in-depthfile.mk.co.kr/imss/write/20190919104731__00.pdf · 글로벌 원자력 발전 산업의...

전력·가스

원전을 둘러싼 오해와 기회

다시 1년 전 바닥으로 되돌아온 한국전력 투자심리 ‘탈원전’ 선언 이후 최근 2년 동안 정부의 에너지 전환 정책에는 변함이 없

다. 3차 에너지기본계획은 원전의 단계적 축소와 석탄화력의 조기 폐지, 그

리고 재생에너지의 역할 확대라는 비전을 그대로 이어받았다. 결국 한국전

력과 자회사들에 대한 투자 역시 제자리걸음이다. 수익성보다 공익성이 우

선시되는 상황이라 한전의 2019F PBR은 다시 1년 전 저점으로 하락했다.

저평가되어 있는 에너지 정책 변화 가능성에서 찾는 기회 국내 원전 설비용량은 2023년 이후 내리막길이 펼쳐진다. 글로벌 원전시장

도 잠재적 위험성과 가늠하기 힘든 사후처리비용 부담을 감안하면 현상 유

지가 현실적인 목표다. 하지만 경제적인 대안이 마땅치 않은 상황에서 기후

변화와 에너지 안보에 대한 고민이 최근 커지고 있다. 프랑스와 일본은 원

전 축소의 속도를 늦췄고 미국은 원자력 발전의 부활을 모색하고 있다.

정책 리스크는 피크 지났고 이익도 턴어라운드 국면 우리나라 역시 탄소배출량 저감과 재생에너지 투자 등 현실적 고민들과 절

충해 원전 비중을 점진적으로 낮추는 한편 전기요금 제도를 개편할 방침이

다. 결국 에너지 정책이 불변할 것이란 가정에서 비롯된 한전의 저평가는

기회일 것이다. 신고리 4호 원전이 8월 상업운전을 시작한 만큼 한전을 둘

러싼 정책 리스크는 피크를 지났다고 판단된다. 원자재 가격 하락이 더해져

하반기 이익 턴어라운드가 예상되는 한국전력을 업종 최선호주로 추천한다.

원자력 발전은 2023년 이후 점진적으로 감소

자료: 산업통상자원부, 한국투자증권

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2010 2014 2018 2022F 2026F 2030F

(GW) (%)

원자력 설비용량(좌)

비중(우)

비중확대(유지)

종목 투자의견 목표주가

한국전력 매수 38,000원

한전KPS 매수 42,000원

한전기술 중립 -

12개월 업종 수익률

자료: FnGuide - WICS

산업분석 In-depth

전력·가스

2019. 9. 19

(20)

(10)

0

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0

200

400

600

800

1,000

Sep-18 Dec-18 Mar-19 Jun-19 Sep-19

KOSPI 대비(%p, 우)

전기유틸리티 업종 지수(p, 좌)

(%p)(p)

최고운

[email protected]

이정은

[email protected]

Contents

I. Executive summary 2

II. 글로벌 원전 시장의 변화 4

1. 글로벌 원자력 발전 산업의 흥망성쇠

2. 원전을 둘러싼 세계 각국의 다양한 속내

III. 우리나라 원자력 산업의 경쟁력 11

1. 탈원전 선언 이후 에너지 전환의 진전

2. 세계적인 원전 기술력으로 변화를 준비

IV. 원전 해체산업은 과제이자 기회 17

1. 원자력 발전 사후관리의 중요성

2. 사용후핵연료 처리는 시급한 문제

용어해설 24

기업분석 25

한국전력(015760)

한전KPS(051600)

한전기술(052690)

2

리포트 작성 목적

• 에너지 정책이 불변할 것이란 가정에서 비롯된 전력 업종 저평가 요인 분석

• 탈원전 선언 이후 3차 에너지기본계획까지 정책 불확실성 요인 점검

• 글로벌 원전 산업의 현황 및 우리나라 경쟁력 분석 통해 기회 요인 제시

I. Executive summary

현 정부의 정책기조에서 에너지 전환이라는 대의명분이 강조됨에 따라 전력/가스

업체에 대해 수익성보다 공익성이 우선시되는 시기다. 한국전력의 투자판단에서

는 단기 실적의 좋고 나쁨보다 정부가 어떠한 에너지 정책을 펼치고 어떻게 전력

시장을 운영하는지가 더 중요한데, 규제 리스크가 어느 때보다 높은 상황이다. 고

리 1호기의 영구정지 이후 2년이 넘는 시간동안 정부의 에너지 전환 정책은 변하

지 않았다. 다시 말해 한전의 수익성을 뒷받침하던 기저발전(원자력+석탄)의 비

중은 낮춰야 하는데, 비용부담을 보전받는 수단인 전기요금 인상 가능성은 올해

여전히 제한적이다. 결국 한국전력과 계열사들에 대한 투자 역시 제자리걸음이다.

