 에너지가 아니다

원자력은 청정한 에너지다

88.6%

73.8%

11.4%

26.2%

09 11

원자력은 경제적인 에너지가 아니다

원자력은 경제적인 에너지이다

자료: 에너지경제연구원

원전에 대한 국민의식

점차 부정적으로…

원전보다 석탄발전에 대한

이미지가 더 부정적인 것은

의외

원전의 청정성, 경제성에 대한

인식도 점차 부정적으로…

전력·가스

8

원자력발전의 필요성과 안전성에 대한 질문에도 부정적인 의견이 2년 전보다 확대됐다. 우리나라에 원자력 발전이 필요하지 않다는 의견의 비중이 과거보다 11.2%p 높아졌으며, 원전이 안전하지 않다고 응답한 의견의 비중도 2년 전보다 17.9%p 상승했다.

[그림 9] 국민들은 원전 필요성, 안전성에 대해서도 과거보다 부정적

94.2%83.0%

5.8%17.0%

09 11

우리나라에 원자력발전이 필요하지 않다

우리나라에 원자력 발전이 필요하다

70.5%

52.6%

29.5%

47.4%

09 11

우리나라 원자력 발전소는 안전하지 않다

우리나라 원자력발전소는 안전하다


일본 원전사고 이후 우리나라 국민들은 원전 건설을 줄여야 한다고 생각하고 있다. 특히 거주하고 있는 도시(지역)에 원전 건설이 추진된다면 반대하겠다는 의견이 압도적으로 늘어났다. 이는 앞으로 원전 또는 석탄발전기 건설 시 지역주민을 설득하기 위해 과거보다 훨씬 많은 노력과 비용이 들어갈 것임을 예고하는 것이다.

[그림 10] 국민들은 원전을 줄여야 한다고 생각. 거주지역에 원전이 들어서는 것도 싫다는 의견이 압도적

70.1%

38.0%

29.9%

62.0%

09 11

원자력 발전소 건설을 현재 수준 또는 줄여야 한다

원자력 발전소 건설을 늘려야한다

54.2%

29.5%

45.8%

70.5%

09 11

거주지역에 원전이 건설된다면 반대하겠다

거주지역에 원전이 건설된다면 찬성하겠다


올해까지 5년째 적자를 내고 있는 한전의 상황, 원전에 대한 국민들의 반감 확산추세는 그 동안 값싼 전기를 마음껏 쓰던 시대가 끝났음을 알리는 시그널이다. 추우면 옷 한 벌 더 껴입고, 더우면 몸의 움직임을 최소화하면서 참아야 하는 시대가 오고 있다. 이는 미국, 프랑스, 영국 등 선진국에서는 이미 보편적으로 받아들여지고 있는 생활습관이며 우리나라에도 곧 이런 시기가 도래할 것이다.

7 NIMBY(Not in my backyard) 현상: 혐오시설이 거주지역에 들어서는 것을 반대하는 현상

원전의 안전성에 대한

불안감도 커져

NIMBY7 현상

갈수록 확대

추우면 옷 더 입고,

더우면 그냥 참아야 하는

세상 온다

전력·가스

9

IV. 2~3년 뒤 원전 건설 정치적 부담 커진다

우리나라는 현재 23기의 원전을 운영 중이며, 5기가 건설 중에 있고, 10기 추가 건설을 계획하고 있다. 현재 건설 중인 5기는 18년까지 순차적으로 준공된다. 우리는 대략 15년부터 원전 추가 건설 논의가 어려워질 것으로 전망한다. 이는 16년에 고리원전의 사용후핵연료 임시저장시설이 포화에 이르러 고준위 방사성폐기물처리장 부지 확보 이슈가 부각되고, 정부가 10년 연장 가동을 승인해 17년까지 운영되는 고리원전 1호기의 폐쇄 문제도 불거지면서 원전 사후처리에 대한 이슈가 확대될 것이기 때문이다. 아직 우리나라는 고준위폐기물을 처리해 본 경험이 없어 앞으로 상당한 어려움이 예상된다. 03년 7월, 부안군이 군내의 위도에 핵폐기장 유치를 신청하자 이에 반대하는 부안군민들이 격렬히 저항(100일 넘게 개최된 촛불집회, 서해안 고속도로 점거와 격포-위도 간 해상 시위·부안예술관 등 관공서 방화, 군수 폭행, 초·중·고교 학생 등교 거부 등)했던 사례는 아직도 기억이 생생하다. 이후 정부는 중·저준위 폐기물과 사용후핵연료 중간저장시설을 분리하여 추진토록 방침을 바꿨으며, 이후 ‘방사성폐기물 관리시설 유치지역지원 등에 관한 특별법’을 제정 공포해 막대한 지원을 해주는 조건으로 현재 경주에 건설 중이다. <표 4> 방폐장 추진 역사 – 추진 20년 만에 경주로 확정. 현재 건설 중

차수 기간 추진지역 내 용

문헌조사를 통해 3 개 후보지 도출 1 차 86~89 울진, 영덕, 영일

→ 주민소요로 지질조사 중단

충남 안면도 고남지역 비공개로 조사 2 차 90~91 안면도

→ 주민소요로 백지화

유치지원 지역 공모 및 고성, 장흥 등 6 개 후보지 도출3 차 91~93 안면도(2 차) 영일군 청하면 등

→ 주민소요로 실패

울진 등 3 개 유치 신청지역에 대한 지역지원 사업 제시4 차 93~94 울진군, 장안읍

→ 주민소요로 실패

굴업도를 처분장 부지로 지정 고시 5 차 94~95 굴업도

→ 활성단층이 발견되어 지정고시 해제

97 년 1 월 사업추진체 변경 과학기술부(원자력연구원) → 산업자원부(한전)

전국 46 개 임해지역 지자체 대상으로 유치 공모 6 차 00~01

영광, 고창, 강진, 완도, 진도, 보령,

울진 → 7 개 지역에서 유치청원을 했으나, 신청 지자체 전무

울진, 영덕, 고창, 영광 등 4 개 후보지 도출 7 차 02~03 울진, 영덕, 고창, 영광

→ 자율 유치 방식으로 전환

유치 공모를 통해 전북 부안 단독 공모 8 차 03 년

부안, 울진, 영덕, 영광, 고창, 군산,

장흥, 삼척 → 반대 주민 소요로 난항

주민투표제 도입 및 7 개 시·군 10 개 지역 유치 청원 9 차 04 년 울진, 영광 등 7 개 시 군, 10 개 지역

→ 예비신청 전무

유치지원특별법 공포(05.3.31) 10 차 05 년 경주, 군산, 영덕, 포항

주민투표 실시 및 경주시 부지 선정(05.11.3)

자료: 원자력발전백서

사용후핵연료는 그 속에 포함된 핵분열생성물 때문에 원자로에서 꺼낸 이후에도 오랜 기간 동안 방사선8과 열이 발생한다. 따라서 발전소에서 근무하는 작업자를 방사선으로부터 보호하고 열을 제거하기 위해 사용후핵연료는 발전소의 원전연료취급 건물 안의 수조(지속적인 냉각설비가 있고, 이를 ‘사용후핵연료저장조’라 부름)에 저장한다. 사용후핵연료 중간저장시설 건설이 늦어짐에 따라 현재는 오래된 발전소 순으로 사용후핵연료 저장용량을 확장(주로

8 방사선은 불안정한 방사성 핵종이 좀 더 안정한 핵종으로 변환될 때 방출되는 입자나 전자파의 형태를 갖고있는 에너지의

집합체로서, 어떤 매질을 직접 또는 간접으로 전리시킬 수 있는 에너지의 흐름을 말함. 알파(α)선, 베타(β)선, 감마(γ)선,

X선, 중성자선 등이 있음. 넓은 의미의 방사선에는 초음파, 방사선 동위원소(알파, 베타, 감마선) 우주선(線)뿐 아니라 방

송 통신에 이용되는 전자파, 적외선, 가시광선 등이 포함됨. 그러나 일반적으로 '방사선'이라 하면 전리현상을 일으켜 인체

에 해를 줄 수 있는 X선, 방사선 동위원소, 우주선 등의 '전리방사선'을 말함

몇 년 후,

고준위 폐기물 처리 및

노후원전 폐쇄 문제 부각

방폐장 부지 선정은

정부에 큰 부담

현재 사용후핵연료는

원전부지 내

임시저장시설에 보관 중

전력·가스

10

조밀저장대 교체)하는 방식으로 대응해오고 있다. 또한 공간이 모자라면 발전소 간 사용후핵연료 운반 등을 통해 16년까지 원전부지 내에 저장할 수 있도록 추진하고 있다. 문제는 그 이후다. 16년에 고리원전 1호기부터 사용후핵연료 임시저장시설이 포화에 이르는데, 정부는 관련설비를 짓는데 많은 어려움이 있을 것으로 예상하면서도 아직 별다른 대책을 세우지 못하고 있다. 최근 민간 포럼인 ‘사용후핵연료 정책포럼’에서 “저장고(방폐장) 건설에만 10년 정도 걸린다”며 “지금부터 4년 내 완공이 불가능하니 임시시설 수명을 최대한 늘리되 2024년 이전에 반드시 중간 저장고를 구축하라”는 권고서를 정부에 제출했다. 정부는 중간저장시설에 대한 추가 여론을 수렴하고 국민 이해를 구할 예정이라는 입장이다. 사용후핵연료 임시저장시설이 포화되면 중간저장시설(고준위 폐기물 처리장)을 짓거나 재처리하는 방법이 있다. 우리나라는 한미원자력협정에 의해 재처리를 금지 당하고 있다. 한미원자력 협정의 제8조 C항을 보면 “미국으로부터 인수하는 특수 핵물질에 재처리를 하거나 또는 미국으로부터 인수될 연료 성분이 원자로로부터 제거돼야 하거나, 또는 그 형태나 내용에 변형을 가하게 될 경우에는 양 당사자가 공동으로 결정하여 양 당사자가 수락하는 시설 내에 재처리 또는 변형한다”고 되어 있는데 이것이 미국이 동의하지 않으면 우라늄 농축이나 사용후핵연료 재처리를 할 수 없다는 내용이기 때문이다. 14년 3월에 40년 동안 유지되어 왔던 협정이 만료되므로 한국 정부는 재처리가 가능하도록 협정 개정을 추진하고 있으나 미국이 부정적인 입장을 보이고 있어 관련 사안이 개정될 가능성이 낮다는 것이 전문가들의 의견이다. [그림 11] 사용후핵연료 처리방법 – 우리나라는 영구처분쪽으로 갈 듯

주: 미국은 77년 카터 정부 이후 사용후핵연료의 상업적 재이용을 반대하며 직접처분정책을 추진해왔으나, 10년에 오바마

정부가 유카마운틴의 사용후핵연료 처분장 계획을 중지한다고 발표하며 사용후핵연료 처리방법을 원점에서 다시 검토중


사용후핵연료,

재처리 어려워

중간저장시설 건설해야

전력·가스

11

※ 고준위 핵폐기물 처리 이슈 일반적인 산업활동에서 산업폐기물이 발생하는 것처럼 원전을 가동해도 폐기물이 발생한다. 원자력 산업에서 발생하는 폐기물은 주로 중·저준위와 고준위로 구분된다. 중·저준위 방사성 폐기물은 원자력 발전소 또는 병원 및 연구소에서 쓰였던 작업복, 종이, 공구 등을 말하며, 대표적인 고준위 방사성 폐기물로는 ‘사용후핵연료’가 있다. 우리나라에서는 중·저준위 방사성 폐기물 처분 부지가 선정되어 건설 중에 있으나, 사용후핵연료의 중간 저장을 위한 준비에는 앞으로 많은 어려움이 따를 것으로 예상된다. ※ 사용후핵연료: 원자로에서 연료로 사용된 뒤 배출되는 고준위 방사성 폐기물. 원자로에서 3~5년간 핵분열을 하며 연소한 연료는 교체하는데, 이를 '사용후핵연료'라고 한다. '사용후핵연료'에는 연료로 다시 사용할 수 있는 우라늄235와 플루토늄239가 1% 가량 남아 있다. 이 플루토늄239는 우라늄235와 같이 핵분열을 하므로 이것을 빼내어 다시 사용하면 우라늄의 효율성이 높아지게 된다. 이처럼 사용 후 연료에 남아 있는 유효성분을 다시 활용하기 위해 분리하는 작업을 재처리라고 한다. 그러나 사용후 핵연료에 포함된 우라늄과 플루토늄을 이용하기 위한 재처리기술은 농축기술과 함께 군사적으로 매우 민감한 기술이기 때문에, 일부 선진국에서만 독점하고 있다. 현황(한국방사성폐기물관리공단 국정감사 자료. 11년 9월 23일)

