발전산업(민자발전) - MayBeMayBe · PDF file1 Methodology Report 발전산업(민자발전) 최주욱 유준위 수석연구원 선임연구원 02)368-5303 02) 368-5403 [email protected]

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Methodology Report

발전산업(민자발전)

최 주 욱 유 준 위

수석연구원 선 임 연 구 원

02)368-5303 02) 368-5403

[email protected] [email protected]

한국기업평가(이하 ‘ KR’ )의 산업별 신용평가방법론은 신용등급 결정을 위해 고려되는 주요 평가요소

에 대한 당사의 고유한 의견과 분석의 틀을 반영하고 있다. 이를 통해 신용등급의 예측 가능성과 논리

적 설명력을 제고하고 다양한 시장참여자의 입장에서 당사 신용등급이 보다 객관적으로 인식될 수 있

도록 하는 데 있다. 본 신용평가방법론에서는 발전산업의 최근 산업동향과 더불어 민자발전업체들의 신

용등급 결정 논리에 대한 이해도를 높이고자 평가요소 별 구체적인 측정지표와 가이드라인을 제시하였다.

Methodology

민자발전 평가방법론에서는 발전산업의 환경 분석을 기초로, 개별 민자발전업체들의 사업 및 재무위험

을 결합하여 분석하는 체계로 이루어져 있다.

PART1에서는 전력산업과 전력산업의 하위인 발전산업의 특성과 동향 분석을 통해 모든 발전

업체에 영향을 미치는 환경변수를 설명하고 있다. PART2에서는 민자발전산업 고유의 특성을

고려한 사업 및 재무평가 요인을 통해 개별 민자발전업체들의 신용등급 결정 과정을 제시하고

있다.

민자발전사의 산업평가 요인은 크게 정부정책, 수급상황. 외형 및 포트폴리오, 설비용량, 수익

구조, 운영효율 등 6개 항목으로 구성되어 있으며, 재무평가 요인은 EBITDA 마진, 순차입금

/OCF, 순차입금/용량요금, 부채상환계수, 부채비율, 재무정책과 융통성의 6개 항목으로 구성

되어 있다.

사업 및 재무평가의 모든 요소에 대해서는 중요도에 따라 평점(scoring) 가중치를 다르게 적용

하였으며, 개별 재무평가요소들은 최근 5개년 재무지표의 평균치를 적용하고 있다.

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Limitations

본 신용평가방법론은 KR이 민자발전업체의 신용등급을 결정하는 중요한 논리적 근거가 되지만, 일정한

한계 하에서 해석되어야 한다.

본 평가방법론을 통해 산출된 신용등급은 개별업체의 유효등급을 설명하는 데 중요한 근거로

작용하고 있다. 다만, 개별업체에 한정하여 영향을 미치는 특별요소가 존재하는 등 실제 신용

평가 과정에서 고려되는 모든 신용평가 요소를 반영할 수 없기 때문에 민자발전산업 평가방법

론을 적용한 등급과 실제 유효등급 간에 일부 차이가 발생할 수 있다.

또한, 제시된 평가요소들이 특정 신용등급의 조건을 충족하는 경우라도 그 즉시 신용등급 조

정으로 이어지는 것은 아니라는 점에도 유의해야 한다.

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[신용평가요소와 신용등급간 Mapping]

주요평가요소 AAA AA A BBB BB B 가중치

정부정책 정책 우호도

매우 우수

정책 우호도

우수

정책 우호도

양호 정책 중립

정책 우호도

열위

정책 우호도

미흡 10%

수급상황 수급 상황

최고

수급 상황

매우 우수

수급 상황

우수

수급 상황

양호

수급 상황

악화

수급 상황

매우 악화 5%

외형 및 포트폴리오 외형/포트폴리오

최고

외형/포트폴리오

매우 우수


우수


양호


열위


미흡 10%

설비용량 ≥3,000 MW ≥1,000 MW ≥500 MW ≥300 MW ≥50 MW ＜50 MW 15%

수익구조 수익구조의

안정성 최고

수익구조의

안정성 매우 우수

수익구조의

안정성 우수

수익구조의

안정성 양호

수익구조의

안정성 미흡

수익구조의

안정성 열위 10%

사업

운영효율 운영효율

최고

운영효율

매우우수

운영효율

우수

운영효율

양호

운영효율

미흡

운영효율

열위 10%

EBITDA마진 ≥20.0% ≥12.5% ≥10.0% ≥7.5% ≥5.0% ＜5.0% 10%

순차입금/OCF ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배 6%

순차입금/용량요금 ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배 6%

부채상환계수 ≥150.0% ≥90.0% ≥45.0% ≥25.0% ≥15.0% ＜15.0% 6%

부채비율 ≤50% ≤100% ≤200% ≤300% ≤400% > 400% 6%

재무

재무정책과융통성 (비)영업자산

담보여력 최고

(비)영업자산

담보여력 우수

양질의 영업자산

담보여력 양호

영업자산 담보여력

보유

보유자산 담보여력

열위


부족 6%

4 Methodology Report

Part I 산업의 개요 및 동향

1. 산업의 개요

가. 대상업체의 범위

국내 전력산업은 송/배전, 발전, 거래 등 세 분야로 나뉘는데, 이 중 송/배전은 한국전력공

사(이하 한전)가 일괄 담당하고 있으며, 거래는 전력거래소, 발전은 한전의 발전부문이

2001년 분할되어 설립된 6개 발전회사(5개 화력 및 1개 원자력) 및 민간발전회사(IPP,

Independent Power Producer)가 담당하고 있다.

정부는 2000년 12월 1단계 구조개편을 위한 분할, 민영화를 규정한 ｢전력산업구조개편촉진에관한법

률｣ 제정 및 경쟁체제 도입을 규정한 ｢전기사업법｣을 개정하였으며, 이후 한전의 발전부문을 화력 5개

사, 원자력 1개사로 분할(2001.04)하고 전력거래소, 전기위원회 설립 및 발전경쟁을 개시(2001.4)하

는 한편 ｢발전회사 민영화 기본계획｣을 확정(2002.4) 시행하였음.

발전부문의 민간참여는 발전설비 확대의 필요성이 높아지면서 1993년 장기전력수급계획에

서 공식 검토되어, 현재 포스코에너지, GS EPS, GS파워, MPC율촌, MPC대산 등 민자발전사

가 설립, 상업운전 중이다. (K-Power는 SK E&S로 합병되어 대상업체에서 제외함)

금번 방법론은 당사의 등급을 보유한 5개 민자발전사를 대상으로 하고, 한전의 발전자회사

(6개)는 제외한다. 한전의 발전자회사는 한전이 100% 지분을 소유한 상태로, 공기업 평가

방법론을 적용하고 있기 때문이다.

[방법론 적용 대상업체]

구 분 대상업체

민자발전사 포스코에너지, GS EPS, GS파워, MPC율촌, MPC대산

민자발전사를

대상으로 검토


나. 산업의 특성

발전산업의 이해를 위해서 송/배전 및 거래시장을 함께 포괄하는 전력시장의 특성에 대해

살펴보면 다음과 같다.

1) 국가기간산업

전력산업은 국가 경제 발전의 원동력이자, 산업 활동 및 국민 기초 생활에 필수 불가결한

기초 에너지원인 전력을 생산하는 기간산업으로서 공공성이 매우 높다. 이러한 기간산업으

로서의 높은 공공성으로 인하여 정부는 공급 계획 수립뿐만 아니라 요금 수준의 결정을 통

한 수요 조절에도 적극 개입하고 있다. 구체적으로 살펴보면, 정부는 안정적 전력공급 확보

및 설비의 중복투자 배제를 위하여 전기사업법, 전원개발에 관한 특례법, 한국전력공사법,

물가안정에 관한 법률 등에 의거하여 발전사업자의 허가, 경영감독, 전력요금 수준 결정 등

을 규제하고 있다. 또한 전력수급기본계획의 수립, 전원개발촉진, 수요관리 등 정책을 통해

전력 시장에 관여하고 있다.

2) 자본 및 기술집약적 산업

전력은 저장 및 재생이 어려운 반면 발전, 송전 및 배전의 체계적인 전력망이 장착되면 에

너지의 이동이 상대적으로 손쉬운 특성을 가지고 있다. 저장이 어려운 특성으로 인하여 대

규모 발전 설비를 갖추어야 하는 자본집약적 산업의 성격을 갖고 있고, 안정적인 전원 공급

과 전기 품질 유지를 위해 상당 수준의 기술력을 축적하고 있어야 발전사업 허가를 받을

수 있다. 또한, 발전을 통해 생산된 전력은 전력거래소를 통해서만 거래가 가능하도록 되어

있는 등 진입장벽이 매우 높은 산업이다.

이러한 자본 및 기술집약적 산업의 특성 및 높은 진입장벽은 산업내에 활동 중인 사업자들

에게는 안정성을 제고시키는 역할을 하고 있다. 대규모 자본 및 기술의 투하로 인한 반대급

부성격의 안정성 확보라는 점 이외에도 전기 품질 관리 및 안정적인 예비력 확보라는 차원

에서도 산업내 사업자들에 대한 안정성 확보는 필수적인 사항이다.

3) 산업 내 비효율

연중 및 일일 전력 수요의 추이를 살펴보면, 전력 수요 패턴 및 계절적 요인 등에 따라 연

중 성수기, 비수기가 나타나며, 일일 중에도 집중 사용시간대가 존재하며, 이러한 최대수요

와 최소수요간의 사용량의 편차가 큰 편이다.

국가기간산업으로서

공공성 매우 높아 정

부의 개입도가 높음

대규모 자본 및 기술

소요


그러나, 설비용량은 최대수요에 맞출 수 밖에 없는 상황인 바, 기저발전이 아닌 일반 발전

기의 이용률은 대개 60%를 초과하지 않는다. 한편, 중앙급전발전기로 등록되어 있는 발전

기는 그 노후 정도와 상관없이 용량요금이 지급되는 상황인 바, 현재 전력거래구조 상 일정

수준의 비효율이 존재하며, 전력수요의 시간별, 시기별 편차, 수요가 용량을 초과했을 때의

영향 등을 감안할 때, 상기 비효율은 필연적인 상황이다.

[전력산업의 주요 특성]

생산과 소비의 동시성저장이 불가능하기 때문에 소비가 발생하는 시점과 동일한 시점에 생산

이 이루어져야 함

적정 예비설비 보유 생산과 소비가 동시에 이루어지기 때문에 급격한 소비증가에 대비하여

적정 예비설비 보유가 불가피

자연 독점적 전력 생산지와 소비지가 상이하기 때문에 전력수송을 위한 송전 및 배전

설비 구축이 필수적으로 요구되는 등 자본집약적인 자연 독점적 산업

기간산업 가정, 상업, 산업활동 등 국민생활 전반에 영향을 주기 때문에 안정적으

로 공급되어야 하는 기간산업

공공재

전기요금은 물가에 직접적인 영향을 주고, 전력 품질(정전 및 전력 부족

등)은 안정적인 산업활동을 유지하는데 필요하기 때문에 국가에서 관리

해야 하는 공공재적인 성격을 보유

수요조절의 어려움 기간산업으로 모든 사람들이 매일 사용하고 날씨, 경제상황 등 외생적인

변수에 영향을 받기 때문에 수요 조절이 어려움

공급능력

확보의 어려움

부지 확보, 주기기 조달, 토목 및 건축공사 등 발전소 건설 자체에 필요

한 기간만 수년이 소요됨. 특히, 원자력 및 석탄 발전소 등 기저발전기

공급은 민원 등으로 인해 계획대로 공급되기 매우 어려움

장기의 투자비 회수기간막대한 투자비가 소요될 뿐만 아니라 기간산업이기 때문에 정부의 각종

규제가 존재하여 투자비 회수에 장기간이 필요


다. 수요 추이 및 전망

전력소비량은 1998년 외환위기 때 일시적인 전력소비 감소가 있었으나, 경제성장 및 소득

수준 향상 등에 힘입어 꾸준한 성장세를 나타내고 있다. 연도별 전력수요의 증가율을 보면

1990년대에는 외환위기 기간을 제외하고 연평균 10% 이상의 높은 증가율을 보였다. 이는

고성장에 따른 소득수준 향상과 고급 에너지에 대한 기호 증가, 하절기 냉방수요 급증 등이

전력수요 견인 요인으로 작용한 결과로 분석된다.

[경제성장률과 전력수요 증가율 추이]

10.8%

14.7%

11.4% 11.8%10.0%

-3.6%

10.7%11.8%

7.6% 8.0%

5.4% 6.3% 6.5%4.9% 5.7%

4.5%2.4%

10.1%

4.8%

6.3%8.8% 8.9%

7.2%5.8%

-5.7%

10.7%8.8%

4.0%

7.2%

2.8%4.6% 4.0%

5.2% 5.1%

2.3%0.2%

6.2%

3.6%

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

전력판매량 전력판매증감률 경제성장률

(GWh)

자료: 한국전력공사, 한국은행

다만, 2000년대 들어서는 최근 10년간(2001~2011년) 전력수요 증가율은 연평균 5.9%로

과거대비 둔화된 모습이다. 이는 경제성장률 둔화와 2001년 이후 IT•전자 등 전력 저소비

산업의 비중 증가 등 산업구조 변화로 인한 산업용 수요 비중 감소(1993~2000년 평균

60%, 2001~2011년 53%), 내수경기 정체에 따른 상업용 수요 증가율 둔화 등에서 기인하

고 있다.

[기간별 전력소비량 동향]

(단위: GWh, %)

구분 91~95 96~00 01~04 05~07 2008 2009 2010 2011

연(평균)증가량 13,777 15,253 18,140 18,836 16,465 9,405 39,686 20,910CAGR 11.6 8.0 6.8 5.7 4.5 2.4 10.1 4.8

자료: 지식경제부 “제5차 전력수급기본계획”, 전력통계속보

용도별 전력판매량을 보면 2004년까지 산업용의 증가율이 가정용 및 일반용에 낮은 수준을

보이며 산업용의 점유율이 하락하는 추세를 보였다. 그러나 2005년 이후에는 주택용이 다

소 낮은 증가율을 보인 가운데 산업용 및 일반용은 증가율이 유사한 수준을 나타내었다.

지속적인 소비 증가

2000년대 이후 증가

율 정체


[계약종별 전력 판매량 증가율 추이]

0

2

4

6

8

10

12

14

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

주택용 일반용 산업용

자료: 한국전력공사 “전력통계속보”

2009년은 글로벌 경제 위기 상황에서 주요 종별 전력수요가 전년 대비 감소한 것으로 나타

나며, 2010년은 경기회복의 영향으로 산업용 수요를 중심으로 큰 폭의 수요 증가율을 나타

내었다. 2011년은 산업용 수요 증가(8.1%)가 전체 수요증가율(4.5%)을 견인하는 모습을 나

타내고 있다. 주택용 및 일반용 수요는 2010년의 증가율이 커서 2011년 큰 폭으로 감소한

것으로 보여지나, 전반적인 추세를 감안한다면, 2008년까지의 흐름이 계속되는 것으로 판단

된다.

한편, 계약종별 비중을 살펴보면, 산업용 수요가 50%를 초과하는 비중을 차지하고 있으며,

소폭의 증감은 있으나, 이러한 추세는 지속되고 있다.

[계약종별 전력 판매량 비중]

16% 16% 16% 16% 16% 15% 15% 15% 15% 15%

20% 21% 21% 22% 22% 22% 22% 23% 23% 22%

55% 54% 54% 53% 53% 52% 53% 53% 53% 54%

9% 9% 9% 9% 10% 10% 10% 10% 10% 9%

주택용14%

일반용22%

산업용55%

기타9%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

자료: 한국전력공사 “전력통계속보”

(%)


지식경제부의 제5차 전력수급기본계획에 의하면, 2010년부터 2024년까지 기준수요(BAU,

Business As Usual) 기준 전력수요량은 연평균 3.1%, 목표수요 기준으로는 연평균 1.9% 증

가세를 보일 것으로 예상되고 있다. 목표수요는 효율향상 기기의 보급 확대, 에너지 사용

효율 개선 및 전기요금체계 합리화 정책 등 수요관리강화를 통하여 달성하고자 하는 수요

로 기준수요 대비 84~99% 수준으로 설정되어 있다. 한편, 2024년까지의 수요 전망을 살펴

보면, 국내 산업구조가 점차 전력 저소비형 산업구조로 전환되어 감에 따라, 기준수요의 경

우 2013년 이후, 목표수요는 2010년 이후 연평균증가율이 지속적인 하락세를 나타낼 것으

로 추정되고 있다.