한전의 주가는 다시 1년 전 저점 수준인 2019F PBR 0.24배로 떨어졌다.

에너지 정책을 수립함에 있어 환경과 안전에 대한 고민이 커지는 것은 전세계적

인 흐름이다. 특히 잠재적인 위험성과 해체, 폐기물 관리에 드는 사후처리비용을

감안할 때 원전이 경제적인 에너지가 아닐 수 있다는 인식은 2000년대부터 커져

왔다. 원자력에 대한 의존도를 낮추려는 노력은 원전 도입 역사가 긴 선진국일수

록 크다. 미국은 세계 최대 원자력 발전국이지만, 원전 4곳 중 하나는 향후 10년

내 수익성 악화에 따른 폐로를 고민하는 처지다. 일본은 후쿠시마 원전사고 이후

강화된 규제를 맞추려면 총 5조엔에 달하는 안전대책비를 추가로 써야 한다.

한편으로는 안전성에 대한 우려에도 원자력 발전량은 2012년 이후 다시 늘어나

고 있다. 결국 원자력 발전을 포함한 각국의 에너지 정책이 장기 계획대로 불변할

것이라 가정에는 무리가 따른다. 경제적인 대안이 마땅치 않은 상황에서 기후변

화와 에너지 안보에 대한 고민이 커지는 것은 글로벌 에너지 시장의 새로운 흐름

이다. 이러한 변화에서 원전 산업은 반전을 모색하고 있으며 국가별로 기회에 올

라타기 위한 노력을 기울이고 있다. 이미 일본과 프랑스는 원전축소의 속도를 늦

췄고 미국은 원자력 발전산업의 부활을 예고했다. 여기에 중국과 중동 등 신흥 원

전시장은 꾸준히 성장할 전망이다.

우리나라 역시 탄소배출량 저감 노력과 신재생에너지 투자 등 현실적인 과제를

외면하기 어렵다. 올해 6월 발표된 3차 에너지기본계획에서 원전에 대한 추가적

인 억제 정책은 없었다. 한편으로 에너지 전환의 지속 가능성을 높이기 위해 전기

요금 등 전력시장 제도의 개편 의지를 밝힌 점은 고무적이다. 여기에 현 정권 들

어 첫 번째 신규 원전인 신고리 4호기가 지난 8월말 상업운전에 들어간 만큼 정

수익성보다 공익성이 중요

규제 리스크는 불가피

원전의 단계적 감축은

전세계적인 현상이나

글로벌 원전 시장은

변화를 준비하는 중

원전 축소에 대한 신중론

감안하면 정책 리스크는

피크를 지났다고 판단

3

책 불확실성은 피크를 지난 것으로 보인다. 정부의 원전 계획은 신규 건설과 수명

연장만을 중단하는 자연적인 원자력 발전비중 축소라는 점에 다시 주목해야 한다.

우리나라는 탈원전 선언 이후 지난 2년간 원전산업의 존폐 여부를 우려해 왔지만,

2023년까지 설비용량이 늘어나는 점에는 변함이 없다. 단기적으로 원전 축소는

우선순위에서 밀리는 형국이다. 에너지 전환 속도의 완화 또는 전기요금 제도 개

편 등 저평가되어 있는 변화 가능성에서 한전의 투자기회를 찾을 수 있을 것이다.

한편 해외 원전 수출 가능성은 예측하기 어려운 모멘텀이나, 한전기술 입장에서

는 세계적으로 인정받은 원전 기술력에 대해 저평가받고 있음이 분명하다. 성장

성을 기대하기 어렵더라도 인내심을 갖고 수주 추이를 지켜볼 필요가 있다. 반대

로 단기적으로 보면 규제 리스크가 가장 적은 한전KPS의 매력이 부각될 것이다.

성장에 대한 우려와 다르게 매출액은 4천억원대에서 유지될 전망이며 인건비 절

감효과가 본격화되는 구간이다. 올해 배당수익률이 5%에 달하는 투자기회다.

