CONTENTSimgstock.naver.com/upload/research/industry/...력수급계획에서 동부하슬라 1, 2호기가 송전선로 미확보 문제로 제외되었으나, 큰 그림에서의

CONTENTS

1

SMP와 LNG발전단가 차 마이너스 구간 진입

자료: 전력통계시스템, HMC투자증권

-20

-10

0

10

20

30

40

50

10.01 10.06 10.11 11.04 11.09 12.02 12.07 12.12 13.05 13.10 14.03 14.08 15.01 15.06

SMP-LNG(원/kWh)

유틸리티업종(민자발전산업) OVERWEIGHT

운송/유틸리티/조선 Analyst 강동진 02) 3787-2228

[email protected]

Credit 박진영 CPA 02) 3787-2248

[email protected]

암중모색(暗中摸索) 민자발전

2015. 09. 09

2

INDUSTRY REPORT

민자발전사 현황

민자발전사, 첨두부하 발전 담당

6개 발전자회사, 민간발전사가

전력생산

국내 전력산업은 송/배전, 발전, 거래 등 세 분야로 나뉘는데, 이중 발전은 2001년 한전의

발전부문이 분할하여 설립된 6개 발전자회사(화력 5개사, 원자력 1개사) 및 민간발전회사(IPP,

Independent Power Producer)가 담당하고 있다. 발전부문의 민간참여는 발전설비 확대의

필요성이 높아지면서 1993년 장기전력수급계획에서 공식 검토되었으며, 현재 포스코에너지, GS

EPS, GS파워, 평택에너지서비스, MPC율촌 등의 민자발전사가 설립되어 상업운전 중에 있다.

민간발전사, 첨두부하 담당 민자발전사들은 전력수요 급증 시 전력을 공급하는 예비전력의 역할(첨두부하)을 담당하고

있다. 일부 민자발전사의 경우 유연탄 화력발전 등을 통해 전력을 생산하고 있기는 하지만 주로는

LNG발전(복합화력발전)을 통해 전력을 생산하고 있어 발전단가가 상대적으로 높다. 따라서

민자발전은 기저부하 발전 대비 이용률이 낮고 변동성은 높은 특성이 있다.

<표1> 주요 민자발전사 현황 비교(2015년 8월말 기준)

구분 포스코

에너지 GS EPS GS파워 SK E&S

평택에너지

서비스

MPC

율촌전력

MPC

대산전력 포천파워 에스파워

발전소 위치 인천/광양 당진 부천/안양 광양 평택 여수 서산 포천 안산

설립일 1969.11 1996.10 2000.06 2006.05 2008.05 2009.07 2009.04 2008.07 2012.01

상업운전개시일 2001.12 2000.07 2000.09 2006.05 2013.03 2004.07 1998.03 2014.08 2014.11

발전용량(PPA, MW) 900 538 954 - - 525 - - -

발전용량(CBP, MW) 2,512 967 - 989 769 864 465 1,450 751

발전용량 합계(MW) 3,412 1,505 954 989 769 1,389 465 1,450 751

신용등급 AA+/부정적 AA/부정적 AA/안정적 AA+/안정적 A+/부정적 AA-/안정적 A+/안정적 A+/안정적 AA-/안정적

채권잔액(십억원) 2,279 900 400 1,350 330 0 0 200 0

자료: 한기평, Bondweb, HMC투자증권

주: 포스코에너지 USD 발행채권 잔액은 원화 환산

PPA 방식을 제외하고

모두 CBP 방식으로

전력시장에 참여

민자발전사는 PPA(Power Purchase Agreement, 한국전력과의 전력구매계약)를 통하거나,

CBP(Cost Based Pool, 한국전력거래소를 통한 변동비반영) 시장을 통해 생산한 전기를 판매하고

있다. 2001년 이후 신규계약 체결/갱신은 이루어지지 않고 있는 PPA 방식의 경우 예외적으로

전력시장을 통하지 않고 전기를 공급하여 가동률과 관계없이 일정한 수준의 요금을 받고 있다.

PPA 방식의 발전기를 제외하고는 모두(일부 소형 신재생에너지 발전기 제외) CBP 방식으로

전력시장에 참여하고 있다.

3

Credit Analyst

운송/유틸리티/조선 Analyst

전력 거래가격은

전력량 정산금, 용량 정산금,

기타 정산금 등으로 구성

전력시장의 거래가격은 전력량 정산금, 용량 정산금, 기타 정산금 등으로 구성된다. 전력량

정산금은 발전량에 따라 정산되는 금액으로서, 가격결정발전계획에 발전량이 배분되어 실제로

발전한 전력량에 대한 정산금(SEP)과 발전회사의 자기제약, 계통제약, 전력수요 오차 등으로

발전한 전력량에 대한 정산금(CON)으로 구성된다. 용량 정산금은 고정비 회수 및 신규 투자

유인을 제공하기 위해 실제 전력생산과는 관계없이 거래전일 입찰마감 시간까지 제출된

발전가능용량에 대해 지급되는 금액이다. 그 외 가격결정발전계획에 발전량이 배분되었으나

전력계통의 제약 및 전력수요 오차 등으로 발전하지 못한 전력량 정산금(COFF) 등이 있다.

<표2> 전력시장 전력량 정산금 구성(중앙급전발전기 기준)

구분 정의 산정수식

전력량 정산금

(전력 생산량에 대한 보상)

계획발전 전력량 정산금

(SEP: Scheduled Energy Payment)

가격결정발전계획에 포함되어 발전한

전력량에 대한 정산금 시장가격×해당 발전량

제약발전 전력량 정산금

(CON: Constrained-ON energy

payment)

가격결정발전계획을 초과하여 발전한

전력량에 대한 정산금 Max[(시장가격×해당 발전량), 변동비]

용량 정산금

(발전사업자가 입찰한

공급가능용량에 대한 보상)

용량 정산금

(TPCP 또는 CP: Trading Period

Capacity payment)

공급가능용량 보상을 위한 한계고정비 성격의

시장가격(현재 7.46 원/kwh 적용) 용량가격×공급가능용량

기타 정산금

(전력량 정산금과 용량

정산금을 제외한 나머지

정산금)

제약비발전 전력량 정산금

(COFF: Constrained-OFF energy

payment)

가격결정발전계획에 포함되었으나, 발전하지

못한 전력량에 대한 정산금(일종의 기대이익) (시장가격×발전하지 못한 전력량) -

변동비

보조서비스 정산금

(ASP: Ancillary Service payment)

안정적인 계통운영을 위해 제공된

보조서비스에 대한 정산금

자료: 전력거래소, HMC투자증권

실제 변동비에 의해

시장가격 결정

우리나라 전력시장의 특징은 발전기들의 실제 변동비로 시장가격이 결정된다는 점이다. CBP

방식의 거래대금은 앞서 이야기 한 것처럼 용량요금(최소한의 고정비 보장)과 전력량요금 등으로

구성되는데, 2015년 5월 기준 에너지정산금 비중이 85% 가량에 이르는 등 전력생산량 및 전력

단위가격에 따라 수익이 큰 폭으로 변동하게 된다. 이 중 전력 단위가격은 시장에서 전력의 수요,

공급에 의해서 결정된다. 전력거래소는 거래일 하루 전 전력수요예측을 실시하며, 공급입찰에

참여한 발전기의 경제성 우선순위에 따라 발전기 가동 여부와 발전출력을 결정하게 된다.

발전계획에 포함된 발전기 중 가장 높은 발전비용의 발전기를 한계가격 결정 발전기로 처리하고,

이 한계가격(SMP, System Marginal Price)을 그 시간대의 시장가격으로 결정한다.

CBP 방식에 비해

PPA 방식 영업안정성

높은 편

PPA 방식의 경우에도 용량요금과 전력량요금으로 구성되지만, 용량요금이 최소한의 고정비를

보장하는 CBP 방식과 달리 PPA 방식의 경우 용량요금이 적정투자수익률을 보장함에 따라

송전량 및 연료비 변동과 무관하게 안정적인 이익 창출이 가능하다. CBP 용량요금 수준은 PPA

용량요금의 약 60~70% 수준인 것으로 파악된다. 따라서 CBP 방식 하에서는 영업실적의

변동성이 다소 높게 나타나고 있으며, 전력량 요금을 늘려야 적정 수익이 보장됨에 따라 발전

계획량 안에 포함되기 위한 치열한 경쟁이 나타나고 있다.

4

INDUSTRY REPORT

<그림1> 전력시장 구조 <그림2> 전력거래절차

자료: 전력거래소, HMC투자증권 자료: 전력거래소, HMC투자증권

<그림3> 시장가격 결정원리 <그림4> 가격결정발전계획 일정

자료: 전력거래소, HMC투자증권 자료: 전력거래소, HMC투자증권

<그림5> 전력시장 정산금 산정 기본개념 <그림6> 정산요소별 전력거래금액 추이

자료: 전력거래소, HMC투자증권 자료: 전력통계정보시스템, HMC투자증권

0%

20%

40%

60%

80%

100%

10.01 10.09 11.05 12.01 12.09 13.05 14.01 14.09 15.05

기타 보조서비스 용량정산금 에너지정산금

5

Credit Analyst


국내 발전 산업에서 민자발전 비중 점차 확대되는 추세

2014년 기준 민자발전 발전량 15.1%. 설비 비중은 22.4%

민자발전소 발전 비중

꾸준한 증가 추세

우리나라 발전시장에서 민간이 차지하는 비중은 점차 증가하는 추세이다. 2014년 기준 국내 발

전량에서 한전 및 자회사를 제외한 민자발전 사업자의 발전량은 79TWh로, 전체 발전량의 15.1%

를 차지하고 있다. 지난 10년간 점진적으로 민자발전의 역할은 커지고 있는 추세이다. 특히, 최근

에는 고효율 복합화력발전소들이 준공되면서, 급전순위에서 앞선 민자발전소 발전 비중이 꾸준히

증가하고 있는 추세이다.

<그림7> 비 한전 자회사 발전 비중 <그림8> 비 한전자회사 발전량 및 증가율

자료: 한국전력, HMC투자증권 자료: 한국전력, HMC투자증권

2027년까지 민자발전 비중

전체 발전 비중의 30%까지

확대할 계획

발전 설비 면에서 보면, 민자발전 비중은 24.5%로 빠르게 증가하고 있는 추세이다. 특히, 초유

의 순환단전 사태가 있었던 2011년과 원전 스캔들이 있었던 2013년 이후 발전사업의 매력이 높아

지면서 기업들의 민자발전 진출이 크게 증가하였다. 이에 따라, 2011년부터 2014년까지 연평균

민자발전 설비는 19.2%로 증가하였다. 중장기적으로 민자발전 비중은 더욱 높아질 전망이다. 정

부는 지난 6차 전력수급계획에서 민간 기업에 그동안 개방하지 않았던 석탄화력발전소 사업을 허

가하면서 2027년까지 민자발전을 전체 발전 비중의 30%까지 확대할 계획을 세웠다. 물론, 7차전

력수급계획에서 동부하슬라 1, 2호기가 송전선로 미확보 문제로 제외되었으나, 큰 그림에서의 변

화는 없다.

<그림9> 비 한전 자회사 발전설비 비중 <그림10> 비 한전자회사 설비 규모 및 증가율

자료: 한국전력, HMC투자증권 자료: 한국전력, HMC투자증권

4.4%4.1%4.9%

5.7%6.5%6.2%

8.3%9.1%

12.0%13.2%

15.1%

17.5%

0%

5%

10%

15%

20%

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 1H15-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

20

40

60

80

100

05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 1H15

IPP yoy (우)(TWh)

10.1%10.1%11.3%

12.4%12.4%12.9%13.8%15.6%15.8%

18.5%

22.4%24.5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 1H15-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0

5

10

15

20

25

05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 1H15

기타 yoy (우)(TWh)

6

(005680) INDUSTRY REPORT

IPP 복합화력 발전소 이용률 추가 하락 가능성 높아

전력수요 부진 및 기저발전 확충으로 복합화력 발전소 가동률 추가 하락 가능성 높아

전력 수요 부진 및

기저발전 확충으로

IPP 복합화력 발전소 이용률

추가 하락 가능성 높음

다만, 민자발전소 비중이 빠르게 증가해 온 것을 감안하면, 최근의 전력생산량 증가세에도 불구

하고, 복합화력발전소를 중심으로 한 민자발전소들의 이용률은 하락 압력이 높은 것으로 판단한

다. 2011년부터 2014년까지 민자복합화력발전소 CAPA는 71.3% 증가하였으나, 연간 발전량은

54.3% 증가하는데 그쳤다. 전반적으로 가동률이 떨어지고 있음을 의미한다. 이는, 2013년 일부

원전 가동정지로 인해 첨두발전 수요가 급증했던 부분이 정상화 된 이유도 있지만, 예상보다 전력

수요가 부진한 이유로 전력 예비율이 상당히 높아지고 있다는 점이 부담이다. 특히, 향후 1~2년

내에 대규모 기저발전 확충이 예상되고 있기 때문에, 민자발전사들의 발전기 가동률은 더욱 낮아

질 가능성이 높아 보인다.

GDP 성장률에 대한

전력수요 증가율 민감도

낮아지는 추세

최근 전력수요의 특징은 GDP에 대한 민감도가 낮아지고 있다는 점이다. 우리나라의 GDP 성장

률에 대한 전력수요 증가율 민감도는 2009년 고점을 형성한 이후 급락하고 있는 추세이다. 금융

위기 이전인 2000년부터 2007년까지 평균 민감도는 1.4였다. 즉, GDP가 1% 성장하면, 전력수요

는 1.4% 성장하였다. 하지만, 금융위기 이후인 2011년부터 2014년까지 이 수치는 0.8로 크게 하

락하였다. 특히, 2014년 전력수요는 0.6% 증가하는데 그쳐, 민감도는 0.2에 그쳤다.