한편, 제5차 전력수급기본계획 대비 2010년 및 2011년 실적 전력소비량을 살펴보면, 각각

434TWh, 455TWh로 전력수급계획상의 예상수요량 대비 2~3% 정도 소비량이 큰 것으로

나타나고 있다.

[전력수요량 및 수요증가율 전망]

7.8%

4.3% 4.1%4.4% 4.2%

3.6%

2.9%2.7%

3.0%2.7% 2.7%

2.4% 2.3% 2.2% 2.1%

7.4%

4.3%

3.5%3.2%

2.8%2.4%

2.0% 1.8% 1.6% 1.4%0.9% 0.8% 0.8% 0.7% 0.7%

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

550,000

600,000

650,000

700,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 20240%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%전력소비량(목표) 전력소비량(BAU) 연간증가율(BAU) 연간증가율(목표)

자료: 지식경제부 “제5차 전력수급기본계획”, 2010년 12월

2010~24년 연평균

기준수요 3.1%

목표수요 1.9%

증가 전망


라. 공급 추이 및 전망

국내 전원 개발의 기본방향은 에너지원의 다변화 및 전력수급계통의 안정화를 위하여 기저

부하설비(원자력ㆍ대용량유연탄), 중간부하설비(중유ㆍ무연탄), 첨두부하설비(수력ㆍ내연력

ㆍ양수) 등을 적정비율로 개발하여 계통에 투입하는 것이다.

[에너지원 별 발전량 전망]

(단위: GWh, %)

구분 원자력 석탄 LNG 유류 양수 신재생 합계 2010년 144,856 193,476 100,690 14,693 2,084 5,949 461,747

31.4% 41.9% 21.8% 3.2% 0.5% 1.3% 100.0%2015년 201,089 220,886 89,891 6,795 2,551 20,009 541,221

37.2% 40.8% 16.6% 1.3% 0.5% 3.7% 100.0%2020년 259,378 217,454 62,081 3,039 6,256 40,648 588,856

44.0% 36.9% 10.5% 0.5% 1.1% 6.9% 100.0%2024년 295,399 188,411 59,201 2,912 8,202 54,467 608,591

48.5% 31.0% 9.7% 0.5% 1.3% 8.9% 100.0%자료: 제5차 전력수급계획

지식경제부가 2010년 12월 발표한 제5차 전력수급계획에 따르면, 정부는 기후변화 협약 및

연료비 변동성 증대 등에 대한 효율적 대처와 저탄소 녹색성장 추진을 위해 원자력 발전비

중을 확대해 나갈 예정이다. 2010년 기준 총 발전량 대비 원자력 발전 비중은 31.4%이며,

2024년까지 33조 2,218억원을 투자하여 동 비중을 48.5% 수준으로 향상시킬 계획이다. 한

편 원자력과 더불어 기저발전을 구성하고 있는 석탄발전 설비에도 2024년까지 8조 8,209억

원을 투자할 계획이다. 이러한 발전설비 증설이 한국수력원자력 및 6개 발전자회사를 주축

으로 이루어지고 있어 각 사의 관련 투자부담이 이어질 전망이나, 향후 발전용량 확충을 통

해 국내 전력산업 내 위상이 한층 제고될 것으로 예상된다.

발전설비에 대한 투자계획을 살펴보면, 원자력발전에 대한 투자비가 33.2조원으로 총투자비

48.6조원의 68%를 차지하는 가운데, 석탄발전에 대한 투자비가 21%인 10조원을 차지하고

있다. 눈에 띄는 부분은 발전단가가 높은 석유발전은 더 이상 증설하지 않으며, LNG 및 양

수발전은 2015년 이후 추가투자가 없다는 점이다. 이는 LNG 등 첨두발전의 용량 확충을

지양하고, 기저발전의 비중을 늘려서 향후 전력수요에 대응한다는 정부의 의지가 담긴 것이

라고 파악된다.

원전, 석탄 등

기저발전 위주의

용량확보 계획


[발전설비 투자계획]

(단위: 억원)

구분 2010〜2014 2015〜2019 2020〜2024 합계 원자력 129,359 164,627 38,231 332,218석탄 88,209 12,027 0 100,236석유 0 0 0 0LNG 51,008 0 0 51,008양수 2,536 0 0 2,536합계 271,112 176,655 38,231 485,998

자료: 제5차 전력수급계획

한편, 전력수요전망 및 추가 발전용량 확충을 통한 전력공급 Capa를 비교할 경우, 기준수

요량 기준으로는 약 2013년까지 3.7~5.0% 수준의 설비 예비율을 나타내며, 목표수요 기준

으로는 2013년까지는 약 8%, 2014년 이후 13.9%~20.4% 수준으로 나타나고 있다. 기준수

요 상 최대전력 추이 및 공급용량을 감안할 경우, 단기적으로 설비예비율이 충분하지 않은

상황인 바, 부하관리 및 수요 조정 등을 통하여 수급 조정에 대한 관리가 필요한 실정이다.

[전력수요량 vs. 설비용량 전망]

69,88672,620 74,414

76,207 78,01780,009

81,98883,913

85,81087,607 89,225 90,713 92,111 93,598 95,038

73,24777,408

79,83982,750

88,85892,465

98,697100,626101,311102,968

106,897108,185110,070

111,957 112,294

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

110,000

120,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

목표수요상 최대수요

BAU수요상 최대수요

설비용량

자료: 지식경제부 “ 제5차 전력수급기본계획”

[전력수요량 및 설비용량 전망]

(단위: MW)

최대수요 설비예비율 연도

목표수요 기준수요 설비용량

목표수요대비 기준수요기준

2012 74,414 76,161 79,839 7.30% 4.80% 2013 76,207 79,784 82,750 8.60% 3.70% 2014 78,017 83,360 88,858 13.90% 6.60% 2015 80,009 86,754 92,465 15.60% 6.60% 2020 89,225 99,653 106,897 19.80% 7.30%

2013년까지 단기적

수급 관리 요구되나

2014년 이후 안정성

확보 예상

설비예비율이 5% 이하


한편, 정부는 제5차 전력수급계획 발표 이후 예비력 관리의 필요성을 감안하여 일부 발전기

의 폐지 시기를 늦추는 등, 용량 관리를 시행하였으며, 그 결과, 2012년 하반기 이후 설비

용량에 있어서 일정 수준의 안정성을 확보한 것으로 보인다.

현재 발전소 건설 현황을 기초로 하여 향후 3년간의 설비 확충 계획을 자세히 살펴보면,

2013년 중 신월성 3호기, 신고리 3호기 완공 등으로 3,780MW의 용량이 추가되며, 2014년

신고리 4호기, 포천복합 1,2호기 등의 준공으로 총 4,722MW의 용량 추가가 예정되어 있

다. 이는 2012년 8월 31일 총설비용량 81,552MW의 5~6% 수준의 증설인 바, 발전소 사

고 등으로 인한 비계획 정지를 배제한다면, 수요 증가분을 감안하더라도, 일정 수준의 안정

성을 확보할 것으로 예상된다.

[설비용량 확충 계획]

(단위: MW)

실적 향후 계획 구분 시기

2011.12 2012.08 2012.12 2013 2014

신고리#2 2012.07 1,000

신월성#1 2012.08 1,000

인천복합 2012.12 450 2012

기타 210

신월성#2 2013.01 1,000

오성복합 2013.01 833

GS 당진#3 2013.08 415

신고리#3 2013.09 1,400

2013

포항부생#1 2013.10 132

포항부생#2 2014.01 132

영흥화력#5 2014.06 870

신고리#4 2014.09 1,400

포천복합#1,2 2014.11 1,450

2014

영흥화력#6 2014.12 870

증가량 - 2,210 450 3,780 4,722

총설비용량 79,342 81,552 82,002 85,782 90,504

추정수요(BAU 기준) 73,137 73,833 76,161 79,784 83,360 주1: 2012.08의 설비용량 추가분은 2012년 1월 1일부터 8월 31일까지의 증가량임.

주2: 2012.08의 총설비용량은 2012년 8월말 기준의 총설비용량임

주3: 추정수요는 제5차 전력수급계획 상 수요 전망 상 수치. 2011년은 실적 자료임. 자료: 2012년 03 발전소 건설현황. 전력거래소

2012년~2014년

원전 2기씩 준공으로

안정적 용량 확보

예상


2. 전력시장 구조 및 현황

가. 전력시장 구조 개편의 개요

국내 전력산업의 구조는 발전자회사 분할 이전(2001년)에 한전이 발전ㆍ송전ㆍ배전을 독점

하는 수직통합형 구조에서 발전자회사 분할에 따른 전력거래시장 운영으로 다수의 발전회

사와 단일 송ㆍ배전회사(한전)로 구성된 발전경쟁형 구조로 이루어져있다.

2001년 발전자회사 분할 당시에는 다수의 발전회사와 다수의 배전·판매 회사가 존재하는

도매경쟁형을 거쳐 대규모 수용가뿐만 아니라 일반 수용가에도 전력구매 선택권이 주어지

는 소매경쟁형으로의 이행(양방향 입찰 도매전력시장)을 추진하였으나, 2004년 이후 노사정

위원회의 권고를 수용하여 배전분할 추진을 중단하였다. 이후 2011년 1월, 정부는 5개 화

력발전사와 한국수력원자력 등 6개 발전자회사를 시장형 공기업으로 전환하여 전력산업 구

조개편을 마무리하였다. 이는 시장형 공기업 지정을 통하여 발전 자회사간 경쟁을 촉진하고

자율 및 책임경영을 강화하여 운영상의 효율성을 제고하겠다는 조치로, 발전 자회사들은 기

존 한전의 관리감독에서 벗어나 정부의 예산편성 지침을 준용하며 기획재정부로부터 매년

경영평가를 받게 되었다.

2011년의 조치를 통하여 10년간 지속되었던 전력산업 구조 개편에 대한 논의는 사실상 종

료된 것으로 판단된다. 개편의 결과는 2001년의 조치(발전부문의 분리 및 발전자회사 설립,

전력거래소 설립) 이외의 실질적인 변화는 없었던 것으로 판단되며, 개편 초기 정부가 구상

하였던 경쟁을 통한 산업의 효율과 같은 목표 역시 다소 요원해진 것으로 보인다. 다만, 공

기업 민영화 및 이를 통한 경쟁력 향상에 대한 의견은 정책적 판단에 주로 근거하는 바,

2013년 새 정부 출범 이후 전력산업 개편 논의가 재개될 가능성은 내재한다.

2011년 1월의 조치 이후 상황을 살펴보면, 한전과 발전자회사간 이해상충 발생이 눈에 띈

다. 발전자회사들이 한전의 관리감독에서 벗어나 기획재정부의 경영평가를 받게 됨으로써,

각 회사들의 경영상태 및 실적이 중요해졌기 때문인데, 이 중 가장 큰 이슈는 보정계수 및

배당성향의 조정 문제이다. 한전은 보정계수의 하향 조정 및 높은 배당성향을 통하여 한전

의 누적 적자를 해소하고자 하며, 발전자회사는 각 사별로 용량 확충을 위한 투자가 진행되

고 있는 상황에서 해당 투자금을 내부창출현금으로 일부 조달하여 외부 차입을 축소하고자

하는 의도가 있기 때문이다.

결국, 상기 문제는 한전이 발전자회사의 100% 주주로, 연결 재무제표를 기본재무제표로 하

는 현재의 K-IFRS 기준에서는 실효적 의미가 없는 사항이지만, 별도 평가를 받음에 따라

불거진 문제이며, 현재의 구도가 유지될 경우 보정계수와 배당성향 조정 등 한전과 발전자

회사 간 이익 분배문제가 계속 불거질 가능성이 있다.

다수의 발전회사 vs.

단일 송/배전회사

전력구조개편

마무리

한전과 발전자회사간

대립되는 이슈 발생


나. 현행 전력시장의 특징

현재 시행중인 발전경쟁형 전력시장은 2001년 4월 2일 공식 개설된 변동비 반영 발전시장

(CBP: Cost Based Pool)으로 모든 시장참여 발전기에 대하여 용량요금(CP)을 지급하고 여

기에 변동비 요소가 반영된 한계가격(MP)이 결정되어 최종 거래가격이 형성된다. CBP시장

은 다음과 같은 특징을 보이고 있다.

첫째, 발전부문만 입찰에 참여하는 제한된 경쟁시장이다. 수요 측은 한전이 독점하여 별도

의 경쟁이 발생하지 않는다. 한편, 입찰은 가격입찰이 아닌 용량입찰이며, 발전 여부가 예측

된 전력수요 및 매월 제출하는 변동비 순위를 기반으로 이루어져, 실질적 경쟁 정도 역시

크지 않다.

둘째, 변동비로 거래 가격이 결정되는 CBP(Cost Based Pool) 전력시장이다. 전력거래소 산

하 비용검토위원회는 매월 발전기별 발전비용을 검토하여 확정하고, 시간대별 전력수요에

맞춰 비용이 낮은 발전기부터 투입하여 최종 투입되는 발전기의 변동비가 해당시간의 시장

가격으로 결정된다. (CBP 시장의 구조에 대해서는 뒤에서 자세히 논의하기로 한다)

셋째, 강제적 전력시장(Mandatory Power Pool)으로 전력 거래를 하고자 하는 자는 의무적

으로 전력시장에 참여해야 한다. 한전과 전력수급계약(PPA: Power Purchase Agreement)을

체결한 발전사업자에 한에서는 전기판매업자에게 전력시장을 통하지 않고 계속 전기를 공

급할 수 있도록 규정하여 기존의 수급계약을 예외적으로 인정하고 있지만, PPA는 2001년

이후 일반 민간사업자와는 더 이상 체결하고 있지 않아서 신규 발전기는 모두 전력시장에

참여하여야 한다. (도서지역, 1MW 이하 신재생에너지 발전사업자 등 일부 예외 인정)

넷째, 한전 자회사 소유 발전기에 대해서는 정산가격을 조정하여 적용하는 제한적 규제 전

력시장으로, 한전과 발전자회사간 투자보수율 조정 등을 위하여 CBP 시장 하에서 결정된

계통한계가격(SMP: System Marginal Price)에 보정계수를 적용함으로써, 실질적으로 일반

민간발전사와 한전 발전자회사 간 차등이 존재한다. 운영 초기에는 초기투자비 및 변동비

수준을 감안하여 기저발전시장과 일반발전시장으로 이원화되어 운용하였으나, 2007년 기저

한계가격을 폐지하고, 기저발전기 용량가격을 일반발전기 수준으로 인하하여 한전의 고정비

부담을 줄이고 발전사들의 원가절감을 유도하였다. 다만, 한전 발전자회사 발전기에 대하여

보정계수를 적용함으로써 사실상 구분된 정산체제를 유지하였다. 2008년에는 연료비 급등에

따른 기저발전기의 수익성 악화로 기저상한가격을 폐지하여 일반발전시장과 기저발전시장

의 구분 정산방식을 일원화하였다.

다섯째, 강제적 계통운영보조서비스 공급의무를 부과하고 있다. 중앙급전발전기는 전력거래

소의 급전지시에 따라 자동발전제어 및 주파수추정 운전, 적정예비율 확보 등의 계통운영보

조서비스를 제공할 의무가 있다. 계통운용보조서비스의 용도로 많이 이용되는 수력과 양수

발전기는 계통의 안정적 운영을 도모하면서 발전사업자의 경제적 불이익이 없도록 설계되

어 있다.


다. 전력시장 운영 절차

전력시장을 운영하고 관리하는 전력거래소는 수요예측에 따라 한계가격을 결정하고, 운영발

전계획을 수립한 후 실시간 계통운영 및 계량작업을 거쳐 사후 정산하는 방식을 취하고 있

다. 대금은 매월 차수별로 정산하고 있다.

[전력거래 절차]

자료: 전력거래소

현행 전력시장 운영 절차는 발전비용평가, 전력수요예측, 발전입찰, 가격결정발전계획 수립,

계통한계가격 결정, 운영발전계획 수립, 실시간 급전운영, 계약 및 정산의 단계로 이루어진

다. 우리나라 전력시장의 가장 큰 특징은 변동비 반영시장으로서 입찰가격이 아닌 발전기들

의 실제 변동비로 시장가격이 결정된다는 점이다.

전력수요예측은 전력거래소에서 거래일 하루 전에 시행하며, 발전입찰과는 독립적으로 거래

일의 1시간 단위의 수요에 대하여 예측을 실시한다.

발전입찰은 거래 전일 10시까지 이루어진다. 공급량과 가격을 동시에 입찰하는 일반적인

입찰시장과는 달리 현 변동비 반영시장의 입찰에서는 각 시간대별로 발전기별 공급가능용

량이 제시되지만 입찰가격은 포함되지 않는다.