[그림 1] 원자력 발전은 2012년 이후 다시 성장 [그림 2] 한국전력의 저평가 요인 재점검해 볼 시점

자료: 국제에너지기구(IEA), 한국투자증권

주: 9월 16일 종가 기준

자료: Bloomberg, 한국투자증권

<표 1> 글로벌 유틸리티 업체 밸류에이션 비교 (단위: 백만달러, %, 배)

한국전력 한국

가스공사 한전KPS 한전기술

EDF

(프랑스)

E.ON

(독일)

Enel

(이탈리아)

Dominion

Resources

(미국)

Duke

Energy

(미국)

간사이전력

(일본)

주부전력

(일본)

도쿄전력

(일본)

장강전력

(중국) 평균

시가총액 13,627 3,210 1,284 730 36,103 21,905 73,880 63,492 68,394 11,739 11,419 8,109 58,307

PER

2018A NM 8.4 9.3 61.5 69.1 6.4 10.7 17.6 18.3 12.7 16.5 4.8 15.5 20.9

2019F NM 6.8 10.7 21.7 15.6 13.2 14.0 18.9 18.9 8.0 7.3 2.7 18.3 13.0

2020F 11.0 5.7 10.1 20.8 12.2 13.7 12.9 18.0 18.2 9.5 10.0 7.0 18.1 12.9

PBR

2018A 0.3 0.5 1.5 1.7 0.9 3.2 1.6 2.4 1.4 1.0 0.7 0.6 2.5 1.4

2019F 0.2 0.4 1.4 1.4 0.7 3.1 2.0 2.4 1.5 0.7 0.6 0.4 2.8 1.4

2020F 0.2 0.4 1.3 1.4 0.7 2.6 1.9 2.4 1.5 0.7 0.6 0.4 2.7 1.3

ROE

2018A (1.9) 6.3 17.1 2.8 1.4 66.0 14.4 13.1 6.2 7.8 4.5 13.1 16.3 12.9

2019F (0.4) 6.1 13.5 6.8 5.1 23.9 14.0 14.4 8.0 9.8 8.8 12.2 15.5 10.6

2020F 2.2 6.9 13.4 6.8 6.4 20.6 14.5 13.6 8.2 7.9 6.2 4.6 15.0 9.7

EV/

EBITDA

2018A 8.2 10.0 5.8 15.9 4.3 4.6 7.6 14.5 12.8 9.2 10.1 8.3 10.3 9.4

2019F 6.9 9.4 6.1 10.2 4.4 5.6 7.8 12.8 13.0 10.1 11.9 9.3 11.8 9.2

2020F 5.6 9.2 5.7 9.4 4.0 4.2 7.4 12.1 12.2 10.5 11.4 9.6 11.7 8.7

주: 9월 16일 종가

자료: Bloomberg, 한국투자증권

0

4

8

12

16

20

(9)

(6)

(3)

0

3

6

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18

(% YoY)

원자력 발전량 증가율(좌)

글로벌 원자력 발전비중(우)

(%)

한국전력

한전KPSEDF

E.ON

EnelDominion

Resources

간사이전력주부전력

도쿄가스

장강전력

GE

RWE AG

한국가스공사

한전기술

0.0

0.8

1.6

2.4

3.2

4.0

4.8

(20) (10) 0 10 20 30

(2019F PBR, 배)

(2019~20F ROE

평균, %)

에너지 정책은 불변하다는

가정이 놓치는 투자기회

4

II. 글로벌 원전 시장의 변화

1. 글로벌 원자력 발전 산업의 흥망성쇠

8월말 기준 전세계에는 450기의 원전이 가동되고 있으며 추가적으로 52기가 건

설 중이다. 지난 1년 동안 8기의 새로운 원전이 가동에 들어갔으나 마찬가지로 8

기의 원전이 폐로(폐기)되면서 전체 원자력 발전산업은 정체되어 있다. 이는 사

후처리비용과 잠재적 위험성을 감안하면 원자력이 값싼 에너지가 아닐 수 있다는

우려가 확산되고 있기 때문이다. 전세계 전력생산에서 원전이 차지하는 비중은

1990년대 들어 17%대에서 정체되기 시작해 1996년을 고점으로 하락세가 이어

져 작년에는 10%로 낮아졌다. 같은 기간 재생에너지 비중이 5%p 상승한 것과

대조적이다.