- 사용후핵연료는 국내 21개 원전에서 연간 680톤이 발생 중이나, 정부는 사용후핵연료에 대한 최종관리정책에 대해 장기적인 검토가 불가피하다는 입장만 반복하고 있음

- 한수원 자료에 따르면 매년 사용후핵연료가 20,133다발 증가하고 있으며, 16년 고리, 17년 월성, 18년 울진 순으로 임시저장시설이 포화될 것으로 예상돼 대책이 시급함

<표 5> 16년부터 순차적으로 사용후핵연료 임시저장시설 포화 (단위: 다발, %)

연간 발생량 구분 저장용량 보관량 포화율

(최근 3 년 평균) 포화년도

고리(신고리 포함) 5,971 4,904 82.1 166 2016 년

영광 7,154 4,740 66.3 257 2021 년

울진 5,550 3,906 70.4 259 2018 년

월성 499,632 349,392 69.9 19,451 2017 년

합계 518,307 362,942 70.0 20,133 -

자료: 한국수력원자력

- 구체적인 관리방침이 수립되기 전까지 원전에서 발생하는 사용후핵연료는 원전부지 내

임시저장시설(조밀랙)을 확충해 16년까지 저장 관리하기로 함 - 이에 90년부터 임시저장시설이 추가 설치되고 있으며, 포화된 원전에서 다른 원전으로

11년까지 1,696다발의 사용후핵연료가 이동 저장됨

문제점 - 이미 84년부터 문제의 심각성을 인식하고 있었음에도, 지금까지 용역 보고서만 반복 발표 - 09년부터 시작한 관리대안 수립 및 로드맵 개발도 지연되어 포화시기가 5년도 남지 않

은 11년 8월에서야 발표 - 연구용역보고서는 현실적으로 단기용 처방에 불과하다고 본 자료에서는 판단하고 있으

며 그 내용은 다음과 같음 - ① 단기 대안(임시저장시설 용량 확대): 원전내 임시저장시설 개선으로 포화시점을 16

년에서 24년까지 8년 연장 가능 - ② 중기 대안(중간저장시설): 중간저장시설의 조속한 확보를 제안, 동 시설 확보에 최소

6~10년이 소요될 것으로 예상 - ③ 장기 대안(재처리 및 최종 처분): 최종관리정책은 국제동향, 경제성, 기술성 등에 대

한 충분한 논의 후 장기적으로 결정하는 것이 필요하다는 의견 제시

전력·가스

12

[그림 12] 일반적인 핵연료 주기

자료: 한국방사성폐기물관리공단

전력·가스

13

V. 도전 받는 원전, 과연 값싼 에너지인가?

선진국을 중심으로 원전이 싸지 않다는 인식이 확산되고 있다. 우리나라는 아직까지 원전을 폐기(폐로)해 본 적이 없어, 주로 발전연료비 관점에서 원전이 값싼 에너지라는 점이 부각되고 있다. 하지만 원전 선진국을 중심으로 사후처리비용을 감안한 총비용 측면에서 보면 원전이 싸지 않다라는 주장이 확산되고 있어 흥미롭다. 주요 사례를 살펴보면 다음과 같다. 미국 03년 미국의 메사추세츠 공과대학(MIT) 보고서(원자력 발전의 미래)는 원자력 발전(6.7cent/KWh)이 석탄(4.3cent/KWh)이나 가스 복합발전(4.1cent/KWh)에 비해 오히려 비싸다고 분석했다. 09년에 다시 작성된 MIT 보고서에서는 원자력 발전단가가 8.4cent/KWh로 03년보다 25% 올랐는데, 그 이유가 세계 금융위기 이후 원전 건설비용이 큰 폭으로 증가했기 때문이라고 설명했다. 독일 정부윤리위원회가 원전을 신재생 발전으로 완전히 대체해도 전기요금 상승이 KWh당 0.01유로에 불과하고, 이로 인한 독일 가구당 전기요금 부담 증가는 1년에 3유로(4,500원)에 불과하다고 검증한 후 전력생산량의 22%를 담당하는 원전을 22년까지 완전히 폐기하기로 결정했다. 프랑스 프랑스 집권 여당이 된 사회당은 올해 총선 전 공약으로 현재 75%인 원전 발전비중을 50%로 낮추는 것을 제시한 바 있다. 이는 프랑스 심계원(Court of Auditor)이 원전 발전비용이 다른 발전원보다 낮지 않다는 사실을 밝혔기 때문이다. 일본 일본의 원전원가검증위원회는 11년 말에 후쿠시마 원전사고 이후 숨은 비용을 포함한 원자력발전 비용을 다시 계산한 보고서를 발간했다. 과거에 반영하지 않았던 추가 안전대책비, 지역지원비(정책경비), 사고 대응비 등 3가지 항목을 추가하고나니 원전 발전단가가 KWh당 8.9엔으로 추산돼 이전 추정치보다 50% 늘어났다고 밝혔다(04년 보고서에서는 건설비, 운영비, 연료비만 반영해 원전은 KWh 당 5.9엔, 석탄화력은 5.7엔으로 산정한 바 있다). 한 언론은 우리나라가 원전 21기를 당장 폐로한다고 가정할 경우 총 15조원의 사후처리비용이 발생한다고 분석했다. 이는 최소 추정 비용이며, 원전을 오래 가동할수록, 폐로 경험이 없을수록 비용이 큰 폭으로 늘어난다고 강조했다. <표 6> 21개의 원전을 당장 폐쇄하면 15조원의 비용 발생 (단위: 십억원)

원전 호기 수 폐로 비용 핵연료 처리비용 중저준위 폐기물 처리비용 총비용

고리 4 1,172 1,900 186 3,258

신고리 1 374 0 0 374

월성 4 1,168 2,873 47 4,088

영광 6 2,204 1,860 97 4,161

울진 6 2,204 1,547 71 3,822

총합 21 7,122 8,180 401 15,703

주: 1. 폐로비용: 03년 OECD 보고서 기준

2. 핵연료 처리비용: 원전별 누적 핵연료 기준(한수원 자료). 다발당 4.1억원(지경부 고시 기준)

3. 중저준위 폐기물 처리비용: 11년 8월 누적 폐기물 기준(한수원 자료). 드럼당 455만원(지경부 고시 기준)

자료: 시사IN, OECD, 한수원, 지식경제부

원전이 비싸다는 인식 확산

전력·가스

14

VI. 전력 대란 우려 점차 완화될 것

11년 9월 15일의 전력대란 이후 ‘한국은 전기가 부족한 나라’로 인식되고 있다. 한동안 전력난이 지속될 것으로 보는 시각이 지배적이다. 하지만 우리는 내년부터 전력난이 사라질 것으로 전망한다. 단기간에 전기요금이 많이 올랐고, 경제성장률이 낮아지면서 이미 전력수요 증가율이 빠르게 둔화되고 있기 때문이다. 올해 7월까지 전력수요가 2.5% 늘어나는데 그쳤는데도 여름철에 전력난 우려가 컸던 것은 감발전력(고장 또는 정비로 가동이 중지된 발전기)이 일시적으로 크게 늘었기 때문이다(실제 올해 상반기 평균 설비용량은 전년동기대비 2.3% 증가했으나, 공급가능 설비용량은 0.1% 감소함. 감발전력이 29.6% 늘어났기 때문). [그림 13] 내년부터 공급증가율 ＞ 수요증가율, 전력난 우려 사라질 것

0

2

4

6

8

10

12

14

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12F 13F 14F 15F

(%)

발전설비용량 증가율

전력수요 증가율

주: 1. 12년 전력수요 증가율을 2.8%로 전망(1~7월 전력수요는 2.5% 늘어나는데 그침)

2. 13년부터는 전력수요가 매년 3% 늘어나는 것으로 추정

3. 발전설비용량 증가율은 제5차 전력수급 기본계획 수치 사용

자료: 한국투자증권, 제5차 전력수급기본계획

90년대부터 04년까지 전력수요가 빠르게 늘어난 이유는 제조업의 성장 때문이며, 05년 이후의 전력수요 급증은 값싼 요금 때문이다. 최근 20년 동안 우리나라의 전력수요는 연평균 15.9% 늘어나 GDP 성장률보다 1.5배 높았으며, 최근 10년 동안에는 전력수요가 연평균 5.9% 증가해 동기간 GDP 성장률보다 1.4배 더 빠르게 증가했다. 하지만 올해부터는 전력수요가 경제성장률 정도로만 늘어날 가능성이 커 보인다. 올해 7월까지의 누적 전력수요는 2.5% 늘어나는데 그쳤다. 올해 연간 증가율은 더 낮아질 것이다. [그림 14] 지금까지 전력수요는 GDP 성장률보다 고성장

(10)

(5)

0

5

10

15

20

91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12F

(%)

전력수요 증가율

GDP성장률

자료: IMF, 한국전력

전력난은 올해까지

과거에는 경제성장에

값싼 전기요금으로

전력수요도 고성장

전력·가스

15

전력수요 증가율이 둔화되는 가장 큰 이유는 전기요금이 많이 오른데다 범국가적으로 에너지절약 캠페인을 벌이고 있기 때문이다. 전기요금은 최근 1년 동안 세 번에 걸쳐 15%나 올랐는데, 우리나라 역사상 전기요금이 단기간에 이렇게 많이 오른 것은 처음이다. 당연히 전력소비에 영향을 줄 수 밖에 없다. 여기에 당분간 글로벌 경기침체 영향으로 저성장 국면이 지속될 것으로 예상하면 발전설비 건설이 다소 지연되는 것을 감안하더라도 전력 수급 여건은 개선될 가능성이 크다. 우리는 향후 3년 동안의 전력수요 증가율과 발전설비 증가율을 각각 3%, 4.5%로 전망하고 있다. 가장 최근 자료인 제5차 전력수급기본계획에 따르면 올해부터 16년까지 발전설비용량이 매년 5% 늘어난다(11~15년의 연평균 증가율). 정부의 설비용량 증가율 전망치는 발전기 준공이 항상 계획보다 늦어지는 것을 적절히 감안한 것이다. 우리는 15년까지의 연평균 설비증가율을 4.5%로 조금 더 보수적으로 가정했다. 이렇게 가정해도 공급증가율이 수요증가율보다 높다. 정부의 가장 최근 전망자료인 제5차 전력수급기본계획(10년 12월 작성)을 보면 11~15년 연평균 GDP 성장률을 4.2%로 전망했으며, 동 기간 전력수요는 연평균 4.1% 늘어날 것으로 내다봤다. 이런 가정을 바탕으로 16년까지 전력예비율이 상승할 것으로 예측했다. 하지만 올해 이후 GDP 성장률을 4.2%로 전망하기 어려운 현실을 감안하면 향후 실제 전력수요 증가율도 정부 전망보다 크게 낮아질 수 있다. 반면 전력난을 방지하고 안정적인 예비율을 가져가기 위해 정부가 발전기 적기 준공에 최선을 다할 텐데, 이를 감안하면 발전설비용량은 정부가 전망한 것보다 더 빠른 속도로 늘어날 가능성도 있다. [그림 15] 정부는 전력예비율이 14년부터 상승할 것으로 전망 – 제5차 전력수급기본계획

4.0

5.0 4.8

3.7

6.6 6.6

10.1

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

10F 11F 12F 13F 14F 15F 16F

0

2

4

6

8

10

12최대수요(좌) 설비용량(좌) 예비율(우)(MW) (%)

주: 1. 예비율 = (공급능력설비용량 - 최대전력) ÷ 최대전력 × 100

2. 최대수요는 기준수요(현 수급여건이 지속될 경우 예상 전력수요), 예비율은 당해 연도 6월말 설비 기준

3. 감발전력(노는발전기)을 제외한 공급능력을 기준으로 전망해야 하나 정부는 총설비용량을 기준으로 예비율을 전망

자료: 제5차 전력수급기본계획

지난 2년 동안의 실제 수요 및 공급 증가율과 최근 잇따른 전기요금 인상 후 수요 증가율이 둔화된 점을 감안해 향후 5년을 전망해보면 내년부터 예비율이 상승한다. 정부는 예비율을 계산하는데 있어 전체 설비용량을 사용했는데, 고장 또는 정비중인 발전기(감발전력)를 제외한 공급가능용량 기준으로 계산하는 것이 더 타당하다. 12년 여름까지의 확정 예비율을 토대로 13년부터 전망해보면 내년부터 전력예비율이 추세적으로 상승하는 것으로 분석된다. 내년 예비율은 6.2~9.5%로 추정되는데, 최대전력수요가 올해보다 3% 늘어나고 설비용량과 공급가능용량이 각각 5.3% 늘어나는 것으로 가정했다. 설비용량이 5.3% 늘어나는 것은 제5차 전력수급 기본계획 내용을 반영한 것이다(정부는 이 자료를 작성할 때 발전설비 건설이 생각보다 지연되는 부분을 적절히 반영해 놓고 있음).