가격결정발전계획은 이러한 예측수요와 발전기별 비용자료 및 입찰자료(공급가능용량) 등을

기초로 전력계통의 수요를 최소 비용으로 충족할 수 있도록 수립한다.

발전기의 실제 변동

비로 시장가격 결정


계통한계가격의 결정은 가격결정계획을 바탕으로 각 시간대별 단기한계공급비용에 따라 결

정된다. 구체적으로는 공급입찰에 참여한 발전기의 경제성 우선순위에 따라 전력거래소의

발전계획 프로그램이 발전기 가동 여부와 발전출력을 결정하게 되는데, 이중 가장 높은 발

전비용의 발전기를 한계가격 결정 발전기로 처리하고 이 한계가격을 그 시간대의 시장가격

으로 결정한다. 또한 고정비 회수 및 신규 투자 유인을 위하여 실제 전력생산과는 관계없이

제시된 발전가능용량에 계절별, 시간대별로 차등 고정화 되어 있는 용량가격을 적용한 용량

요금이 지급된다.

[시장가격 결정원리]

자료: 한국전력거래소(KPX)

계통한계가격이 결정된 이후에 양수발전소는 양수계획을 수립하여 거래 전일 오후 4시 이

전까지 전력거래소에 제시한다.

운영발전계획이란 거래일에 실제로 전력계통을 운영하기 위한 발전계획으로 양수(펌핑)전력,

송전제약, 연료제약 등의 계통운영과 관련된 각종 제약조건을 반영하면서 최소 비용으로 전

력수요를 만족시키는 방향으로 수립된다.

이렇게 수립된 운영발전계획을 기초로 거래 당일에는 실시간 계통 상황을 고려한 실시간

급전운영이 이루어진다. 또한 계통운영 결과에 따라 운전된 각 발전기별 발전량은 실시간으

로 계량되며, 여기서 계량된 계량값에 따라 해당 시간대별 시장가격을 적용하여 거래대금을

정산하고 결제하게 된다.


라. 전력요금 정산체계

발전회사의 수익원이 되는 발전가격의 결정요소는 크게 용량가격(CP)와 한계가격(MP)으로

대별된다. 용량가격은 발전소 건설투자비의 균등화 연금비용인 자본비용과 고정운전유지비

보상의 성격을 가지고 있으며, 신규투자유인 및 사업자간 수지균형을 고려하여 전력거래소

비용평가위원회가 결정한다. 한계가격은 시간대별로 운전되는 발전기의 변동비 가운데 가장

높은 값을 반영한 한계비용원리, 즉 시장에 의하여 책정된다.

전력시장의 거래가격은 전력량정산금, 부가정산금, 용량정산금 등으로 구성된다. 전력량정산

금은 발전량에 대해 시장에서 정산되는 금액으로서, 가격결정발전계획에 발전량이 배분되어

실제로 발전한 전력량에 대한 정산금(SEP)이다.

부가정산금은 제반 제약사항을 반영하지 않은 가격결정발전계획을 토대로 한 예상 정산금

과 실제 계통운영의 결과로 발생한 실제 정산금과의 차이로 발전회사의 자기제약, 계통제약,

전력수요 오차 등으로 발전한 전력량정산금(CON), 가격결정발전계획에 발전량이 배분되었

으나 전력계통의 제약 및 전력수요 오차 등으로 발전하지 못한 전력량정산금(COFF) 등이

있다.

용량가격은 발전소 건설투자비의 균등화 연금비용인 자본비용과 고정운전유지비 보상 성격

을 가지고 있으며, 신규 투자유인 및 사업자간 수지균형을 고려하여 전력거래소 비용평가위

원회가 결정한다. 용량정산금은 발전회사가 거래전일 입찰마감 시간까지 제출한 공급가능용

량에 대해 한계설비의 투자비 및 고정운전유지비를 반영한 용량가격(CP)를 기준으로 지급

된다.

[전력요금 정산체계]

구분 가격결정 발전계획 포함시 가격결정발전계획 미포함시

실발전량 SEP(Scheduled Energy Payament)

- 한계가격+용량요금

CON(Constrained On Payment)

- 변동비+용량요금

미발전량 COFF(Constrained Off Payment)

- 한계가격+용량요금-변동비 용량요금(CP; Capacity Price)

한편, 한전과 2001년 이전에 전력수급계약(PPA)을 맺은 민자발전사에 대해서는 예외가 인

정되고 있다. 즉 전력거래소에 참여하지 않으며, 한전으로부터 건설비 보상 및 투자 회수

성격의 용량요금과 변동비 보상을 받고 있다.

가격을 입찰변수로 하지 않는 현 변동비 반영 전력시장은 지나친 가격경쟁으로 인한 설비

투자 부족 현상을 방지할 수 있는 제도적 장치가 될 수 있으나, 입찰한 용량에 대해서는 모

두 보상해 줌으로써 과잉투자 혹은 과잉설비의 문제를 초래할 가능성이 내재한다.

전력거래가격은 전력

량 정산금, 부가정산

금, 용량정산금으로

구성


실제 전력요금 추이를 살펴보면 2002년부터 2008년까지 전력량 정산금은 꾸준히 증가한

반면, 용량정산금은 2007년이후 3조원대로 크게 감소한 모습이다. 이에 따라 전체 정산금

대비 용량정산금 비율은 2002년 45%에서 2011년 11%로 현저히 하락하였다.

[부문별 정산금액 및 비율(Update)]

52,04072,936 80,935 93,257 105,036

125,775

175,098

229,158 229,232

282,486

325,937

43,236

60,113 64,806 63,31167,773

63,47036,474

38,841 39,886

39,757

41,84745.4% 45.2% 44.5%

40.4% 39.2%

33.5%

17.2%14.5% 14.8%

12.3% 11.4%

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110%

10%

20%

30%

40%

50%전력량정산금(억원) 용량정산금(억원) 용량정산금 비중

자료: 전력거래소 “전력시장분석보고서’ 2011년, KR 재구성

이는 2004년 기저 용량정산금 단가 하락, 2006년 기저발전기 용량 보정계수 하향 조정,

2007년 이후 기저발전기와 일반발전기 시장 단일화로 인한 기저발전기의 기준용량가격 감

소(20.49/kwh → 7.46/kwh) 등에 따라 기저발전기의 용량정산금이 전력량 정산금으로 전환

된 데 기인하고 있다.

기저발전기를 소유한 발전회사들이 전력량 정산금에 관심을 기울이게 되면서 이후 전력시

장가격 변화와 실제 발전기 가동에 더욱 민감해질 것으로 보인다. 대부분의 기저발전기를

소유하고 있는 한전 발전자회사의 경우, 시장가격에 보정계수를 연동하여 전력량 정산금을

지급받게 된다. 이에 따라 각 발전자회사가 시장가격을 올리고자 하는 유인이 강해졌고 시

장지배력 행사 가능성 또한 높아진 것으로 판단된다.


마. 민간참여 현황

2011년 기준 전체 발전량 중 한전 발전자회사의 발전량 비중은 89%이며, 한전과 전력구매

계약(PPA)을 맺은 발전량은 3%, 기타 민간발전회사의 발전량은 8%의 비중을 차지하고 있

다. 한전 발전자회사의 발전량 비중이 약 90%에 달하여 절대적인 비중을 차지하고 있지만,

민간발전회사 발전량 확대에 따라 민간 비중이 증대되고 있다.

[한전 발전자회사 및 일반 발전사의 발전량 추이(GWh)]

198,841

280,790 294,195 313,365 334,621 346,756 363,731 377,714 388,589416,395 423,944

186

1,0815,314

4,6804,240

8,11310,653

14,609 17,10224,464

38,397

11,066

13,65011,084

10,46410,412

10,37011,803

12,3899,476

14,22814,638

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

PPA

민간발전

한전자회사

자료: 전력거래소 “전력시장분석보고서’ 2011년,

PPA 발전량은 2001년 이후 2011년까지 연평균 2.8% 증가를 기록하였다. 2001년 이후 신

규 발전기에 대한 PPA체결 또는 갱신이 제한되어, 해당 용량의 확충이 거의 없었다는 것이

주요 원인으로 보인다.

민간발전자회사의 발전량 비중은 2006년 2%에서 2011년 8%로 빠른 속도로 증가하고 있

다. 이는 최근 민간발전자회사의 신규 발전기 완공 및 신재생 에너지 발전량의 확충 결과로

분석된다. 민간사업자 발전량은 전력시장 도입 이후 SK E&S, GS EPS, 포스코에너지 등 복

합발전기의 진입이 활발해졌고, 정부 지원 정책에 의거 신재생 에너지 공급이 증가하면서

2001년 이후 2011년까지 연평균 70%의 성장률을 나타내고 있다.

꾸준한 설비증설에 따라 한전 발전자회사들의 향후 시장지위는 더욱 강화될 전망이다. 정부

의 발전용량 확충이 원자력 및 화력 중심으로 진행될 것으로 계획된 가운데, 한국수력원자

력 및 화력발전자회사 모두 용량 확충을 위한 투자를 진행하고 있는 상황으로, 기저발전량

의 증대가 예상된다. 한편, 안정성이 높은 PPA는 추가 체결되지 않을 것으로 전망되어,

PPA 발전량은 전체 수요 증감에 따라 소폭의 변동을 나타낼 것으로 보인다.

민간발전사들의 대응은 보다 복합적인데, 기존 발전기의 운영효율을 높이는 가운데, 발전용

량 확충을 위한 투자 역시 진행할 것으로 보인다. 또한, 발전산업의 안정성 등 산업매력도

의 확대 등으로 인하여 민간발전사업자의 신규 진입 역시 활발히 진행되고 있어, 발전 산업

내에서의 경쟁은 점차 심화될 것으로 예상된다.

민간발전사의 경쟁강

도 높아질 전망


바. 최근 전력시장 관련 이슈

2011년 3월 일본지진 이후 원자력발전의 안전성에 대한 우려가 국내에서도 제기되었지만,

2011년 9월 15일 대규모 정전사태를 겪은 이후 전력 공급 차질에 대한 우려가 안전 우려

를 뒤엎은 상황이다. 이는 원전 의존도가 큰 국내 상황 상 원전 이외에 마땅한 대안이 없는

것이 주요 원인이라고 할 수 있다. 하기에서는 2011년 9월의 정전사태에 대한 원인 및 이

후 대처방안에 대해 정리하고, 최근 전력시장과 관련한 이슈들을 짚어보면서 향후 전망에

대해서 살펴보았다.

9월 15일 정전사태는 긴급부하조정의 시행으로 인한 순환정전으로, 전력거래소의 예상보다

전력 수요가 급증하여 발전기의 추가 가동, 배전전압기 탭조정, 자율절전 및 직접부하제어

등을 시행하였음에도 불구하고, 15시 직후 순환 정전을 실시, 거의 20시가 다 되어서 동 조

치가 해제된 사건이다. 전력거래소는 순환 정전이 ①수요 예측과 공급능력 산정의 오차, ②

관련 기관 간 상황정보 공유의 미흡, ③ 위기대응 시스템의 미작동, ④ 홍보 지연 등에 기

인한다고 밝혔다. 상기의 주요 원인들은 순환정전이 공급능력 부족 보다는 전력시스템의 운

용에 관한 문제였음을 나타내고 있다.

정전사태 이후 공급능력 및 전력시스템 운영에 대한 관심이 높아진 상황에서 2012년 상반

기 기저발전소의 사고 등으로 인한 비계획 발전정지는 하절기 전력 사용 성수기와 맞물리

면서 공급능력에 대한 우려로 이어졌으며, 기저발전량 비중 저하로 인한 발전믹스 악화는

계통한계가격의 급등으로 인한 전력구매비용 상승으로 이어져서 한전의 기록적인 적자폭

확대로 이어져, 전기요금 인상 논쟁으로 이어졌다.

2012년 상반기 원전의 잦은 정지, 보령화력 화재, 원전 정지 등으로 공급력이 예년 대비 하

락한 가운데, 계절적 요인으로 전력 수요는 증가하면서 전반적인 공급예비율은 2011년 대

비 하락하는 모습을 나타내었다.

[2011년, 2012년 공급력 및 최대전력수요 비교]

77,17

9

75,72

9

72,43

2

70,37

1

68,36

1

72,09

1

78,83

8

78,96

9

79,50

5

75,42

0

69,47

4

65,52

9

71,82

3

77,32

4

73,13771,002

67,320

61,400

66,872

71,393

72,865 73,833

69,180

64,39061,029

67,390

72,913

59,355

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월

2011 공급력 2012 공급력 2011 최대전력 2012 최대전력M

자료: KEPCO 통계속보

일본원전사고 및

9월 순환정전 이후

전력산업에 대한 관

심 및 이슈 증가

①안정적 전력 공급

여부


특히 2012년 4월 이후의 공급능력을 살펴보면, 2011년 대비하여 약 2%의 감소를 나타내고

있는데, 이는 보령화력 화재, 고리원전 정지 등으로 인한 공급력 하락에 주로 기인한다. 반

면, 수요 측면에서는 평균기온의 상승, 수요의 점진적 증가 등의 이유로 동일 기간 중

2.6%의 수요 증가가 나타난 바, 예비율의 차이는 5%p 가량 하락하였다.

[2011년, 2012년 공급 예비율 비교]

5.56.7

7.6

14.6 15.2

7.8

10.4

8.47.7

9.07.9 7.4

6.6 6.0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월

2012

2011

%

자료: KEPCO 통계속보

최근의 예비율 문제는 2012년 7월 이후 해소되고 있는 것으로 파악되는데, 이는 2012년 상

반기 사고 및 정비 등으로 운휴하였던 원전의 재가동이 속속 이루어지고 있으며, 2012년 상

반기 신고리2호기 등 신규 원전의 상업운전 개시로 인하여 공급능력이 확보된 것에 주로

기인한다.


두번째 이슈는 한전의 적자 심화로 인한 전기요금 인상 관련 논란이다.

2012년 1월부터 계통한계가격이 전년의 약 130% 수준에서 고공행진을 거듭하면서 한전의

전력구매비용 역시 역대 최대 수준을 기록하였다. 하지만, 전기요금은 2011년 12월 인상

이후, 2012년 인상요인을 상반기까지 반영하지 못함에 따라 개별 기준 한전의 영업적자는

역대 최대수준을 기록하였다.

[한전 EBIT, 전기판매단가, 전기매입단가 추이]

12,316

3,817

-36,592

-5,687

-18,365

-35,757

-46,950

76.4 77.9 78.883.6 86.1 89.3

55.6 58.7

71.9 68.6

82.5

93.3

75.8

102.7

-50,000

-40,000

-30,000

-20,000

-10,000

0

10,000

20,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012.0640

50

60

70

80

90

100

110

120

EBIT(억원, 좌) 판매단가(원/KWh, 우) 구입단가(원/KWh, 우)

자료: 감사보고서, 분반기 검토보고서 및 당사 DB

주: 판매단가는 PPA 구입단가 포함

2012년 1월부터의 급격한 계통한계가격 상승은 핵심연료가격의 상승 이외에도 발전 믹스

악화가 큰 영향을 미친 것으로 판단된다. 발전믹스 악화는 2분기 기저발전기 사고가 지속되

면서 기저발전기 비중이 축소되고 유류발전 등의 비중이 커진 것이 주요 원인이다. 한편,

계통한계가격의 상승은 한전의 원가상승으로 이어졌지만, 판매가격의 인상은 물가인상을 우

려한 정부의 제한으로 즉각 반영되지 않아, 한전은 역대 최대 수준의 적자 폭을 기록하였다.

[발전원별 거래 비중 추이]

34.8%

32.2%

45.9%

43.3%

41.9%

4.0%

4.0%

2.6%

13.4%

18.0%

20.2%

1.8%

1.9%

2.5%

3.3%

3.1%

36.8%

32.0%

30.3%

42.5%

39.6%

3.4%

4.1%

15.5%

22.8%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2008

2009

2010

2011

2012.1H

석탄/국내

탄유류/LNG 복합 기타원자력

자료: 전력통계속보

②한전 적자 심화로

전기요금 인상


[월별 계통한계가격(SMP) 추이]

148160

178

158171 178

185

60

80

100

120

140

160

180

200

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

2009 2010

2011 2012


이러한 적자 기조를 감안하여, 한전은 전기요금 인상의 필요성을 강하게 제시하였고, 10%

가 넘는 인상안을 이사회에서 의결, 지식경제부에 고지하였다. 이러한 한전의 전기요금 인

상에 대하여 지식경제부는 5% 이하 인하라는 명시적인 주문을 하였으며, 8월 4.9%의 전기

요금 인상안이 결정되어 현재 시행 중이다.