원전 산업은 미국과 프랑스 등 선진국을 중심으로 성장해 왔는데, 원자력의 역사

가 긴 만큼 노후화와 사후처리문제를 경험하면서 원자로 확대에 한 발 물러서는

모습이다. 이들 선진국일수록 전력수요의 증가세가 완만한데 반해 노후 원전의

해체비용을 실제로 부담하기 시작했고 사회적으로도 안전성에 더 민감하기 때문

에 원자력 발전 투자에 소극적인 것이다. 전세계 원자로의 절반 이상이 있는 미국

과 유럽에서는 현재 신규 건설보다 가동 중단될 예정인 원전이 더 많은 상황이다.

원전 축소에 대한 고민은 전세계적인 현상이다. 2011년 후쿠시마 원전 사고 이후

주요 국가들의 원전 정책이 위축될 수밖에 없었던 것처럼 원전의 위험성에 대한

불안감은 사회적으로나 특히 정치적으로 극복하기 어려운 단점이다. 우리나라를

포함해 원전 해체 경험이 없는 국가들도 그동안 과소평가해 오던 사후처리비용을

에너지 정책에 본격적으로 반영하기 시작했다. 대신 2010년대 들어 글로벌 에너

지 시장은 태양광과 풍력 등 재생에너지 확대에 초점을 맞추고 있다.

원자력 발전 비중은

96년을 고점으로 하락

원전 시장 점유율

높은 선진국일수록

확대에 신중

[그림 3] 원자력 발전은 2010년대 들어 제자리걸음 [그림 4] 원자력 발전비중은 90년대부터 둔화되기 시작

자료: 국제에너지기구(IEA), 한국투자증권 자료: IEA, 한국투자증권

안전성과 사후처리비용에

대한 우려는 존재

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18

(TWh) 글로벌 원자력 발전량

0

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15

20

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14 16

(%) 글로벌 원자력 발전비중

5

하지만 2012년 이후 원자력 발전량은 다시 증가하고 있다. 선진국들을 중심으로

원전 축소에 대한 장기적 그림이 그려지는 와중에도 여전히 다수의 국가들은 그

속도에 대해 신중한 모습이다. 원자력은 에너지 안보와 전력공급의 신뢰성, 경제

성 및 환경 측면에서 여전히 매력적인 에너지원이기 때문이다. 원전은 지속적인

가동과 안전성에 문제만 없다면 대규모 전력을 가장 경제적이면서 안정적으로 생

산할 수 있다. 또한 신흥국은 늘어나는 전력수요에 맞춰 효율적으로 발전공급을

키워야 하는 만큼 원전에 대한 수요가 증가하고 있다.

전세계 원자력 발전량은 2011년 일본 후쿠시마 원전 사고를 기점으로 2010년대

들어 주춤한 모습이지만, 원전에 대한 의존도를 낮추기 위한 노력은 2000년대

이전에도 존재했다. 1970년대와 80년대 초반 원전은 경제적이고 친환경적이면서

석유와 다르게 에너지 안보에도 유리하다는 장점이 부각되면서 빠르게 성장했다.

하지만 50~60년대 개발된 초기 노형의 비용 비효율성과 낮은 설계 신뢰도 그리

고 노후화에 따른 사후처리비용 증가 등으로 1990년대 들어 경제성에 대한 믿음

이 흔들리기 시작했다. 여기에 1979년 미국의 TMI(Three Mile Island) 2호기

와 1986년 소련의 체르노빌 4호기 원전 사고를 계기로 위험성에 대한 경각심 또

한 높아졌다.

잠재적 위험성과 사후처리비용 등 원자력 발전의 리스크에 대한 우려는 30년 전

부터 제기되어 왔던 것이다. 하지만 2000년대 들어서 원자력 발전은 다시 한 번

각광받으며 부흥기를 준비했다. 유가가 크게 오르면서 화석연료의 가격 변동성이

커지고 2005년 교토의정서 발효를 계기로 온실가스 배출량 감축의 필요성은 높

아진 상황에서 3세대 원자로 기술의 개발로 원전의 경제성과 안전성 모두 개선되

었다. 개발도상국들은 늘어나는 전력수요를 따라 원전 도입과 기술개발에 적극적

으로 나섰다. 미국에서는 2000년대 후반 30기가 넘는 신규 원자로 건설계획이

수립되었고, 영국 정부는 2008년 8기의 신규 원전 도입을 결정하며 원자력 르네

상스를 천명하기도 했다.