<그림11> GDP 성장률과 전력판매 증가율 <그림12> GDP성장률 – 전력판매 증가율 민감도 하락

자료: 한국전력, 한국은행, HMC투자증권 자료: 한국전력, 한국은행, HMC투자증권

<그림13> GDP성장률 – 산업용 전력판매 증가율 민감도 <그림14> 한국전력 전력 수요 전망치는 7차전기본 추정 하회

자료: 한국전력, 한국은행, HMC투자증권 자료: 한국전력, HMC투자증권

7.4

2.9

4.9 3.9

5.2 5.5

2.3

0.7

6.5

3.7

2.3 3.0

3.3

8.0

5.4 6.3 6.5

4.9 5.7

4.5

2.4

10.1

4.8

2.5 1.8

0.6

0

2

4

6

8

10

12

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14

GDP 성장율

젼력판매 증가율

(%)

1.3

1.7

1.1

1.8

1.3

1.7

0.9 1.0

2.0

1.6

1.3

1.1

0.6

0.2 0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

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

(%)

1.0

0.8 0.9

1.5

1.1

1.3

0.9

1.2

1.9

1.9

1.1

0.9

0.8

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

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

(%)

0.60%

1.70%

4.10%

2.50%

3.80%

'14 '15F '16~'20F

'14년 전력수요 증가율

실제 Vs. 6차전기본

'15년 전력수요 증가율

최근 KEPCO 전망 Vs. 7차전기본

'16년 이후

7차전기본 전망치

7

Credit Analyst


7차전력수급계획상 수요 전망은 여전히 논란의 대상

특히, 경기민감성 산업용

전력수요 민감도가 크게 하락

특히, 경기에 민감한 산업용 전력수요 민감도가 크게 하락하였다. 특히 2014년에는 산업용 전

력판매 증가율이 2.7%에 머물렀다. GDP 성장률이 3.3% 였던 것을 감안하면, 민감도가 0.8에 머

물렀다. 올해 상반기 산업용 판매 증가율 역시 0.8%에 그쳐 대단히 부진한 모습을 보여주고 있

다. 이러한 현상은, 1) 에너지 다소비 업종인 제조업들의 업황 부진과 서비스업 비중 확대, 2)대규

모 설비들의 해외 이전, 3) 2013년 큰 폭의 전기요금 인상으로 인한 냉난방 수요 감소 등이 영향

을 미친 것으로 판단한다.

고효율기기와 자가발전 등

확대 전망에 따라

실제 국가별 전력소비는

전망치보다 낮게 형성될

가능성 높아

최근 한국전력 경제연구연소는, 장기적으로 글로벌 경제성장과 전력수요간 상관관계를 고려할

때, 전력 원단위가 과거 추세보다 하향 이동 가능성이 높다는 점을 지적하였다. 고효율기기와 자

가발전 등이 확대될 전망이기 때문이다. 이에 따라, 실제 국가별 전력소비는 향후 상당기간 유틸

리티 또는 정부 전망보다 조금씩 낮게 형성될 가능성이 높음을 지적하고 있다. 우리는 이러한 의

견에 동의한다. 최근의 전력수요 민감도 하락 역시 이러한 연구 결과를 뒷받침하는 근거라는 판단

이다.

7차 전력수급계획 수요 전망

소폭 하향 조정되었지만,

구조적 요인의 전력수요 부진

지속될 전망

이러한 전력수요 부진의 구조적인 요인까지 감안하였을 때, 최근 정부가 발표한 7차 전력수급

계획의 수요 전망에 대해서는 여전히 논란이 있는 상황이다. 7차 전력수급계획에서 예상한 계획

기간 내(2015~2029) 수요 증가율 전망은 2.1%로, 6차전력수급계획 계획기간 내(2013~2027) 수

요증가율인 연평균 2.2%에서 소폭 하향 조정되었다. 성장률이 0.1%p 하향 조정될 것은 사실 큰

폭의 조정은 아니다. 하지만, 이미 2015년 전력수요 전망치가 2년전 예상한 6차전력수급계획에서

의 예상치 대비 36,761GWh(7.0%) 크게 하향 조정된 것이 문제이다. 이 정도 규모는 2014년 신

월성 1호기 발전량이 9,088GWh임을 감안하면, 이미 원전 4기 수준의 차이이다. 특히, 최근 전력

수요 부진을 반영하여, 한국전력은 2015년 전력수급계획상 전력 수요 증가율 2.5%를 최근 1.7%

로 하향 조정하였다. 따라서, 수급상의 격차는 더욱 커질 전망이다.

<그림15> 6차전기본 Vs. 7차전기본 수요전망 비교

자료: 산업통상자원부, HMC투자증권.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

7차전기본 6차전기본 7차 (yoy) 6차 (yoy)

(GWh)

8


2016년 기저 발전기 대폭 확충. 민자발전 역시 기저발전에 진출. 전력수급 개선으로

한국전력 실적에는 긍정적 요인. 다만, IPP는 복합화력 발전소 가동률 추가 하락 Risk 첨두발전 주로 담당하는

복합화력발전소 이용률

하락할 가능성 높을 것

이를 대비한 발전소들이 이미 결정되어 수 년 전부터 건설이 진행중인 점을 감안하면, 7차전력

수급계획에서 2018년 준공 예전인 유연탄 발전소 4기를 취소한 것은 민자발전소 이용률 회복에

그리 큰 영향을 미치지 못할 것으로 보인다. 물론, Peak 수요 전망치는 6차전력 수급계획기간 중

마지막 연도인 2027년 기준 1.4% 감소하는데 불과하기 때문에 단순히 연간 전력소비량만으로 전

력수급계획을 평가할 수 없는 부분이 있다. 하지만, 첨두발전을 주로 담당하는 복합화력발전소 입

장에서는 발전기 이용률이 하락할 가능성이 높다는 점은 피할 수 없어 보인다.

향후 전력 수요 증분은

기저발전 설비만으로 충분히

대응 가능할 듯

한전은 수급개선으로 긍정적,

IPP 복합화력발전소는

가동률 하락 가능성 높음

특히, 2015~2016간 대규모 기저발전 설비 확충이 예정되어 있다. 이 기간 동안 신월성 2호기,

신고리 3호기 등 원전 2기와 최초의 민자 유연탄 발전소인 북평 1,2호기 1,190MW, 1,000MW이

상 대형 유연탄 발전소 등 총 10,736MW의 기저발전 설비가 확충된다(폐지 발전소 제외). 이는

2014년 말 국내 전체 발전설비 93,216MW 대비 11.5%에 이르는 규모이다. 이들 발전소가 생산하

는 전력은 이용률 90% 기준 84.6TWh이다. 2011년~2015년 4년간 증가한 전력 수요가

43.4TWh이고, 최근 전력 수요 증가율이 하락하고 있는 점을 감안하면, 향후 수년간 증가하는 전

력 수요 증분을 기저발전 설비만으로도 충분히 대응할 수 있을 것으로 판단한다. 이는 곧, 첨두발

전 설비인 복합화력발전소의 가동률 저하로 이어질 전망이다. 한국전력 입장에서는 기저발전 확

충에 따라, 원재료비 하락이 예상되기 때문에 긍정적이다.

<그림16> 2016년까지 기저발전 확충 계획 시기 발전소 이름 사업자 용량(MW)

2015

당진#9 동서발전 1,020

(폐지) 서울화력#4 중부발전 -138

신월성#2 한수원 1,000

2016

삼척그린#1, 2 남부발전 2,044

북평#1, 2 GS 동해 1,190

당진#10 동부발전 1,020

태안#9,10 서부발전 2,100

신보령#1 중부발전 1,000

여수#1 남동발전 350

(폐지) 서울#5 중부발전 -250

신고리#3 한수원 1,400

계

유연탄발전

8,336

원전

2,400

계

10,736

'14 발전설비

대비

유연탄발전

8.9%

원전

2.6%

계

11.5%


9

Credit Analyst


열병합 발전소와 복합화력 발전소 개별소비세 차별화. 일부 발전기 급전순위 바뀔 전망

개별소비세법 개정으로

일부 발전기 급전순위 바뀔 전망

2H15부터 LNG에 대한 개별소비세가 기존 42원/kg에서 60원/kg으로 18원/kg 오른다. 이로

인한 부담은 SMP에 반영되기 때문에, 발전소 입장에서는 큰 영향이 없다. 업계에서는 이로 인해

SMP가 2.52원/kWh 상승할 것으로 전망하고 있다. 다만, 이번 개별소비세법 개정에서 LNG의

경우 발전용 이외의 가정, 상업용과 집단에너지 사업자에 공급되는 LNG는 현행 탄력세율이 유지

되면서 일부 LNG복합과 집단에너지간 급전순위가 바뀔 것으로 예상되고 있다. 이는 원가 경쟁력

이 상대적으로 떨어지는 복합화력발전소를 운용하고 있는 일부 구형 복합화력발전소에게는 추가

적인 가동률 하락 부담이 될 것으로 전망된다. 반면, 국내 최대 집단에너지 사업자인 한국지역난

방공사의 열병합 발전소 발전기 이용률은 높아질 수 있다.

첨두발전 가동기의 추가적인

가동률 하락은 불가피

최근 LNG 발전소들의 이용률이 지속 하락하는 추세이다. 한국전력 자회사가 운용중인 LNG

발전소가 가장 먼저 이용률이 떨어지고 있고, 복합화력발전소들도 차례로 이용률이 하락하고 있

다. 우리는 특별한 변수가 발생하지 않는다면 첨두발전 가동기의 추가적인 가동률 하락이 불가피

할 것으로 전망한다.

<그림17> 한전 자회사 LNG발전기 가동률 <그림18> IPP LNG발전기 가동률

자료: 한국전력 HMC투자증권 자료: 한국전력, HMC투자증권

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

12.1 12.7 13.1 13.7 14.1 14.7 15.1 15.7

LNG 복합

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

12.1 12.7 13.1 13.7 14.1 14.7 15.1 15.7

집단 에너지 복합

10


민자 유연탄 화력발전소 수익성은 꾸준할 전망

민자 유연탄 화력 발전소 수익성은 높은 가동률을 바탕으로 견조할 전망

민자 유연탄 발전소는

우수한 원가경쟁력 바탕으로

수익성 확보 가능할 것

6차 전력수급계획에서는 그 동안 한국전력 자회사가 독점해 왔던 유연탄 화력발전소 투자를 민

간에 허용하였다. 사업이 진행되는 도중 STX, 동부 등 일부 기업들이 재무적인 문제로 매각에 나

서면서 M&A 시장이 형성되기도 하였고, 7차 전력수급계획에서는 동부하슬라 #1,2 기가 제외되

기도 하였다. 현재는 대부분의 사업들이 본 궤도서 진행 중이고, 2016년부터는 최초의 민자 유연

탄 발전소가 가동에 들어갈 전망이다. 유연탄발전은 기저발전으로 매우 우수한 원가경쟁력을 확

보하고 있어 국내 발전시장의 공급초과가 전망됨에도 불구하고 준공 후 적정한 수준의 수익성 확

보가 가능할 것으로 보여, 첨두발전인 LNG 발전보다 안정적인 수익성을 올릴 것으로 기대된다.

VC(Vesting Contract) 적용으로

안정적 이익수취 가능할 것

민자석탄발전은 VC(Vesting Contract: 정부승인 차액계약제도)의 적용을 받을 전망이다. 이에

따라, 정부가 사전에 승인한 발전량, 거래가격, 계약기간 등 계약조건에 따라 안정적인 이익 수취

가 가능할 것으로 전망된다. VC 제도하에서는 SMP와 계약가격을 비교하여, SMP가 계약가격을

초과하여 발전소가 초과적인 이익을 얻게 되면, 한국전력이 이를 회수하고, SMP가 계약가격에

미달할 경우 한국전력이 누리게 되는 초과이익을 발전소에 돌려주게 되기 때문이다.

VC는

발전소, 한국전력 모두에게

긍정적일 전망

또한, 발전소 입장에서는 자체적인 노력을 통해 원가를 절감하게 된다면, 이를 자체적인 초과

수익으로 누릴 수 있고, 초과 발전량에 대해서는 인센티브, 계약발전량 미달 시에는 패널티를 부

여 받는 등 적정 투자보수율 이상의 이익을 향유할 수도 있을 것으로 전망돼 긍정적이다. 한국전

력 입장에서도 차액계약제도 도입은 발전시장의 효율성이 어느 정도 제고될 여지가 있다는 점에

서 긍정적이다. 물론, 계약가격, 물량의 세부적인 결정기준이 문제이나, 표준발전기의 표준원가를

반영하여 적정 투자보수율을 보장할 수 있는 수준에서 결정될 가능성이 높다.

유연탄 발전 비중 가장 높은

한국 남동발전 실적 참고 가능

VC 계약단가를 정확하게 알 수는 없지만, 만약, 지난해 한국전력의 유연탄 발전 정산단가인 65

원/kWh를 적용했을 때, 2016년 준공되는 GS 동해전력의 북평 유연탄 발전소의 연간 매출액은

3,400억원 수준이 될 것으로 전망된다. (가동률 90%). 현 상황에서 디테일한 수익성을 계산하기

는 어렵지만, 유연탄 발전 비중이 가장 높은 한국 남동 발전의 실적이 지난해 OPM 11.8%를 기록

한 것을 참고할 수 있을 것이다.

<표3> 한국남동발전 실적추이

(단위: 십억 원) 2013 2014 (yoy) 1H14 2015 (yoy)

매출액 4,165 4,481 7.6% 2,166 2,407 11.1%

영업이익 208 528 153.6% 360 361 0.4%

OPM 5.0% 11.8% 6.8%p 16.6% 15.0% -1.61%p

세전이익 105 517 391.6% 389 299 -23.1%

지배주주순이익 88 415 373.3% 297 223 -24.7%

NPM 2.1% 9.3% 7.2%p 13.7% 9.3% -4.4%p

설비용량(기말) 8,226 9,976 21.3% 8,226 9,976 21.3%

유연탄설비용량(기말) 6,909 8,649 25.2% 6,909 8,649 25.2%

자료: 한국남동발전, HMC투자증권.

11

Credit Analyst


수익성 확보는 장기적 전망.

전력 수요 부진 지속된다면,

기본 복합화력 발전소 가동률

저하는 불가피할 것

다만, 본격적인 발전소 가동시기가 GS동해전력 이외에는 2020년 이후이며 장기적인 관점에서

투자비가 회수될 것이기 때문에, 수익성에 도움이 되기까지는 시간이 필요할 전망이다. 따라서 당

장의 수익성 하락을 막기에는 역부족이다. 또한, 현재와 같은 전력 수요 부진이 지속된다면, 대규

모 민자 유연탄 화력발전 확충이 기존 복합화력 발전소 가동률 저하로 이어질 수 있다는 점도 고

려해야 한다.