세부내역을 살펴보면, 산업용에 대한 인상률이 6%, 주택용에 대한 인상률은 2.7% 로, 전력

소비 비중 및 원가부담이 큰 산업용 전기요금에 대한 인상률을 높였으며, 주택용에 대한 인

상률을 물가상승률 수준으로 책정하였다. 한편, 전기요금 인상의 부담을 전체 용도로 확대

하기 위하여 11년간 요금을 동결하였던 농사용 전기 요금을 인상한 것 역시 특징적인 내용

이다.

금번 인상은 한전이 지속적으로 요구하였던 10% 대의 인상에 못 미치는 수준으로, 2012년

흑자 전환 가능성은 높지 않다. 한전의 적자 탈피를 위한 추가 요금 인상의 필요가 있지만,

연내 추가 인상 가능성은 크지 않은 것으로 전망된다.

【2012년 8월 전기요금 용도별 조정률】

(단위: GWh, 십억원)

구분 주택 심야 일반 산업 교육 가로 농사 평균/계인상률 2.7% 4.4% 3.0% 6.0% 3.0% 4.9% 4.9% 4.9%사용량 63,524 99,504 7,568 251,491 11,232 3,145 18,607 455,070(비중) 14.0% 21.9% 1.7% 55.3% 2.5% 0.7% 4.1% 100.0%

사용금액 7,622 10,119 713 20,428 480 274 1,011 40,647(비중) 18.8% 24.9% 1.8% 50.3% 1.2% 0.7% 2.5% 100.0%

자료: 지식경제부 보도자료 및 전력통계속보 주: 사용량 및 판매수입은 2011년 기준임

금번 전기요금 인상 과정에서 가장 눈에 띈 것은 정부와 한전과의 불협화음이다. 한전은

2012년 4월 평균 13.1%의 인상안을 정부에 제출하였고, 6월 정부의 반려 이후 7월 평균

10.7%의 인상을 의결하였으나, 정부는 5% 이하 인상을 권고하며 반려하였다.


정부가 인상률에 대한 명시적인 가이드라인을 제시한 것 역시 유례없는 일이며, 한전이 이

사회 의결의 방법을 통해서 2차에 걸쳐 인상을 시도한 것 역시 이례적이다. 정부의 지도 감

독을 받는 한전의 이례적 행위는 적자 누적으로 인한 전기요금 인상의 당위성 확보 및 전

기요금의 신속한 현실화 이외에도 김쌍수 전 한전 사장에 대한 한전 소액주주의 소송으로

인하여 임원 배상 등의 법률적 위험에 대한 충분한 방어 자료를 마련하고자 하였던 것이

절차적 공방의 한 원인이었다고 파악된다.

한편, 인상률이 결정된 이후 한전은 전력거래소 비용위원회 위원들을 대상으로 2조원대의

소송을 진행할 계획이라고 밝혀 논란을 불러 일으킨 바 있다. 정부는 한전에 대한 지도감독

권을 이용, 소송 중단을 지시하였다. 한전은 보정계수 조정이 규정에 근거하지 않고 이루어

져 한전에 손해를 입혔다는 이유로 소송을 제기하려고 하였으며, 정부는 정부가 임명한 위

원회 위원들에 대한 소송 제기가 합당하지 못하다는 이유로 소송 중단을 지시하였다.

상기 이슈는 한전과 발전자회사간 거래에 적용되는 보정계수의 산정에 관한 문제인데, 발전

자회사는 한전의 100% 자회사로서 보정계수의 산정 및 적용은 연결 기준 재무제표를 기본

재무제표로 하는 현재의 회계기준 하에서는 보정계수의 수준이 문제가 되지 않는다. 하지만,

2011년 1월 전력산업구조개편이 발전자회사를 시장형 공기업으로 분류하여 지경부의 관리

감독을 받도록 하는 선에서 마무리되면서, 한전과 발전자회사간 이익 배분의 문제가 제기된

것으로 파악된다. 실제로 한전은 2011년 결산 이후 발전자회사 주주총회에서 70%의 배당

성향을 결정, 이익을 회수한 바 있으며, 2012년 보정계수 조정을 조기에 실시하자고 건의한

바 있다. 발전자회사 역시 경영평가를 받아야 하는 입장에서 영업실적에 대한 고려가 필수

적으로, 한전과 발전자회사간 이익이 충돌하고 있는 양상이다. 한전과 발전자회사간 이익

분배에 대한 이슈는 한전의 전기 판매요금이 구입요금과 연동되지 않는 현재의 전력시장체

제에서는 불가피할 것으로 예상되며, 향후에도 보정계수 및 배당성향의 조정 문제는 전력시

장의 이해관계자들의 관여 속에서 지속적으로 제기될 것으로 예상된다.

한전과 자회사, 전력

거래소 간 이해관계

충돌


세번째 이슈는 민간의 화력발전 진입이다.

5차 전력수급계획에 민간의 기저발전 진입이 허용되면서 관련 정산에 대한 논의가 진행 중

이다. 핵심은 민간발전소에 보정계수를 적용할 것인지에 대한 논의로서, 보정계수를 적용하

지 않을 경우 발전단가의 차이로 인하여 민간이 과도한 수익을 가져가게 된다는 것이다. 실

제로 유연탄 발전단가는 LNG 발전단가에 비해서 약 3배 이상의 차이를 나타내고 있어, 보

정계수를 적용하지 않을 경우 과도한 수익 보장으로 인하여 한전의 전력구매비용이 증가할

것이며, 이는 결국 전기요금 인상을 견인할 것이라는 우려가 내재하고 있다.

다만, 상기 문제가 민간발전소의 수익 확대 및 전력구매비용 증가로 단순히 이어지지는 않

는 것이, 민간화력발전소의 증가는 정부가 목표로 하는 기저발전의 증가로, 첨두 발전기의

한계발전기 채택 시간이 줄어들게 되어 계통한계가격이 하락할 가능성이 높기 때문이다. 따

라서, 보정계수의 조정 여부는 정부 및 한전 그룹사에서 담당해 온 기저발전의 확대를 민간

이 부담한다는 점과 함께 고려하여야 할 문제이다.

[연료원별 발전단가 추이]

0

50

100

150

200

250

300

'07-01 '08-01 '09-01 '10-01 '11-01 '12-01

원자력

유연탄

무연탄

유류

LNG

유류

LNG

무연탄

유연탄

원자력

(원/KWh)


한편, 전력거래소는 이러한 점을 고려하여 에너지경제연구원에 관련 용역을 발주하였으며,

에너지경제연구원은 단기적으로 보정계수를 적용하되, 장기적으로는 규제금융계약(Vesting

Contract) 즉, 발전사업자와 판매사업자가 가격 및 수량을 계약기간 중 일정수준으로 고정

하는 형태를 제시하였다.

민간의 화력발전 진입은 6차 전력수급계획 상 건설의향 조사에서도 매우 높게 나타나고 있

지만, 전력거래기준의 거래 기준 설정은 연말까지 지연된 상태이다.

③ 민간의 기저발전

진입에 따라 관련 규

정의 정비 필요


3. 민자발전시장 현황 및 전망

가. 민자발전사(IPP: Independent Power Producer)의 등장

1967년 산업용 수요 급증에 따른 설비확충의 긴급성을 감안하여, 동해전력, 호남전력, 경인

에너지 3개 민자발전사업자(IPP)가 설립되었다. 이후 발전 설비 과다 현상으로 동해전력,

호남전력은 한전에 흡수되었으며, 경인에너지는 사명변경, 지분이동 등을 거쳐 2006년 7월

포스코가 주식을 전량 인수, 포스코에너지로 사명을 변경하였다.

1980년대 말부터 전력수요가 급격히 상승한 반면 발전소 입지 확보 곤란으로 전력공급 차

질에 대한 우려가 확산되면서 한전 이외의 발전설비를 확대할 필요성이 제기되었다. 발전부

문의 민간 참여는 1993년 장기전력수급계획에서 검토되기 시작하였으며, 1995년에 민자발

전사업 기본계획이 수립되었다.

상기 계획에 의거 포항제철(석탄화력 민자발전사업자), LG에너지 및 현대에너지(LNG 민자

발전사업자), 대구전력이 민자발전사업 확대 및 대구지역에 대한 제2차 민전사업자로 선정

되었다. 이 중 포항제철이 추진하던 석탄화력 발전사업은 환경오염 악화를 우려한 지방자치

단체와 주민들의 반대로 중단되었으며, LG에너지(현 GS EPS, 2005년 사명 변경)는 충남 부

곡지구에 550MW급 LNG복합화력 건설을 추진하여 2001년 4월부터 상업운전을 시작하였

고, 2008년 부곡 복합화력발전소 2호기(550MW)를 추가 준공하여 상업운전을 개시하였다.

현대에너지는 2002년 다국적 전력기업인 Meiya Power Company가 지분을 100% 인수(이

후 MPC율촌전력으로 사명 변경)하고, 전남 순천 율촌산업단지 내에 525MW 급 복합화력

발전소를 준공하고 상업운전을 개시하였다. 대구전력은 대구지역 저전압 현상이 해소되면서

사업부지를 광양으로 이전하였고, 2006년 537MW급 2기의 상업운전을 개시하였다. 사명은

2002년 에스케이전력, 2004년 케이파워로 변경되었으며, 2011년 SK E&S에 합병되었다.

1999년 정부는 경쟁을 통한 효율성 향상과 투명한 경영으로 전력시장 독점체제의 구조적

문제점을 해소하기 위하여 전력산업구조개편 기본계획을 수립하고 시장원리에 따라 신규발

전소를 건설할 수 있는 여건을 마련하였다.

GS파워는 2000년 6월 ‘ 안양•부천 열병합발전 및 지역난방설비를 인수, 상업운전 중이며,

1988년 현대중공업이 집단에너지사업자로 상업운전을 개시한 대산복합화력발전소는 2007

년 발전사업자로 변경승인을 획득하였으며, 2009년 MPC코리아홀딩스에 인수되어, 현재는

MPC대산전력으로 사명을 변경하였다.

한편, 상기 상업 운전 중인 민자발전사들 이외에도 삼천리, 삼성물산, 대림산업 등이 민자발

전시장에 진출하여, 발전소 건설을 진행 중인 상태이며, STX에너지, 동부발전 등이 석탄화

력 발전소 건설을 추진 중이다.

1960년대 IPP 최초

설립

1980년대 말부터 한

국전력 외 발전설비

확대 필요성 제기

1999년 전력산업구

조개편 기본계획 수

립으로 신규 발전소

건설 여건 마련

신규 발전소 진입

활발


나. 민자발전사 현황

현재 상업운전 중인 민자발전사업자는 포스코에너지, GS EPS, GS파워, MPC율촌, MPC대산

등이다. (K-Power는 2011년 SK E&S에 흡수 합병되어 제외함)

국내 최대 규모의 민자발전사업자인 포스코에너지는 1994년부터 2011년까지 설비증설이

지속적으로 이루어진 결과 인천에 LNG 발전기 6기, 광양에 부생복합발전기 2기 등 2012

년 6월말 기준 국내 총 설비의 약 4%인 3,220MW의 발전설비를 보유하고 있다. 또한, 현

재 포항에 264MW 규모(132MW×2)의 부생복합발전기 투자를 진행하고 있으며, 연료전지

부문에도 국내 업체 중 선도적인 입지를 다지고 있으며, 자회사를 통하여 인도네시아에 진

출하는 등, 용량 확보를 위한 투자를 진행 중이다.

[민자발전사 현황]

구분 포스코에너지 GS EPS GS파워 MPC율촌 MPC대산

발전소 위치 인천, 광양 당진 안양, 부천 순천 서산 설립시기 1969.11. 1996.10. 2000.06. 2009.07. 2009.04.

모회사(지분율) 포스코 (100%)

GS홀딩스 (70%)

GS에너지 (50%)

MPC코리아H (100%)

MPC코리아H (100%)

발전용량 3,220MW 1,036MW 905MW 536MW 466MW 주: 발전용량은 EPSIS 회사별발전설비용량(2012.06) 참조

GS EPS는 2008년 3월 복합화력발전소 2호기를 완공하여 충남 당진 부곡공단 내에

1,034MW급 설비를 갖추었으며 500MW급 부곡 3호기 증설(2013년 상업운전 계획)이 진

행 중이다. GS 파워는 안양, 부천에 각각 450MW급 열병합발전소를 운영하고 있으며, 기

존 설비의 업그레이드 투자를 진행 중이다.

MPC율촌전력은 전남 순천의 율촌산업단지 내에서 526MW급 복합화력발전소를 운영하고

있다. 현대중공업의 사업부로 출범한 대산복합화력발전소는 집단에너지사업자로 선정되어

1988년 상업운전을 개시하였다. 그러나 2002년과 2004년 각각 한국전력과의 잉여전력수급

계약 및 스팀공급계약을 해지하고, 2007년에는 집단에너지사업자에서 발전사업자로 변경 승

인을 획득하였다. 2009년 8월에는 메이야율촌전력이 인수하여 MPC대산복합으로 신규 설립

되었다. MPC대산복합의 507MW급 복합화력발전소는 중앙급전발전기로써 급전지시에 대한

전력량 요금과 공급가능용량에 대한 용량요금이 주 매출원이나, 급전 순위 및 이용률이 매

우 낮아 전력량 요금의 매출비중이 낮은 수준이다.

대부분의 민자발전사는 가스복합화력 발전을 채택하고 있다. 동 발전방식은 천연가스나 경

유 등의 연료를 이용하여 가스터빈을 회전시켜 1차적으로 발전하고, 가스터빈에서 방출되는

배기가스열을 다시 배열회수보일러(HRSG: Heat Reverse Steam Generator)에 통과시켜 증

기를 생산한 후 증기터빈을 돌려 2차로 발전하는 것이다.

포스코에너지, GS EPS

등 민자발전사 상업

운전 중

대부분 민자발전사는

LNG 복합화력 발전

활용


[가스 복합화력발전 계통도]

가스복합화력은 두 차례에 걸쳐 발전하기 때문에 열효율이 화력발전보다 10％정도 높다.

공해가 적어 도시 인접 지역에 설치할 수 있으며, 정지 및 재가동이 용이하다는 장점도 있

다. 또한 건설기간이 유연탄 화력(50만kw급 46개월)에 비해 30% 이상 짧은 30개월 정도

에 불과하여 긴급한 전력계통을 위해 건설되는 경우가 많다. 그러나 화력, 원자력 등 기저

발전에 비해 생산단가가 높아 전력수요 급증시에만 가동하는 첨두부하의 역할을 맡고 있다.


다. 수익구조 및 실적

민자발전사는 한전과의 PPA를 통하거나, 전력거래소의 CBP시장에 참여함으로써 발전한 전

기를 매각함으로써 수익을 창출한다. PPA와 CBP 참여 구분은 한전과의 PPA계약 유무에

따라 결정되는데, 일반적으로 2001년 전력거래소 설립 이전에 한전과 PPA를 체결한 경우,

동 계약이 현재까지 이어지고 있으며, 2001년 이후 상업운전 등으로 한전과의 PPA 체결을

하지 않은 경우 CBP 시장에 참여하게 된다. 국내 전력거래시장은 강제적 참여시장이지만,

전력거래소 설립 이전 PPA를 체결한 경우 그 예외를 인정해 주고 있다.

① PPA: Power Purchase Agreement

PPA를 체결한 각 민자발전사는 전력공급에 따른 보상을 용량요금, 전력량요금 등의 형태로

장기에 거쳐 지급받게 된다. 용량요금(수익성 매출)은 매시간 별 한전의 급전 지시에 대해

발전사업자가 공급 가능하다고 응답한 용량을 기준으로 지급되는데, 산정시 발전소 운용에

따르는 감가상각비, 법인세, 운전유지비 등의 원가와 투자보수율이 반영된다. 금리, 환율,

물가 등 외부 환경변수의 영향을 받으나 전체적으로는 고정적 수입의 성격이 강하다.

전력량 요금(Pass-through매출)은 전력 생산에 소요된 연료비 원가를 반영하여 산정된다.

한전이 계약에 따라 약정 발전원가(열소비율(Kcal/kWh)에 한국가스공사 등 연료공급자가

제공하는 단가를 적용하여 산정)에 기반하여 각 발전사의 연료비를 실비 정산하는 방식이

다. 기동요금은 연료비 외 발전기 가동시 소요되는 변동비용을 커버한다. 약정기동요금에

가동횟수 및 LNG단가 상승률 등을 반영하여 책정되는데 전체에서 차지하는 비중은 미미하

다.