하지만 아직은 원전이 필요

[그림 5] 원전의 절반 보유한 선진국은 확대에 소극적이나 [그림 6] 신흥국 중심으로 여전히 신규 원전 수요가 존재

주: 2019년 8월 기준. 국가별 비중은 공급능력 기준

자료: WNA, 한국투자증권

주: 2019년 8월 기준. 국가별 비중은 공급능력 기준


원자력 산업은 90년대에도

침체기를 겪었지만

2000년대에는 다시

원자력 르네상스를 기대

미국 97기

25%

프랑스 58기

16%

중국 48기

11%

일본

37기

9%

러시아 36기

7%

한국 25기

6%

기타 149기

26%

가동 가능한 원전 현황(450)

중국 9기

16%

인도 7기

9%

러시아 6기

9%

한국 4기

10%UAE 4기

10%

일본 2기

5%

기타 20기

41%

건설 중인 원전 현황(52)

6

결국 과거에도 대형 원전의 사고가 변곡점이 되어 원전 산업은 침체기를 겪어왔

으나, 현실적으로 원자력을 대체할 에너지 대안이 없다는 점에서 원전의 전면적

인 폐지보다는 안전성을 강화하고 기술력을 보완하는 방향으로 발전해 온 것이다.

2000년대 원전 시장이 기대했던 재기가 성공적이었다고 보기는 어렵지만, 중국

과 러시아만큼은 기회를 충분히 누리며 기존 원전 선진국과의 격차를 좁힐 수 있

었다. 2011년 일본 후쿠시마 원전에서 발생한 사고로 원자력 발전량은 10년 전

수준으로 역행하기도 했지만, 과거와 마찬가지로 안정성을 강화한 원전들이 친환

경 에너지 수요를 공략하며 성장의 활로를 넓혀나가고 있다.

원전 산업은 다시

성장의 활로를 모색

[그림 7] 건설 계획중인 원전 현황


아시아

61기

66.4GWe

유럽

37기

41.3GWe북미

3기

2.6GWe

남미

1기

1.2GWe

아프리카

4기

4.8GWe

중동

5기

5.7GWe

7

2. 원전을 둘러싼 세계 각국의 다양한 속내

중국과 러시아는 원전 확대에 우호적이며 자국내 각각 13기와 6기의 원전을 건

설하고 있다. 중국은 에너지 소비가 계속해서 증가하는데 전체 전력 생산량에서

원전 비중이 작년 기준 4%에 불과했다. 이에 따라 중국 정부는 적극적으로 기술

개발에 투자함으로써 2020년까지 원전 설비용량을 지금보다 약 40% 많은 58GW

로 확대할 방침이다. 러시아의 경우 원전의 발전비중을 2018년 18%에서 2030

년 25~30%로 높일 계획이다. 두 국가 모두 후쿠시마 원전사고를 계기로 미국과

프랑스 등 경쟁국들의 투자가 위축되는 반면 전세계적으로 노후 원전에 대한 교

체수요는 늘어나는 상황을 해외시장 저변 확대의 기회로 삼는다는 전략이다.

중국 다음으로 많은 수의 원전을 건설 중인 인도 역시 증가하는 전력 수요에 따

라 원자력 발전에 대한 투자를 확대하고 있다. 현재 22기의 원전이 가동되고 있

으며 현재 7기의 신규 원자로를 건설하고 있다. 장기적으로 2050년까지 원전 설

비용량을 현재 프랑스 수준인 62GW로 확대할 방침이며, 현재 3%에 불과한 원

자력 발전비중은 25%로 키울 계획이다. 국제에너지기구(IEA)는 2040년까지 늘

어나는 원자력 발전량의 90%가 중국과 인도에서 나올 것으로 예상했다.

선진국 또한 글로벌 원자력 발전시장의 주도권을 유지하기 위해 원전 축소 정책

의 단기적 속도를 조절하는 한편 원전산업에 대한 지원을 확대하는 모습이다.