요금 급등에

경제 저성장으로

전력수요 둔화

정부는 15년까지

전력수요 매년

4.1% 증가 추정

전력수요 증가세 둔화를

가정하고 계산해보면

내년부터 예비율

추세적으로 상승

전력·가스

16

[그림 16] 낮아진 수요증가율을 반영하면 예비율은 정부 추정치보다 더 빠르게 상승할 것

6.25.5

3.8

15.6

9.5

12.6

18.4

6.2

9.2

14.9

12.2

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

10 11 12 13F 14F 15F 16F

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20최대수요(좌) 설비용량(좌)

예비율1 예비율2

(MW) (%)

주: 1. 최대수요는 기준수요(현 수급여건이 지속될 경우 예상 전력수요), 예비율은 당해 연도 6월말 설비 기준

2. 10~12년 예비율은 실제치

3. 예비율1은 설비용량 기준. 예비율2는 공급능력기준

자료: 제5차 전력수급기본계획, 한국투자증권

[그림 17] 월평균 감발전력 추이 – 올해 여름(6~8월) 감발전력은 전년동기대비 두 배 증가

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

(만KW)

2012년

2011년

주: 1. 올해 1~8월의 월평균 감발전력은 733만KW로 전체 동기간 평균 발전설비용량(7,976만KW)의 9.2%에 해당

자료: 전력거래소

[그림 18] 전기요금, 최근 1년 동안 15% 상승. 내년에 또 오를 것

(4.8)

(3.3)

0.0 0.0

(2.8)

(4.0)(3.8)(3.6)(4.1)

(7.0)

(3.7)

4.96.0

0.0 0.0

4.2

0.0

5.96.5

5.3

4.0

0.0 0.0 0.0

(1.5)

0.0

2.82.1

4.53.9 3.5

9.6

4.9

(8)

(6)

(4)

(2)

0

2

4

6

8

10

12

82 84 86 87.11 88.11 90 92 94 96 98 00 02' 04 06 08 10 12

(%)

인상구간

인하구간

인상구간

인하구간


전력·가스

17

VII. 민자발전, 올해처럼 좋기 어렵다

민자발전사업자들이 보유한 발전기는 대부분 가스를 연료로 사용한다. 따라서 우리나라의 에너지정책이 원전에서 가스로 바뀌면 영업환경이 유리해질 수 있다. 가스발전기는 원전과 석탄발전기보다 규모가 작고, 건설기간도 짧아 운영 부담이 작아 원전이나 석탄발전기에 비해 민간사업자의 진입이 용이하기 때문이다. 하지만 수익성 관점에서 보면 올해처럼 이익률이 높지는 못할 것이다. 내년부터 전력난이 완화될 것이므로 첨두부하인 가스발전기의 이용률이 하락할 가능성이 크고, 어려운 한전의 경영여건을 감안할 때 전력시장에서의 가격 결정 방식이 변경될 수 있기 때문이다. [그림 19] 내년부터 예비율은 추세적으로 상승

6.25.5

3.8

15.6

9.5

12.6

18.4

6.2

9.2

14.9

12.2

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

10 11 12 13F 14F 15F 16F

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20최대수요(좌) 설비용량(좌)

예비율1 예비율2

(MW) (%)

주: 1. 최대수요는 기준수요(현 수급여건이 지속될 경우 예상 전력수요), 예비율은 당해 연도 6월말 설비 기준

2. 10~12년 예비율은 실제치

3. 예비율1은 설비용량 기준. 예비율2는 공급능력기준

자료: 제5차 전력수급기본계획, 한국투자증권

저렴한 요금 때문에 전력수요가 급증하다 보니 전력대란을 막기 위해 발전 원가에 상관없이 거의 모든 발전기가 가동되는 분위기다. 과거 한전의 발전설비 운영방침이 효율성 위주였다면 작년부터는 공급의 안정성이 더 중요해졌다. 당연히 민간발전사업자로부터 전력을 사오는 규모가 커졌고, 많은 이익을 보장해 주는 정산방식 때문에 한전의 부담이 급증했다. 10년 전인 02년에는 한전이 우리나라 전체 발전량의 97%를 담당했지만, 작년에는 한전 비중이 89%로 하락했다. 한전이 외부 사업자로부터 전력을 사오는 구입전력비도 02년 1조 2,704억원에서 11년 7조 5,001억원으로 늘어났다. 연평균 21.8%씩 늘어난 셈인데, 동 기간 전력수요가 연평균 5.7% 늘어난 것을 감안하면 전력수요를 충당하기 위해 외부 발전사업자로부터 구매한 비용 부담이 크게 늘어난 것을 알 수 있다. 전력수요가 예상보다 빠르게 늘어나면서 01년에 29%에 불과했던 LNG(가스) 발전기 이용률이 올해 상반기에는 72%까지 상승했다. 내년부터는 점차 하락할 것이다.

민자발전시장,

성장성은 밝으나,

수익성은 둔화될 듯

작년과 올해에는

전력생산의 효율성보다

수급 안정이 중요

전력·가스

18

[그림 20] 01년에 29%에 불과했던 가스발전 이용률은 올해 70%를 넘어서

71.8

60.463.5

44.4

52.253.849.645.044.6

35.636.6

29.0

0

20

40

60

80

100

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12F

(%) 원자력

유류

LNG

유연탄

주: 이용률 = (평균전력/설비용량) × 100

자료: 한국전력거래소

01년 4월에 한전의 발전부문이 6개 발전자회사로 분할된 이후 부터 민자발전의 역할이 커지기 시작했다. 이후 한전은 기저부하(원자력, 석탄) 중심으로 설비를 건설하고, 민간사업자들은 수도권 인근에 가스발전기 또는 열병합발전9기 등을 건설하면서 늘어나는 수도권 전력수요를 커버하는데 보탬이 되도록 했다. 이 결과로 작년에 민간발전사업자가 생산한 전력 비중이 11%까지 상승했다. 한 동안 11% 수준이 유지될 것으로 전망한다. [그림 21] 민간이 연간 전력수요의 10.8%를 담당 – 한전을 제외한 발전사업자가 생산한 전력량 비중 추이

10.8

0

2

4

6

8

10

12

81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11

(%)

자료: 에너지통계연보

하지만 우리가 앞에서 주장했던 것처럼 앞으로 전력수급 여건이 개선되면 전력예비율이 상승하고 LNG 발전기 이용률이 하락하면서 민자발전사업자들의 이익률이 둔화될 수 있다. 실제로 민간발전협회의 박수훈 부회장은 지난 8월에 “민간발전사의 이윤 역시 절대 높은 것이 아니다”고 강조하며 “민간발전사들이 전력피크를 이용해 배를 불리는 것처럼 언론에서 호도되고 있지만 내부적으로는 2년 후 발전시설 증가에 따른 적자경영을 우려하고 있다”고 언급한 바 있다(에너지경제신문 8월 15일 보도). 또한 최근 실시된 제6차 전력수급기본계획 발전기 건설의향서 접수마감 결과 24개 민간기업이 발전소 건설의향서를 제출했는데, 이 중 50기가

9 발전을 통하여 전력을 생산함과 동시에 고압 스팀 및 온수를 생산하는 시설을 말함. 단순히 전력을 생산하는 것과 비교하

면 2배 가까운 열효율(약60~70%)을 얻을 수 있음. 복합화력은 천연가스나 경유 등의 연료를 사용, 1차로 가스터빈을 돌려

발전하고 가스터빈에서 나오는 배기가스열을 다시 보일러에 통과시켜 증기를 생산해 2차로 증기터빈을 돌려 발전하는 것.

복합화력은 두 차례에 걸쳐 발전을 하기 때문에 장점이 많음. 우선 기존 화력보다 열효율이 10% 정도 높음. 공해가 적고

정지했다가 다시 가동하는 시간이 짧다는 장점도 있음. 또 건설기간이 유연탄화력(50만㎾급 46개월)에 비해 3분의 1 정도

짧은 30개월 정도에 불과해 긴급한 전력 계통을 위해 건설되기도 함

민자발전이 전력수요의

11%를 담당

앞으로는 예비율 상승으로

민자발전 수익성 둔화될 듯

전력·가스

19

석탄화력 발전소다. 업계는 이런 현상에 대해 향후 전력예비율이 상승할 것으로 보고 가스발전기의 수익성이 하락할 것을 예상한 민간업체들이 가동률이 높게 유지되면서 발전차익10(SMP-변동비)이 커 수익성이 좋을 것으로 보이는 석탄발전소를 건설하려는 것으로 해석하고 있다. [그림 22] 전체 발전설비 중에서 한전 비중 점차 하락

92.0 92.0 92.1

90.0 89.9

89.988.7 88.3

87.6 87.186.2

84.5

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11

(%)

자료: 에너지통계연보, 한국전력

[그림 23] 최근 3년 동안 준공된 발전설비의 50%가 민간 소유

0

20

40

60

80

100

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11

한국전력 및 발전자회사

민자발전사업자

(%)

자료: 에너지통계연보, 한국전력

전국전력노동조합은 8월 6일에 "현재의 전력수급 위기는 현행 전력거래 및 전기요금 제도를 불합리하게 운용한 결과"라며 지식경제부와 전력거래소 등을 상대로 특별감사를 청구했다. 전력노조는 "현행 전력거래제도는 전기 판매사업자인 한국전력이 발전회사로부터 사들이는 전력 가격의 결정 방식을 비정상적인 '계통한계가격(SMP11)’으로 운용하면서 대기업 소유 발전회사에만 부당한 초과 이윤을 주고 있다"고 주장했다. SMP는 한전이 민간 발전사업자에 지급하는 전력 구매단가를 뜻한다. 노조는 현행 SMP 방식이 모든 발전기에 대해 해당 시점의 수요를 만족하는 최고가격으로 전력값을 지급하도록 해 한전에 큰 손실을 입혔다며 감사를 요구했다. 노조는 "연료비 상승과 전력수요 증가로 SMP가 지속적으로 상승했음에도 민간 발전사에 대해서는 높아진 SMP 단가로 보상하고 공익사업자인 한전에 전기요금 인상 부담을 전적으로 떠넘긴 것은 대기업 소유 발전소에 대한 특혜"라고 지적했다.