<그림19> Vesting Contract 개념

자료: 전기신문, HMC투자증권.

<표4> 민자유연탄 발전소 보유 현황

대주주 기 타 발전기 용 및 준공일정

동양파워 포스코에너지(100.0%)

삼척화력#1 1,050MW(‘21.12)

삼척화력#2 1,050MW(‘21.12)

GS 동해전력 GS E&R(51.0%) 동서발전(34.0%), 삼탄(15.0%) 북평#1 595MW(‘16.2)

북평#2 595MW(‘16.6)

당진에코파워 SK 가스(45.0%) 동서발전(34.0%), 산은(15.0%) 당진에코파워#1 580MW(‘21.11)

당진에코파워#2 580MW(‘22.3)

고성그린파워 남동발전(29.0%) SK 가스(19.0%), SK 건설(10.0%),

KDB 인프라(42.0%)

고성하이화력#1 1,040MW(‘20.10)

고성하이화력#2 1,040MW(‘21.4)

강릉에코파워 삼성물산(29.0%) 남동발전(29.0%), FI(42.0%) 강릉안인#1 1,040MW(‘21.12)

강릉안인#2 1,040MW(‘21.12)

자료: 언론, HMC투자증권

12


LNG 발전, 정부 정책에서 우선순위는 아님

7차 전력수급계획상 종료기간(2029년) Peak 기여도 2014년 대비 가장 크게 하락할

것으로 전망되는 전원

LNG, 7차 전력수급계획 상

2029년 기준 Peak 기여도

2014년 대비

가장 크게 하락 할 전원

7차 전력수급계획을 통해 정부는 유연탄 발전소 4기를 취소하기로 하였고, 2기의 원전을 추가

하기로 하였다. 이에 따라, 6차 전력수급계획대비 피크기여도 기준 기저발전 기여도는 감소할 전

망이다. 원전과 유연탄 비중은 2014년 62%에서 2029년 60%로 낮아질 전망이다. 6차 전력수급계

획에서는 2027년 기준 61.5%를 전망했기 때문에 이보다는 다소 낮아진 전망이다. 다만, 기저발

전 비중이 소폭 감소함에도 불구하고 LNG 발전 기여도는 2014년 30.3%에서 2029년 24.8%로

크게 감소할 것으로 계획하고 있다. 6차전력수급계획에서 2027년 24.3%를 계획했던 것 대비로는

소폭 증가하였으나 큰 의미를 부여하기는 어렵다.

반면, 신재생과 집단에너지

Peak 기여도는 높아질 전망,

이는 LNG 복합화력발전소에

부담으로 작용할 것

정부는 LNG 대신 분산형 전원인 신재생과 집단에너지 비중을 높일 계획이다. 7차 전력수급계

획에 의하면, 신재생과 집단에너지 피크기여도는 2014년 기준 각각 2.1%와 4.7%였으나, 2029년

에는 각각 4.6%와 5.8%로 높아질 것으로 전망된다. 특히, 집단에너지 비중이 6차 전력수급계획

상 2027년 4.6%에 1.2%p 높아져 정부의 높은 의지를 반영하고 있다. LNG 복합화력 발전 입장

에서는 가동률이 지속 낮아질 수 있는 상황이다. 게다가, 신재생 에너지 발전기는 전력거래소의

급전지시를 받지 않는 비중앙 급전발전기로서 생산된 전기 중 일부를 한전이 의무 구매하고 있고,

자가사용으로 소비되는 경우도 많다. 특히, 부생가스 발전의 경우 VC 계약이 적용되기도 하였다.

이러한 정책 환경에서는 현실적으로 급전지시 순서가 원자력 유연탄 일부 신재생

LNG(집단, 복합) 순이 되는 것이기 때문에, 역시 복합화력발전에는 부담으로 작용할 것이다.

<그림20> 7차전기본 Peak 기여도 기준 전원구성


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

원자력 유연탄 무연탄 LNG 석유 양수 신재생 집단

2014 6차(2027) 7차(2029)

비중이가장크게하락할

것으로예상되는 LNG 발전

13

Credit Analyst


LNG 직도입, 유일한 돌파구가 될 전망

우리나라 직도입 물량 지속 확대 중

향후, LNG 직도입을 통한

원가 경쟁력 확보가

민자발전사 실적 좌우할 것

대부분의 LNG 발전소들은 한국가스공사를 통해 LNG를 구매한다. 하지만, 발전사, 산업체 등

이 자가 소비를 목적으로 천연가스를 직접 수입할 수 있도록 허용하는 직도입 제도가 있다. 대상

물량은 설비의 신증설이나 연료 대체 등에 따라 신규 수요가 발생하는 경우에만 직수입이 가능하

다. 장기적으로 천연가스 직도입을 통한 원가 경쟁력 확보가 민자발전사들의 실적을 좌우할 가능

성이 있다.

사례로 SK E&S 인도네시아

LNG 직도입 계약 들 수 있음

SK E&S는 2006년 인도네시아로부터 20년간 저가에 장기 계약을 체결하여 연간 55만톤을 도

입하고 있어, 성공적인 사례로 꼽히고 있다. 도입 단가는 $4/mmbtu 수준으로 알려져 있어, 발전

원가 면에서 다른 발전소들을 압도하고 있다. 현 전력체계는 발전소의 발전 원가가 중요한 CBP

체계이기 때문에, 원가 경쟁력은 곧 광양발전소 가동률 상승으로 이어진다. 따라서, SK E&S의

광양복합화력발전소는 포스코에너지 및 GS EPS 발전소 대비 높은 가동률을 기록하고 있다.

<그림21> GS EPS 당진 복합화력 발전소 가동률 <그림22> SK E&S 광양 복합화력 발전소 가동률

자료: GS EPS HMC투자증권 자료: SK E&S, HMC투자증권

<그림23> GS EPS 영업이익 추이 <그림24> SK E&S 영업이익 추이

자료: GS EPS HMC투자증권 자료: SK E&S, HMC투자증권

73.4%71.1%67.2%

74.4%73.7%

54.8%50.4%51.7%

34.6%30.0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15

71.3%78.4%78.2%

73.5%

82.5%

64.6%

73.8%

60.2%

79.5%

62.1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15

7.7%

10.1%8.8% 9.0%

4.3% 4.8% 5.1%

1.5%

11.6%

2.7%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1Q13 3Q13 1Q14 3Q14 1Q15

영업이익 OPM(십억 원)

9.8% 9.5%10.4%

8.7%9.6%

7.6%8.5%

6.1%

9.8%

7.7%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

0

50

100

150

200

250

1Q13 3Q13 1Q14 3Q14 1Q15

영업이익 OPM(십억 원)

14


IPP 중심으로 LNG 직도입

물량 빠르게 증가할 전망

이러한 사례로 인해 국내 발전사들은 IPP를 중심으로 LNG 직도입에 적극 나서고 있다. 한국가

스공사의 2014년 연간 천연가스 도입량은 3,633만톤으로 2013년 대비 7.6% 감소하였다. 최근 전

력수요가 부진하여 발전용 천연가스 판매량은 2013년을 기점으로 감소하고 있는 상황이고, 기저

발전비중 증가로 LNG 발전소 가동률이 낮아질 가능성도 크기 때문에 수요에 대한 고민도 커 보

인다. 한편, 국내 발전사들의 직도입 물량은 빠르게 증가할 전망이다. 현재 우리나라의 천연가스

직도입 물량은 연간 140만톤 규모이다. SK E&S가 2014년 가장 큰 규모인 71만톤을 직도입하였

으며, 포스코가 60만톤 가량을 직도입하였다.

SK E&S,

2020년까지 직도입 규모

340만톤/년 육박할 전망

직도입에 가장 적극적인 SK E&S는 2016년부터 킬리만탄 가스전에서 연간 150만톤 규모의 천

연가스를 추가로 직도입할 계획이고, 2019년부터는 미국 Freeport LNG로부터 셰일가스를 연간

220만톤 규모로 도입할 예정이다. 이를 통해 2020년까지 직도입 규모가 340만톤/년에 육박할 것

으로 전망된다. 이는 이미 국내 도입 물량의 10% 수준이다.

올해 한전 자회사 최초로

한국중부발전도 직도입 시작

뿐만 아니라, 올해부터는 한국전력 자회사로는 최초로 한국 중부발전이 직도입을 시작했다. 중

부발전은 2012년 스위스 Vitol로부터 연간 40만톤 규모의 LNG를 2024년까지 10년간 도입하기

로 계약하고, 올해부터 본격적으로 LNG를 도입하고 있다.

<그림25> 한국가스공사 천연가스 수입 물량 <그림26> 한국가스공사 천연가스 판매량

자료: 한국가스공사 HMC투자증권 자료: 한국가스공사, HMC투자증권

<그림27> LNG 직도입량 <그림28> 현재 직도입 계약 체결량

자료: 에너지신문 HMC투자증권 자료: 에너지신문, HMC투자증권

24

32 34 35

39 36

17

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

09 10 11 12 13 14 15

(백만 톤) 2015년은

상반기 누적

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

발전용 도시가스용

도시가스용 (yoy) 발전용 (yoy)(백만 톤)

2015년은

7월까지 누적

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

09 10 11 12 13 14

중부발전 GS칼텍스 SK E&S 포스코(만 톤)

0

100

200

300

400

500

600

15F 16F 17F 18F 19F 20F

GS칼텍스 포스코

중부발전 GS EPS

SK E&S

(만 톤)

15

Credit Analyst


국내 LNG 직도입 물량

최대 연간 700만톤 넘어설

가능성도 제기되는 중

이외에도 GS EPS (2017년부터 연간 50만톤), GS칼텍스(2016년부터 연간 25만톤) 등 GS 그룹

도 적극적으로 LNG 직도입을 위한 계약을 체결한 것으로 알려지고 있어, 2020년까지 연간 국내

직도입 물량은 520만톤에 육박할 것으로 전망된다. 이외에도, 현대산업개발, GS파워. 신평택 발

전, S-Oil 등이 약 200만톤 규모의 직도입을 추진하고 있는 것으로 알려지고 있어, 직도입 물량

은 최대 연간 700만톤을 넘어설 가능성도 제기되고 있는 상황이다.

직도입 물량 늘어날수록 한국가스공사 LNG 가격은 경쟁력이 낮아질 것. IPP 입장

에서는 직도입을 통해 원가를 안정화시키려는 입장에서 직도입 추진 유인 강화

직도입 물량 늘어날수록

LNG 발전소들에겐 기회요인

이처럼 LNG 직도입이 늘어나는 것은 그 자체로 한국가스공사에는 위기이다. 반면 직도입하는

LNG 발전소들에는 기회요인이 될 가능성이 있다. 물론, 직도입을 잘 했을 때의 이야기가 되겠지

만 가능성은 한국가스공사에 대한 국내 발전소의 의존도가 낮아질수록 커진다.

한국가스공사 LNG 판매

가격은 연료비 연동제로 결정,

직도입 대비 가격경쟁력

낮아질 가능성 농후

한국가스공사의 LNG 판매 가격은 다음과 같은 구조로 결정된다. 연료비 연동제에 따라, 발전

용LNG 가격의 경우 매달 원재료비 변동분을 요금에 반영하여, 외부 변수에 무관하게 안정적으로

한국가스공사의 이익은 보장 받는 구조이다. 이때, 예상 판매물량이 낮아질 경우, 총괄원가가 줄

어들지 않는다면 도매 가스요금은 올라갈 수 밖에 없다. 총괄원가 부분은 가스공사의 인프라와

관련된 부분이기 때문에 쉽게 낮아지기 어렵다는 점을 감안하면, 가스공사 예상판매물량의 부진

은 곧 도매 가스요금 상승으로 이어질 것이다. 가스공사의 가격 경쟁력이 자체적인 이유로 직도입

대비 낮아질 가능성이 상존하는 것이다.

결국, LNG 도입단가 하락할

가능성 높음.

이는 한전 발전 원가 낮추는

결과 가져올 것

발전소 입장에서는 이러한 상황에서 가스공사의 LNG를 구매해 발전기를 가동할 경우 원가 경

쟁력이 낮아져 급전 순위가 하락할 가능성이 존재하기 때문에, 물량 이탈이 가속화 될 가능성을

배제할 수 없다. 한국전력 입장에서는 발전사들이 지속적으로 효율을 추구할 경우 발전 원가가 낮

아질 가능성이 높다. LNG 도입 단가 하락은 SMP 하락으로 이어질 것이기 때문이다.

<그림29> 한국가스공사 요금 결정 구조

자료: 한국가스공사, HMC투자증권

16


LNG 시장은 점차 Buyer’s Market으로 진화 중

전세계 LNG 시장은

점차 Buyer’s Market으로

변화할 것

전세계 LNG 시장은 점차 Seller’s Market에서 Buyer’s Market으로 변화하는 중이다. 이에

따라, 직도입을 추진하고 있는 기업들의 기회가 늘어날 가능성이 높다. LNG 시장은 참여자가 제

한적이고, 지역별 운송비 및 수급상황 차이가 크기 때문에 전세계적으로 통용되는 지표를 사용하

기 어려운 특징을 가지고 있다. 특히, 아시아 지역에서 주로 통용되는 LNG 장기 계약 도입단가는

일본의 평균 수입 원유가격인 JCC(Japan Crude Cocktail)에 대부분 연동되어 있다. 따라서, 최

근 유가 급락에 따라, 아시아 지역의 LNG 가격은 과거 대비 크게 하락한 상태이며, 과거 대비 지

역간 가격 차이가 축소되고 있는 추세이다.

천연가스 시장의 공급과잉은

Buyer’s Market으로의

이행 의미

구매자 측에서 중요한 것은 유리한 계약 조건에 가스 도입 계약을 체결하는 것이다. 이는 결국

천연가스 시장의 수급상황에 달려있는데, 우리는 1)북미산 셰일가스 및 호주산 가스 공급 급증 및

2)전세계 LNG 최대 수입국인 일본과 한국의 천연가스 수요 부진 3)중국의 경기 부진 등으로 천

연가스 시장의 공급과잉이 한동안 지속될 것으로 전망한다. 이는 곧 Buyer’s Market으로의 이

행을 의미하는 것이다.