이처럼 PPA는 안정적이고 양호한 수익 및 영업현금흐름, 발전사 상호간 경쟁의 배제, 장기

계약에 따른 판매가격의 변동성 제한 등 여러 특권을 부여하고 있어 민자발전사업자 경쟁

력의 원천이자 신용도를 결정짓는 핵심 요인으로 작용하고 있다.

그러나 PPA는 전력 부족에 대응하고 민간투자자의 참여를 활성화시키기 위한 한시적 조건

부 계약의 성격으로, 2001년 전력거래소 설립 이후 건설되는 발전기는 PPA를 체결하지 않

고 전력거래소의 CBP에 참여하고 있다.

한편, PPA의 계약 만료시기가 2014년부터 도래할 예정으로, PPA 만료 이후 해당 발전기의

경쟁력 확보 여부 및 수익 증감에 대해서는 면밀히 점검하여야 한다.


【PPA 체결 발전기의 계약 종료 시기】

회사 발전기 용량 PPA계약만료

1호기 450 2014-07 2호기 450 2014-12 3호기 450 2018-10

포스코에너지

4호기 450 2020-06 GS EPS 501 2021-04 GS 파워 안양 450 2018-06

부천 450 2018-06

MPC 율촌 526 2025-07 자료: 각 사 감사보고서 및 사업보고서

② CBP(Cost Based Pool) 참여

전력수급계약에 따르면 “ 1999년 1월 21일 산업자원부가 공표한 전력산업 구조조정 계획

의 일환으로 한국의 전력산업이 구조 조정되는데 전기구입자의 발전 관계회사와 모든 IPP

는 풀 시장의 경쟁입찰에 참여한다.” 고 명시하고 있어, 전력거래소 설립 이후 모든 민자발

전사는 전력거래소 경쟁입찰을 통해 전력을 판매하여야 하며, 그 이전까지만 일정 조건으로

한전에 판매할 수 있는 PPA는 조건부 한시적 계약의 성격을 띤다.

전력산업은 발전부문, 송전 및 배전부문, 판매부문으로 구분되는데 현재 발전부문은 일정

규모(20MW) 이상의 모든 발전사업자가 전력거래소를 통해 경쟁입찰에 참여하는 의무

Pool(일방입찰시장)이다.

현 변동비 반영 시장(CBP: Cost Based Pool)은 한계 발전에 따른 손실 위험이 없고, 용량요

금 지급을 통해 기 투자비를 회수함에 따라 시장위험, 원재료 변동위험 등이 대부분 통제된

다는 면에서 PPA와 본질적 차이가 없다.

그러나 PPA의 전력량 요금 및 기동요금은 각 발전사의 변동비를 실비정산하는 방식으로

결정되는 반면 CBP 참여 발전기는 인프라마진(에너지수입-연료비용)을 확보하기 위해 서

로 경쟁하게 된다. 따라서 기계적 효율, 연료 계약 및 도입 가격 등이 발전기의 경쟁력을

결정하며, 발전효율이 각 발전사들의 수익성을 차별화하는 결정적 요소 중 하나로 작용할

수 있다.

2011년 결산실적을 살펴보면, 발전용량의 차이를 바탕으로 한 외형 차이가 보이며,

EBITDA 마진은 10~20% 수준으로 우수한 수준을 나타내었지만, 차입금 규모가 타 산업의

동일 신용등급 업체 대비 상대적으로 높아서 재무적 안정성은 다소 낮은 것으로 파악된다.


【주요 민자발전사 실적 및 재무구조 비교(2011년말 기준)】

(단위: 억원)

구 분 포스코에너지 GS EPS GS파워 MPC율촌 MPC대산

발전용량 3,220MW 1,036MW 905MW 536MW 466MW 자산총계 29,827 10,022 9,985 4,857 1,443 부채총계 21,095 5,027 5,883 3,410 997 자본총계 8,732 4,995 4,101 1,447 446 (차입금) 16,989 3,249 2,563 2460 800

(순차입금) 15,197 2,943 810 2334 721 부채비율 241.6 100.6 143.5 235.6% 223.5% 매출액 19,176 8,112 8,195 4,252 1,005 EBIT 1,406 611 1,098 467 146

EBITDA 2,899 923 1,565 607 201 순이익 461 534 746 335 75 OCF 2,264 792 1,324 481 132 NCF 577 831 1,948 37 110

EBIT마진 7.3% 7.5% 13.4% 11.0% 14.5% EBITDA마진 15.1% 11.4% 19.1% 14.3% 20.1%

순이익률 2.6% 8.3% 12.0% 9.2% 9.3% 총차입금/EBITDA 5.9배 3.5배 1.6배 4.1배 4.0배

자료: 각 사 감사보고서 및 사업보고서

업체별로는 GS파워 및 MPC 대산의 수익창출력이 가장 우수한 것으로 나타난다. MPC 대

산은 2011년 이용률이 매우 낮아서 전력량 요금 비중이 낮고, 용량요금 비중이 크다. 이는

MPC 대산의 발전효율 등이 상대적으로 낮은 것에 기인한 이례적인 상황이라 할 수 있다.

다만, MPC 대산의 낮은 이용률 및 높은 용량 요금 비중은 설비 효율이 뒤쳐지는 발전기의

향후를 예고하고 있다.

한편, 최근에는 변동비 변동위험을 모두 제거하는 현 CBP(Cost Based Pool) 체계 하에서

사업자의 과도한 수익 획득으로 인하여 가격상한제도 등에 대한 도입 필요성이 논의되고

있다. CBP 참여 발전소가 정상적으로 가동됨을 전제할 때, 사업위험이 사실상 제거되는 등

사업안정성이 보장받는 상황에서, 계통한계가격의 급등으로 인하여 높은 수익을 기록하는

등, 현재 전력거래제도의 문제점이 최근 부각되고 있기 때문이다.

다만, 국가기간산업으로서 전력산업의 공공성, 중요성 등을 감안하면 평균적 발전 효율성을

가진 발전사업자가 수익 및 사업기반의 불안정성을 인식할 정도의 경쟁이나 불확실성이 시

장에 도입될 가능성은 제한적일 전망된다.


라. 신사업 및 신규투자

용량 확보를 통하여 외형을 확대하고, 전체 발전효율을 향상시키는 것은 민간사업자의 기본

적 투자 방향이다. 다만, 2~3년 전까지는 LNG 복합화력에 대한 투자가 이어졌다면, 최근

상황은 LNG 복합화력에 대한 추가 투자가 한계에 직면하여, 석탄화력, 신재생 에너지 등

정책 및 발전효율 측면에서 수익성이 보장된 발전기에 대한 투자가 이어지고 있다.

건설 중인 발전소를 살펴보면, 대림산업이 출자한 포천파워가 포천에 LNG 복합화력발전소

를 건설하고 있으며, 그 이외에 GS EPS, 평택에너지서비스, 포스코에너지 등이 LNG 및 부

생가스 복합화력발전소를 건설하고 있다. 이외에 에스파워, 동두천드림파워, MPC율촌전력

이 신규 발전소 건설을 진행 중에 있다.

[주요 신규 민자발전소 건설 현황]

구분 회사 발전소명 발전기형태 용량 (MW)

공기 총투자액

(억원) 대주주

평택에너지 오성 복합 복합(LNG) 833 10.05~13.01 7,117 SK E&S

GS EPS 당진 #3 복합(LNG) 415 11.03~13.08 4,605 GS OOC

포천파워 포천복합#1,2 복합(LNG) 1,450 11.09~14.11 8,966 대림산업 건설중

포스코에너지 포항부생 #1,2 복합(부생가스) 236 12.02~14.01 5,950 포스코

에스파워 안산복합#1 복합(LNG) 750 12.03~14.10 6,788 삼천리

동두천드림파워 동두천복합#1,2 복합(LNG) 1,716 2011~2014 13,440 삼성물산 건설

준비

율촌복합 율촌복합#2 복합(LNG) 946 2011~2014 9,600 MPC

자료: 발전소 건설 현황(2012.03), 언론보도 등

한편, 정부의 지원정책에 따라 신재생에너지 시장 참여도 활성화되고 있다. 포스코에너지는

2세대 MCFC 상용화에 성공한 미국 Fuel Cell Energy사에 대한 지분출자(지분율 5.61%, 인

수가액 271억원) 및 기술제휴 관련 계약체결을 통해 2007년 2월 연료전지사업에 진출하고,

향후 10년간 국내 독점 판매권을 확보하였다. 2008년 9월에는 포항에 연산 50MW의 발전

용 연료전지 생산공장(총 공사비 281억원)을 준공하였으며, 현재 Fuel Cell Energy에서 들여

온 스택에 주변설비를 붙여 국내 수요자에게 공급하고 있다.

용량확보를 위한

신규 투자 및 신규

민자업체 진입 지속

정부 지원 배경으로

신재생에너지 시장

참여 활발


발전용 연료전지는 전세계적으로 초기시장 형성 단계이나 정부의 ‘ 그린에너지사업 발전전

략’ 의 유망 분야 중 하나로 선정되어 있고, 사업자가 생산된 전기를 발전차액지원제도에

따라 시장가격보다 높은 가격에 판매할 수 있어 수요가 지속적으로 증가하는 추세이다. 포

스코에너지의 연료전지 매출은 2008년 4분기부터 발생하여, 2011년 매출은 978억원으로

전체매출의 5%를 기록하였다. 그 외, GS EPS, GS파워, MPC율촌전력은 각각 2.4MW,

4.8MW, 10.4MW급 연료전지를 건설하고 운용을 개시하였다.

한편, 정부는 발전차액지원제도를 2011년도에 일몰 폐지하고, 2012년부터 신재생에너지 공

급 의무화 제도(RPS: Renewable Portfolio Standard)를 시행하고 있다. 제도 시행에 따라서

신재생에너지 공급의무가 있는 13개 발전사(한전 발전자회사 6개, 한국수자원공사, 한국지

역난방공사, 포스코에너지, SK E&S, GS EPS, GS 파워, MPC 율촌)는 총 발전량의 일정량

이상을 신재생 에너지로 생산하여야 하며, 생산량이 의무공급량에 미달할 경우 부족량만큼

공인인증서(REC: Renewable Energy Credit)를 구매하여야 한다. 정부는 제도 시행을 통하

여 발전사에게 직접 신재생 에너지 공급을 의무화하여 보급효과를 배양하고, 이행 비용을

전력시장을 통하여 보전하게 함으로써 정부 예산을 절감하며, 시장 확대 등으로 관련 산업

의 경쟁력을 강화하고자 하는 효과를 기대하고 있다.

민자발전사들의 연료전지 등 신재생에너지 투자는 RPS 제도 상 의무공급량의 확보와도 연

관이 있다. 다만, 관련 투자규모 및 발전량 비중이 상대적으로 작아 수익 및 현금창출 확대

요인으로 작용하는 측면은 크지 않은 상황이지만, 의무공급비율의 지속적인 확대에 따라 관

련 투자 및 매출 비중 역시 증대할 것으로 기대된다.

[연도별 의무 공급비율]

(단위: %)

연도 2012 2013 2014 2015 2016 2018 2020 2022

의무비율 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 6.0 8.0 10.0


마. 전망

전력산업에서 정부의 역할 및 정부 정책의 중요도 등을 감안할 때, 민자발전업체의 향후 전

망 역시 정부가 고려하고 있는 수급 상황 및 향후 공급 정책의 틀 속에서 이루어져야 한다.

민자발전사의 사업 전망에 영향을 미칠 수 있는 요인을 간단히 정리하면 다음과 같다.

【민자발전사에 대한 영향 요인】

요소 내용 영향

정부정책 사업안정성을 유지하는 선에서 수익구조의 변동가능성 내재 긍정적

전력수요 연간 GDP 증가율 수준의 안정적 증가 긍정적

설비공급 원전 위주의 공급으로 기저발전량 확대 부정적

SMP 기저발전 비중 확대로 인한 SMP의 단계적 하락 부정적

변동비 LNG 직도입 증가 및 세일가스 공급량 확대로 장기 하락 예상 긍정적

민자발전사의 사업을 전망하는 데에는 기존사업자와 신규 사업자(시장 미진입자)로 구분이

필요한데, 이는 신규 사업자 중 석탄화력 진입자가 나타나기 시작하였으며, 동일 연료 발전

기라고 할지라도 신규사업자와 기존 사업자의 보유 발전소 발전효율의 차이가 분명하기 때

문이다.

① 신규사업자

신규사업자는 안정적인 수요 성장세를 기반으로 하여 사업성의 확보가 가능할 것으로 보인

다. 다만, 전력수급계획의 발전량 전망에 따르면, LNG 발전량은 2014년 최고 수준을 기록

한 이후 빠르게 하락하여, 2024년에는 기존 2014년의 55% 수준으로 하락할 것으로 예상되

고 있다. 전력수급계획이 정부의 의지가 반영된 것이라 할 지라도, 전반적인 추세의 방향성

은 신뢰할 만 하므로, 2015년 이후 계통한계가격의 하락과 이로 인한 인프라마진의 축소가

전망된다. 한편, LNG 직도입의 확대 및 세일가스 국내 도입을 통한 변동비 하락이 예상되

나, 전반적인 수익성의 하락 기조는 불가피할 것으로 예상된다.

② 기존사업자

기존사업자는 발전효율의 상대적 열위로 인하여 이용률 하락 속도가 체증할 것으로 예상된

다. 특히 2012년 이후 원전 위주의 발전 용량 확충이 단계적으로 이루어질 예정으로, 2012

년 상반기와 같은 높은 이용률의 재현 가능성은 제한적일 것으로 전망된다. 2014년 이후

LNG 발전량 하락은 직접적으로 기존 발전소의 발전량 하락 가능성이 높은 바, 현재 한계

발전기 수준의 변동비를 유지하고 있는 발전소들의 이용률 하락 가능성이 높은 상황이다.


기존 사업자들은 PPA 체결 발전기가 전체 용량의 50%~100% 수준으로 사업안정성을 확보

하여 왔으나, 2014년에서 2020년까지 주요 PPA 체결 발전소들의 계약기간 만료가 도래하

는 것은 주요 민자발전사들에게는 부정적인 영향을 미칠 것으로 전망된다. 계약기간 만료

이후 CBP 시장 편입이 예상되나, 이미 20년이 경과한 상황으로, 설비효율이 상대적으로 열

위한 것으로 판단된다.

기존 사업자들이 발전소 확충을 통한 외형 확대 및 기존 발전기의 대체를 위한 신규 투자

를 지속하는 등, 각 사별 경쟁력 제고를 위한 투자를 지속하고 있는 것은 기존 사업자들 역

시 이러한 위험에 대해서 인지하고 있다는 반증이기도 하다.

종합하자면, 민자발전사들의 사업 전망에 대해서는 중단기적 및 중장기적으로 나누어 살펴

볼 수 있는데, 중단기적으로 볼 때는 전력수요의 안정적인 증가 속에서 전력산업구조의 안

정성 및 한전과의 PPA 계약 등을 바탕으로 하여 사업경쟁력의 유지가 가능할 것으로 예상

된다.

다만, 중장기적으로 볼 때는 기저 발전량 증가, 민간의 신규 발전기 진입, PPA계약 해지 등

으로 인하여 민간발전사들 수익성 및 사업안정성의 점진적인 하락이 전망된다. 기존 발전소

의 한계를 뛰어넘기 위한 신규 투자는 이러한 사업안정성의 하락 속도를 늦출 것으로 기대

되나, 전반적인 수익성 및 안정성의 하락 추세는 불가피할 것으로 예상된다.

한편, 2012년 12월 6차 전력수급계획과 관련한 발전소 건설 의향 조사에서 다수의 민간업

체들이 석탄화력 진출 의향을 표명하는 등, 민자발전업에 대한 신규 진출 의향이 높아지고

있다. 2012년 12월에는 6차 전력수급계획의 발표 이외에도 민간의 석탄화력발전 진출 시

정산구조 즉, 보정계수의 적용 여부 및 정산방법 등이 어느 정도 정해질 것으로 예상되는

바, 향후 민자발전업계의 전망에 대한 방향성을 보다 명확히 가늠해 볼 수 있을 것이라 예

상된다.


Part II. 민자발전 신용평가방법론

1. 신용등급 분포 현황

전력은 국가의 핵심 에너지원으로 국민경제적 중요성이 매우 높아 정부의 규제와 지원 정

도가 타 산업에 비해 높은 수준이며, 유사시 정부의 직간접적인 지원 가능성도 상존하고 있

다.