전세계 원자력 발전설비의 1/4를 차지하는 미국은 최근 침체기에서 점차 벗어나

는 모습이다. 셰일가스의 등장과 재생에너지에 대한 투자 확대로 대체 에너지원

의 발전비용이 크게 하락함에 따라, 대규모 자본투자가 필요하고 장기적으로 안

전 이슈로 인한 불확실성은 높은 원전의 매력도가 떨어져 왔다. 원전 수는 1990

년 112기를 피크로 계속 줄어 현재는 100기를 넘지 못한다. 안전규제의 강화로

설비투자 부담은 늘어나는데 가격경쟁력을 갖춘 가스와 보조금 수혜를 누리는 재

생에너지와의 경쟁이 치열하다. 현재 미국 내 가동 중인 원자로의 1/4가량은 수

익성 악화로 10년내 폐기될 위기에 놓여있는 것으로 추정된다.

하지만 현 정부가 글로벌 에너지 시장에 대한 지배력을 확대하기 위한 정책 중

하나로 원자력 산업의 부활을 제시하면서 미국의 원전 시장은 조금씩 활력을 되

찾고 있다. 운영 효율성을 올리기 위한 노력과 조기폐쇄에 따른 사회적 비용 부담

을 줄이기 위한 주정부 차원의 지원 역시 확대되고 있다. 지난 7월 오하이오주가

원전지원법안을 통과시키면서 2016년 뉴욕, 일리노이, 2018년 뉴저지, 코네티컷

에 이어 미국 내 5번째로 원전 지원제도를 도입하게 되었다. 2018년 원자력 발

전량은 사상 최대치를 경신했는데 원전이용률이 90%대로 향상됨에 따라 운영비

용은 2004년 이후 최저치를 기록했다.

중국과 러시아는

원전에 대한 우려를

역으로 기회로 활용

인도 등 개발도상국에게

원전은 효율적인 에너지원

선진국 역시 원전을

쉽게 포기하지 못할 것

미국은 원전 시장에 대한

지원을 확대할 방침

8

프랑스는 에너지 다변화를 위해 원전에 대한 의존도를 낮출 계획이나, 2015년 파

리기후협약과 2017년 원자력 발전에 우호적인 마크롱 대통령의 당선과 맞물려

축소 정책의 속도가 느려지는 추세다. 프랑스는 미국 다음으로 많은 58기의 원전

을 가동하고 있으며, 전체 발전량에서 원자력이 차지하는 비중은 70%를 상회한

다. 2012년 정부는 원전 비중을 당시 75%에서 2025년까지 50%로 낮추기로 정

한 바 있다. 그러나 최근 들어 프랑스는 원자력 발전의 위험성보다 기후변화에 따

른 우려에 더 주목하고 있으며 원전 축소에 앞서 탄소배출량 감축을 우선순위로

두고 있다. 작년 8월에는 원자력에 대해 강하게 반대해온 위로 환경부 장관이 탈

핵에 주저하는 정부와의 갈등으로 자진사퇴함에 따라 이러한 정책 기조 변화는

더욱 분명해졌다. 올해 1월 발표한 중장기에너지계획에서 원자력 발전비중 50%

달성 시점을 2035년으로 연기하기로 수정했다.

후쿠시마 원전사고로 막대한 피해를 입은 일본은 한때 원전가동을 전면 중단했지

만, 2012년 정권 교체 이후 다시 원전의 필요성을 인정하기 시작했다. 원전 중지

[그림 8] 미국 2018년 원자력 발전량은 사상 최고치 기록 [그림 9] 올해에도 발전비중은 20%를 기록할 전망

자료: EIA, 한국투자증권 자료: EIA, 한국투자증권

[그림 10] 원전 수는 1990년을 피크로 줄어들고 있으나 [그림 11] 90%대의 이용률 기록하며 효율성이 향상

자료: EIA, 한국투자증권 자료: EIA, 한국투자증권

프랑스는 원전 위험성보다

기후변화를 더 우려

일본은 안전성 강화해

원전 재가동할 방침

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(TWh) 미국 원자력 발전량

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(%) 미국 원자력 발전비중

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70 75 80 85 90 95 00 05 10 15

(기) 미국 원전 수

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70 75 80 85 90 95 00 05 10 15

(%) 미국 원전 이용률

9

에 따른 비용 증가와 에너지 수급 불안 등의 문제가 커진 탓에 원전을 중요한 기

저 발전원으로 유지하는 대신 안전규제를 대폭 강화하는 방향으로 선회한 것이다.

2015년 규슈전력의 센다이 1·2호기의 재가동을 시작으로 현재까지 9기의 원전

이 운전을 재개했다. 같은해 일본 정부는 2030년 원자력 발전의 비중 목표를 후

쿠시마 원전사고 이전 수준인 20~22%로 설정했고, 작년 7월 제5차 에너지기본

계획에서도 이러한 장기수급계획을 유지하였다. 2018년 기준 원자력 비중은 6%

에 불과했던 만큼 향후 30기 내외의 원전이 재가동되어야 할 것으로 예상된다.