10 발전차익에 대해서는 [그림 25] 및 <표 7>에 자세히 설명 11 System Marginal Price: 매 시간대 전력수요를 충족시키기 위해 연료비가 싼 순서대로 발전기를 투입할 때 마지막으로

투입되는 발전기의 변동비

노조는 현재의 전력거래

방식에 문제가 많다며

특별감사 청구

전력·가스

20

전력노조의 주장은 한전과 발전사업자들간의 비정상적인 전력거래 방식 때문에 민간발전사업자들이 많은 이익을 가져가고, 이에 대한 부담을 한전이 떠 안아 결국 전기요금을 더 많이 올려야 하는 요인으로 작용해 국민들의 부담이 커진다는 것이다. 이를 조금 더 자세히 설명하면 다음과 같다. [그림 24] 우리나라 전력시장 구조

자료: 업계

우리나라의 전력시장은 한전발전자회사를 포함한 435개의 발전회사들이 전력거래소 입찰에 참여해 한전에 전기를 판매한다. 한전은 전력거래소를 통해 구입한 전기를 소비자에게 공급하는 구조다. 전력시장은 CBP(Cost Based Pool; 변동비 반영시장) 형태의 시장이다. 이는 정부가 한국전력 발전부문 민영화를 추진하기 위해 01년 4월부로 발전부문을 6개 자회사로 분할한 후, 발전자회사를 매각하기 전까지 한시적으로 운영하려고 했던 시스템이다. 발전부문이 민영화되면 TWBP(Two Way Bidding Pool; 양방향 입찰시장)로 가려고 했었다. 이렇게 되면 수요자(한전)와 공급자(발전회사)가 서로간의 가격과 수급에 맞춰 전력을 공급하는 경쟁시장이 되는 것이다. 하지만 이후 정부가 전력산업을 민영화하지 않기로 방침을 바꾸면서 우리나라의 발전부문 민영화는 돌아오지 못할 다리를 건넌 채 한시적으로 도입했던 CBP 방식이 계속 적용되고 있다. CBP는 한시적으로 도입된 제도인데 이를 계속 운영하다 보니 한전 입장에서는 부작용이라 할 수 있는 상황이 발생하고 있다. 민간발전사업자가 생산한 전력을 사오는데 너무 많은 비용이 발생하는 문제다. CBP 시장에서의 전력거래는 발전회사들이 시간대별로 생산 가능한 전력량과 가격을 제시하고, 거래소는 수요예측을 통해 매 시간대별로 전력수요를 충족시키기 위해 연료비가 싼 순서대로 발전기를 가동하도록 조치하며, 이 때 마지막으로 투입된 발전기의 변동비(SMP)에 ‘고정비에 대한 보상금(CP)’을 더한 가격으로 모든 사업자에게 정산해준다. 따라서 발전기의 효율성이 높거나, 규모가 크거나, 경쟁사대비 연료를 싸게 조달할 수 있으면 그만큼 발전기를 돌리게 될 가능성이 높고 이익률도 상승한다. 전력수요가 적어 전력거래소로부터 급전지시를 받지 못해도(발전기를 가동하지 않아도) 공급가능용량에 대해 용량가격(고정비에 대한 보상)을 지급하므로 발전업체들은 거의 적자를 내지 않는다.

전력노조의 입장은

잘못된 거래제도로

민간 사업자가

과도한 이익을 가져간다는 것

민영화계획 철회되며

한시적으로 운영하려 했던

CBP 시장 계속 유지

민간사업자의 이익이

급증하면서 전력거래방식에

대한 이슈 부각

전력·가스

21

[그림 25] 전력거래 시장 운영 방식


전력거래가격 = 용량가격(CP) + 계통한계가격(SMP)

구 분 내 용

- 발전기 건설비 보상 및 신규투자 유인을 위해 지급 용량가격

(고정비 보상) - 발전회사가 전력거래소에 신고한 공급가능용량에 대해 지급

- 발전에 소요되는 연료비 등을 보상하기 위해 지급

- 각 연료별 평균 입고단가를 적용, 발전기별 1KWh 당 생산비용 산정 계통한계가격

(변동비 보상) - 11 년 평균 계통한계가격 : 126.63 원/KWh(‘10 년 118 원/KWh)

용량가격의 결정

- 표준발전기의 건설투자비 및 고정운전유지비를 기준으로 산출

- 고정운전유지비: 인건비, 수선유지비, 경비, 일반관리비, 공통비, 운전자본에 대한 보수

발전기 기준CP ⓐ '12 지역별 계수 ⓑ 정산기준 CP ⓐ × ⓑ

7.46 원 1.0367 7.73 원

계통한계가격(SMP)의 결정

- 매시간대별 전력수요를 충족시키기 위해 발전기를 연료비가 싼 순서대로 투입할 때 마지막 투입

발전기의 변동비

- 시간대별(하루 24개) 계통한계가격: 하루전 오후 3시 결정

계통한계가격 결정예시: 24시간 기준

144.74

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200(MW) (원/kWh)

원자력(좌)

석탄(좌)

LNG복합 및 기타(좌)

공급가능용량(좌)

전력수요(좌)

계통한계가격(우)

(단위: MW, 원/KWh)

1 시 4 시 7 시 12 시 15 시 18 시 20 시 24 시

전력수요 55,500 51,700 54,712 68,100 67,200 68,400 66,400 64,500

시장가격 111.25 107.54 108.91 141.05 143.95 144.74 143.88 132.74

계통한계가격 결정예시: 1시간 기준

발전기 입찰량 변동비

(발전원) (MW) (원/kWh)

여수#1(유류) 200 152.53

울산#1(유류) 200 150.16

평택#2(유류) 345 144.74

부산#4(LNG) 570 104.60

호남#1(석탄) 243 55.72

태안#5(석탄) 505 40.59

영광#4(원자력) 1,006 3.50

화천(수력) 108 0.00

※ SMP(144.74원) 지급: 화천수력 ~ 평택#2 발전기(발전자회사는 보정계수 적용)

※ SMP(144.74원) 미지급: 울산#1, 여수#1

18시 기준 누계 입찰용량: 73,500MW, 전력수요: 68,400MW, 미가동: 5,100MW

누계 입찰용량

(73,500MW)

전력수요

(68,400MW)

SMP

(144.74원)

미가동 발전기

(5,100MW)

가동 발전기

(68,400MW)

전력·가스

22

전력거래소에 입찰을 통해 전력을 판매하는 발전사업자수는 총 435개며 이 중 한전의 자회사인 6개 발전회사를 제외한 429개를 민자발전 사업자로 볼 수 있다(지역난방공사 등 일부 공기업 포함). 대표적인 민자발전사업자로는 SK E&S, 포스코에너지, GS EPS, GS파워, MPC율촌, MPC대산전력 등 6개이며 이 중 SK E&S와 MPC대산전력을 제외한 4개 업체가 보유한 발전설비용량(5,696MW)의 65%는 한국전력과 PPA12(Power Purchase Agreement)를 맺고 있다. 나머지 발전회사는 모두 전력거래소의 입찰에 참여한다고 볼 수 있다. 전력거래소 입찰에 참여하는 민자발전사업자의 설비용량은 우리나라 전체 발전설비용량의 10%다. [그림 26] 주요 발전사업자의 발전설비 용량

1,419

535990

5 10466

1,800

501

900526

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

포스코에너지 GS EPS SK E&S GS 파워 MPC 율촌 MPC 대산전력

시장외

시장참여

(MW)

주: 2012년 상반기 말 기준. 시장참여는 전력거래소 입찰에 참여하는 용량을 말하며, 시장외는 PPA 계약을 맺은 용량임

자료: 전력거래소

한전이 발전회사들로부터 전력을 사 올 때 적용하는 보정계수라는 것이 있다. 이는 민자발전이 생산한 전력에 대해서는 계통한계가격(SMP)을 적용하면서, 한전 발전자회사에게는 보정계수를 적용해 민간에게 지급하는 것보다 적은 금액을 지급하는 제도다. 예를 들어 [그림 25]의 ‘1시간 기준 계통한계가격 결정기준’으로 계산해 보면 민간발전회사는 판매한 전력을 ‘용량가격+SMP’의 금액으로 정산 받으므로 7.73원 + 144.74원 = 152.47원/KWh으로 계산된다. 100원에 생산하겠다고 입찰에 참여한 민간사업자도 152.47원을 받는데, 한전 발전자회사가 100원에 생산할 수 있다고 입찰에 참여해 급전지시를 받게 되면 7.73 + 100 + (144.74 - 100) × 0.0936 = 111.91원/KWh으로 정산 받기 때문에 민간업체보다 이익률이 낮을 수 밖에 없다. 변동비를 40.59원으로 신고한 태안#5 석탄 발전기는 한국서부발전(한전 자회사) 소속이므로 7.73+40.59+(144.74-40.59)×0.05= 53.53원KWh의 금액을 정산 받는다. <표 7> 민간에게 훨씬 많은 이익을 안겨주는 현재의 정산 방식

민자발전회사: 계통한계가격(SMP)

발전자회사: 변동비 + 발전차익(SMP-변동비) × 보정계수

※ 보정계수

원자력 석탄 국내탄 LNG, 유류

0.1718 0.05 0.2 0.0936


12 PPA(Power Purchase Agreement): 정부가 1995년에 민간발전사업 기본계획을 통해 도입한 제도. 사업자에게 총괄원가

보상방식으로 일정 마진을 보장해 주는 제도로, 발전사업자는 발전원가에 관계 없이 일정 마진을 보장 받을 수 있음. 2001

년 4월에 한전의 발전부문이 경쟁체제로 돌입한 이후 한전이 추가 PPA계약을 하지 않아 현재 남아 있는 계약이 네 건임

435개의 발전사업자가

전력거래소 입찰에 참여

중·장기적으로는

민간업체에게도 보정계수

적용되는 등 전려거래

정산방법 변경될 가능성 커

전력·가스

23

보정계수는 한전과 발전자회사 간의 재무균형을 도모하기 위해 만들어진 것인데, 민간발전사업자들이 상대적으로 급증하면서 최근 논란이 되고 있다. 주요 4개 민자발전사의 설비용량당 순이익은 한전의 5개 발전자회사보다 무려 네 배나 많다. <표 8> 보정계수를 적용 받지 않는 민간사업자의 설비용량당 이익이 한전 발전자회사의 네 배

전체설비 순이익 설비용량당 순이익

(MW) (십억원) (원/KW)

5 개발전자회사(한수원은 제외) 42,594 883 20,721

4 개민자발전사 6,150 516 83,932

주: 1. 설비용량 및 순이익은 2012년 상반기 기준. 순이익은 지배주주지분 순이익

2. 4개 민자발전사업자는 포스코에너지, GS EPS, GS파워, SK E&S

3. MPC율촌, MPC대산전력은 반기 실적을 공시하지 않아 집계대상에서 제외

4. GS EPS와 SK E&S는 발전부문의 순이익을 별도로 발표

5. 발전부문 순이익을 별도로 발표하지 않는 포스코에너지와 GS파워의 발전부문 순이익은 전체 매출액대비 발전부문

매출 비중을 적용함(보수적 가정을 위한 것으로 실제 발전무문 이익은 우리 추정치 보다 많을 것)

자료: 전력거래소, 한국투자증권

민간발전사업자들의 최근 이익 추이를 보면 한전과 PPA를 맺지 않고 시장 입찰에 참여하는 설비용량이 많을수록(포스코에너지, SK E&S, GS EPS), 회사 전체 매출액에서 전력판매비중이 높을수록(포스코에너지, GS EPS) 이익 증가율이 높게 나타나는 특징이 있다. <표 9> 주요 민간사업자의 순이익, 큰 폭으로 늘어나는 추세 (단위: 십억원, %)

포스코에너지 GS EPS SK E&S GS 파워 MPC 율촌 MPC 대산전력

발전부문 매출비중 97.8 100.0 20.5 77.0 - -

매출액 09 509 575 3,558 621 140 16

10 882 759 3,664 738 378 55

11 1,918 811 4,492 819 425 101

1H12 1,474 596 3,133 618 - -

증가율 09 (31.6) (28.6) 13.8 (17.4) - -

10 73.4 32.0 3.0 18.9 170.4 242.6

11 117.5 6.9 22.6 11.0 12.5 83.4

1H12 80.9 56.8 34.1 38.7 - -

당기순이익 09 59 47 45 50 9 4

10 43 60 62 70 26 10

11 46 53 143 75 33 7

1H12 89 51 363 46 - -

증가율 09 26.4 50.0 (14.2) 82.5 - -

10 (28.3) 26.1 39.5 39.2 204.9 140.5

11 8.5 (10.8) 130.0 7.1 27.8 (23.5)