한편, 신규 발전소의 진입은 전력수급계획에 의거 제한적으로 승인되고 있는 상황으로 기존

발전사들의 시장 지위 및 수익 구조는 안정적인 상황이다. 즉, 자본 및 기술 장벽 보다는

인허가 장벽이 크게 작용하는 상황으로, 정부의 의지에 따라서 경쟁 강도가 결정된다. 한편,

전력시장의 거래 구조는 이러한 경쟁의 정도를 완화하고 있는데, 각 발전기 별 설비 효율의

급격한 개선이 쉽지 않으므로, 각 민자발전사들의 변동비 절감이 쉽지 않은 상황이다.

이러한 시장 구조는 기존에 시장에 진입한 민자발전사들의 시장 지위를 공고히 하고 있으

며, 이러한 산업 특성상 개별 민자발전사들의 신용등급은 타 업종 대비 우수한 수준에 위치

하고 있다.

[주요 민자발전사 신용등급 현황]

업체명 구분 2008.12 2009.12 2010.12 2011.12 2012.06

장기 AA+ AA+ AA+ AA+ AA+ 포스코에너지㈜

단기 A1 A1 A1 A1 A1

장기 - AA AA AA AA GS EPS

단기 - A1 - A1 A1

장기 - AA AA - AA GS파워

단기 - - - - A1

장기 - - AA- AA- AA- MPC율촌

단기 - - - - -

장기 - - A+ A+ A+ MPC대산

단기 - - - - -

주: 한국기업평가 유효등급 기준, 볼딕체는 ICR(기업신용등급)임.

2011년말 기준 민자발전사 중 가장 큰 설비용량을 지닌 포스코에너지에 민자발전업 중 최

고 등급인 AA+가 부여되고 있으며, GS EPS와 GS파워가 AA 등급, MPC율촌전력은 AA-,

MPC대산전력은 A+로 그 뒤를 잇고 있다.

민자발전사의 신용등

급은 타 업종대비 우

수한 수준


포스코에너지는 2000년 단기등급 A2-가 신규 부여되었으며, 2001년 장기등급 A+, 단기등

급 A2+로 상향되었고, 2004년 장기등급 AA-, 2006년 AA+로 상향된 이후 동 등급을 유지

하고 있다. 2012년 8월 기준 3,220MW의 용량을 보유하여 국내 총발전용량 기준 약 4%의

비중을 차지하고 있는 등, 국내 시장에서의 중요도가 큰 편이며, 설비용량 중 56%인

1,800MW가 한전과의 PPA를 체결하고 있어, 그 안정성이 우수한 수준이다. 포스코에너지

의 신용등급은 전력시장 내에서 비중 및 중요도 역시 일정 수준 감안된 것이라 할 수 있다.

GS EPS는 2009년 AA등급이 부여된 이후 동 등급을 유지하고 있다. GS EPS는 총발전용량

(1,036MW) 중 48%인 501MW의 발전용량에 대해서 PPA를 체결하고 있다. GS EPS는 우

수한 사업안정성 및 영업현금창출력을 확보한 가운데, 재무융통성 및 유동성 역시 우수한

수준을 유지하고 있다.

GS파워는 2009년 ICR 기준 AA등급이 부여된 이후 2011년 유효기간 만료로 등급이 소멸

되었다가 2012년 동일 등급이 재부여되었으며, 같은 날짜에 기업어음 등급도 A1으로 신규

부여받았다. GS파워는 발전부문의 안정적인 사업지위 이외에도 열 부문 매출의 안정성을

확보하고 있으며, 재무적 안정성 역시 우수한 수준이다.

MPC율촌과 MPC대산은 2010년 7월 기업신용등급 AA-, A+가 부여되었으며, 등급의 소멸

시기(1년 유효)에 등급을 재부여 받고 있다. MPC율촌은 여수 율촌에 위치하여 주요 수요처

인 여수산업단지 및 율촌사업단지의 전력 수급에 일조하고 있으며, PPA 체결로 안정성을

확보하고 있다. MPC대산은 충남 서산시에 발전소가 위치하고 있으며, 이용률 등 발전효율

이 낮아 사업안정성은 다소 열위하나, 영위 산업의 중요도 및 용량요금의 안정적 유입을 바

탕으로 일정한 수준의 재무적 안정성을 확보한 상황이다.


2. 주요 신용평가 요소

신용평가는 개별기업의 채무상환능력을 측정하는 것으로 기업의 채무상환가능성에 영향을

줄 수 있는 위험(Risk)의 관점에서 접근하여 기업을 중심매개체로 외부위험과 내부위험을

분석하는 단계로 구분된다.

각 단계별로 구성된 신용평가 항목은 유기적으로 연결되어 있어 개별적인 분석이라기보다

는 전체적인 흐름을 파악하는 가운데 각 단계별 영향도를 체크하는 과정이라 할 수 있다.

이러한 유기적인 분석을 통해 개별기업이 외부환경변화에 대응하여 궁극적으로 어느 정도

의 현금흐름(또는 부채상환능력)을 유지할 것인지 예측하게 된다.

민자발전업의 신용평가는 해당 기업의 총체적인 현금창출능력 분석을 통하여 부담하고 있

는 채무 원리금의 적기상환능력을 판단하는 일련의 과정으로 구성되어 있으며, 일반적인 신

용평가방법론에서 크게 벗어나지 않고 있다.

민자발전사의 신용등급은 산업전반의 영업환경 분석, 계열 분석, 개별업체 수준의 사업 및

경쟁력 분석, 재무 분석 등을 통하여 결정되기 때문에 평가시 모든 업체에 적용하는 일반적

인 평가요소뿐만 아니라 산업 고유의 특성을 반영하는 항목이 필수적으로 고려된다.

가. 사업측면의 평가요소

1) 정부정책

① 정책변수

발전업은 국민경제적 중요도 및 공공성이 매우 큰 공익산업적 특성을 지니고 있어, 정부는

한국전력공사법 등에 의해 엄격한 통제와 지원을 병행하고 있다. 즉, 정부는 안정적인 전력

공급을 위하여 일정 요건을 갖춘 사업자로 하여금 신규 발전소 건설을 허가하고, 완공 이후

에는 전력거래소에 편입되도록 강제하여 CBP에 참여하도록 하고 있다.

한편, 발전부문 분할 이전 PPA 체결 발전사(발전기)는 CBP 참여와는 별개로 안정적인 수

익을 보장받고 있으며, 전력거래소 설립 이후 CBP 시장 하에서 중앙급전발전기로 참여한

발전소는 투자비 회수 목적의 용량요금을 지급하고, 변동비를 보전할 수 있는 전력량 요금

을 지급하는 등, 일정 수준의 수익을 보장하고 있는 점은 민간의 사회간접자본시설 투자에

대한 유인으로 작용하고 있다.

일반론적인 평가요소

및 산업 고유의 평가

요소 감안


이러한 정부의 규제와 지원정책에 기초하여 사업안정성이 높은 산업특성을 보임으로써 민

자발전산업은 타 업종 대비 산업위험이 매우 낮은 수준이며, 또한 신용등급도 전반적으로

우수한 등급을 부여 받고 있다. 산업의 안정성이 정부정책에 기인한다는 점을 감안할 때,

상기에서 언급한 정책환경의 변화는 업종 전체에 대한 신용등급 결정에 있어 중요한 영향

을 줄 수 있으므로 향후 정책변화에 대한 지속적인 모니터링이 필요한 것으로 판단된다.

2) 수급상황

① 수요 추이

전력수요의 점진적 증가는 발전산업의 지속적인 성장을 위한 핵심요인이며, CBP에 참여하

고 있는 민자발전사에게는 인프라마진의 확보를 위한 기반이므로, 주요 평가요소에 속한다.

본 평가방법론에서는 수요추이에 대한 판단을 실적 및 추정 소비량을 기준으로 하며, 추정

소비량은 매 2년마다 발표되는 전력수급계획 상 기준수요와 목표수요 등으로 판단한다. 또

한, 수요 추이는 증가 및 감소를 기준으로 판단하며, 증가의 경우 GDP 성장률을 비교대상

으로 하여 실적 수요 성장률이 GDP 성장률 이상이거나, 향후 GDP 이상의 성장세가 예상

될 경우 수요 추이에 최고점을 부여하고, 실적 수요 성장률이 감소하였거나, 향후 감소가

예상될 경우 최저점을 부여한다.

② 공급 계획

전력 수요의 증가에 따라 전력수급계획 상 신규 발전기를 지속적으로 허가하는 등, 정부의

공급량 확충이 지속적으로 진행 중이다. 발전자회사 및 민간발전업체는 발전 용량 확충을

위한 지속적인 투자를 진행 중이며, 정부 역시 5차 전력수급계획 상 민간의 화력발전 추진

을 허용하는 등 용량 확충을 유도하고 있다.

특히 2011년 이후 제기된 수급불균형이 정부가 전력수급계획 상 수요 측면을 과소 계상하

여 적절한 발전용량의 확충이 이루어지지 못하였다는 주장이 제기되는 등, 수요관리 측면의

오류 역시 일정 부분 존재하는 것으로 파악되는 바, 2012년 수립되는 6차 전력수급계획 역

시 최근의 발전용량 확충이라는 추세를 담을 것으로 전망된다.

발전기 추가 증설은 기존 발전기에는 상당한 위협으로 작용한다. 일반적으로 증설되는 발전

기는 그 효율이 기존발전기 대비 우수한 상황인 바, 변동비를 기준으로 급전순위를 책정하

는 현행 CBP 시장 하에서는 신규 발전기가 계통에 병입되는 순간 기존 발전기의 발전 순

위는 후순위로 밀리게 된다.


특히, 민간의 화력발전 참여가 보다 활발할 것으로 예상되는 상황에서 2012년 이후 한수원

의 원전 투자가 단계적으로 완료될 것으로 예상되며, 전력수급계획 상으로도 원자력 및 화

력발전 등 기저발전의 비중이 증가하며, LNG 등 복합화력발전의 비중을 감소시키는 것으

로 되어 있는 바, 기존 발전기에 대한 경쟁 우위는 점차 약해질 것으로 예상된다.

신규 발전기의 지속적인 공급계획이 수요 확충의 반증이라는 논리 역시 가능하지만, 본 평

가방법론에서는 기존 발전기의 경쟁력 및 사업지위 약화로 간주한다. 구체적으로 살펴보면,

검토 기준일로부터 3~5년 사이에 발전 효율이 우위인 발전기가 추가로 공급되는 것이 기

존 업체 사업지위의 안정성에 부정적인 영향을 미칠 것이라고 보며, 증설 물량의 수준은 기

준일 국내 발전용량의 5~10%를 기준으로 한다. 다만, 증설 물량은 수요의 점진적 증가를

전제하고 있는 바, 증설물량이 해당 업체에 미치는 영향은 전력 수요 전반의 증감과 함께

고려하여야 한다.

3) 외형 및 포트폴리오

외형 즉, 자산 규모 및 매출액 규모는 민자발전사를 평가하는 데에 중요한 평가요소로 작용

한다. 매출액은 발전 용량과 발전효율의 함수로 결정된 것인데, 발전용량이 높다 하더라도

발전효율이 열위한 경우 매출액의 확대가 어려우며, 발전효율이 높다 하더라도 일정 수준의

용량을 확보하지 않은 경우 역시 매출액 확대에 제약이 있다. 결국, 일정 수준 이상의 매출

액을 안정적으로 시현하고 있다는 것은 용량 및 발전효율의 안정성을 확보한 것이라 볼 수

있다.

마찬가지로 일정 규모 이상의 자산을 확보하고 있다는 것은 기 확보한 발전 용량의 규모

이외에도 추가 건설 중인 발전 용량 및 외부 투자 등을 종합적으로 설명하는 요소이다. 일

정 규모 이상의 매출액 및 자산을 확보하고 있을 경우 규모의 경제 확보로 단위 비용의 축

소가 가능한 바, 신용평가에 있어 긍정적인 요인으로 작용한다. 다만, 매출액 및 자산총액의

규모가 업체의 외형에 치중하고 있는 바, 포트폴리오 수준 등 질적 요인을 함께 고려하여야

할 필요가 있다.

발전업 평가에 있어서 자산의 질을 고려하는 중요한 요소는 지역, 사업, 연료 포트폴리오이

다. 지역적 다양화는 발전소가 위치한 지역이 어디이고, 각 발전기가 집중되어 있느냐 분산

되어 있느냐를 의미하는데, 수요처와의 거리, 송전손실 등을 판단할 수 있는 요소일 뿐만

아니라 자연재해, 화재 등 외부요인으로 인한 정지 위험 영향뿐만 아니라 고장 등으로 인한

발전소 정지로 인한 내부요인에 의한 정지 위험의 헤지 여부를 판단하는 기준이 된다. 본

평가방법론에서는 핵심발전소가 수요처와 근접해 있을 경우 높은 점수를 주지만, 하나의 수

요처에 집중되어 있을 경우 내ㆍ외부 요인에 대한 자산 손실에 대한 헤지가 불충분하다고

판단하여 감점 요인으로 본다.


사업 관련 포트폴리오는 기존 전통적인 발전 이외에 태양광, 태양열, 풍력, 조력, 부생가스

등 대체 및 신재생 에너지의 발전 용량의 확보를 의미하며, 해외발전사업의 참여 여부, 해

외 연료 사업의 확보 여부를 포함하고 있다.

연료의 포트폴리오는 핵심 연료의 다양화를 의미하는데, 발전업의 특성 상 연료 효율의 변

동성이 높지 않으므로, 연료 구입에 관한 내용을 포함한다. 즉, 민자발전업의 핵심 연료인

LNG를 어디서, 어떤 조건으로 구입하고 있느냐가 핵심적인 내용이며, LNG 연료의 변동성

을 어떤 방법으로 헤지하고 있느냐 역시 평가요소 중 하나이다.

4) 설비용량

발전가능총용량은 시장지위를 가늠할 수 있는 주요 지표로 작용한다. 발전가능용량은 용량

요금의 절대 규모와 직결되며, 규모의 경제 발생에 따른 생산단가 하락시 인프라마진의 폭

과 규모를 모두 증가시킬 수 있다.

포스코에너지는 복합화력발전소 1~6호기 및 광양부생발전기를 보유하고 있는 국내 최대의

민자발전사로서 발전가능 총용량은 3,220MW이다. 또한 GS EPS와 GS파워는 각각

1,036MW 및 905MW의 발전용량을 보유하고 있으며, MPC율촌전력 및 MPC대산전력은

각각 536MW, 466MW의 발전설비를 보유하고 있다.

[민자발전사의 발전용량]

구분 포스코에너지 GS EPS GS파워 MPC율촌 MPC대산

발전가능용량 3,220 MW 1,036 MW 905 MW 536 MW 466 MW자료: EPSIS

수익 및 현금흐름 규모를 결정짓는 발전가능용량을 증가시키기 위해 민자발전사들은 최근

신규 발전소에 대한 투자를 확대하고 있다. 이러한 투자 확대는 대규모 자본적 지출을 동반

한다는 점에서 단기적으로 현금흐름 및 재무적 안정성을 압박하는 요인이다. 그러나 신규

설비의 효율성은 기존 설비에 비해 높아 인프라 마진의 확대가 가능하다는 점 등에서 중기

적으로는 외형 및 수익성을 증대시킬 수 있는 요인이 될 수 있다.

또한 장기적으로 민자발전사의 신규 투자가 이루어지지 않을 경우, 전력시장 공급 확충, 개

별 발전기 노후화에 따라 가동률이 떨어질 가능성이 높다. 가동률 하락에 따른 영업현금흐

름 축소는 기존 차입금의 상환 및 이자 부담 등과 관련하여 자금유동성의 압박을 초래할

수 있다.


5) 수익구조

민자발전업체의 사업적 역량을 가늠할 수 있는 핵심 지표 중 하나는 수익구조이다. 현재 운

영 중인 민자발전업체는 1단계 전력산업 구조개편이 시행되어 전력거래소가 설립된 2001년

을 기준으로 하여 그 이전에 상업운전을 개시한 경우 한전과 PPA를 체결하였으며, 그 이후

에 상업운전을 개시한 경우 전력거래소의 CBP에 참여하고 있다. 각 민자발전업체 내에서도

일부 발전기는 PPA를 체결하였으나, 2001년 이후에 완공된 발전기는 CBP 시장에 참여하는

등, PPA 체결 여부는 업체가 아닌 발전기에 귀속된다.

일반적으로 PPA 체결 발전기는 CBP 참여 발전기 대비 안정성이 우수한 것으로 판단한다.