<그림30> LNG 장기계약 기준가격


<그림31> 지역별 LNG 가격 편차 축소

자료: Bloomberg, HMC투자증권.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

5

10

15

20

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

Russian N.G. Border Price In Germany NBP LNG price

US Henry Hub price Japan LNG Import Price

JCC (RHS)

($/mmbtu) ($/bbl)

Oil-linked

LNG prices

Gas-on-gasMarketprice

17

Credit Analyst


호주 및 북미 천연가스 설비 대폭 증가. 이란의 천연가스 수출 가능성 대두

호주 및 북미 천연가스 설비

대폭 증가할 것

먼저 공급측면을 살펴보자. 전세계 LNG 액화 플랜트는 301.2MTPA 규모이다. IGU에 의하면

향후 2020년까지 전세계 LNG 액화 플랜트 CAPA는 423.7MTPA로 41% 증가할 것으로 전망된

다. 가장 큰 증가세를 보이는 곳은 아시아이며, 주로 호주 프로젝트들이 증설이 이어질 전망이다.

향후 2~3년간(일부 Delay 가능성도 존재하나) 생산을 시작하는 호주 LNG 프로젝트의 규모는 전

체 전세계 CAPA의 17.9%로 대단히 큰 규모이다. 2017년부터는 본격적으로 미국 셰일가스 프로

젝트들이 가동을 시작하면서, 북미는 LNG 시장에서 존재감을 키워 갈 것으로 전망된다.

이란의 에너지 시장

복귀 가능성으로

향후 가격경쟁 심화 전망

뿐만 아니라, 최근 이란의 국제 에너지 시장 복귀 가능성이 점쳐지고 있는데, 이란은 러시아 보

다도 많은 천연가스 매장량을 가진 나라이다. 향후 본격적인 가스 수출에 나설 경우 인접국인 카

타르와의 가격경쟁이 격화될 가능성도 크다.

미체결 LNG 매매 계약도

가격경쟁 심화 요인

특히, 에너지경제 연구원 등에 의하면, 아시아 태평양 지역에서 건설 중인 LNG 액화 용량 중

15% 내외가 아직 수요처를 확보하지 못한 상황이며, 매매계약이 체결된 미국산 LNG의 약 70%는

도착지가 사전에 정해지지 않은 물량이기 때문에 가격경쟁을 부추기는 요인으로 작용할 가능성도

크다.

<표5> 전세계 액화플랜트 전망

Region 2008 2014 2020

(Anticipated)

% Growth 2008-

2014(Actual)

% Growth 2014-

2020(Anticipated)

Africa 58.7 69.9 69.9 19% 0%

Asia Pacific 81.2 95.3 158.1 17% 66%

Europe 33.4 4.2 4.2 24% 0%

FSU 0 9.6 26.1 0% 172%

Latin America 15.5 20.0 20.5 29% 2%

North America 1.5 1.5 44.1 0% 2,840%

Middle East 46.8 100.8 100.8 115% 0%

Total Capacity 207.1 301.3 423.7 45% 41%

자료: IGU, HMC투자증권

18


<표6> 주요 호주 LNG 프로젝트 현황

프로젝트명 Capacity

(MTPA) 예상 생산시기 Operator

Australia Pacific LNG 9.0 2015 ConocoPhillips

QCLNG 8.5 2015 BG Group

Gorgon LNG 15.6 2015~2016 Chevron

Wheastone LNG 8.9 2016~2017 Chevron

Ichthys LNG 8.4 2016~2017 Inpex

Prelude LNG 3.5 2016~2017 Shell

계 53.9

자료: IGU HMC투자증권.

<그림32> 지역별 천연가스 가채 매장량. 이란의 잠재력에 주목

자료: BP HMC투자증권.

Iran, 18.2%

Russia, 17.4%

Qatar, 13.1%Turkmenistan,

9.3%

US, 5.2%

Saudi Arabia,

4.4%

Others, 32.3%

19

Credit Analyst


LNG 최대 수입국 일본 수요 부진. 원전 재가동 지속된다면 수요측면에서 또 다른 위협

예상보다 부진한

일본 LNG 수요

천연가스 수요는 예상보다 좋지 못한 상황이다. 특히, 전세계 LNG의 36%를 수입하는 최대

LNG 수입국인 일본의 LNG 수입이 감소하고 있다. 일각에서는 이러한 부진한 수요가 온화한 날

씨 등 일시적인 요인 뿐만 아니라, 경기 부진, 태양광 등 신재생 에너지 투자 증대로 인한 감소로

보고 있어, 단기적인 회복 가능성은 크지 않을 수 있다. 일본 LNG 수입량은 7월까지 3.3%(yoy)

감소하였다.

일본 정부의 원전 재가동

정책에 따라 LNG 수요 위축

우려 지속될 전망

뿐만 아니라, 일본 정부의 원전 재가동 정책에 따라, 후쿠시마 원전 사태 이후 급증한 일본의

LNG 수입은 예상보다 크게 위축될 가능성이 높다는 판단이다. 가장 먼저 센다이 1호기가 지난달

11일 운영에 들어간 것으로 알려진 가운데, 특별한 이슈가 없다면, 9월 10일부터 상업운전을 재가

동할 것으로 알려지고 있다. 이는 2013년 9월 원전 제로 상태로 돌입한 이후, 2년만에 원전이 재

가동되는 것이다. 현재 일본 49기 원전 가운데 5기 원전이 재가동 허가를 받은 상태이다. 아베 정

부는 2020년까지 전력수요의 20~22%를 원전으로 충당하겠다는 계획을 세운 가운데 이 시점까

지 30개의 원전을 재가동할 계획이다. 일본 내에서도 원전 재가동에 대한 우려가 제기되고 있어,

이러한 목표가 계획대로 이행될지는 미지수이다. 하지만, 아베 정부의 의지가 반대에도 불구하고

강력한 것으로 보인다. 일본 LNG 수입량이 후쿠시마 원전사태 이후 30% 이상 증가한 것을 감안

하면, 원전 재가동에 따른 LNG 수요 위축 우려가 지속될 가능성이 높다고 판단한다.

<그림33> 전세계 LNG 수입 비중 <그림34> 일본LNG수입량 감소 추이

자료: BP HMC투자증권 자료: Bloomberg HMC투자증권

<그림35> 일본 LNG 수입량 (연간) <그림36> 일본 원전 발전량

자료: 한국관광공사 HMC투자증권 자료: 한국관광공사, HMC투자증권

Japan

36.2%

South Korea

15.3%

China

8.1%

Others

40.3%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

11.1 11.7 12.1 12.7 13.1 13.7 14.1 14.7 15.1 15.7

일본 LNG 수입량 yoy, %('000 MT)

93 93

107 119 119 121

0

20

40

60

80

100

120

140

09 10 11 12 13 14

(Bcm)2011.3

후쿠시마 원전 사태

0

5

10

15

20

25

30

08.1 09.1 10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1

(TWh)

20


<그림37> 일본 원전 재가동 계획

자료: 서울신문, HMC투자증권.

21

Credit Analyst


장기적으로 LNG 시장 효율화될 것. IPP들에게는 기회 요인으로 작용. 한국전력 입

장에서는 첨두발전 부분의 효율화로 원가 안정화에 기여할 전망

최근 하락한 LNG spot 수입

가격은 IPP들에게 기회요인으로

작용할 것

최근 일본 LNG Spot 수입 가격은 $7.9/mmbtu까지 하락하였다. 이는 대략 아시아 LNG Spot

가격의 Proxy로 사용이 되는데, 2014년 유가 급락 이전에도 일본의 평균 수입단가 대비 Spot 가

격이 높았지만, 수급 여건이 완화되면서 Spot 가격이 빠르게 하락한 것으로 보인다. 이러한 환경

변화는 LNG 직도입을 준비하고 있는 업체들에게 유리하게 작용할 것으로 판단한다.

이러한 수급상황이

과거보다 구매자에게

유리하게 작용할 것

이러한 수급상황 하에서 기업들은 과거보다 구매자에게 유리한 구조의 계약을 체결할 수 있을

것으로 전망한다. 이미 일부 미국산 LNG 등에서 도착지 조건이 완화되고 있으며, TOP(Take Or

Pay) 조항이 완화되고 있는 것으로 알려지고 있다. 또한, 유가 급등 시 LNG 가격 급등을 어느 정

도 완화할 수 있는 S-Curve 조항의 삽입 등이 좀더 용이해질 것으로 판단한다.

최근의 LNG 수요 급감은

직도입 여건에 긍정적 영향

또한, 과거와 같은 20년 이상의 장기 계약 비중보다는 5년 이하의 중기 계약 또는 Spot 계약들

이 증가할 가능성이 높다. 20년 이상 계약의 경우 장기적으로 매수자가 물량과 가격에 대한 Risk

를 져야 했고, 시장 변동에 대처하는 것이 힘들었다. 대표적으로 한국 가스공사의 대부분의 계약

들은 장기 계약으로 2020년 중반까지 묶여 있는 계약이 대부분인 상황이다. 최근에는 국내 LNG

수요 급감으로 Spot 물량 비중이 100만톤 미만인 것으로 알려지고 있다. 이에 따라, 현재와 같은

시장상황을 이용하는데 한계가 있다. 반면, 현재와 같은 상황에서 직도입을 추진하는 측은 좋은

조건의 계약을 맺을 가능성이 높다는 판단이다.

장기적으로는 LNG Trading

시장 활성화 및 LNG가격의

지역간 격차 좁힐 것

이러한 Spot 및 중단기 계약 비중의 증가, 도착지 조건 완화 등은 장기적으로 Trading 시장 활

성화로 이어져, LNG가격의 지역간 가격 격차를 좁히면서 시장 효율성을 높이는데 도움이 될 전

망이다. 한국전력 입장에서는 가장 비싼 발전소의 원가가 절감될 수 있는 만큼 원가 안정화로 이

어질 것이다.

<그림38> 일본 LNG 도입 단가 <그림39> 5년 미만 계약 LNG 거래 비중 급증

자료: Bloomberg HMC투자증권 자료: IGU, HMC투자증권

0

5

10

15

20

14.3 14.5 14.7 14.9 14.11 15.1 15.3 15.5 15.7

일본 LNG Spot 수입 단가 일본 LNG 수입 단가($/mmbtu)

22


<그림40> LNG S-Curve 계약. 유가 상승 시 LNG 가격 상승을 제한

자료: 업계자료, HMC투자증권.

23

Credit Analyst


민자발전사 수익성

2014년 이후 저하되는 민자발전사 매출액 및 수익성

2014년 민자발전사들의 수익성이 큰 폭으로 저하되었다. 민자발전사들의 영업이익률은 2012년

9.8%에서 2013년 9.1%로 하락한 가운데 2014년에는 5.8%까지 떨어졌다. 2015년 1분기 LNG

가격 하락이 SMP에 반영되기까지 시차로 인해 수익성이 큰 폭으로 개선되기는 했지만 2분기

들어 수익성이 다시 저하되고 있다. 2015년 1분기 수익성 개선은 일시적이었던 것으로 판단되며

수익성 저하의 추세적 흐름을 막을 수 없는 것으로 보인다. 2015년 들어서는 매출액도 급격하게

줄어들고 있다.

<그림41> 민자발전사 수익성 추이 <그림42> 민자발전사별 영업이익 추이

자료: Dataquide, HMC투자증권

주1 포스코에너지, 지에스이피에스, 지에스파워, 엠피씨율촌전력, 평택에너

지서비스 별도 기준 합산

주2: 15.1H에는 엠피씨율촌전력 제외

자료: Dataquide, HMC투자증권

주: 별도 기준

전력예비율 개선으로

민자발전사 매출 및 수익성

악화

LNG 기반 민자발전 업계의 매출액 감소 및 수익성 약화는 1) 가동률 저하, 2) SMP 하락 등에

의해 전력생산량 및 전력 단위가격이 모두 하락함에 따른 것으로 판단된다. 2011~2012년

예비전력 부족으로 설비 가동률이 증가하면서 SMP가 급증했고, 이 과정에서 민자발전사들은

충분한 초과 수익을 향유할 수 있었다. 반면 정부는 2011년 블랙아웃 사태 이후 전력 부족을 막기

위해 전력 설비 예비율을 22%로 상향 조정함과 동시에 발전소 건설 허가를 늘렸다. 하지만

전력소비 증가율은 2012년 2.5%, 2013년 1.8%, 2014년 0.6%로 둔화되었다. 이러한 가운데

2014년부터 LNG 발전에 비해 상대적으로 발전 단가가 낮은 원전이 재가동되고,

석탄화력발전소가 늘어나면서 LNG 발전소의 가동률이 대폭 떨어졌으며, 기저발전기인

석탄화력이 LNG 발전 대신 SMP를 결정하는 비중이 늘고 있다. 공급예비율은 2012~2013년

사이 10%를 하회하였으나 2015년 6월에는 20% 수준까지 상승했다.

0

5

10

15

20

25

0

1

2

3

4

5

6

7

09 10 11 12 13 14 15.1H

매출액(좌)

영업이익률(우)

EBITDA마진(우)

(조원) (%)

0

5

10

15

20

09 10 11 12 13 14 15.1H

포스코에너지 지에스이피에스

지에스파워 엠피씨율촌전력

평택에너지서비스

(%)

24

INDUSTRY REPORT

민자발전사 가동률 및

SMP 하락

주요 민자발전 시설인 LNG복합발전소 연 평균 이용률은 2012년 58.5%에서 2014년 53.1%,

2015년(6월까지 평균) 47.8%로 하락하였다. 가동률 저하는 매출액 감소로 이어지면서 고정비

부담 증가로 나타나고 있다. 유휴 시에도 용량요금으로 감가상각비 등 고정비를 보상받는 구조가

만들어져 있으나, 용량요금은 2007년 이후 상향조정이 이뤄지지 못하면서 고정비 부담마저도

충분히 상쇄하지 못하고 있다.

이러한 가운데 전력공급가격인 SMP가 LNG발전단가 대비 큰 하락폭으로 하락하면서 마진

역시 축소되고 있다. SMP는 2014년 중반까지 KWh당 150원을 상회하였으나 이후 100원대가

붕괴되면서 2015년 6월에는 84원 수준까지 떨어졌다. 전력난이 점차 해소되면서 첨두부하

발전기(유류 및 LNG)의 SMP결정비율이 감소했기 때문이다. 생산원가인 LNG 단가 또한

하락하고 있기는 하나 LNG 하락 속도에 비해 SMP 하락 속도가 더 급격하게 나타나고 있다.