1H12 99.2 86.7 478.4 5.3 - -

주: 1. SK E&S 순이익은 지배주주지분 순이익

2. SK E&S의 매출액 및 순이익 증가율은 의미 없음. 11년 8월에 발전회사인 K-Power를 흡수 합병함. 따라서 11년

실적에는 K-Power의 8월 매출부터 반영되어 있음

3. 올해 상반기 매출액 및 순이익 증가율은 각각 전년동기대비

4. 발전부문 매출비중은 2012년 상반기 기준


전력·가스

24

VIII. 대안은 가스, 관련산업 장기전망 밝아

전력생산에서 원전비중이 낮아질 경우의 대안은 석탄과 천연가스다. 이 중 석탄은 발전설비에 대한 국민의 혐오도가 원전보다도 높고, 석탄 재처리문제, 탄소배출권 문제 등의 불확실성이 있어 석탄발전보다는 가스발전이 빠르게 확대될 것으로 전망한다. 가스발전은 발전연료비 관점에서 보면 비싸다는 단점이 있다. 하지만 사후처리비용을 포함한 총비용 관점에서 보면 가스발전이 원자력발전보다 경쟁력이 높고, 국민들의 거부감이 작은데다, 셰일가스의 등장으로 장기적으로 가스 가격이 다른 에너지 가격보다 하향 안정화 될 가능성이 커 정부도 관련산업 확대 정책을 펴기에 부담이 없다. 정부는 제5차 전력수급기본계획을 통해 우리나라의 원전을 통한 전력생산량 비중이 15년, 20년, 24년에 각각 37%, 44%, 49%로 상승한다고 전망했다. 반면 가스발전 비중은 10년 22%에서 24년에 9.7%로 낮아지고, LNG 발전기를 이용한 전력생산량이 10년 100,690GWh에서 24년 555,201GWh로 41%나 줄어든다고 예상했다. [그림 27] 정부는 24년에 LNG 발전비중이 9.7%로 하락하며 발전량도 10년대비 41% 감소한다고 전망

31.437.2

48.544.0

31.0

36.9

40.841.9

21.8

16.6

9.710.5

0

10

20

30

40

50

60

10F 15F 20F 24F

(%)

원전

석탄

LNG

자료: 제5차 전력수급기본계획

우리는 2~3년 후부터 원전건설이 지연되거나 계획이 축소되는 것을 가정하고 발전원별 발전비중을 전망해 봤다. 우리 전망에 따르면 원전발전 비중은 15년에 37.2%까지 상승했다가 20년과 24년에 각각 36.6%, 35.4%로 내려간다. 반면 LNG 발전비중은 지금부터 24년까지 22~23% 수준을 유지할 것으로 전망하는데, 이는 24년 LNG를 연료로 하는 전력생산량이 10년 대비 40% 늘어나는 것이며, 24년 LNG 발전비중은 23.1%로 정부가 전망했던(9.7%)보다 13.4%p 높은 것이다. 원전 확산 정책이 바뀐 후의 발전원별 발전비중 변화를 예상해 보기 위해 우리는 20년부터 원자력 발전설비가 늘어나지 않는 것으로 가정했고, 이후 늘어나는 전력수요는 석탄과 천연가스 발전이 커버하게 되는데 각각의 역할을 30%, 70%로 가정했다.

원전 확대가 안 될 경우

대안은 석탄보다 가스

정부는 24년 가스발전

비중을 9.7%로 전망했지만

우리는 24년 가스발전

비중을 23.1%로 전망

전력·가스

25

[그림 28] 정부가 10%로 떨어질 것이라고 예상했던 가스발전 비중, 2024년에 23%로 상승할 전망

31.4

41.9

35.436.637.2

30.732.6

33.7

23.1

22.323.8

21.8

10

20

30

40

50

10F 15F 20F 24F

(%)

원전

석탄

LNG

주: 2010년 전망치는 제5차 전력수급기본계획 수치(2010년 12월 발표자료)


최근 지식경제부가 보도자료를 통해 “셰일가스 선제적 대응을 위한 종합전략”을 발표했다. 이 내용을 중심으로 셰일가스 이슈를 정리해 보면 다음과 같다. 셰일가스 가채자원량은 1,500억톤으로 전세계가 60년간 사용 가능한 규모다. IEA13는 35년이면 가스가 석탄을 제치고 석유에 이어 2위의 에너지원으로 부상한다고 전망했다. 셰일가스를 가장 활발하게 생산하고 있는 미국은 22년부터 천연가스 순수출국으로 전환된다는 전망이다. [그림 29] 미국의 천연가스 순수입 추이 및 전망 – 22년에 순수출국이 될 듯

60

43

(31)

(6)

(40)

(20)

0

20

40

60

80

09 11 22F 35F

(백만톤)

자료: 지식경제부

수요측면에서 보면 미국은 35년까지 신규발전설비의 60%가 가스발전으로 확충될 전망이며, 일본은 원전사태 이후 셰일가스 도입 확대를 적극 추진 중이라는 입장이다. 셰일가스 개발은 미국 및 캐나다 등 북미지역에서 활발하게 진행되고 있으며, 중국과 유럽도 개발 움직임이 있으나 수자원 및 기술 부족, 환경규제 등으로 20년 이후에나 본격화 될 전망이다. 일본, 중국 등 동북아 국가는 향후 저렴한 가스도입과 관련기술 확보를 위해 자산매입, 기업 인수 방식을 추진 중에 있다.

13 International Energy Agency(국제에너지기구) : IEA는 세계 주요 석유소비국에 의해 1974년 설립된 경제협력개발기구

(OECD) 산하의 에너지집단 안보체제. 사무국은 파리의 경제협력개발기구 본부 내에 있음

셰일가스 등장으로

전체 가스매장량이

기존의 두 배로 증가

가스, 풍부한 매장량을

바탕으로 안정된 가격이

유지되면서 소비량 급증할 것

전력·가스

26

미국 셰일가스 혁명의 진원지로 정부의 적극적인 의지와 기술력을 바탕으로 전세계 셰일가스 생산량의 91%를 담당(셰일가스 공급확대로 가스발전 증가, 08년 21% → 12년 30%) 캐나다 아직 상업 생산은 미미하나, 대미수출 급감에 따른 신규 수출시장 개척을 위해 LNG 수출 프로젝트 적극 추진 중(캐나다의 대미 순수출 가스량은 08년 6,400만톤에서 11년에 4,500만톤으로 30% 감소) 중국 최대 셰일가스 매장국으로 12년 3월에 셰일가스 발전 5개년 계획을 수립, 기술력 확보를 위해 미국 기업인수, 자산매입에 공격적으로 투자하고 있음 일본 종합상사를 중심으로 미국, 캐나다 기업인수 및 자산매입, 수출용 LNG 액화 플랜트 설비 사용권 확보에 적극적으로 나서고 있음 러시아와 중동은 자원시장 주도권이 재편될 것을 경계하고 있어 본격적인 움직임은 없으며, 유럽은 규제와 인프라 부족으로 개발 추진이 어려운 상황임 우리는 04년 10월에 ‘LNG business – 다음세대의 石油’라는 리포트를 통해 천연가스 시장이 확대될 것으로 전망한 바 있다. 당시 시장 확대의 근거로 우리가 내세운 것은 석유는 매장량에 한계가 있고, 천연가스는 전세계가 60년 이상 사용할 수 있을 만큼의 매장량이 확보되어 있어 가스가 석유를 대신해 나갈 것이라는 전망이었다. 당시만 해도 셰일가스는 시장에 거의 언급되지 않았을 때다. 이제 60년 이상 사용할 수 있는 전통가스에, 60년 이상 사용할 수 있는 셰일가스가 있으니 가스 가격은 세계적으로 하향 안정화 될 가능성이 크다. 향후 셰일가스 개발의 핵심 변수는 크게 미국의 천연가스 수출 확대 여부, 환경 문제(유럽지역 이슈), 경제성 확보 문제(중국, 인도 등 아시아지역 이슈) 등이다. 이중 단기적으로 가장 중요한 이슈는 미국의 천연가스 수출 확대 여부인데, 미국 정부 내에서도 수출 확대론과 반대론이 엇갈리고 있다. 수출 반대론자의 주장은 미국 내 저가의 가스공급을 통해 에너지비용을 낮춰 위축된 화학 및 제조업을 일으켜야 한다는 논리이며, 수출 찬성론자는 경쟁력 있는 상품 수출을 통해 산업의 건전한 발전에 기여하고 미국도 돈을 벌 수 있다는 논리다. EIA14는 12년 전망자료에서 미국이 22년에 천연가스 순수출국이 되겠지만 순수출량은 35년에도 미국 소비의 5%를 넘지 못할 것으로 전망했다. 현재 미국은 한국을 포함한 10개국과의 LNG 수출 프로젝트를 추진하고 있다. 아직 미국의 천연가스 수출에 대해 보수적인 전망이 지배적인 만큼 셰일가스는 세계 천연가스 가격을 낮추는데 기여한다기 보다는, 가스가격이 일정 수준 이상으로 상승하는 것을 막아주는 저지선 역할을 하면서 가스의 사용처가 확대(ex; LNG를 연료로 항해하는 컨테이너선)되는데 큰 영향을 미칠 것으로 보인다.

14 Energy Information Administration(미국에너지관리청) : 미국 에너지부에 속하는 통계 및 분석청. 미국 연방정부가 관할.

EIA는 주로 웹사이트와 고객 연락센터를 통하여 데이터, 상품, 분석 자료, 보고서, 서비스를 고객에게 배포함. EIA 프로그

램은 석탄, 석유, 천연가스, 전기, 재생에너지, 핵에너지에 대한 데이터를 다룸

셰일가스 매장량은

전통가스와 유사할 만큼 풍부

미국이 셰일가스 수출을

급격히 늘리지는 않을 것

막대한 매장량의 셰일가스가

존재하는 것 만으로도

세계 가스가격은 하향

안정화 될 수 있어

전력·가스

27

<표 10> 셰일가스 매장량은 전통가스의 매장량과 유사

전통가스 셰일가스

국가명 매장량(조㎥) 비중(%) 매장량(조㎥) 비중(%)

미국/캐나다 9.4 5 35.4 19

중국 2.8 2 36.1 19

유럽 18.3 10 17.7 9

러시아 44.8 24 - -

중동 75.8 41 - -

기타 36 18 - -

세계 187.1 100 187.4 100

주: 현재까지의 셰일가스 매장량 조사에는 러시아와 중동이 제외

자료: BP(2011). Statistic Review of World Energy

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한국전력(015760) ................................................................................................................................................30

한국가스공사(036460) .....................................................................................................................................32

한전KPS(051600)................................................................................................................................................34

지역난방공사(071320) .....................................................................................................................................36

종목 분석 종목 분석

전력·가스

30

한국전력(015760) 매수(유지) / TP: 33,000원(하향)

이익 개선추세 진입, 다음 번 요금인상은 내년 하반기에 가능할 듯

단기 모멘텀은 약해: ‘매수’의견을 유지하며 목표주가를 36,000원에서 33,000원으로 하향조정한다. 유가가 여전히 높고 여름철에 낮아진 전력예비율 때문에 효율적인 발전을 하지 못해 발전원가 부담이 컸던 것을 반영해 실적 추정치를 하향 조정했고 목표주가가 내려갔다. 최근 1년 동안 전기요금이 세 번에 걸쳐 15% 올랐고, 발전원가는 더 이상 오를 가능성이 낮은 만큼 3분기부터 전년동기대비 실적 개선추세가 예상돼 중·장기 주가 전망은 양호하다. 하지만 주가가 level-up 되려면 한전 정상화를 위한 정부의 로드맵이 나오거나 전기요금이 또 올라야 하는데 올해 안에 그렇게 될 가능성은 낮아 보인다. <표 11> 목표주가 33,000원으로 하향 조정

내용 단위 과거 현재

12 개월 forward BPS (원) 84,768 81,300

한전의 자본비용 (%) 6.1 6.1

시장 기대수익률 (%) 11.4 11.9

Target PBR (배) 0.4 0.4

Target price (원) 36,403 33,326

주: 1. 한전의 자본비용은 정부가 정해준 적정투자보수율임(WACC 개념)