CBP에 참여하고 있는 SK E&S 광양발전기(구 K-Power)와 같이 LNG 장기 직도입 계약시

상하한선을 설정하여 원료비를 타 발전기 대비 매우 낮게 가져감으로써 높은 Infra 마진을

시현하고 있으며, 그 수익의 안정성이 인정되는 발전기도 있으나, 예외적인 경우라고 볼 수

있다. 다만, 향후 민간의 가스 직도입이 증가할 경우 수익성 및 안정성의 동시 확보 역시

가능할 것으로 판단된다.

본 방법론에서는 PPA를 체결한 경우 그 안정성을 인정하여 최고점을 부여하며, CBP에 참

여하더라도, 인프라마진이 높은 수준인 경우 높은 점수를 부여한다. 다만, CBP 상 급전순위

가 하위일 경우라도, 용량요금을 통한 고정비용 회수가 가능하므로, 용량요금의 규모 등을

감안하여 수익구조를 종합적으로 판단하게 된다.

한편, 정부의 지원정책에 따라 각 민자발전사들이 연료전지 등의 신재생에너지 시장 참여가

활성화되고 있는데, 그 실질적인 규모 및 비중이 미미한 수준에 그쳐, 실질적인 가점 요인

으로 작용하고 있지는 않다. 다만, 향후 LNG발전의 비중이 점차 축소될 것으로 전망되는

바, 대체에너지 개발 능력을 보유한 점은 긍정적인 요인으로 판단한다.

6) 운영효율

운영효율은 일반적인 의미로 해당 발전기가 얼마나 효율적으로 전기를 생산하느냐를 의미

할 수 있지만, 국내 전력거래시장의 시스템을 감안한다면, 연간 이용률이 얼마나 되느냐로

설명이 가능하다. 이용률이 높다는 것은 발전기의 급전순위가 높다는 것이며, 이는 결국 해

당 발전기의 변동비가 상대적으로 낮다는 것을 의미한다. 급전순위와는 별개로 이용률에 영

향을 미칠 수 있는 요소는 발전기의 정기보수기간인 데, 유지보수기간이 길수록 해당 발전

기의 이용률은 하락할 수 밖에 없다.


한편, 발전기의 이용률을 결정하는 핵심 요소는 단위 변동비이다. 국내 전력거래시스템 상

변동비는 월 1회 제출하게 되며, 해당 변동비의 수준에 따라 상대적인 급전순위가 책정되는

바, 낮은 변동비는 높은 급전순위와 직결된다. 발전기의 변동비를 결정짓는 절대적 요소는

연료비이다. 국내 연료원별 발전단가는 원자력<유연탄<무연탄<LNG<유류 등의 순으로 나

타나고 있으며, 발전단가의 편차 역시 큰 편이다.

변동비 결정에 영향을 미치는 또 하나의 요인은 해당 연료의 계약방법/단가이다. 일반적으

로 LNG의 경우 한국가스공사를 통하여 구매하지만, SK E&S는 가스 직도입 계약을 통하여

상대적으로 낮은 가격으로 연료를 도입함에 따라, 급전순위가 화력발전소 수준으로 나타나

고 있다. 최근, 민자업체들을 중심으로 발전연료의 구매단가를 낮추기 위하여 직도입을 추

진하고 있으며, 한전 계열의 화력발전사들이 협상력 제고를 위하여 공동구매를 추진하고 있

는 등, 발전단가 하락을 위한 노력을 기울이고 있다.

본 평가방법론에서는 운영효율을 감안함에 있어서, 이용률을 핵심요소로 감안한다. 다만, 국

내 발전량의 80% 이상을 한전그룹의 발전회사들이 생산하고 있어 민자 발전기들의 이용률

이 50%를 초과하기 힘든 바, 절대적 및 상대적 수준을 감안하여 결정하게 된다.


나. 재무 측면의 평가요소

개별 업체의 재무상황 및 능력을 분석하는 데에는 여러 재무지표가 사용된다. 신용평가의

특성상 원리금의 상환능력을 나타내는 재무지표를 중심으로 분석이 이루어지고 있으나, 여

러 재무지표 사이에도 상당한 상관관계가 존재하고 있어 다양한 재무지표를 고려할 필요가

있다. 재무지표는 채무상환능력, 수익성 등 분석목적에 따라 다양한 방법으로 분류가 가능

하며, 특정 항목에 대한 분석을 위해 평가자가 별도로 산출하는 지표들도 다수 존재한다.

민자발전업 신용평가방법론에서는 이러한 다양한 재무지표 중에서 일반 제조업체의 신용평

가시에 자주 사용되는 재무지표와 발전산업의 특수성을 감안하여 별도로 산출한 재무지표

등 6개 재무지표를 사용하여 개별업체의 재무능력을 평가하고 있다. 6개의 재무지표는 수익

성 및 현금창출력 지표인 EBITDA마진, 차입금 커버리지 지표인 순차입금/OCF, 순차입금/

용량요금, 부채상환계수, 레버리지 지표인 부채비율 및 재무정책과 융통성으로 구성되어 있

다. 그러나, 실제 평가과정에서는 훨씬 다양한 재무지표가 이용됨을 유의하여야 한다. 당사

는 평가방법론상 재무지표로 최근 5개년의 평균 수치를 사용하고 있다.

1) 수익성 및 현금창출력: EBITDA 마진

수익성은 기본적 영업활동을 통해 원리금 상환재원을 확보할 수 있는 능력으로 채무불이행

위험에 대한 근원적 보호수단으로서의 의미를 지니고 있다. 발전산업은 장치산업으로 설립

시 대규모 설비투자가 필요하여, 운영 이후 감가상각비가 일반 제조업체에 비해 높게 나타

난다. 이를 감안하여 회계처리방식 차이 또는 영업외적 요인에 의한 영향을 배제한 성과측

정 지표로 EBITDA(Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization)마진을

사용하고 있다.

민자발전업체들은 CBP 시장 참여 여부 및 PPA 체결 여부에 따라 다소 차이는 있지만, 고

정비는 용량요금으로, 변동비는 전력량요금으로 보전받고 있어, 안정적이고 양호한 수준의

수익성을 시현하는 것이 일반적이다.

업체별로는 MPC 대산의 EBITDA 마진이 가장 높게 나타나고 있는데, 이는 해당 업체의

발전기 이용률이 낮아서, 고정비가 대부분을 차지하고 있는 것에 주로 기인한다. 즉, 운전에

따른 변동비 비중이 매우 낮은 상황에서 발전기 운영에 따른 고정비 이외에도 투자비까지

보전받은 것이 높은 EBITDA 마진의 원인으로, 예외적인 경우로 볼 수 있다.

본 평가방법론에서는 EBITDA 마진이 10% 이상일 경우 우수한 수준이라고 판단하며, 5%

미만일 경우 매우 미흡한 수준이라고 판단한다.

6개의 재무지표 사용

수익성 측정 지표로

EBITDA 마진 사용


2) 커버리지 지표

본 평가방법론에서는 금융비용과 차입금(채무원금) 지급능력의 여유 수준 및 시설투자 등

소요자금에 대응할 수 있는 현금창출능력을 측정하는 분석항목으로 커버리지(Coverage) 지

표를 활용하고 있다. 본원적 영업활동을 통해 창출되는 수익이 현금으로 이어진다고 볼 때

해당현금이 원리금의 몇 배에 해당되는가는 채무상환능력을 가늠하는 중요한 판단 잣대가

된다. KR은 순차입금/OCF, EBITDA/총금융비용, 부채상환계수, 순차입금/용량요금 등을 커

버리지 지표로 활용하고 있다.

한편, 차입금은 해당 업체가 차입한 총액을 일컫는 총차입금과 총차입금에서 현금성자산을

제외하여 실질 부담액만을 제시하는 순차입금으로 구분할 수 있다. 일반적인 제조업은 현금

보유 정도를 영업활동에 필요한 수준으로 가져가고, 여유액은 장단기 금융상품으로 운용하

는 경우가 많다. 하지만, 민자발전업체들은 금융기관과의 금융약정 상 차입원리금의 지급

확실성을 담보하기 위하여 현금성 자산의 규모를 크게 가져가는 경우가 많은 바, 현금성 자

산을 고려하지 않을 경우 커버리지 능력이 왜곡될 수가 있다고 판단하여, 순차입금을 대상

으로 한다.

① 순차입금/OCF

기업의 차입금은 영업활동으로부터의 창출현금과 보유자산의 매각, 추가적인 자금조달 등의

수단에 의해 상환될 수 있지만, 신용평가의 기본 개념에 의한 장기간에 걸친 근본적인 차입

금 상환능력은 영업활동으로부터의 현금창출 능력에 의해 결정된다고 할 수 있다. 현금흐름

에 대한 기본 재무제표가 재무상태변동표에서 현금흐름표로 개편된 이후 OCF(Operating

Cash Flow: 영업활동현금흐름)는 기업의 현금창출능력을 측정하는 대표적인 지표로 사용되

어 왔고 이에 기반한 채무 원리금 상환능력이 표준적으로 활용되고 있다.

계속기업에 있어서 차입금 상환에 사용되는 실질적인 재원은 OCF에서 운전자본투자와 자

본적 지출, 배당금 등과 같은 고정적인 소요자금을 차감한 FCF(Free Cash Flow: 잉여현금

흐름)이지만, OCF가 운전자본투자, 자본적 지출, 배당금 지급과 차입금 상환 등 기업활동에

수반되는 모든 경상적인 소요자금의 원천이 된다는 점에서 본 평가방법론에서는 순차입금

/OCF를 커버리지 분석항목으로 활용하고 있다.

본 평가방법론에서는 순차입금/OCF가 6배 이하일 경우 우수한 수준이라고 판단하며, 15배

초과일 경우 매우 미흡한 수준이라고 판단한다.


② 순차입금/용량요금

용량요금은 발전소 건설을 위한 투자비 및 고정비를 보전하기 위한 요금으로서, 업체가 입

찰한 용량에 대해서는 모두 보상을 해주는 현재의 전력거래시스템 하에서는 업체의 고정적

인 수입이다. 따라서, 순차입금과 용량요금의 대비는 전력산업 내에서 가장 특화된 커버리

지 지표라고 할 수 있다. 극단적으로, 높은 변동비로 인하여 급전순위가 최후순위로 책정되

어 이용률이 0%이 상황에서도 용량요금을 수령할 수 있는 바, 현재의 CBP 하에서 가장 핵

심적인 상환재원으로 간주한다.

본 평가방법론에서는 순차입금/용량요금이 6배 이하일 경우 우수한 수준이라고 판단하며,

15배 초과일 경우 매우 미흡한 수준이라고 판단한다.

③ 부채상환계수

모든 기업은 단기적으로 운영자금의 과부족 또는 만기 도래하는 차입금 규모의 급증 등으

로 유동성 문제가 발생할 수 있다. 즉, 유동성 부족은 지속적인 실적악화에 따른 구조적인

현상일 수도 있고, 자금의 미스매칭(mismatching)으로 인한 일시적인 현상일 수도 있다. 어

떤 유형이든지 기업의 유동성이 부족하다는 것은 신용평가 관점에서는 부정적일 수 밖에

없다.

유동성(Liquidity)의 일반적인 의미는 보유 자산의 현금화 정도 즉, 얼마나 빠른 기간 내에

가치의 손실 없이 현금화할 수 있는가를 말한다. 재무분석에 있어서의 재무적 유동성

(financial liquidity)은 기업이 단기간(보통의 경우 1년 이내) 내에 만기 도래하는 채무에 대

해 내부 자산과 외부 자원을 이용하거나, 기업 정책의 조정을 통해 필요현금을 조달할 수

있는 능력을 의미한다고 할 수 있다. 본 평가방법론에서는 이러한 유동성 대응능력을 분석

하는 지표들 중 부채상환계수를 주 평가지표로 활용하고 있다. 부채상환계수는 영업활동을

통해 창출되는 현금을 가지고 단기성 차입금(단기차입금+유동성장기부채)을 어느 정도 상

환할 수 있는지를 분석하는 지표이다.

부채상환계수가 45% 이상일 때 단기상환능력을 우수한 수준으로 평가하며, 15% 미만일 경

우에는 매우 미흡한 수준으로 판단한다.

3) 레버리지 지표 – 부채비율

레버리지지표는 대차대조표 상 자산과 부채의 구성을 비교하여 기업의 유동성, 자본구조

및 차입구조의 적정성 등을 분석하는 데 사용된다. 대표적인 지표로는 총자산 중 외부에서

조달한 차입금 비중을 나타내는 차입금의존도, 타인자본과 자기자본과의 구성비중을 나타

내는 부채비율, 단기부채 지급능력을 판단하는 유동비율 등이 있다.

레버리지 지표로

부채비율 사용


평가 실무에서는 이외에도 다양한 지표가 사용되나, 본 평가방법론에서는 레버리지지표로

부채비율을 사용한다.

민자발전업체의 레버리지지표는 여타 산업 대비 다소 열위한 데, 이는 대규모 장치산업의

특징 외에도 ROE 제고를 위한 적극적인 부채 사용에도 기인한다. ROE 제고를 위한 재무

적 방안 중 하나는 부채 비중을 높이는 것인데, 이 경우 일정 수준까지는 ROE 제고 효과

가 나타나지만, 부채비중이 과중하며 사업위험이 증가할 경우 부도위험이 높아져 재무융통

성의 하락으로 이어지게 된다. 하지만, 민자발전업체는 용량요금 유입을 통한 투자비 회수

의 확실성이 높으며, 예상 현금흐름의 편차가 크지 않기 때문에 부채 사용에 적극적인 입

장을 취함에 따라, 상대적으로 높은 수준의 레버리지 지표로 나타내고 있다. 한편, 상업 운

전 초기에 나타나는 열위한 레버리지 지표는 20년 이상의 장기에 걸친 원리금 상환으로

점진적으로 개선되는 구조를 가지는 것이 일반적이다.

본 평가방법론에서는 부채비율이 200% 이하일 경우 우수한 수준으로 판단하며, 400% 초

과시 미흡한 수준이라고 판단한다.

4) 재무정책과 융통성

채무 원리금의 적기 상환 확실성은 궁극적으로는 만기까지 예상되는 기업의 총소요자금과

자금조달 능력의 관계에 의해 좌우된다고 할 수 있다. 가장 이상적인 형태는 영업 및 투자

활동과 차입금 상환에 요구되는 총소요자금을 영업활동 현금흐름으로 전액조성 가능한 경

우라 할 수 있으나, 대개의 경우 영업활동을 통해 기대되는 현금창출규모는 총소요자금 수

준에 미달하는 것이 일반적이다.

이에 따라 미래에 예상되는 부족자금을 어떠한 수단에 의해 안정적으로 조달 가능한가는

개별기업의 원리금 상환능력 및 확실성을 평가하는 데에 매우 중요한 요소라고 할 수 있다.

또한 분석시점에서 예상한 영업활동으로부터의 현금창출능력은 개별기업을 둘러싼 다양한

내외적 환경요인에 의해 일정수준의 변동성을 갖게 마련이므로 이에 대한 추가적인 자금조

달능력도 고려되어야 한다. 이러한 관점에서 재무융통성(financial flexibility)은 정상적인 영

업활동 및 신용상태(신인도)에 영향을 미치지 않고도 부정적인 환경변화에 효과적으로 대

처하여 기업의 전반적인 채무상환 확실성을 유지할 수 있는 능력으로 정의할 수 있다.

본 평가방법론에서는 영업용 자산을 활용한 추가적인 담보여력이 존재하는 경우 재무융통

성을 양호한 수준으로 평가하며, 비영업용자산을 활용한 담보여력이 존재하는 경우에는 매

우 우수한 재무융통성 수준으로 분석한다. 반면, 자산을 활용한 담보여력이 부족한 경우는

재무융통성을 매우 미흡한 수준으로 평가한다.


3. 평가방법론의 적용

가. 적용 방법

등급별 가이드라인을 통해 각 핵심지표들에 대한 mapping 작업이 마무리되면 이를 토대로

사업 및 재무항목에 대한 평점 점수를 각각 도출한 후 이를 다시 결합하여 최종평점을 산

출한다. 최종 등급을 결정하기 위한 base line을 제공하는 평가방법론상의 신용등급은 바로

이 최종평점을 기준으로 결정된다.

평가요소의 등급별 평점은 신용등급별 준거부도율 또는 평균 평점을 기준으로 부여한다. 준

거부도율에 의한 평점 부여 방식은 평균 평점 방식에 비해 투자등급 항목보다는 투기등급

항목에 높은 가중치를 부여하여 특정항목이 열위한 등급을 기록할 경우 전반적인 평가방법

론 등급이 낮게 산출되도록 하는 stress case를 가정하고 있다. 반면, 평균 평점 방식은 각

등급별 구간값을 동일한 간격으로 유지하고 있어 특정항목에 의한 평가방법론 등급의 쏠림

현상이 없는 normal case를 가정하고 있다. 실무적으로 분석담당 연구원들은 개별기업의 평

가방법론 등급 산출시, 두 가지 방식에 의한 결과값 범위 내에서 각 항목별 내용을 면밀히

검토하여 최종 평가방법론 등급을 산출하고 있다.