[그림 12] 일본은 2030년 원자력 비중을 후쿠시마 사고 이전 수준으로 회복시킬 계획

자료: 일본자원에너지청, 한국투자증권

[그림 13] 현재 일본의 재가동 원전 현황

자료: 한국투자증권

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 … 2030F

(%)

원자력

석탄

석유

가스

재생

에너지

규슈전력센다이 #1(890MW): 2015년 8월 가동재개센다이 #2(890MW): 2015년 10월 가동재개

규슈전력켄카이 #3(1,180MW): 2018년 3월 가동재개켄카이 #4(1,180MW): 2018년 6월 가동재개

시코쿠전력이카타 #3(890MW): 2016년 8월 가동재개

간사이전력오이 #3(1,180MW):2018년 3월 가동재개오이 #4(1,180MW): 2018년 5월 가동재개

간사이전력다카하마 #3(870MW): 2016년 1월 가동재개다카하마 #4(870MW): 2016년 2월 가동재개

10

대만은 작년 11월 실시된 국민투표에서 탈원전 조항을 폐지하는 안건에 대해

59.5%의 찬성표가 나오면서 현 민주진보당의 에너지 정책은 동력을 잃게 되었다.

앞서 2017년 대만 정부는 2025년까지 모든 원전의 가동을 중단한다는 내용의

전기사업법 개정안을 통과시키면서 6기의 원전 중 4기의 운전을 중지시켰다. 대

신 재생에너지 비중을 20%로 높일 계획이었다. 하지만 이러한 급진적인 정책변

화의 결과로 같은해 8월 전력부족에 따른 대규모 정전 사태를 겪게 되었고 여론

은 자연스럽게 원전 축소 정책을 반대하는 방향으로 돌아섰다.

한편 독일의 경우 2022년까지 7기의 원전 모두를 단계적으로 폐로한다는 계획

을 유지하고 있다. 2010년 독일의 전력공급에서 원자력 발전이 차지하는 비중은

25%였는데, 2011년 후쿠시마 원전사고를 계기로 8기의 원전을 즉시 가동중지시

키는 등 원전 축소 정책을 가속화한 결과 원자력 비중은 2014년 16%, 2018년

12% 수준으로 하락했다. 이러한 원전의 빈 자리는 2000년대 이후 지속 투자해

온 재생에너지로 메꾸고 있다. 독일의 재생에너지 발전비중은 약 30%로 올라섰

고 2030년까지 절반으로 높일 계획이다. 다만 독일처럼 원전을 축소하기 위해서

는 그 대안이 될 재생에너지에 대한 대규모 투자와 유럽 내 가장 높은 수준의 전

기요금 부담을 감당해야 하기 때문에, 다른 국가의 에너지 정책에 큰 영감을 주지

못하고 있다.

결국 원전 축소에 대한 속도조절론은 아직 현실적으로 원자력 발전을 대체할 대

안이 마땅치 않다는 점에서 시작되며, 전세계 에너지 공급의 주도권 경쟁 측면에

서도 에너지 전환에 대해 신중할 필요가 있다. 현 상황에서 원전을 줄이는 것은

발전비용 증가와 화석연료에 대한 의존도 상승으로 이어질 수밖에 없다. 원전 축

소를 선제적으로 내세웠던 국가들도 장기적인 에너지 전환과 온실가스 감축을 위

한 중간 단계로서 원전이라는 카드를 배제하기 어렵다. 장기적으로 원전이 다시

늘어나길 기대하기는 어렵더라도, 단기적인 폐로 속도에 대해 사회적 합의를 이

루기까지 예상보다 긴 시간이 걸릴 것이다. 결론적으로 재생에너지가 경제성과

수용성을 충분히 확보되지 않는 한 원자력 발전이 전체 에너지 시장에서 차지하

는 비중은 10%대의 현재 수준을 유지할 전망이다.