2. 시장기대수익률은 13년 PER 8.4배의 역수

3. Target PBR = 자본비용 / 시장 기대수익률 × 0.8(과거와 같은 할인률)

4. 자본비용 / 시장 기대수익률 값을 20% 할인한 것은 요금에 대한 규제리스크를 반영한 것으로 향후 제거될 수 있음

자료: 한국전력, 한국투자증권

L자 바닥의 끝자락에 와 있다: 07년 이후 추세적인 유가상승 영향이 전기요금에 충분히 반영되지 못한 것이 정부규제가 강화된 것처럼 해석되고 있다. 이는 유가가 오르지 않았다면 정부가 규제하지 않았을 것이라는 의미다. 한전의 대주주인 정부가 한전을 운영하는 방침은 지난 십수 년 동안 달라진 것이 거의 없다. 그런데 작년 말에 한가지 큰 변화가 있었는데, 이는 한전이 전기요금 인상을 추진하는 방식이 바뀐 것이다. 소액주주가 ‘한전 경영진이 요금인상 노력을 게을리 해 주주에게 막대한 피해를 입혔다’고 소송을 제기한 이후, 작년 말부터 한전 이사회에서 요금 인상을 결의하고 이를 정부에 제출하는 방식으로 바뀌었다. 정부는 한전의 이러한 변화를 못마땅해 하는 모습이나, 어쩔 수 없이 받아들이는 분위기다. 어려워진 한전의 경영여건과 소송문제 등을 감안해야 하기 때문이다. 작은 것 같지만 큰 변화가 시작된 느낌이다. 수동적이긴 하나 정부가 과거보다는 한전을 수익성 관점에서 보기 시작한 것이다. 원전 비중 축소 영향은 복합적으로 나타날 듯: 우리가 전망한 것처럼 향후 원전비중이 줄어들게 되면 한전이 받는 영향은 상당히 복합적일 것이다. 그래서 이번 이슈가 주가에 미치는 영향은 크지 않을 것이다. 원전 건설이 지연 또는 축소되면 일차적으로 투자비 부담이 줄어들고, 발전연료비 및 구입전력비 부담이 늘어날 수 있다. 정부가 이러한 변화를 인지하고 적절하게 한전은 운영해 나간다면 에너지 mix 변화가 한전에 미치는 영향은 미미할 것이다.

매출액 영업이익 세전이익 순이익 EPS 증감률 EBITDA PER EV/EBITDA PBR ROE

(십억원) (십억원) (십억원) (십억원) (원) (%) (십억원) (배) (배) (배) (%)

2010A 39,507 2,260 370 (120) (193) NM 8,957 NM 6.4 0.3 (0.2)

2011A 43,532 (685) (2,473) (3,370) (5,411) NM 6,192 NM 9.9 0.3 (6.1)

2012F 49,827 105 (1,926) (1,541) (2,474) NM 7,399 NM 8.9 0.3 (2.9)

2013F 53,473 1,983 (255) (279) (448) NM 9,770 NM 7.5 0.3 (0.5)

주가(9/14, 원) 24,800

시가총액(십억원) 15,921

발행주식수(백만) 642

52주 최고/최저가(원) 27,900/20,450

일평균 거래대금(6개월, 백만원) 31,645

유동주식비율(%) 45.9

외국인지분율(%) 25.1

2014F 57,415 3,115 544 322 517 NM 11,266 48.0 7.0 0.3 0.6

주가상승률

1개월 6개월 12개월

절대주가(%) 1.6 5.3 15.6

상대주가(%p) (0.9) 7.1 0.8

12MF PER 추이

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Oct-07 Apr-09 Oct-10 Apr-12

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

12MF PBR (좌)

한국전력 주가 (우)

(배) (원)


전력·가스

31

주요 투자지표

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

주당지표(원)

EPS (193) (5,411) (2,474) (448) 517

BPS 89,717 84,135 81,734 81,300 81,802

DPS 0 0 0 0 0

성장성(%, YoY)

매출증가율 16.2 10.2 14.5 7.3 7.4

영업이익증가율 31.8 NM NM 1,791.5 57.1

순이익증가율 NM NM NM NM NM

EPS증가율 NM NM NM NM NM

EBITDA증가율 12.6 (30.9) 19.5 32.0 15.3

수익성(%)

영업이익률 5.7 (1.6) 0.2 3.7 5.4

순이익률 (0.3) (7.7) (3.1) (0.5) 0.6

EBITDA Margin 22.7 14.2 14.8 18.3 19.6

ROA (0.1) (2.5) (1.0) (0.1) 0.3

ROE (0.2) (6.1) (2.9) (0.5) 0.6

배당수익률 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

안정성

순차입금(십억원) 38,281 45,406 49,818 57,250 62,668

차입금/자본총계비율(%) 71.7 88.4 99.9 114.9 124.6

Valuation(X)

PER NM NM NM NM 48.0

PBR 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3

PSR 0.5 0.4 0.3 0.3 0.3

EV/EBITDA 6.4 9.9 8.9 7.5 7.0

현금흐름표 (단위: 십억원)

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

영업활동현금흐름 6,740 4,145 7,349 8,552 9,512

당기순이익 (69) (3,293) (1,460) (194) 412

유형자산감가상각비 6,579 6,783 7,190 7,676 8,032

무형자산상각비 117 95 104 111 120

자산부채변동 (782) (984) 349 342 277

기타 895 1,544 1,166 617 671

투자활동현금흐름 (11,994) (11,196) (11,872) (16,049) (15,000)

유형자산투자 (10,184) (10,610) (11,471) (15,843) (14,774)

유형자산매각 100 51 75 63 69

투자자산순증 (1,194) (496) (838) (427) (467)

무형자산순증 (470) (42) (227) (183) (197)

기타 (246) (99) 589 341 369

재무활동현금흐름 5,870 6,341 4,724 7,613 5,614

자본의증가 166 137 0 0 0

차입금의순증 5,396 6,197 4,724 7,613 5,614

배당금지급 (36) (45) 0 0 0

기타 344 52 0 0 0

기타현금흐름 (1) 7 0 0 0

현금의증가 614 (702) 201 116 126

주: K-IFRS (연결) 기준

손익계산서 (단위: 십억원)

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

매출액 39,507 43,532 49,827 53,473 57,415

매출총이익 3,319 450 1,661 3,653 4,909

판매관리비 1,645 1,752 2,005 2,152 2,310

기타영업손익 585 616 448 481 517

영업이익 2,260 (685) 105 1,983 3,115

금융수익 591 608 602 567 590

이자수익 120 292 208 192 206

금융비용 2,558 2,519 2,761 2,938 3,300

이자비용 2,046 2,124 2,322 2,608 2,916

기타영업외손익 0 0 0 0 0

관계기업관련손익 77 123 128 133 138

세전계속사업이익 370 (2,473) (1,926) (255) 544

법인세비용 439 820 (466) (62) 132

연결당기순이익 (69) (3,293) (1,460) (194) 412

지배주주지분순이익 (120) (3,370) (1,541) (279) 322

기타포괄이익 (43) (262) 0 0 0

총포괄이익 (112) (3,555) (1,460) (194) 412

지배주주지분포괄이익 (151) (3,628) (1,541) (279) 322

EBITDA 8,957 6,192 7,399 9,770 11,266

재무상태표 (단위: 십억원)

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

유동자산 13,156 14,126 16,168 17,352 18,631

현금성자산 2,090 1,388 1,589 1,705 1,831

매출채권및기타채권 6,612 7,632 8,736 9,375 10,067

재고자산 3,483 3,852 4,409 4,731 5,080

비유동자산 116,361 122,342 127,986 136,925 144,500

투자자산 6,223 6,684 7,651 8,211 8,816

유형자산 107,406 112,385 116,590 124,694 131,367

무형자산 923 849 971 1,043 1,119

자산총계 129,518 136,468 144,155 154,276 163,131

유동부채 14,072 17,741 19,069 20,184 21,336

매입채무및기타채무 4,663 6,686 7,653 8,213 8,818

단기차입금및단기사채 458 1,174 1,189 1,178 1,195

유동성장기부채 6,311 5,832 6,257 6,725 7,239

비유동부채 58,169 64,923 72,742 81,941 89,233

사채 30,025 34,557 37,608 43,577 48,036

장기차입금및금융부채 4,163 5,854 7,078 8,255 8,868

부채총계 72,241 82,664 91,811 102,126 110,568

지배주주지분 56,818 53,270 51,729 51,450 51,772

자본금 3,208 3,210 3,210 3,210 3,210

자본잉여금 1,405 1,483 1,483 1,483 1,483

자본조정 12,554 12,554 12,554 12,554 12,554

이익잉여금 39,296 35,769 34,228 33,949 34,271

비지배주주지분 459 534 615 700 790

자본총계 57,277 53,804 52,344 52,150 52,562

전력·가스

32

한국가스공사(036460) 매수(유지) / TP: 77,000원(유지)

가스비중 확대정책으로 새로운 시대가 열릴 것

자본확충 이슈, 결국 좋게 해석될 것: ‘매수’의견과 목표주가 77,000원을 유지한다. 최근 정부가 셰일가스 관련 정책을 발표하면서 가스공사가 중요한 역할을 해야 하므로 자본확충이 필요하다고 언급했다. 이 부분이 유상증자 가능성으로 해석되면서 주가에 영향을 주기도 했지만, 중·장기 사업전망이 매우 밝아 여러 가지 방법의 자본확충 시도가 결국에는 긍정적으로 받아들여질 것이다.

에너지정책 변화의 최대 수혜주: 가스공사의 ‘주업’은 가스도입 및 도매판매, ‘부업’은 해외 자원개발사업(이하 E&P)이다. 08년부터 정부의 요금규제로 주업에 대한 리스크가 커져 시장의 관심에서 멀어졌는데, 올해 하반기부터 ‘부업’에 대한 기대감으로 주가가 level-up 됐다. ‘부업’에 대한 관심이 계속 커지는 가운데 ‘주업’에 대한 관심도 살아날 조짐이 보여 주목해야 한다. 가스공사는 LNG공급 관련 설비자산에 투자보수율(WACC)을 곱한 금액을 이익으로 보장 받는데, 정부 계획에 따르면 15년 이후 우리나라의 천연가스 소비가 줄어든다(원전 확대 정책 때문). 그렇게 되면 가스공사의 설비투자가 줄어들고, 감가상각비 때문에 설비자산 규모가 축소된다. 2015년 이후 보장이익 규모가 줄어들 수 있다는 것이다. 하지만 앞으로 보장이익 규모가 늘어나는 방향으로 분위기가 빠르게 바뀔 것이다. 에너지정책이 원전에서 가스로 바뀌게 되면 가스공사가 LNG수입을 더 적극적으로 해야 하고 관련 설비자산도 확충해야 하기 때문이다.

투자비가 1조원 늘어나면 보장이익 621억원 증가: 가스공사의 올해 LNG 공급관련 설비투자비 예상액은 1.8조원이다. 앞으로 매년 점진적으로 감소하는 추세다. LNG수입 확대 쪽으로 방향이 바뀌게 되면 가스공사의 설비투자비가 다시 늘어날 것이다. 투자비가 1조원 더 늘어날 때마다 보장이익(영업이익)이 621억원 늘어난다. 올해 영업이익이 1조 1,000억원으로 예상되는 만큼 621억원의 영향은 적지 않다. 원가연동제 불확실성은 남아 있어: 가스공사가 도시가스업체에게 판매하는 도시가스용 LNG도매요금은 두 달에 한번씩 원가 변동분을 반영하도록 되어 있다. 매 홀수 달마다 적용되는 방식인데, 08년 3월부터 2년 반 동안 유보되다가 10년 9월부터 다시 시작됐지만 아직 정상적으로 시행되지 못하고 있다. 올해 유가 수준에 정부가 부담을 느끼고 있기 때문인데, 세계 경기침체 등 여러 가지 여건을 감안할 때 유가가 추세적으로 오를 가능성은 낮아 보이는 만큼 정부가 가스공사의 요금을 지금보다 더 심하게 규제하지는 않을 것 같다. 점진적인 규제 완화 기대감에 내년부터 E&P사업 확대 성과가 조금씩 나오기 시작하는 만큼 회사에 대한 관심도 계속 커질 전망이다.