[신용등급별 평점 체계]

구 분 AAA AA A BBB BB B

부도율평점 0.03 0.11 0.30 1.63 8.13 23.73

평균평점 1 3 6 9 12 15

평가항목의 등급별 평점

배정 기준과 가중치를 반

영한 등급 산출 방식

[부도율 평점(좌)과 평균 평점(우) 비교]

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

AAA

AA+

AA AA- A+ A A-

BBB+

BBB

BBB- BB

+BB BB

- B+ B B-

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

AAA

AA+

AA AA- A+ A A-

BBB+

BBB

BBB- BB

+BB BB

- B+ B B-


한편, 본 평가방법론에서는 사업관련 및 재무관련 요소의 가중치를 60:40으로 적용하였다.

사업관련 요소들은 수익을 창출하기 위한 개별기업들의 사업기반 및 경쟁력에 관한 사항들

이다. 수익성은 현금창출력을 향상시키는 가장 기본적인 요소이며 현금창출력 향상은 차입

금 축소를 동반한 재무구조의 개선으로 이어짐으로써, 이러한 선순환 구조가 장기화되면 재

무융통성도 개선되는 것이 일반적이다. 반면, 수익성의 악화는 역의 순환 구조를 보이면서

재무융통성을 저하시킨다. 신용평가는 개별기업의 채무상환능력을 평가하는 것으로, 채무상

환능력의 재무적인 출발점이 수익성이며 이러한 수익성 창출을 가능하게 하는 중장기적인

경쟁기반은 사업관련 요소에서 출발한다는 점에서 사업관련 요소에 60%의 평가 가중치를

적용하였다.

재무관련 요소는 사업의 결과물로서 나타나는 지표이지만 자체적인 순환과정 내에서도 채

무상환능력과 연관되는 역할을 한다. 유상증자, 자산매각 등은 차입금 축소를 동반하면서

재무구조를 개선시키며, 금융비용 부담을 경감하면서 수익성 개선에 기여한다. 금융시장 접

근성, 담보여력, 미사용 여신한도 등의 재무융통성을 구성하는 요인도 채무상환능력의 중요

한 척도가 된다. 채무상환능력에 있어 단기적이고 직접적인 영향에서의 중요도는 있으나 중

장기적으로 사업관련 요소에 후행하는 평가요소인 점을 감안하여 40%의 가중치를 적용하

였다.

[주요 평가요소의 가중치]

대구분 소구분 가중치

정부정책 10%

수급상황 5%

외형 및 포트폴리오 10%

설비용량 15%

수익구조 10%

운영효율 10%

사업관련 요소

소계 60%

EBITDA Margin 10%

순차입금/OCF 6%

순차입금/용량용금 6%

부채상환계수 6%

부채비율 6%

재무정책과 융통성 6%

재무관련 요소

소계 40%

사업요소와 재무요소의

가중치는 60:40 적용


나. 사업측면의 평점산출

본 평가방법론에서는 개별업체에 대한 신용평가시 신용등급 결정에 보다 중요한 영향을 미

치는 평가항목에 높은 가중치를 부여하여 사업측면의 평점을 산출하고 있다. 예를 들어, A

업체가 하기 표와 같은 평가를 받는다고 가정하면, 준거부도율과 평균평점기준에 따라 해당

항목의 평점을 가중평균한 평점은 각각 0.15, 3.25가 된다. 산출된 평점을 신용등급 수준에

적용하면 사업측면의 신용등급은 두 방식 모두 AA급이 도출되어 사업등급은 AA급이 된다

는 식이다.

[사업측면 평점 계산의 사례]

평가항목 AAA AA A BBB BB B 가중치 부도율평점 평균평점

정부정책 O 10% 0.03 1

수급상황 O 5% 0.11 3

외형 및 포트폴리오 O 10% 0.30 6

설비용량 O 15% 0.30 6

수익구조 O 10% 0.03 1

운영효율 O 10% 0.03 1

가중평균(Weighted Average) = 0.15 3.25

사업측면에 있어 평가항목에 대한 등급별 가이드라인은 하기 표와 같다. 일부 항목의 경우

비계량적인 특성을 지니고 있어 정성적 판단이 요구되기도 하나, 이 같은 경우에는 보통

Peer Group과의 상대비교 등을 통해 차별성을 반영하고 있다.

[사업측면 평가항목에 대한 등급별 평가기준]

평가항목 AAA AA A BBB BB B


매우 우수

정책 우호도

우수

정책 우호도


정책 우호도

열위

정책 우호도

미흡


최고

수급 상황

매우 우수

수급 상황

우수

수급 상황

양호

수급 상황

악화

수급 상황

매우 악화

외형 및

포트폴리오


최고


매우 우수


우수


양호


열위


미흡

설비용량 ≥3,000 MW ≥1,000 MW ≥500 MW ≥300 MW ≥50 MW ＜50 MW


안정성 최고

수익구조의


수익구조의

안정성 우수

수익구조의

안정성 양호

수익구조의

안정성 미흡

수익구조의

안정성 열위


최고

운영효율

매우우수

운영효율

우수

운영효율

양호

운영효율

미흡

운영효율

열위

사업평점 산출: 항목별

평점에 가중치를 반영하여

계산

사업위험 평가요소는

계량항목과 비계량항목을

모두 반영


다. 재무측면의 평점산출

개별기업의 재무측면에 대한 평점 산출 역시 아래 표와 같이 신용등급 결정에 보다 중요한

영향을 미치는 평가항목에 높은 가중치를 부여하여 계산하고 있다. 예를 들어, A업체가

2012년에 아래 표와 같은 평가를 받는다고 가정하면, 준거부도율과 평균평점기준에 따라

해당항목의 평점을 가중평균한 평점은 각각 1.59, 5.85가 되며, 도출된 평점을 신용등급 수

준에 적용하면 재무측면의 신용등급은 각각 BBB급과 A급이 된다.

두 방식으로 도출된 등급간에 차이가 발생하는 것은 AAA급으로 mapping된 부채상환계수

와 BB급으로 mapping된 재무정책과 융통성의 상호 효과 측면에서 1) 평균평점 방식에서는

크게 상쇄되는 반면, 2) 준거부도율 방식에서는 낮은 평가를 받은 재무정책과 융통성 지표

의 위험가중효과가 보다 큰 영향을 미치기 때문이다. 이러한 상황을 감안하여 각 항목별로

mapping된 값에 대하여 일시적인 요인에 의한 지표상의 왜곡인지, 향후 방향성의 변화 가

능성이 있는지 등을 검토하여 최종적으로 재무항목에 대한 등급을 결정하게 된다.

[재무측면 평점 계산의 사례]

평가항목 AAA AA A BBB BB B 가중치 부도율평점 평균평점

EBITDA마진 O 10% 0.11 3

순차입금/OCF O 6% 0.30 6

순차입금/용량요금 O 6% 0.30 6

부채상환계수 O 6% 0.03 1

부채비율 O 6% 1.63 9

재무정책과융통성 O 6% 8.13 12

가중평균평점(Weighted Average) = 1.59 5.85

재무측면에서는 수익성 지표(EBITDA마진), 커버리지 지표(순차입금/OCF, 순차입금/용량요

금, 부채상환계수), 레버리지 지표(부채비율), 재무정책과 융통성 등 총 6개 항목을 주요 평

가지표로 활용하고 있으며, 개별 기업의 5개년 실적을 감안하여 재무 평가항목의 평점을 산

출한다.

[재무측면 평가항목에 대한 등급별 평가기준]


EBITDA마진 ≥20.0% ≥12.5% ≥10.0% ≥7.5% ≥5.0% ＜5.0%

순차입금/OCF ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배

순차입금/용량요금 ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배

부채상환계수 ≥150.0% ≥90.0% ≥45.0% ≥25.0% ≥15.0% ＜15.0%

부채비율 ≤50% ≤100% ≤200% ≤300% ≤400% >400%


담보여력 최고

(비)영업자산

담보여력 우수

양질의 영업자산 담

보여력 양호

영업자산 담보여력

보유


열위


부족

재무평점 산출: 항목별 평

점에 가중치를 반영하여

계산

총 6개 평가항목 활용


라. 평가방법론 등급의 결정

사업 및 재무항목에 대한 등급을 각각 도출한 후, 전술한 바와 같이 각 항목에 60:40의 가

중치를 부여하여 산출된 평점으로 최종적인 평가방법론 등급을 결정한다. 평가방법론 등급

의 결정과정에 대한 사례는 다음과 같다.

[평가방법론 등급 결정 (MPC율촌)]


정부정책 O

수급상황 O

외형 및 포트폴리오 O

설비용량 O

수익구조 O

사업

측면

운영효율 O

EBITDA마진 O

순차입금/OCF O

순차입금/용량요금 O

부채상환계수 O

부채비율 O

재무

측면

재무정책과융통성 O

평가방법론 등급 AA-

최종 신용등급 ICR AA- 회사채 - 기업어음 -

주: 재무평가항목은 2006~2010년 결산실적 반영

결합등급은 사업위험과

재무위험에 60:40의

가중치로 계산


4. 최종등급 결정 체계

본 평가방법론을 통해 도출되는 평가방법론 등급은 KR의 최종신용등급(Public Ratings) 결

정을 위한 기본등급 범위에 대한 guide-line이자 출발점을 제공한다는데 의미가 있다.

[최종신용등급 결정 체계]

평가방법론등급

(Model Ratings)

독자신용등급(Stand-alone Ratings)

최종신용등급(Public Ratings)

기타 평가요소 계열 지원가능성(extraordinary support)

독자신용등급(Stand-alone Ratings)은 개별기업의 독자적인 사업과 재무능력을 반영한 신용

등급으로서 평가방법론상 도출된 등급에 향후 전망, event risk, 평가방법론 미반영 사업부문

의 영향 정도, 재무융통성, 지배구조의 안정성 등의 기타 평가요소가 반영되어 결정된다.

개별기업의 최종신용등급(Public Ratings)은 계열에 소속되지 않은 기업의 경우에는 독자신

용등급이 대부분 최종신용등급으로 결정되나, 계열에 소속된 기업의 경우에는 계열의 지원

가능성을 반영하여 최종신용등급이 결정된다. 계열의 지원가능성은 계열 내 중요도, 계열과

의 통합도, 지원의 실행가능성 등을 감안하여 반영하는 평가 요소로 stress 상황하에서 개별

기업에 대한 계열의 재무적인 지원가능성(extraordinary support)만을 반영한다. 영업관계

등으로 발생하는 일상적인 지원(ordinary support)은 독자신용등급에 반영된다.

가. 기타 평가 요소

1) Event risk

Special Event의 범주에는 기업인수와 합병, 우발채무의 대지급, 회계분식사건, 대규모 손해

배상 및 산업재해 발생 등 최초 신용평가시에 합리적으로 반영하기 어려운 사건들이 포함

되며, 급격한 신용도의 변화가능성이 동반되기에 신용평가에서 중요성이 높은 상황이다. 이

러한 특별사건의 발생과 관련한 위험은 모니터링을 통한 사후관리를 통해 이루어지게 되며,

해당 사건의 발생시 신용평가담당자는 해당기업들의 신용도 변화를 적기에 신용등급에 반

영하고자 노력하고 있다.

이벤트 리스크에 대한

기업 대응능력 파악에

초점


2) 향후 전망

신용평가는 과거의 재무실적뿐만 아니라 미래전망에 대한 의견도 반영되고 있는데, 제시된

평가방법론은 미래전망 항목에 대한 요인을 사업적 평가항목에서 포괄적으로 반영하고 있

을 뿐, 재무적 평가항목에는 대부분 반영하지 못하고 있다. 이러한 미래전망에 대한 의견

등의 요인이 최종등급 결정과정에 추가로 반영되고 있다.

이외에도 경영관리 리스크(대주주 변경 등), 평가방법론상에서 다각화된 사업구조를 갖고

있는 기업의 각 사업부문별 특성을 모두 반영되지 못하는 한계점에 대한 정성적인 평가, 비

영업용 자산 등을 활용한 재무융통성 수준 등도 평가요소로 반영되고 있다.

나. 계열 평가 요소

개별기업의 신용위험을 평가함에 있어서는 기업의 자체적인 사업위험 및 재무적 위험을 감

안할 뿐 아니라 기업의 신용위험에 영향을 미치는 모든 요소에 대하여 검토하게 되므로 산

업위험 및 경영관리위험 등과 함께 소속계열과의 관계도 중요한 환경요소로 고려하게 된다.

특히 우리나라 경제시스템 내에 존재하는 대규모기업집단 등에 소속된 계열기업을 평가하

는 경우에 있어서는 소속계열의 전반적인 신용도가 다양한 내외적 요인에 의해 계열기업에

미치는 영향이 지대하여 신용등급 결정의 중요한 요인으로 작용하여 왔다.

계열 요인과 관련해서는 전·후방 교섭력, 거래처의 안정성, 운전자본 지원 등 일상적인 지

원(ordinary support)을 비롯하여 계열 내 중요도(지배구조상 위치, 경제적 중요도 등), 계열

과의 통합도, 계열의 지원가능성, 지원여력, 관련 법, 제도적 한계 등을 고려한 stress 상황

하에서 계열의 재무적인 지원(extraordinary support)가능성 등 다양한 요인에 대한 분석과

정을 거치게 된다.

이처럼 사업·재무측면에서의 주된 평가항목 이외에 신용도에 중대한 영향을 미치는 다양한

요인들이 존재한다. 이들은 1)해당 업체 신용도의 상한을 규정짓거나 2)중장기 관점에서의

해당 기업의 경쟁력을 좌우, 또는 3)당장의 신용도 변화를 야기할 수 있는 요인이 될 수 있

다는 점에서 주의 깊은 관찰이 요구된다.

계열자체의 신용도와

소속기업의 계열 내

위치를 평가


첨부 1. 평가요소와 신용등급간 Mapping

주요평가요소 AAA AA A BBB BB B 가중치


매우 우수

정책 우호도

우수

정책 우호도


정책 우호도

열위

정책 우호도

미흡 10%


최고

수급 상황

매우 우수

수급 상황

우수

수급 상황

양호

수급 상황

악화

수급 상황

매우 악화 5%

외형 및 포트폴리오 외형/포트폴리오

최고


매우 우수


우수


양호


열위


미흡 10%

설비용량 ≥3,000 MW ≥1,000 MW ≥500 MW ≥300 MW ≥50 MW ＜50 MW 15%


안정성 최고

수익구조의


수익구조의

안정성 우수

수익구조의

안정성 양호

수익구조의

안정성 미흡

수익구조의

안정성 열위 10%

사업


최고

운영효율

매우우수

운영효율

우수

운영효율

양호

운영효율

미흡

운영효율

열위 10%

EBITDA마진 ≥20.0% ≥12.5% ≥10.0% ≥7.5% ≥5.0% ＜5.0% 10%

순차입금/OCF ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배 6%

순차입금/용량요금 ≤1.0배 ≤3.0배 ≤6.0배 ≤10.0배 ≤15.0배 > 15.0배 6%

부채상환계수 ≥150.0% ≥90.0% ≥45.0% ≥25.0% ≥15.0% ＜15.0% 6%

부채비율 ≤50% ≤100% ≤200% ≤300% ≤400% > 400% 6%

재무


담보여력 최고

(비)영업자산

담보여력 우수

양질의 영업자산

담보여력 양호

영업자산

담보여력 보유

보유자산

담보여력 열위

보유자산

담보여력 부족 6%


첨부 2. 주요 재무지표 계산식

1. EBITDA마진(%) = (EBITDA/매출액)×100

EBITDA = EBIT+감가상각비

EBIT = 매출액-매출원가-판매관리비

2. 순차입금/OCF(배) = (총차입금 - 현금성자산) / OCF

OCF = EBITDA-이자/법인세 등+비현금항목조정

3. 부채상환계수(%) = (OCF+총금융비용)/{(전기·당기 단기차입금+유동성장기부채)/2+

총금융비용}}×100

4. 부채비율 (%) = (부채총계/자본총계)×100

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발전산업(민자발전) - MayBeMayBe · PDF file1 Methodology Report 발전산업(민자발전) 최주욱 유준위 수석연구원 선임연구원 02)368-5303 02) 368-5403 [email protected]