<그림43> 전력소비량 2011년 이후 감소 추세 <그림44> 설비용량 2014년 급격하게 증가

자료: 산업통상자원부, HMC투자증권 자료: KEPCO, HMC투자증권

<그림45> 전력공급예비율 상승 추세 <그림46> LNG복합발전설비 가동률 저하

자료: KEPCO, HMC투자증권 자료: KEPCO, HMC투자증권

4.95.7

4.5

2.4

10.1

4.8

2.51.8

0.60

2

4

6

8

10

12

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

06 07 08 09 10 11 12 13 14

전력소비량(좌) 증가율(우)(GWh) (%)

4.9 3.7

4.7 4.4 3.5

0.8

6.7

0.6

13.3

0

2

4

6

8

10

12

14

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

06 07 08 09 10 11 12 13 14

설비용량(좌) 증가율(우)(MW) (%)

0

5

10

15

20

25

10.01 11.01 12.01 13.01 14.01 15.01

공급예비율(%)

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

1월 2월 3월 4월 5월 6월 7월 8월 9월 10월 11월 12월

2012 2013

2014 2015

(%)

25

Credit Analyst


<그림47> SMP 및 LNG발전단가는 급격히 저하 <그림48> SMP와 LNG발전단가 차 마이너스 구간 진입

자료: 전력통계정보시스템, HMC투자증권 자료: 전력통계정보시스템, HMC투자증권

SK E&S, 민자발전 자회사

매각

민자발전사 산업환경이 악화되는 조짐이 보이자 SK E&S는 발빠르게 민자발전 산업에서

철수하는 모습을 보였다. 올해 1월 SK E&S는 평택에너지서비스의 지분 100%와

김천에너지서비스 지분 80%을 ‘하나파워패키지 유한회사’에 매각한 것이다. 지원가능성이 높은

SK E&S에서 지원가능성이 낮은 PEF로 대주주가 변경됨에 따라 평택에너지서비스와

김천에너지서비스의 신용등급 AA-에서 A+로 강등되었다. 이어 수익성 저하 및 재무구조 개선

지연 전망 등에 따라 평택에너지서비스의 신용등급 전망은 안정적에서 부정적(6월 25일)으로

한차례 더 낮아졌다.

2015년 민자발전사

신용등급 강등 나타나

2015년 들어 타 민자발전사에도 신용등급 변동이 나타나기 시작했다. 호황기인 2010~2012년

사이 민자발전사들이 공격적인 증설 및 신규투자에 나선 가운데 현금창출력이 저하되면서

재무부담이 증가하고 있기 때문이다. 포스코에너지(AA+)와 GS EPS(AA0)는 각각 4월 10일과

9월 10일 등급전망이 안정적에서 부정적으로 변경되었고, 포천파워는 6월 25일 모회사인

대림산업의 지원가능성 하락으로 신용등급이 AA-에서 A+로 강등되었다.

민자발전산업 수익성

개선 가능성 낮은 편

민자발전산업에 대한 전망을 어둡게 만들고 있는 것은 전력수급 개선가능성이 높지 않다는

점이다. 이에 민자발전사들은 1) 용량요금 현실화 요구, 2) 효율이 높은 신 설비 도입, 3) LNG

직도입 등을 추진하고 있다.

이러한 노력에도 불구하고 향후 차입부담이 높은 업체를 중심으로 민자발전사의 신용등급 하락

압력은 더욱 높아질 전망이다. 민자발전사 전반의 현금창출능력이 저하되는 가운데

민자발전사들의 추가 발전소 건립이 계속되면서 차입부담이 늘어날 것으로 예상되기 때문이다.

정부의 정책에 변화가 수반되지 한 민자발전사들의 등급안정성은 높지 않을 것으로 판단된다.

50

70

90

110

130

150

170

190

210

10.01 10.09 11.05 12.01 12.09 13.05 14.01 14.09 15.05

SMP(육지) LNG 열량단가(원/kWh)

-20

-10

0

10

20

30

40

50

10.01 10.09 11.05 12.01 12.09 13.05 14.01 14.09 15.05

SMP-LNG(원/kWh)

26

INDUSTRY REPORT

민자발전사 시장 지위 변화

민자발전사에 대한 투자자 시각은 보수적으로 변화

등급하락 가능성을 염두해

이전보다 높은 금리 요구

2015년 이후 발전소 건설 자금 소요 등으로 민자발전사들의 회사채 발행이 큰 폭으로 증가한

가운데 민자발전사 회사채에 대한 투자자들의 시각은 보수적으로 바뀌고 있다. 2015년 이후

민자발전사들의 회사채 발행현황을 살펴보면, 등급민평을 기준으로 발행된 GS파워, SK E&S가

지급보증을 실행한 피엠피를 제외한 민자발전사 회사채 발행금리는 개별민평을 큰 폭으로

상회하는 수준에서 결정되고 있다. 민자발전사들의 수익성이 하락하면서 신용등급 하락 가능성

또한 높아지고 있으며, 이러한 상황을 염두해 투자자들은 회사채 발행 시 이전보다 높은 금리를

요구하고 있는 것이다. 다만, 대부분 AA급의 우량 회사채인 가운데 장기물 발행 비중이 높았다는

점에서 민자발전사에 대한 투자수요는 계속해서 유지되고 있다.

<표7> 2014년 이후 민자발전사 수요예측 현황

발행종목 수요

예측일

신용

등급

예측

금액

(억원)

발행

증감액

(억원)

만기

(년)

금리밴드(bp,%) 낙찰

(bp,%)

밴드내

입찰금액

(억원)

유효

경쟁률

(배)

수요

미달액

(억원) 기준 하단 상단

포스코에너지18-1 2014-05-07 AA+ 1,000 0 3 개별민평3년 -18 2 -3 3,000 1.50 0

포스코에너지18-2 2014-05-07 AA+ 1,000 0 5 개별민평5년 -18 2 -4 1,600 1.60 0

지에스이피에스7 2014-07-03 AA0 2,000 0 5 개별민평5년 -18 2 2 1,900 0.95 100

포스코에너지19-1 2014-07-25 AA+ 1,500 0 5 개별민평5년 -15 5 2 2,000 2.00 0

포스코에너지19-2 2014-07-25 AA+ 1,000 0 7 개별민평7년 -15 5 -1 2,100 1.40 0

지에스이피에스8-1 2015-02-25 AA0 1,000 -300 5 개별민평5년 -18 2 2 700 0.70 300

지에스이피에스8-2 2015-02-25 AA0 500 300 7 개별민평7년 -18 2 -8 1,200 2.40 0

피엠피1-1 2015-03-10 AA+ 1,000 0 7 등급민평7 -20 10 10 1,650 1.10 0

피엠피1-2 2015-03-10 AA+ 2,000 -100 10 등급민평10 -15 15 15 200 0.20 800

피엠피1-3 2015-03-10 AA+ 500 100 12 등급민평10 -5 25 24 1,700 0.85 300

포스코에너지21 2015-04-15 AA+ 1,000 0 7 등급민평7년 -5 15 14 600 1.20 0

GS파워2-1 2015-06-18 AA0 500 300 5 AA0등급민평5년 -30 0 -8 1,100 1.10 0

GS파워2-2 2015-06-18 AA0 1,000 200 7 AA0등급민평7년 -30 0 -3 1,700 3.40 0

GS파워2-3 2015-06-18 AA0 1,000 1,000 10 AA0등급민평10년 -30 0 -15 1,700 1.70 0

포스코에너지22-1 2015-07-02 AA+ 500 200 5 개별민평5년 -15 8 8 2,850 2.85 0

포스코에너지22-2 2015-07-02 AA+ 500 100 7 개별민평7년 -10 15 13 900 1.80 0

포스코에너지22-3 2015-07-02 AA+ 500 200 10 개별민평10년 0 25 8 800 1.60 0

지에스이피에스9-1 2015-08-19 AA 500 -200 5 등급민평5년 -10 10 10 300 0.60 200

지에스이피에스9-2 2015-08-19 AA 500 200 7 등급민평7년 0 20 10 700 1.40 0

피엠피2-1 2015-08-27 AA+ 500 0 7 등급민평7년 -7 13 11 1,000 2.00 0

피엠피2-2 2015-08-27 AA+ 500 0 10 등급민평10년 -6 14 0 500 1.00 0

피엠피2-3 2015-08-27 AA+ 500 0 12 등급민평10년 3 23 20 1,000 2.00 0

자료: freebond, 전자공시시스템, HMC투자증권

27

Credit Analyst


민자발전사, 등급민평 대비

스프레드 확대 추세

민자발전사들은 등급 및 전망 하향 조정으로 개별민평 금리가 상승된 가운데 발행 시 또 한번

금리가 상향조정되는 아픔을 겪고 있다. 특히 포스코에너지의 경우 등급전망 하향 조정,

포스코플랜텍 사태 이후 모그룹인 포스코의 지원가능성 감소, 올해 4월과 7월 발행 시 금리 상승

등의 영향으로 AA급 민자발전사들 중 금리가 가장 크게 상승했다. 포스코에너지의 개별민평은

올해 초까지만해도 AA+ 등급민평보다 낮았으나 현재는 AA0와 AA- 등급민평 사이에 위치해

있으며, 등급전망이 동일한 가운데 등급이 한단계 낮은 GS EPS의 개별민평 금리보다 높은 금리

수준을 나타내고 있다.

<그림49> 포스코에너지 금리 추이 <그림50> 포스코에너지 등급민평 대비 스프레드 추이

자료: Infomax, HMC투자증권 자료: Infomax, HMC투자증권

<그림51> GS EPS 금리 추이 <그림52> GS EPS 등급민평 대비 스프레드 추이


1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

14.09 14.12 15.03 15.06 15.09

포스코에너지 3Y

AA+ 3Y

AA0 3Y

AA- 3Y

(%)

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

'14.1 '14.4 '14.7 '14.10 '15.1 '15.4 '15.7

등급민평대비스프레드(우)

포스코에너지 3Y(좌)

국고 3Y(좌)

(%) (bp)

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

14.09 14.12 15.03 15.06 15.09

GS EPS 3Y

AA+ 3Y

AA0 3Y

AA- 3Y

(%)

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

'14.1 '14.4 '14.7 '14.10 '15.1 '15.4 '15.7


GS EPS 3Y(좌)

국고 3Y(좌)

(%) (bp)

2015년 4월 10일

등급전망 부정적으로 변경

2015년 9월 10일

등급전망

부정적으로 변경

28

INDUSTRY REPORT

<그림53> GS파워 금리 추이 <그림54> GS파워 등급민평 대비 스프레드 추이


<그림55> 평택에너지서비스 금리 추이 <그림56> 평택에너지 등급민평 대비 스프레드 추이


<그림57> 포천파워 금리 추이 <그림58> 포천파워 등급민평 대비 스프레드 추이


1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

14.09 14.12 15.03 15.06 15.09

GS파워 3Y

AA+ 3Y

AA0 3Y

AA- 3Y

(%)

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1.5

1.7

1.9

2.1

2.3

2.5

2.7

2.9

3.1

'14.1 '14.4 '14.7 '14.10 '15.1 '15.4 '15.7


GS파워 3Y(좌)

국고 3Y(좌)

(%) (bp)

1.8

2.3

2.8

3.3

3.8

14.09 14.12 15.03 15.06 15.09

평택에너지서비스 3Y

AA- 3Y

A+ 3Y

A0 3Y

(%)

-6

-4

-2

0

2

4

6

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

'14.1 '14.4 '14.7 '14.10 '15.1 '15.4 '15.7


평택에너지서비스 3Y(좌)

국고 3Y(좌)

(%) (bp)

1.8

2.3

2.8

3.3

3.8

14.09 14.12 15.03 15.06 15.09

포천파워 3Y

AA- 3Y

A+ 3Y

A0 3Y

(%)

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

'14.1 '14.4 '14.7 '14.10 '15.1 '15.4 '15.7


포천파워 3Y(좌)

국고 3Y(좌)

(%) (bp)

2015년 1월 14일

등급 강등

2015년 8월 13일

등급전망

부정적으로 변경

2015년 3월 20일

등급 강등

29

Credit Analyst


민자발전사 개별 크레딧 분석

민자발전업은 포스코에너지, GS EPS, GS파워 등과 같이 발전설비 건설에 소요되는 자금을

직접 조달하는 경우와 평택에너지서비스, MPC율촌전력, MPC대산전력, 포천파워, 에스파워

등과 같이 모회사가 필요 자금의 일부 또는 전액을 투입하는 경우로 나눌 수 있다.

이 보고서에서는 직접 자금조달을 진행함으로써 시장에서 자금조달 수요가 크고 채권

발행잔액이 큰 포스코에너지, GS EPS, GS파워를 분석대상으로 선정하였다. SK E&S의 경우 구

K-Power를 통해 민자발전업을 영위하고 있기는 하나 도시가스가 주 사업영역이기 때문에

분석대상에서 제외했다.

1) 포스코에너지(AA+/부정적)

민간 최대규모 발전사 2015년 6월말 기준 국내 총 발전설비의 약 4%에 해당하는 3,986MW규모의 발전설비를

보유하고 있는 민간 최대규모의 발전사로, 최대주주인 포스코가 89%(보통주 기준)의 지분을

보유하고 있다. 2014년 인천 1~2호기의 PPA 계약이 만료되었으나, 인천 7~9호기가 순차적으로

준공되면서 계약 만료 영향을 상쇄시켜주고 있다. 신규 가동된 인천 7~9호기의 경우 높은

이용률을 나타내고 있는 가운데 인천 3~4호기도 PPA 계약이 유지되고 있고 있다. 또한 고효율

친환경 발전시스템인 연료전지와 인니 부생가스 발전 등 해외투자사업도 진행하고 있는 등

전반적인 사업항목은 우수한 수준이다.

2014년 이후 매출 역성장세 국내 전력수급이 일정부분 안정화 되면서 2014년 이후 매출은 역성장세를 나타내고 있다.

별도기준 매출은 전력수급이 타이트했던 2010년부터 2012년까지 평균(3년) 80%의 성장률을

기록했으나, 2013년 1.6%로 급격하게 줄어든데 이어 2014년에는 마이너스(-12.7%) 성장률로

전환되었다. 2015년 상반기에도 매출이 전년동기 대비 -16.7%의 역 성장률을 기록하는 등

매출감소세가 지속되고 있다.