2010A 22,740 970 367 277 3,813 15.6 1,775 12.7 12.5 0.5 4.3

2011A 28,494 1,018 389 181 2,499 (34.5) 1,864 16.7 14.0 0.4 2.3

2012F 33,478 1,145 418 319 4,398 76.0 2,064 14.2 16.0 0.6 4.0

2013F 34,777 1,250 436 333 4,585 4.3 2,210 13.6 14.8 0.6 4.2

주가(9/14, 원) 62,400



52주 최고/최저가(원) 62,900/29,300




2014F 36,200 1,334 536 409 5,628 22.7 2,333 11.1 13.9 0.6 4.9

주가상승률


절대주가(%) 20.9 71.2 95.0

상대주가(%p) 18.3 73.0 80.2

12MF PER 추이

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0


0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,00012MF PER (좌)

한국가스공사 주가 (우)

(배) (원)


전력·가스

33

주요 투자지표

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

주당지표(원)

EPS 3,813 2,499 4,398 4,585 5,628

BPS 101,328 105,478 103,330 106,924 111,497

DPS 620 760 760 760 760

성장성(%, YoY)

매출증가율 16.4 25.3 17.5 3.9 4.1

영업이익증가율 3.9 5.0 12.4 9.1 6.7

순이익증가율 15.6 (34.4) 76.0 4.3 22.7

EPS증가율 15.6 (34.5) 76.0 4.3 22.7

EBITDA증가율 14.7 5.0 10.8 7.1 5.5

수익성(%)

영업이익률 4.3 3.6 3.4 3.6 3.7

순이익률 1.2 0.6 1.0 1.0 1.1

EBITDA Margin 7.8 6.5 6.2 6.4 6.4

ROA 1.0 0.5 0.8 0.8 1.0

ROE 4.3 2.3 4.0 4.2 4.9

배당수익률 1.3 1.8 1.4 1.4 1.4

안정성

순차입금(십억원) 18,621 22,998 28,312 28,067 27,755

차입금/자본총계비율(%) 244.3 288.0 362.0 346.8 328.9

Valuation(X)

PER 12.7 16.7 14.2 13.6 11.1

PBR 0.5 0.4 0.6 0.6 0.6

PSR 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1

EV/EBITDA 12.5 14.0 16.0 14.8 13.9


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

영업활동현금흐름 982 (470) (2,552) 1,956 2,055

당기순이익 275 175 317 330 406

유형자산감가상각비 805 845 919 960 999

무형자산상각비 0 0 0 0 0

자산부채변동 (157) (1,689) (3,674) 805 791

기타 59 199 (114) (139) (141)

투자활동현금흐름 (1,770) (3,663) (2,710) (1,656) (1,689)

유형자산투자 (1,619) (2,097) (1,813) (1,644) (1,665)

유형자산매각 3 3 0 0 0

투자자산순증 (8) (316) (580) 71 67

무형자산순증 (183) (1,287) (306) (80) (87)

기타 37 34 (11) (3) (4)

재무활동현금흐름 776 4,117 5,288 (293) (358)

자본의증가 0 0 0 0 0

차입금의순증 832 4,162 5,343 (238) (303)

배당금지급 (56) (45) (55) (55) (55)

기타 0 0 0 0 0

기타현금흐름 4 (38) 0 0 0

현금의증가 (8) (55) 26 7 7



2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

매출액 22,740 28,494 33,478 34,777 36,200

매출총이익 1,303 1,315 1,463 1,577 1,671

판매관리비 255 292 312 322 332

기타영업손익 (78) (5) (6) (6) (6)

영업이익 970 1,018 1,145 1,250 1,334

금융수익 596 492 588 560 584

이자수익 15 23 19 21 22

금융비용 1,314 1,262 1,460 1,522 1,532

이자비용 635 724 889 977 968


관계기업관련손익 115 142 145 148 151

세전계속사업이익 367 389 418 436 536

법인세비용 92 215 101 106 130

연결당기순이익 275 175 317 330 406

지배주주지분순이익 277 181 319 333 409

기타포괄이익 (2) 184 0 0 0

총포괄이익 273 359 317 330 406

지배주주지분포괄이익 275 366 319 333 409

EBITDA 1,775 1,864 2,064 2,210 2,333


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

유동자산 8,804 11,983 14,505 14,605 14,752

현금성자산 204 150 176 183 190

매출채권및기타채권 6,198 8,093 9,935 9,858 9,811

재고자산 2,157 3,360 3,948 4,101 4,269

비유동자산 21,221 24,028 27,533 27,676 27,816

투자자산 1,076 1,685 1,979 2,056 2,140

유형자산 16,237 17,493 18,387 19,070 19,736

무형자산 424 1,749 2,055 2,134 2,222

자산총계 30,025 36,010 42,038 42,280 42,568

유동부채 6,378 8,140 9,281 9,355 9,505

매입채무및기타채무 1,946 3,003 3,528 3,665 3,815

단기차입금및단기사채 1,946 3,360 3,944 3,893 3,874

유동성장기부채 2,181 1,478 1,462 1,434 1,423

비유동부채 15,917 19,826 24,882 24,775 24,561

사채 10,873 14,711 18,363 18,278 18,017

장기차입금및금융부채 3,626 3,369 4,464 4,362 4,322

부채총계 22,295 27,967 34,163 34,130 34,066

지배주주지분 7,729 8,049 7,883 8,161 8,515

자본금 386 386 386 386 386

자본잉여금 1,385 1,385 1,385 1,385 1,385

자본조정 (102) (102) (102) (102) (102)

이익잉여금 5,567 5,690 5,954 6,232 6,586

비지배주주지분 1 (6) (8) (11) (13)

자본총계 7,730 8,044 7,875 8,151 8,502

전력·가스

34

한전KPS(051600) 매수(유지) / TP: 59,000원(상향)

배당수익률이 주가를 받쳐주고 안정적인 이익이 돋보여

이익 안정성이 여전히 매력적: ‘매수’ 투자의견을 유지하며 목표주가를 53,000원에서 59,000원으로 11.3% 상향조정한다. 올해 들어 한전 발전기의 고장 또는 정비가 늘어나면서 한전KPS의 일감이 증가해 실적이 예상을 조금씩 상회하는 모습이다. 해외 매출도 안정적으로 늘어나고 있으며, 지난 2년 동안 잠잠했던 해외 수주도 올해 중 큰 프로젝트 하나가 기대된다. 주가가 많이 올랐지만 예상 배당수익률이 여전히 높아(3.9~4.4%) 주가의 하방경직성도 확보되어 있다. 목표주가는 과거처럼 DCF 모델을 사용해 구했다(할인율 7.5%, 영속성장률 3%, ROIC 15% 적용. 이자율 하락으로 할인율이 과거 7.9%에서 7.5%로 하락했으며 영속성장률과 ROIC 값은 과거와 같음). 이익이 2분기부터 더 잘 나오는 것을 반영해 올해 순이익 추정치를 1,151억원에서 1,192억원으로 3.6% 상향조정했다. 발전기 운영의 안전성이 부각되며 일감 증가: 작년의 일본 원전사태 이후 발전소를 운영하는데 있어 효율성보다 안전성이 부각되며 한전KPS의 정비 일감이 늘어나고 있다. 이는 이미 2분기 실적을 통해 그 영향이 확인됐는데, 3분기에도 그 추세가 이어지고 있다. 7~8월 감발전력(고장 또는 정비로 가동을 멈춘 발전기의 용량)은 전년동기대비 네 배나 늘어났다. 작년 7~8월에는 전체 발전설비의 1.7%가 정지됐는데, 올해는 6.4%나 가동이 중지됐다. 늘어난 감발전력의 상당 부분은 한전KPS의 일감이다.

[그림 30] 월평균 감발전력 추이 – 올해 여름(6~8월) 감발전력은 전년동기대비 두 배 증가

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200

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600

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1,000

1,200

1,400

1,600

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

(만KW)

2012년

2011년

자료: 한국전력거래소

가스발전 확대 영향은 중립적: 이번 리포트에서 전망한 것처럼 향후 원전 비중이 줄고 가스발전 비중이 확대될 경우 한전KPS가 받는 영향은 중립적이다. 한전KPS는 우리나라 발전설비의 80%를 정비한다. 건설하는 발전기가 어떤 것일지라도 결국 한전KPS의 일감이다. 원전 정비가 수익성이 더 좋긴 하지만 큰 그림에 영향을 줄 만한 이슈는 아니다.



2010A 839 74 85 98 2,186 2.1 97 24.0 21.8 4.5 19.8

2011A 925 119 131 105 2,326 6.4 144 17.7 11.7 3.8 20.6

2012F 999 135 149 119 2,650 13.9 162 17.9 12.1 4.0 23.2

2013F 1,091 150 162 127 2,830 6.8 180 16.7 11.1 3.7 23.0

주가(9/14, 원) 47,350



52주 최고/최저가(원) 51,500/27,550




2014F 1,193 166 178 142 3,151 11.4 209 15.0 9.5 3.4 23.6

주가상승률


절대주가(%) (7.2) 12.7 44.6

상대주가(%p) (9.7) 14.6 29.8

12MF PER 추이

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0


0

20,000

40,000

60,000

80,000

12MF PER (좌)

한전KPS 주가 (우)

(배) (원)


전력·가스

35

주요 투자지표

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

주당지표(원)

EPS 2,186 2,326 2,650 2,830 3,151

BPS 11,575 10,981 11,893 12,761 13,937

DPS 1,100 1,620 1,620 1,620 1,620

성장성(%, YoY)

매출증가율 4.1 10.4 8.0 9.2 9.3

영업이익증가율 (32.6) 60.6 13.4 10.7 11.1

순이익증가율 2.1 6.4 13.9 6.8 11.4

EPS증가율 2.1 6.4 13.9 6.8 11.4

EBITDA증가율 (31.8) 49.1 12.4 10.9 16.4

수익성(%)

영업이익률 8.8 12.9 13.5 13.7 13.9

순이익률 11.7 11.3 11.9 11.7 11.9

EBITDA Margin 11.5 15.6 16.2 16.5 17.5

ROA 9.9 15.4 16.8 16.5 16.8

ROE 19.8 20.6 23.2 23.0 23.6

배당수익률 2.1 3.9 3.4 3.4 3.4

안정성

순차입금(십억원) (246) (176) (165) (142) (154)

차입금/자본총계비율(%) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Valuation(X)

PER 24.0 17.7 17.9 16.7 15.0

PBR 4.5 3.8 4.0 3.7 3.4

PSR 2.8 2.0 2.1 2.0 1.8

EV/EBITDA 21.8 11.7 12.1 11.1 9.5


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

영업활동현금흐름 121 32 151 140 174

당기순이익 64 105 119 127 142

유형자산감가상각비 18 20 22 25 37


자산부채변동 22 (128) 3 (20) (13)

기타 12 30 2 3 2

투자활동현금흐름 (232) 17 (78) (56) (95)

유형자산투자 (47) (49) (83) (83) (81)

유형자산매각 0 3 0 0 0

투자자산순증 (182) 66 (0) (0) (0)

무형자산순증 (3) (1) (6) (6) (7)

기타 0 (2) 11 33 (7)

재무활동현금흐름 (48) (50) (73) (73) (73)

자본의증가 0 0 0 0 0

차입금의순증 0 0 0 0 0

배당금지급 (48) (50) (73) (73) (73)