LNG발전 이용률 저하가 매출액을 감소시키는 결정적인 요소로 판단되며, SMP의 하향 안정화

역시 매출액 감소에 영향을 미치고 있는 것으로 보인다. 인천 발전소 가동률이 2013년

74.6%에서 2014년 58.8%로, 2015년 상반기에는 46.0%로 감소함에 따라 전체 가동률 또한

2014년 이후 급격하게 저하되고 있다.

30

INDUSTRY REPORT

수익성 저하세,

다만, 2015년 들어서 수익성

개선

2013년 이후 수익성이 저하세를 나타내고 있다. 2013년 이후 LNG발전시장의 사업환경이

저하되는 가운데 2014년 인천 1, 2호기 PPA종료, 연료전지 사업부 대규모 손실(2014년 447억원

영업손실) 등의 이벤트가 발생했다. 그 결과 별도기준 영업이익률은 2012년 9.6%에서 2014년

4.1%로 떨어졌다. 이처럼 수익성이 저하되면서 지난해 초부터 검토해온 IPO는 쉽지 않은

상황이다.

다만, 2015년 들어서는 운용효율성이 높은 최신설비인 인천 7~9호기의 신규가동과 연료전지

사업부 손실 축소, LNG 단가 하락의 SMP 반영 시차 존재 등으로 수익성이 개선되었다. EBITDA

창출 규모도 2014년 2,448억원이였으나 2015년 상반기 1,743억원으로 증가되었다. 하지만

별도기준 영업이익률이 2015년 1분기 13.7%에서 2분기 2.7%로 감소했다는 점에서 지속적인

개선을 기대하기는 힘들 것으로 보인다.

영업환경 저하에 대응하기

위해 다각도로 노력 중

포스코에너지는 LNG 발전 영업환경 저하에 대응하기 위해 발전설비를 확대하는 한편

사업포트폴리오 다각화를 위해 노력하고 있다. 2014년말부터 2015년까지 인천 7~9호기를 신규

가동하였고, 광양 및 포항 부생복합발전소와 연료전지 생산을 통해 발전설비를 다각화했다. 또한

포스파워(舊 동양파워) 인수를 통해 석탄발전으로도 사업영역을 확대하고 있으며, 인니

부생복합발전소(200MW)를 비롯한 해외진출도 활발하게 진행하고 있다.

사업구조 개선노력 결과

재무부담 증가

이러한 노력 결과 사업안정성은 높아졌으나 재무부담이 과중해졌다. 영업현금흐름을 초과하는

CAPEX 투자가 지속되면서 2012년을 제외하고는 매년 부의 영여현금흐름이 발생했으며,

별도기준 총차입금은 2009년말 0.8조원에서 2015년 6월말 2.7조원으로 크게 증가하였다.

2013년 8월 5,000억원 신종자본증권 발행으로 부채비율은 과거보다 개선된 것으로 나타나고

있지만 실질 차입부담은 과거보다 증가한 상황이다.

다만, 향후 투자부담은 줄어들 전망이다. 베트남, 몽골 등 해외 투자부담은 아직까지

남아있으나 신규 LNG 및 부생복합발전소 건설이 마무리 되었고 석탄화력발전소 건설(총 사업비

약 4조원 예상)은 일부 지분매각 및 외부 투자유치 등으로 재무적 부담을 최소화 할 계획을

가지고 있기 때문이다.

정부정책 변화 없는 한

신용등급 하향압력 존재

민간 최대규모의 발전사, 다각화된 사업포트폴리오, 공공성이 높은 전력산업, PPA에 의한

안정적 전력 매출 등을 감안할 때 사업안정성은 유지될 전망이다. 하지만 첨두부하 발전의

비우호적 영업여건 등을 감안할 때 용량요금 현실화 등 LNG 민자발전에 대한 정부정책 등이

변화하지 않는 이상 수익성 및 재무안정성의 개선은 제한적일 전망이며, 신용등급 하향압력이

지속될 것으로 판단된다.

31

Credit Analyst


<표8> 포스코에너지 발전소 현황

구분 인천

1~2호기

인천

3~4호기

인천

5~9호기

광양

부생복합

1~2호기

포항

부생복합

1~2호기

신안

태양광

1~2호기

합계

가동개시일 95 년~97 년 96 년~01 년 11 년~15 년 10 년 13 년~14 년 12 년~13 년

계약종료일 2014.07(1 호)

2014.12(2 호)

2018.10(3 호)

2020.06(4 호)

총 발전용량 폐지 900MW 2,512MW 284MW 290MW - 3,986MW

전력거래 요금체계 PPA PPA CBP 한전의무구매 한전의무구매

연료 LNG LNG LNG 부생가스 부생가스

자료: 전자공시시스템, 한기평, 한신평, HMC투자증권

<그림59> 포스코에너지 발전기 가동률 추이 <그림60> 별도기준 매출액 및 영업이익률 추이

자료: 전자공시시스템, HMC투자증권 자료: DataGuide, HMC투자증권

<그림61> 별도기준 EBITDA 및 EBITDA마진 추이 <그림62> 별도기준 현금흐름 추이

자료: DataGuide, HMC투자증권 자료: DataGuide, HMC투자증권

73.5

63.7

52.5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ’15.1H

인천 광양

포항 전체

(%)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

1

2

3

4

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1Q '15.2Q

매출액(좌)


(조원) (%)

0

5

10

15

20

25

0

100

200

300

400

500

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1Q '15.2Q

EBITDA(좌)

EBITDA마진(우)

(십억원) (%)

-1,000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

OCF CAPEX FCF(십억원)

32

INDUSTRY REPORT

<그림63> 별도기준 차입금 및 부채비율 추이 <그림64> 별도기준 재무레버리지 추이


(단위: 십억원) (단위: 십억원)

재무상태표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 손익계산서 2011 2012 2013 2014 2015.1H

현금 및 현금성자산 179 167 165 161 66 매출액 1,918 2,857 2,901 2,534 1,005 유동자산 710 759 691 502 511 매출총이익 185 351 313 208 135 비유동자산 2,272 2,626 3,331 4,144 4,121 판매비와관리비 45 77 75 103 46 자산총계 2,983 3,385 4,022 4,646 4,632 영업이익 141 273 238 104 88

단기성차입금 210 203 183 193 306 EBITDA 290 446 361 245 174 유동부채 601 692 679 553 567 금융수익(비용) -58 -63 -65 -76 -16

장기성차입금 1,489 1,399 1,686 2,413 2,368 세전계속사업이익 51 218 172 -1 53 비유동부채 1,509 1,453 1,755 2,509 2,466 당기순이익 46 182 145 18 42 부채총계 2,109 2,145 2,434 3,061 3,033

자본금 233 259 226 226 226 자본총계 873 1,240 1,588 1,584 1,599 (단위: %, 배) (단위: 십억원, 배, %)

주요지표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 차입부담 2011 2012 2013 2014 2015.1H

총자산증가율 17.1 13.5 18.8 15.5 -0.3 총차입금 1,699 1,602 1,869 2,607 2,675 매출액증가율 117.5 49.0 1.6 -12.7 -16.7 순차입금 1,520 1,435 1,704 2,446 2,608 영업이익증가율 77.9 94.3 -12.8 -56.2 18.7 부채비율 241.6 173.0 153.2 193.2 189.6 영업이익율 7.3 9.6 8.2 4.1 8.8 순차입금/자기자본 174.0 115.7 107.3 154.4 163.1 EBITDA마진 15.1 15.6 12.4 9.7 17.3 차입금의존도 57.0 47.3 46.5 56.1 57.7 매출액순이익률 2.4 6.4 5.0 0.7 4.2 단기차입금의존도 12.3 12.7 9.8 7.4 11.5 EBITDA/금융비용 4.6 6.6 5.2 3.1 10.5 총차입금/EBITDA 5.9 3.6 5.2 10.7 7.7 순차입금/EBITDA 5.2 3.2 4.7 10.0 7.5 자료: DataGuide, HMC투자증권

주: 별도재무제표 기준

0

50

100

150

200

250

300

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금(좌)

부채비율(우)

(십억원) (%)

0

2

4

6

8

10

12

14

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금/EBITDA

EBITDA/금융비용

(배)

33

Credit Analyst


2) GS EPS(AA0/부정적)

사업안정성 보유 2015년 6월말 기준 국내 총 발전설비의 약 1.5%에 해당하는 1,505MW규모의 발전설비를

보유하고 있으며, 최대주주인 GS가 70%의 지분을 보유하고 있다. 당진 1호기는 한전과 20년간

PPA 계약을 체결하여 안정적인 매출을 시현하고 있으며 최신 설비인 3호기는 효율이 우수한

최신 설비로 구성되어 있어, CBP 시장에서 LNG 발전기 중 비교적 높은 수준의 급전순위를

유지하고 있다. 현재 105MW 석탄바이오매스 발전기와 903MW 당진4호기 건설을 진행하고

있어 장기적으로는 약 2,500MW 규모의 풍부한 설비용량을 확보할 전망이다. 특히 당진 4호기의

경우 LNG 직도입을 통해 높은 원가경쟁력을 확보할 수 있을 것으로 기대된다.

당진 3호기 가동률

급격히 저하

국내 전력수급 상황 개선으로 2014년 이후 매출은 역성장세를 나타내고 있다. 별도기준 매출은

전력수급이 타이트했던 2010년부터 2012년까지 평균(3년) 25%의 높은 성장률을 기록했으나,

2014년부터 이후부터는 마이너스 성장세를 기록하고 있다. 2014년 -1.8%의 매출성장률을

기록한데 이어 2015년 상반기에는 전년동기 대비 매출이 -56.4% 성장했다.

2014년 이후 당진 2호기의 가동률이 현저하게 저하되고 있으며, LNG발전 이용률 저하는

매출액 감소로 이어지고 있다. 당진 2호기 가동률은 2013년 76.8%에서 2014년 40.9%로, 2015년

상반기에는 5.7%로 감소했다. 당진 3호기의 2015년 상반기 가동률은 67.5%로, 당진 3호기의

높은 가동률이 전체 가동률 저하를 일정부분 상쇄시켜주고 있음에도 불구하고 전체 가동률은

2013년 76.4%에서 2015년 상반기 35.4%로 급격히 하락했다.

영업이익률 및 EBITDA 창출

규모 감소

2013년 이후 영업이익률은 저하되고 있다. 2013년 당진 3호기의 상업가동 개시에도 불구하고

2013년 이후 LNG발전시장의 사업환경 저하, 전력량요금 마진 축소 등으로 수익성이

감소하였으며, 2014년에는 당진 2호기의 가동률 저하가 나타나면서 수익성 저하폭이 더욱

확대되었다. 이에 별도기준 영업이익률은 2012년 10.3%에서 2014년 4.0%로 하락했다.

2015년 상반기 영업이익률이 8.1%로 상승했지만 EBITDA 창출 규모 측면에서는 여전히

개선세가 나타나지 않고 있다. 2015년 상반기에는 전력량요금이 큰 폭으로 감소함에 따라 전체

매출액에서 용량요금이 차지하는 비중이 증가하여 영업수익성은 개선되었다. 하지만 EBITDA

규모 측면에서는 2014년 937억원에서 2015년 상반기 443억원으로 감소하면서 실질 수익성

개선으로 이어지지는 못하는 모습이다.

34

INDUSTRY REPORT

지속적으로 발전설비 확대 GS EPS는 지속적으로 발전설비를 확대하고 있다. 2013년 8월 당진 3호기 상업운전이 개시된

가운데 RPS 이행 및 사업 포트폴리오 다각화를 목적으로 105MW급 바이오매스 발전기(2015년

8월 가동 예정)를 건설하고 있다. 여기에 더하여 제 6차 전력수급기본계획에서 당진

4호기(2017년 상업운전 예정)의 사업권을 확보하였다. 2017년말에 이르면 현 설비용량의 1.6배

가량의 설비용량을 확보할 수 있을 것으로 판단되며, 사업기반은 더욱 견고해질 수 있을 것으로

보인다.

투자부담 늘어나면서

재무구조 저하

지속적인 발전설비 확대로 재무구조는 저하되고 있다. 최근 5년(2010~2014년) 연평균

영업현금창출액은 약 1,240억원으로, 비교적 안정적인 현금창출력을 보유하고 있다. 하지만

2011년 이후 당진 3, 4호기, 바이오매스 발전기 투자부담 등에 따라 부의 영업현금흐름이

지속되고 있다. 이에 별도기준 총차입금은 2011년말 3,249억원에서 2015년 6월말

8,029억원으로 증가했으며, 부채비율 또한 2011년말 100.6%에서 2015년 6월말 146.7%로

상승하였다. 2017년까지 4호기 건설과 관련해 총 7,000억원을 상회하는 투자가 예정되어 있어

장기투자 부담 또한 높은 수준이다. 여기에 2013년과 2014년 각각 400억원 이상의 배당금

지급이 이루어지는 등 배당부담 또한 재무구조 개선의 제약요인으로 작용하고 있다.

정부정책 변화 없는 한

신용등급 하향압력 존재

공공성이 높은 전력산업, PPA에 의한 안정적 전력 매출, 원가보전형 가격구조가 지속되는

가운데 설비증설 효과 등을 감안할 때 사업안정성은 유지될 전망이다. 하지만 첨두부하 발전의

비우호적 영업여건 등을 감안할 때 용량요금 현실화 등 LNG 민자발전에 대한 정부정책 등이

변화하지 않는 이상 수익성 및 재무안정성의 개선은 제한적일 전망이다. 따라서 신규 발전소 건립

등으로 재무부담이 지속되는 동안에는 신용등급 하향압력이 지속될 것으로 판단된다.

<표9> GS EPS 발전소 현황

구분

가동 중 건설 중

합계 당진

1호기

당진

2호기

당진

3호기 연료전지 소계

당진바이오

매스

당진

4호기

가동개시일 2001.04 2008.03 2013.10 2009.05 2015.08 2017.07

계약종료일 2021.04

총 발전용량 538MW 550MW 415MW 2.4MW 1,505MW 105MW 903MW 2,513MW

전력거래 요금체계 PPA CBP CBP

연료 LNG LNG LNG 신재생 바이오매스 LNG


35

Credit Analyst


<그림65> GS EPS 발전기 가동률 추이 <그림66> 별도기준 매출액 및 영업이익률 추이






76.6 76.4

62.7

35.4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

‘12 ‘13 ‘14 ’15.1H

당진 1호기

당진 2호기

당진 3호기

전체

(%)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0.0

0.5

1.0

1.5

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1Q '15.2Q

매출액(좌)


(조원) (%)

0

5

10

15

20

25

0

20

40

60

80

100

120

140

160

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1Q '15.2Q

EBITDA(좌)

EBITDA마진(우)

(십억원) (%)

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

OCF CAPEX 배당금 FCF(십억원)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금(좌)

부채비율(우)

(십억원) (%)

0

2

4

6

8

10

12

14

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금/EBITDA

EBITDA/금융비용

(배)

36

INDUSTRY REPORT


재무상태표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 손익계산서 2011 2012 2013 2014 2015.1H

현금 및 현금성자산 18 190 184 89 51 매출액 837 1,113 1,231 1,209 295 유동자산 218 394 366 251 150 매출총이익 101 143 131 67 34 비유동자산 784 957 1,109 1,319 1,372 판매비와관리비 15 29 22 19 10 자산총계 1,002 1,351 1,475 1,570 1,522 영업이익 86 114 109 48 24


장기성차입금 105 534 553 653 802 세전계속사업이익 67 121 122 45 18 비유동부채 130 551 564 665 814 당기순이익 53 92 102 45 14 부채총계 503 782 846 943 905

자본금 224 224 224 224 224 자본총계 500 569 629 627 617 (단위: %, 배) (단위: 십억원, 배, %)

주요지표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 차입부담 2011 2012 2013 2014 2015.1H

총자산증가율 5.5 34.8 9.2 6.5 -3.0 총차입금 325 554 634 753 803 매출액증가율 10.2 33.0 10.6 -1.8 -56.4 순차입금 307 364 450 665 751 영업이익증가율 -19.1 32.2 -4.3 -56.3 -21.5 부채비율 100.6 137.5 134.4 150.3 146.7 영업이익율 10.3 10.3 8.9 4.0 8.1 순차입금/자기자본 61.5 64.0 71.5 106.0 121.7 EBITDA마진 14.1 13.3 12.1 7.8 15.0 차입금의존도 32.4 41.0 43.0 48.0 52.7 매출액순이익률 6.4 8.2 8.3 3.7 4.7 단기차입금의존도 67.7 3.6 12.7 13.3 0.1 EBITDA/금융비용 8.7 12.8 11.6 4.7 12.8 총차입금/EBITDA 2.8 3.7 4.2 8.0 9.1 순차입금/EBITDA 2.6 2.5 3.0 7.1 8.5 자료: DataGuide, HMC투자증권


37

Credit Analyst


3) GS파워(AA0/안정적)

열병합발전으로

전기와 열 동시 생산,

전력 전량 PPA 계약 체결

2015년 6월말 기준 국내 총 발전설비의 약 1%에 해당하는 954MW규모의 발전설비를 보유하고

있으며, 실질적인 경영권은 GS그룹에서 행사하고 있는 가운데 GS에너지와 재무적 투자자가

각각 50% 지분을 보유하고 있다.

열병합발전 등을 통해 전기와 열을 동시 생산하며, PPA 계약(2000년 8월~2018년 8월)에

의거하여 생산된 전력을 전량 한국전력공사에 판매하고 있어 사업안정성이 민자발전사 중 가장

높은 것으로 판단된다. 뿐만 아니라 생산된 열(지역난방)은 안양, 부천 지역 약 30만 가구에

독점공급하고 있으며, 지역난방 부문에서 한국지역난방공사(점유율 약 55%)에 이어 2위의

시장지위(점유율 약 14%)를 확보하고 있다.

다만, PPA 종료에 대비하여 안양사업소 대체투자(939MW)(부천사업소는 미정) 및 LNG

직도입을 준비 중에 있으나 2018년 PPA 종료 이후에는 CBP 시장에 참여해야 함으로 이전보다

사업안정성은 저하될 것으로 판단된다.

매출 감소는 제한적 2014년 이후 매출이 감소하고 있기는 하지만 타사 대비 매출 감소세가 제한적으로 나타나고

있다. 전력수급 안정화에 따라 발전량 요금이 크게 감소하며 전력 판매액이 2013년 대비 33%

감소한 가운데 예년대비 기온 상승 효과로 난방수요가 감소하며 열 판매액도 다소 하락했다.

하지만 송전량 및 연료비 변동과 무관하게 일정한 이익 발생이 가능한 PPA계약으로 가동률

증감에 따른 매출변동성은 상대적으로 낮은 수준을 보이고 있다. 용량요금은 연간 1,000억원

내외 규모로 꾸준하게 유입되고 있는 가운데 전력사업부문의 매출총이익은 700억원을 내외를

유지하고 있다.

열 판매의 경구 최근 보급률이 사실상 포화상태에 이르면서 판매량 증가 여력은 제한적이나,

안양, 부천 등 수도권 핵심 주거지역을 공급권역으로 확보하고 있고, 인근 소각장/발전소 등의

저가열원을 활용하고 있어 안정적인 사업기반을 확보하고 있는 것으로 파악된다.

적정 투자수익률 보장으로

안정적인 수익창출 지속

전력부문은 PPA에 따라 적정 투자수익률을 보장받고 있으며 열부문은 핵심 주거지역을

사업권역으로 확보하고 있어 매우 안정적인 수익창출이 지속되고 있다. 타 민자발전사들은

2014년 이후 수익성이 저하되고 있는 반면 GS파워는 PPA 계약을 바탕으로 2014년 이후에도

10%를 상회하는 영업이익률을 지속하고 있다. 최근 수년간 EBITDA 마진 또한 15~20% 수준을

유지하고 있으며 PPA계약이 종료되는 2018년까지 매우 안정적인 EBITDA창출이 지속될 것으로

보인다.

38

INDUSTRY REPORT

PPA 계약 종료 이후에는 CBP시장에 참여해야 하므로 수익안정성이 다소 저하될 것으로

보이나, 안양/부천 지역의 꾸준한 인구수 증가추세, CBP시장의 원가보전형 가격구조, 최신

설비의 높은 설비효율 등 감안 시 일정수준의 수익안정성 유지는 가능할 전망이다.

재무안정성 우수한 수준 설립 이후 대규모 증설 없이 기존설비의 유지보수만 이루어짐에 따라 잉여현금의 창출 및

차입금 감축 기조가 이어져오면서 재무안정성은 우수한 수준을 유지하고 있다. 총차입금은

2009년말 3,509억원에서 2014년말 963억원으로 감소했으며, 부채비율 또한 216.9%에서

79.5%로 큰 폭으로 줄어들었다. 2012년 재무적투자자 지분 참여 이후 2012년 300억원, 2013년

680억원, 2014년 710억원의 배당이 이루어지는 등 배당성향이 크게 높아졌지만 재무구조를

저하시킬 정도는 아닌 것으로 판단된다.

하지만 안양사업소 대체투자 등 투자부담으로 인해 2015년부터 재무안정성이 저하되고 있다.

PPA 계약 종료에 대비하여 안양 열병합발전소 대체 투자(939MW)를 진행할 예정으로,

2015년부터 총 약 1조원 가량의 투자비가 소요될 전망이다. 이에 중장기적으로는 저조한

현금흐름이 예상된다. 하지만 안양 발전소 대체투자는 2021년까지 단계별(1단계 2015~2018년,

2단계 2018~2021년)로 나눠서 진행할 예정이며, 우수한 대외신인도 감안 시 투자자금 조달은

원활하게 이뤄질 것으로 보인다.

2018년까지는 안정적인 영업

실적 시현 전망

2018년 8월까지 PPA계약에 의거 적정투자수익률을 보장받고 있어 매우 안정적 영업실적

시현이 지속될 전망이다. PPA종료 이후 기존설비는 열공급 위주로 운영이 될 것으로 보이며,

투자를 진행중인 안양대체설비는 CBP 시장에 참여하여야 하므로 과거 대비 사업안정성은 저하될

것으로 보인다. 그러나, CBP시장의 원가보전형 가격구조, LNG 직도입 계획, 열공급 사업을 통한

수익 보완 등을 감안하면 일정수준의 수익성 유지는 가능할 것으로 보인다.

<표10> GS파워 발전소 현황

구분 가동 중 건설 중

안양 부천 소계 안양 대체설비

가동개시일 2000.09 2000.09 2018.06(1 단계)

계약종료일 2018.06 2018.06

전기 발전량 504MW 450MW 954MW 939MW

열 발전량 830Gcal/h 1,215Gcal/h 2,045Gcal/h 903MW

전력거래 요금체계 PPA PPA CBP

연료 LNG LNG LNG


39

Credit Analyst


<그림71> GS파워 발전기 가동률 추이 <그림72> 별도기준 매출액 및 영업이익률 추이






56.7

32.7 32.7

0

10

20

30

40

50

60

70

‘13 ‘14 ’15.1H

안양

부천

전체

(%)

0

5

10

15

20

0.0

0.5

1.0

1.5

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

매출액(좌)


(조원) (%)

0

5

10

15

20

25

30

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

EBITDA(좌)

EBITDA마진(우)

(십억원) (%)

-300

-200

-100

0

100

200

300

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

OCF CAPEX 배당금 FCF(십억원)

0

50

100

150

200

0

100

200

300

400

500

600

700

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금(좌)

부채비율(우)

(십억원) (%)

0

1

2

3

4

'10 '11 '12 '13 '14 '15.1H

총차입금/EBITDA

(배)

40

INDUSTRY REPORT


재무상태표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 손익계산서 2011 2012 2013 2014 2015.1H

현금 및 현금성자산 66 12 4 11 15 매출액 827 1,077 1,084 811 365 유동자산 336 240 248 171 497 매출총이익 143 142 145 128 79 비유동자산 662 657 656 695 897 판매비와관리비 25 27 28 26 14 자산총계 998 896 904 865 1,394 영업이익 118 114 117 102 65


장기성차입금 180 139 95 12 408 세전계속사업이익 98 101 107 102 72 비유동부채 305 270 225 145 543 당기순이익 75 80 84 78 55 부채총계 588 437 428 383 889

자본금 179 270 270 270 270 자본총계 410 459 476 482 505 (단위: %, 배) (단위: 십억원, 배, %)

주요지표 2011 2012 2013 2014 2015.1H 차입부담 2011 2012 2013 2014 2015.1H

총자산증가율 11.2 -10.2 0.8 -4.3 61.1 총차입금 256 144 139 96 662 매출액증가율 12.1 30.2 0.6 -25.2 -29.6 순차입금 190 131 135 86 647 영업이익증가율 8.1 -3.3 2.8 -13.2 -2.1 부채비율 143.5 95.3 89.8 79.5 176.0 영업이익율 14.3 10.6 10.8 12.6 17.8 순차입금/자기자본 46.4 28.6 28.3 17.8 128.1 EBITDA마진 19.9 15.1 15.7 19.8 26.0 차입금의존도 25.7 16.0 15.4 11.1 47.5 매출액순이익률 9.0 7.4 7.8 9.7 15.1 단기차입금의존도 29.8 3.0 31.8 87.5 38.4 EBITDA/금융비용 7.6 10.4 35.2 39.2 43.2 총차입금/EBITDA 1.6 0.9 0.8 0.6 3.5 순차입금/EBITDA 1.2 0.8 0.8 0.5 3.4 자료: DataGuide, HMC투자증권


41

Credit Analyst


한국전력(015760) BUY / TP 70,000원

운송/유틸리티/조선 Analyst 강동진 02) 3787-2228 [email protected]

기저발전 확충 및 LNG 발전 효율화 진행

현재주가 (9/8)

상승여력

46,300원

51.2%

시가총액

발행주식수

자본금/액면가

29,723십억원

641,964천주

3,210십억원/5,000원

52주 최고가/최저가 52,200원/39,150원

일평균 거래대금 (60일) 52십억원

외국인지분율

주요주주

31.57%

한국산업은행 외 4인

51.19%

주가상승률

절대주가(%)

상대주가(%p)

1M

-9.2

-2.9

3M

3.3

13.6

6M

3.6

11.0

※ K-IFRS 연결 기준

(단위: 원) EPS(15F) EPS(16F) T/P

Before 18,358 9,575 70,000

After 18,479 9,673 70,000

Consensus 16,904 8,117 64,875

Cons. 차이 9.3% 19.2% 7.9%

최근 12개월 주가수익률

자료: WiseFn, HMC투자증권

요약 실적 및 Valuation 구분 매출액 영업이익 순이익 EBITDA EPS 증감율 PER PBR EV/EBITDA ROE 배당수익률

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

2013 54,037.8 1,519.0 60.0 8,911.3 93 -101.9 371.7 0.44 9.3 0.1 0.3

2014 57,474.9 5,787.6 2,686.9 13,661.0 4,185 4,377.3 10.2 0.51 6.6 5.2 1.2

2015F 59,227.0 9,065.0 11,862.9 17,164.7 18,479 341.5 2.6 0.47 4.6 20.0 3.2

2016F 60,419.2 9,478.2 6,209.5 17,726.8 9,673 -47.7 4.9 0.43 4.4 9.2 3.6

2017F 61,659.0 11,535.2 7,474.8 20,186.4 11,644 20.4 4.1 0.40 3.7 10.1 4.3

* K-IFRS 연결 기준

0

20

40

60

80

100

120

140

14.9 14.12 15.3 15.6 15.9

KEPCOKOSPI

2015. 09. 09

42


<표1> 실적추정 변경 (십억원)

2015F 2016F

변경후 변경전 변동율 Consensus 차이 변경후 변경전 변동율 Consensus 차이

매출액 59,227.0 59,264.7 -0.1% 58,649.1 1.0% 60,419.2 60,458.4 -0.1% 59,115.2 2.2%

영업이익 9,065.0 9,007.2 0.6% 8,986.9 0.9% 9,478.2 9,434.8 0.5% 9,055.9 4.7%

영업이익률 15.3% 15.2% 0.1%p 15.3% 0.0%p 15.7% 15.6% 0.1%p 15.3% 0.4%p

지배지분순이익 11,862.9 11,785.2 0.7% 10,805.3 9.8% 6,209.5 6,146.6 1.0% 5,193.3 19.6%

자료: 한국전력, Fnguide, HMC투자증권

<표2> 상세실적전망 (십억원)