기타 0 0 0 0 0

기타현금흐름 (1) (1) 0 0 0

현금의증가 (160) (1) 0 11 7

주: 1. K-IFRS (별도) 기준

2. EPS, BPS는 각각 지분법이익이 반영된 조정당기순이익, 조정자본총계를

이용해 계산


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

매출액 839 925 999 1,091 1,193

매출총이익 121 170 193 213 236

판매관리비 47 54 58 64 69

기타영업손익 (0) 2 0 0 0

영업이익 74 119 135 150 166

금융수익 12 12 14 12 12

이자수익 10 12 14 12 12

금융비용 1 1 0 0 0

이자비용 0 0 0 0 0


관계기업관련손익 0 0 0 0 0

세전계속사업이익 85 131 149 162 178

법인세비용 21 26 30 35 36

당기순이익 64 105 119 127 142

기타포괄이익 (24) 8 0 0 0

총포괄이익 41 113 119 127 142

EBITDA 97 144 162 180 209

조정당기순이익 98 105 119 127 142


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

유동자산 388 350 353 348 379

현금성자산 61 60 60 71 78

매출채권및기타채권 135 167 180 197 215

재고자산 2 2 2 2 2

비유동자산 303 322 390 456 509

투자자산 2 2 2 2 2

유형자산 205 233 293 351 395

무형자산 15 11 12 13 14

자산총계 691 672 743 804 888

유동부채 137 151 173 177 189

매입채무및기타채무 123 143 155 169 185

단기차입금및단기사채 0 0 0 0 0

유동성장기부채 0 0 0 0 0

비유동부채 123 27 29 32 35

사채 0 0 0 0 0

장기차입금및금융부채 0 0 0 0 0

부채총계 260 178 203 209 225

자본금 9 9 9 9 9

자본잉여금 0 0 0 0 0

자본조정 0 0 0 0 0

이익잉여금 422 485 531 586 655

자본총계 431 494 540 595 664

조정자본총계 521 494 535 574 627

전력·가스

36

지역난방공사(071320) 중립(유지) / TP: 66,000원(유지)

가스발전 비중 확대로 중·장기 수혜 예상

‘중립’의견 유지: ‘중립’의견과 목표주가 66,000원을 유지한다. 낙폭과대 메리트에 최근 민자발전 관련 업체들이 주목 받으면서 난방공사의 주가도 함께 올라 반등에 성공했다. 난방공사는 매출의 57%가 전기판매, 42%가 열 판매다(상반기 기준). 열 판매부문에 대해 유가상승은 부담요인이지만 전기판매부문의 이익이 빠르게 늘어나는 부분이 긍정적이다. 유가가 많이 오르다 보니 정부가 작년부터 열 요금을 규제하기 시작했는데, 그로 인해 난방공사가 손해 본 부분은 1~2년에 걸쳐 보상 받는 구조다. 실제 올해도 작년에 열 요금을 올려주지 않아 발생한 손실을 보상 받고 있다. 하지만 시장은 전기, 가스, 열 요금에 대한 정부 규제에 대해 여전히 부담을 느끼고 있어, 나중에 손실분이 정산되는 난방공사의 수익구조를 크게 신뢰하지 않는 모습이다. 유통주식수 비중이 20%에 불과한 것도 주가가 제 값을 받지 못하는 이유 중 하나다. 주가가 한 단계 반등하는데 성공한 만큼 단기적으로는 조정국면이 예상된다.

전기판매로 외형과 이익이 증가: 난방공사는 열병합 발전소를 운영하면서 열과 전기를 생산한다. 작년 1분기부터 판교와 파주 발전기가 준공되면서 설비용량이 두 배 가까이 늘어남과 동시에 국가적으로 전력수급 여건이 악화돼, 새 발전기의 가동률이 높은 수준으로 유지되고 있다. 열 판매를 목적으로 설립됐는데, 전기판매가 회사 이익에 더 많은 기여를 하고 있다. 원전 줄고 가스비중 상승하면 긍정적: 우리 예상대로 2~3년 후부터 원전 건설이 지연되거나 어려워지면, 늘어나는 전력수요를 커버하기 위해 가스발전기가 많이 지어질 것이다. 이러한 움직임에 선제적으로 대응(적재적소에 발전설비 추가 건설)한다면 전기판매를 통해 중·장기적으로 성장할 수 있는 발판을 마련하게 된다. 단, 한동안 전력예비율이 상승할 가능성이 있어 전기판매부문의 수익성은 조금 둔화될 확률이 높다. [그림 31] 매출액 규모도, 영업이익률도 전기판매부문이 더 높아

(40)

(20)

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20

40

60

80

100

1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12

(십억원)

전기판매부문

영업이익

열판매부문

영업이익

자료: 한국지역난방공사



2010A 1,533 144 100 100 8,761 (49.9) 261 9.1 11.9 0.7 8.8

2011A 2,134 74 (6) 3 271 (96.9) 236 230.6 13.6 0.5 0.2

2012F 2,510 193 99 106 9,191 3,291.7 405 7.0 8.4 0.4 6.7

2013F 2,646 231 134 142 12,253 33.3 477 5.3 7.1 0.4 7.7

주가(9/14, 원) 64,700

시가총액(십억원) 749


52주 최고/최저가(원) 66,200/47,900

일평균 거래대금(6개월, 백만원) 600



2014F 2,740 251 154 153 13,255 8.2 492 4.9 6.8 0.4 7.7

주가상승률


절대주가(%) 8.9 24.2 3.2

상대주가(%p) 6.3 26.0 (11.6)

12MF PER 추이

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0


0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

12MF PER (좌)

지역난방공사 주가 (우)

(배) (원)


전력·가스

37

주요 투자지표

2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

주당지표(원)

EPS 8,761 271 9,191 12,253 13,255

BPS 120,083 119,077 153,296 165,160 178,028

DPS 1,250 350 350 350 350

성장성(%, YoY)

매출증가율 21.6 39.2 17.6 5.4 3.6

영업이익증가율 (9.9) (48.5) 159.9 19.8 8.3

순이익증가율 (34.3) (96.9) 3,292.0 33.3 8.2

EPS증가율 (49.9) (96.9) 3,291.7 33.3 8.2

EBITDA증가율 (5.3) (9.3) 71.2 17.8 3.3

수익성(%)

영업이익률 9.4 3.5 7.7 8.7 9.1

순이익률 6.5 0.1 4.2 5.4 5.6

EBITDA Margin 17.0 11.1 16.1 18.0 18.0

ROA 2.5 (0.2) 1.8 2.3 2.5

ROE 8.8 0.2 6.7 7.7 7.7

배당수익률 1.6 0.6 0.6 0.6 0.6

안정성

순차입금(십억원) 2,186 2,485 2,683 2,676 2,634

차입금/자본총계비율(%) 166.0 184.4 156.1 146.2 134.5

Valuation(X)

PER 9.1 230.6 7.0 5.3 4.9

PBR 0.7 0.5 0.4 0.4 0.4

PSR 0.6 0.3 0.3 0.3 0.3

EV/EBITDA 11.9 13.6 8.4 7.1 6.8


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

영업활동현금흐름 265 262 348 382 389

당기순이익 93 (8) 89 120 138

유형자산감가상각비 116 162 211 245 242


자산부채변동 83 115 41 10 3

기타 (27) (7) 7 7 6

투자활동현금흐름 (739) (520) (544) (372) (345)

유형자산투자 (701) (561) (529) (369) (330)

유형자산매각 3 0 0 0 0

투자자산순증 (52) 29 (6) 0 (10)

무형자산순증 (8) (1) (4) (2) (2)

기타 19 13 (5) (1) (3)

재무활동현금흐름 409 221 196 (10) (44)

자본의증가 130 0 0 0 0

차입금의순증 274 217 201 (6) (39)

배당금지급 (4) (14) (4) (4) (4)

기타 9 18 (1) 0 (1)

기타현금흐름 0 0 0 0 0

현금의증가 (65) (36) 0 0 0



2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

매출액 1,533 2,134 2,510 2,646 2,740

매출총이익 180 118 240 278 298

판매관리비 50 55 56 56 57

기타영업손익 14 11 9 9 10

영업이익 144 74 193 231 251

금융수익 25 24 7 8 8

이자수익 15 13 7 8 8

금융비용 66 99 96 100 99

이자비용 57 89 96 100 99


관계기업관련손익 (4) (5) (5) (5) (5)

세전계속사업이익 100 (6) 99 134 154

법인세비용 7 2 10 13 15

연결당기순이익 93 (8) 89 120 138

지배주주지분순이익 100 3 106 142 153

기타포괄이익 (4) (0) (0) (0) (0)

총포괄이익 88 (8) 88 120 138

지배주주지분포괄이익 95 3 106 141 153

EBITDA 261 236 405 477 492


2010A 2011A 2012F 2013F 2014F

유동자산 568 549 584 601 619

현금성자산 37 1 1 1 1

매출채권및기타채권 377 419 439 450 463

재고자산 43 56 66 70 72

비유동자산 3,638 4,032 4,678 4,802 4,900

투자자산 43 40 40 34 38

유형자산 3,492 3,888 4,499 4,624 4,712

무형자산 32 34 38 40 41

자산총계 4,206 4,582 5,262 5,404 5,520

유동부채 705 657 584 746 824

매입채무및기타채무 281 399 470 495 513

단기차입금및단기사채 0 2 2 2 2

유동성장기부채 411 254 99 240 301

비유동부채 2,098 2,544 2,919 2,783 2,687

사채 967 1,486 1,693 1,599 1,549

장기차입금및금융부채 949 802 951 899 849

부채총계 2,803 3,201 3,503 3,529 3,511

지배주주지분 1,390 1,379 1,775 1,912 2,061

자본금 58 58 58 58 58

자본잉여금 114 114 114 114 114

자본조정 0 0 0 0 0

이익잉여금 1,227 1,213 1,609 1,747 1,897

비지배주주지분 13 2 (16) (38) (53)

자본총계 1,403 1,380 1,759 1,875 2,009

전력·가스

38

투자의견 및 목표주가 변경내역

종목(코드번호) 제시일자 투자의견 목표주가 종목(코드번호) 제시일자 투자의견 목표주가

한국전력(015760) 2010.10.15 중립 34,000원 2012.08.23 매수 77,000원

2011.04.07 중립 32,000원 한전KPS(051600) 2010.12.01 매수 83,000원

2011.08.16 중립 25,000원 2011.02.10 매수 64,000원

2011.10.24 매수 36,000원 2011.04.25 중립 39,000원

2012.09.17 매수 33,000원 2012.05.15 매수 53,000원

한국가스공사(036460) 2011.01.03 매수 58,000원 2012.09.17 매수 59,000원

2011.02.09 중립 48,000원 지역난방공사(071320) 2010.10.25 매수 110,000원

2011.04.12 중립 44,000원 2011.09.20 매수 79,000원

2011.11.22 매수 51,000원 2012.02.20 중립 66,000원

한국전력(015760) 한국가스공사(036460)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

Sep-10 Jan-11 May-11 Sep-11 Jan-12 May-12 Sep-12

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

Sep-10 Jan-11 May-11 Sep-11 Jan-12 May-12

한전KPS(051600) 지역난방공사(071320)

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■ Compliance notice

당사는 2012년 9월 17일 현재 한국전력,한국가스공사,한전KPS,지역난방공사 종목의 발행주식을 1%이상 보유하고 있지 않습니다. 당사는 동 자료의 내용 일부를 기관투자가 또는 제3자에게 사전에 제공한 사실이 없습니다. 동 자료의 조사분석담당자와 배우자는 상기 발행주식을 보유하고 있지 않습니다. 당사는 한국전력 발행주식을 기초자산으로 하는 ELW(주식워런트증권)를 발행 중이며, 당해 ELW에 대한 유동성공급자(LP)입니다.

■ 기업 투자의견은 향후 12개월간 현 주가 대비 주가등락 기준임

매 수 : 현 주가 대비 15% 이상의 주가 상승 예상 중 립 : 현 주가 대비 -15∼15%의 주가 등락 예상 비중축소 : 현 주가 대비 15% 이상의 주가 하락 예상

■ 업종 투자의견은 향후 12개월간 해당 업종의 유가증권시장(코스닥) 시가총액 비중 대비 포트폴리오 구성 비중에 대한 의견임

비중확대 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중보다 높이 가져갈 것을 권함 중 립 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중과 같게 가져갈 것을 권함 비중축소 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중보다 낮게 가져갈 것을 권함

■ 본 자료는 고객의 증권투자를 돕기 위하여 작성된 당사의 저작물로서 모든 저작권은 당사에게 있으며, 당사의 동의 없이 어떤 형태로든 복제, 배포, 전송,

변형할 수 없습니다.

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는 본 자료로써 고객의 투자 결과에 대한 어떠한 보장도 행하는 것이 아닙니다. 최종적 투자 결정은 고객의 판단에 기초한 것이며 본 자료는 투자 결과와

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원전, 짓기 어려워진다...

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