1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15F 4Q15F 2014 2015F 2016F

평균환율 (원/달러) 1,069 1,029 1,027 1,087 1,100 1,097 1,150 1,145 1,053 1,123 1,110

매출액 (십억 원) 14,773 12,889 14,908 14,906 15,124 13,672 15,076 15,355 57,475 59,227 60,419

전력판매수입 13,747 11,625 13,801 13,453 13,864 12,029 13,803 13,685 52,625 53,382 54,866

전력판매량 (GWh) 125,635 114,512 118,233 119,212 128,144 116,314 118,233 121,358 477,592 484,049 496,150

LNG 22,240 15,617 14,407 16,439 14,595 10,465 9,056 7,245 68,703 41,361 32,326

석탄 50,542 47,496 53,568 52,159 53,997 49,567 51,051 49,052 203,765 203,667 232,214

원자력 38,278 39,630 39,757 38,742 39,364 39,123 40,517 43,634 156,407 162,637 172,986

(yoy, %) 0.5% 0.6% -0.3% 1.6% 2.0% 1.6% 0.0% 1.8% 0.6% 1.4% 2.5%

전력판매 단가(원/kwh) 111.9 104.5 117.8 110.6 112.0 105.4 117.8 109.8 111.3 111.3 111.6

국가전력수요 125,635 114,512 118,233 119,212 128,144 116,314 118,233 121,358 477,592 484,049 496,150

IPP 전력 구입 비중 12.1% 12.6% 13.6% 18.2% 17.5% 17.2% 17.8% 22.9% 14.1% 18.9% 16.1%

발전 Mix

원자력 33.2% 37.3% 35.7% 35.2% 35.1% 38.5% 39.5% 42.7% 35.3% 38.9% 38.5%

석탄 43.8% 44.8% 48.1% 47.4% 48.2% 48.7% 49.7% 48.0% 46.0% 48.7% 51.7%

LNG 19.3% 14.7% 12.9% 14.9% 13.0% 10.3% 8.8% 7.1% 15.5% 9.9% 7.2%

기타 3.7% 3.2% 3.3% 2.4% 3.7% 2.5% 2.0% 2.1% 3.2% 2.6% 2.5%

영업비용 13,546 12,060 12,046 14,036 12,884 11,584 11,867 13,828 51,687 50,162 50,941

전력구입비 3,281 2,698 2,917 3,706 3,660 2,527 2,657 3,446 12,602 12,289 10,567

연료비 6,154 4,618 4,745 5,078 4,632 3,351 3,722 3,586 20,595 15,291 16,159

석탄 1,859 1,646 2,132 2,069 2,068 1,808 2,332 2,251 7,706 8,459 10,453

LNG 3,463 2,251 1,896 2,377 1,885 984 929 861 9,987 4,658 3,844

유류 506 338 296 204 344 199 152 146 1,345 841 605

원자력 247 266 274 271 275 272 295 316 1,058 1,158 1,212

수선유지비 299 328 401 403 330 493 601 604 1,429 2,028 2,231

감가상각비 1,687 1,684 1,693 1,846 1,772 1,777 1,759 1,700 6,909 7,008 7,167

기타 2,125 2,733 2,291 3,004 2,490 3,435 3,127 4,492 10,152 13,545 14,818

영업이익 1,227 829 2,862 870 2,240 2,088 3,210 1,527 5,788 9,065 9,478

OPM 8.3% 6.4% 19.2% 5.8% 14.8% 15.3% 21.3% 9.9% 10.1% 15.3% 15.7%

(yoy, %) 86.5% 흑전 84.8% 113.6% 82.5% 151.8% 12.2% 75.6% 281.0% 56.6% 4.6%

세전이익 902 429 2,386 513 2,058 1,733 11,414 1,332 4,229 16,537 8,769

지배주주순이익 532 155 1,547 452 1,200 1,305 8,442 915 2,687 11,863 6,210

NPM 3.6% 1.2% 10.4% 3.0% 7.9% 9.5% 56.0% 6.0% 4.7% 20.0% 10.3%

자료: 한국전력, HMC투자증권

43

Credit Analyst



포괄손익계산서 2013 2014 2015F 2016F 2017F 재무상태표 2013 2014 2015F 2016F 2017F

매출액 54,038 57,475 59,227 60,419 61,659 유동자산 15,269 16,820 18,032 17,982 18,111

증가율 (%) 9.3 6.4 3.0 2.0 2.1 현금성자산 2,232 1,796 3,857 3,545 3,461

매출원가 50,596 49,763 48,162 48,903 48,043 단기투자자산 441 185 1,772 1,807 1,844

매출원가율 (%) 93.6 86.6 81.3 80.9 77.9 매출채권 7,011 7,162 6,806 6,934 7,064

매출총이익 3,442 7,712 11,065 11,517 13,616 재고자산 4,280 4,537 4,623 4,710 4,798

매출이익률 (%) 6.4 13.4 18.7 19.1 22.1 기타유동자산 1,305 3,139 974 985 944

증가율 (%) 257.7 124.0 43.5 4.1 18.2 비유동자산 140,258 146,888 153,647 158,790 163,535

판매관리비 1,923 1,924 2,000 2,038 2,081 유형자산 129,638 135,812 142,082 147,101 151,711

판관비율 (%) 3.6 3.3 3.4 3.4 3.4 무형자산 813 824 773 706 644

EBITDA 8,911 13,661 17,165 17,727 20,186 투자자산 7,134 7,550 8,041 8,233 8,429

EBITDA 이익률 (%) 16.5 23.8 29.0 29.3 32.7 기타비유동자산 2,674 2,703 2,751 2,751 2,751

증가율 (%) 44.2 53.3 25.6 3.3 13.9 기타금융업자산 0 0 0 0 0

영업이익 1,519 5,788 9,065 9,478 11,535 자산총계 155,527 163,708 171,679 176,772 181,646

영업이익률 (%) 2.8 10.1 15.3 15.7 18.7 유동부채 20,214 21,600 28,449 27,889 27,837

증가율 (%) 흑전 281.0 56.6 4.6 21.7 단기차입금 579 659 857 857 857

영업외손익 -1,873 -1,833 7,179 -1,008 -967 매입채무 3,107 3,123 2,695 2,746 2,797

금융수익 630 885 684 279 278 유동성장기부채 7,508 6,446 5,465 4,465 3,965

금융비용 2,932 3,140 2,442 1,767 1,725 기타유동부채 9,019 11,372 19,433 19,822 20,219

기타영업외손익 429 422 8,937 480 480 비유동부채 83,863 87,283 76,651 76,910 74,980

종속/관계기업관련손 -42 275 293 299 305 사채 48,262 52,244 45,652 45,652 43,152

세전계속사업이익 -396 4,229 16,537 8,769 10,873 장기차입금 4,538 3,475 -681 -681 -681

세전계속사업이익률 -0.7 7.4 27.9 14.5 17.6 장기금융부채 1,141 944 859 859 859

증가율 (%) 적지 흑전 291.0 -47.0 24.0 기타비유동부채 29,921 30,620 30,822 31,081 31,650

법인세비용 -571 1,430 4,447 2,411 2,990 기타금융업부채 0 0 0 0 0

계속사업이익 174 2,799 12,091 6,357 7,883 부채총계 104,077 108,883 105,100 104,799 102,817

중단사업이익 0 0 0 0 0 지배주주지분 50,260 53,601 65,177 70,423 76,871

당기순이익 174 2,799 12,091 6,357 7,883 자본금 3,210 3,210 3,210 3,210 3,210

당기순이익률 (%) 0.3 4.9 20.4 10.5 12.8 자본잉여금 1,675 1,995 2,042 2,042 2,042

증가율 (%) 흑전 1,505.8 332.0 -47.4 24.0 자본조정 등 12,553 13,295 13,295 13,295 13,295

지배주주지분 순이익 60 2,687 11,863 6,210 7,475 기타포괄이익누계 56 -202 -183 -183 -183

비지배주주지분 114 112 228 148 408 이익잉여금 32,766 35,304 46,813 52,060 58,507

기타포괄이익 186 -358 -11 0 0 비지배주주지분 1,191 1,224 1,402 1,550 1,958

총포괄이익 360 2,441 12,079 6,357 7,883 자본총계 51,451 54,825 66,579 71,973 78,829

(단위: 십억원) (단위: 원,배,%)

현금흐름표 2013 2014 2015F 2016F 2017F 주요투자지표 2013 2014 2015F 2016F 2017F

영업활동으로인한현금흐름 6,884 12,046 24,368 14,777 17,066 EPS(당기순이익 기준) 272 4,360 18,834 9,903 12,280

당기순이익 174 2,799 12,091 6,357 7,883 EPS(지배순이익 기준) 93 4,185 18,479 9,673 11,644

유형자산 상각비 7,304 7,797 8,026 8,181 8,589 BPS(자본총계 기준) 80,146 85,402 103,711 112,114 122,794

무형자산 상각비 88 76 74 68 62 BPS(지배지분 기준) 78,290 83,496 101,527 109,700 119,743

외환손익 -196 352 247 0 0 DPS 90 500 1,500 1,700 2,046

운전자본의 감소(증가) -834 -1,382 2,794 470 837 PER(당기순이익 기준) 128.0 9.8 2.5 4.8 3.9

기타 346 2,403 1,137 -299 -305 PER(지배순이익 기준) 371.7 10.2 2.6 4.9 4.1

투자활동으로인한현금흐름 -14,503 -14,460 -10,130 -13,129 -13,127 PBR(자본총계 기준) 0.4 0.5 0.5 0.4 0.4

투자자산의 감소(증가) -413 -330 -417 107 109 PBR(지배지분 기준) 0.4 0.5 0.5 0.4 0.4

유형자산의 감소 119 111 6,589 0 0 EV/EBITDA(Reported) 9.3 6.6 4.6 4.4 3.7

유형자산의 증가(CAPEX) -14,259 -14,547 -14,999 -13,200 -13,200 배당수익률 0.3 1.2 3.2 3.6 4.3

기타 49 306 -1,302 -36 -36 성장성 (%)

재무활동으로인한현금흐름 7,933 1,985 -12,201 -1,960 -4,024 EPS(당기순이익 기준) -105.7 1,505.8 332.0 -47.4 24.0

장기차입금의 증가(감소) -289 -1,467 -4,057 3 3 EPS(지배순이익 기준) -101.9 4,377.3 341.5 -47.7 20.4

사채의증가(감소) 7,412 3,982 -6,593 0 -2,500 수익성 (%)

자본의 증가 126 320 47 0 0 ROE(당기순이익 기준) 0.3 5.3 19.9 9.2 10.5

배당금 -58 -203 -386 -963 -1,027 ROE(지배순이익 기준) 0.1 5.2 20.0 9.2 10.1

기타 742 -647 -1,213 -1,000 -500 ROA 0.1 1.8 7.2 3.6 4.4

기타현금흐름 -36 -7 24 0 0 안정성 (%) -12.3

현금의증가(감소) 277 -436 2,061 -312 -85 부채비율 202.3 198.6 157.9 145.6 130.4

기초현금 1,955 2,232 1,796 3,857 3,545 순차입금비율 116.2 113.0 70.1 63.8 54.6

기말현금 2,232 1,796 3,857 3,545 3,461 이자보상배율 0.6 2.5 4.4 5.4 6.7

* K-IFRS 연결 기준

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▶ 투자의견 및 목표주가 추이 ▶ 최근 2년간 한국전력 주가 및 목표주가 일 자 투자의견 목표주가 일 자 투자의견 목표주가

14 / 07/ 01 BUY 48,000 15 / 05/ 12 BUY 59,000 14 / 07/ 18 BUY 48,000 15 / 06/ 15 BUY 59,000 14 / 08/ 04 BUY 48,000 15 / 07/ 14 BUY 59,000 14 / 08/ 08 BUY 55,000 15 / 08/ 06 BUY 70,000 14 / 08/ 28 BUY 55,000 15 / 09/ 09 BUY 70,000 14 / 09/ 19 BUY 59,000 14 / 10/ 07 BUY 59,000 14 / 10/ 30 BUY 59,000 14 / 11/ 12 BUY 59,000 15 / 01/ 16 BUY 59,000 15 / 02/ 12 BUY 59,000 15 / 04/ 07 BUY 59,000

▶ Compliance Note • 조사분석 담당자는 해당종목과 재산적 이해관계가 없습니다.

• 동 자료는 기관투자가 또는 제3자에게 사전제공한 사실이 없습니다

• 동 자료에 언급된 종목의 지분을 1%이상 보유하고 있지 않습니다.

• 동 자료에 언급된 종목의 유가증권(DR, CB, IPO, 시장조성) 발행과 관련하여 지난 6개월간 주간사로 참여하지 않았습니다.

• 이 자료에 게재된 내용들은 자료작성자 박진영,강동진의 의견을 정확하게 반영하고 있으며, 외부의 부당한 압력이나 간섭 없이 작성되었음을 확인합니다.

▶ 투자의견 분류 ▶ 업종 투자의견 분류HMC투자증권의 업종투자의견은 3등급으로 구분되며 향후 6개월간 업종 펀더멘털과 업종주가의 전망을 의미함.

• OVERWEIGHT : 업종 펀더멘털의 개선과 함께 업종주가의 상승 기대

• NEUTRAL : 업종 펀더멘털상의 유의미한 변화가 예상되지 않음

• UNDERWEIGHT : 업종 펀더멘털의 악화와 함께 업종주가의 하락 기대

▶ HMC투자증권의 종목투자의견은 3등급으로 구분되며 향후 6개월간 추천기준일 종가대비 추천종목의 예상 상대수익률을 의미함.

• BUY : 추천일 종가대비 초과수익률 +15%P 이상

• MARKETPERFORM(M.PERFORM) : 추천일 종가대비 초과수익률 -15%∼+15%P 이내

• SELL : 추천일 종가대비 초과수익률 -15%P 이하

▶ 투자등급 통계 (2014.07.01~2015.06.30)

투자등급 건수 비율(%)

매수 117건 82.98%

보유 24건 17.02%

매도 0건 0%

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13.8 13.12 14.4 14.8 14.12 15.4 15.8

(단위 : 원)

한국전력주가

한국전력 목표주가

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CONTENTSimgstock.naver.com/upload/research/industry/...력수급계획에서 동부하슬라 1, 2호기가 송전선로 미확보 문제로 제외되었으나, 큰 그림에서의