대만은 국민투표 결과

탈원전 정책 반대가 60%

독일은 원전 줄이고 있으나

전력요금 상승이 불가피

원자력 발전을 둘러싼

각국의 속내는 결국 일치

11

III. 우리나라 원자력 산업의 경쟁력

1. 탈원전 선언 이후 에너지 전환의 진전

2017년 6월 문재인 대통령이 탈원전·탈석탄 시대의 도래를 선언한지 이제 2년

이 지났다. 에너지 전환 정책의 방향성은 8차 전력수급계획과 재생에너지 3020

을 거쳐 올해 발표된 3차 에너지기본계획을 통해 구체화되고 있다.

<표 2> 정부의 에너지정책 추이

일자 주요 내용

2017년 1월 제5차 원자력진흥종합계획 확정

3월 전력거래에서 환경과 국민안전 고려 의무화하는 내용의 전기사업법 개정안 국회 통과

4월 문재인 대통령(당시 후보), 신고리 5∙6호기 건설중단 공약 제시

6월 문재인 대통령, 고리 1호기 영구정지 선포식에서 탈원전∙탈석탄 시대를 선언

정부, 신고리 5∙6호기 건설 여부를 사회적 공론화 과정 거쳐 결정하기로 밝힘

7월 한국수력원자력, 신고리 5∙6호기 건설 일시 중단하기로 결정

9월 원자력안전위원회, 모든 원전의 구조물 안전성 특별점검 진행

정부, 미세먼지 관리 종합대책 발표. 2022년까지 미세먼지 국내 배출량 30% 감축 계획

10월 공론화위원회, 신고리 5∙6호기 건설 재개 결정

정부, 에너지전환 로드맵 발표. 원전 단계적 감축하고 재생에너지 확대할 계획

12월 제8차 전력수급기본계획 발표

재생에너지 3020 계획 발표. 2030년까지 재생에너지 발전량 비중 20% 달성 목표

2018년 3월 영동 2호기, 보령 1∙2호기 등 노후 석탄발전 5기 봄철(3~6월) 가동 중단에 들어감

4월 김종갑 한국전력 신임 사장 취임. 비상경영체제를 선언

6월 한국수력원자력, 월성 1호기 조기폐로 및 신규 원전 4기 건설사업 종료 결정

산업부, 에너지전환 후속조치 및 보완대책 보고

7월 발전용 연료 제세부담금 조정하는 세제개편안 발표

2030년 국가 온실가스 감축목표 달성을 위한 기본 로드맵 수정안 발표

2019년 1월 수소경제 활성화 로드맵 발표. 수소차와 연료전지를 양대 축으로 수소경제 선도

4월 원전해체산업 육성전략 발표. 2035년까지 글로벌 해체시장 점유율 10% 목표

재생에너지 산업 경쟁력 강화방안 발표

6월 제3차 에너지기본계획 발표

자료: 언론자료, 산업통상자원부, 한국투자증권

3차 계획은 2040년까지의 에너지 정책에 대한 비전과 전략을 제시하는 최상위

종합계획이다. 먼저 2040년 최종에너지 소비를 19% 절감할 방침으로 설비용량

의 확충을 위한 투자보다는 수요관리에 더 힘을 싣는 모습이다. 이에 따라 재생에

너지 중심의 발전믹스 전환을 추진할 여유가 생기게 된다. 원전의 경우 단계적 축

소기조를 유지하는 한편 석탄의 감축 속도는 앞당길 계획이다. 특히 탄소인증제

와 환경급전 등 기후변화 대응에 맞춰 친환경 요소가 강조되었다. 이와 함께 늘어

나는 한전의 비용부담과 정책 전환기일수록 더 우려되는 불확실성을 줄이기 위해

전기요금 및 전력시장의 제도 전반에 대한 개편 노력을 구체화할 방침이다.

에너지 전환을 뒷받침하는

3차 에너지기본계획

12

<표 3> 3차 에너지기본계획에서 제시한 에너지 정책의 방향

정책방향 중점 과제 주요 과제

1. 소비구조 혁신 부문별 수요관리 강화 부문별 목표에너지원단위 관리제 도입(산업/건물/수송)

수요관리 시장 활성화 수요관리 비즈니스 발굴/확산, 시장 기반 강화

에너지 가격체계 합리화 공급원가 및 외부비용 적기 반영, 과세체계 합리적 운영

비전력 에너지 활용 확대 비전력 에너지 거래제도 및 시장 개설, 사업자 육성

2. 에너지믹스 전환 지속가능한 에너지믹스 달성 재생에너지 발전비중 2040년까지 30~35% 목표

공급안정성 제고 안정적 공급 위해 역내 망 연결, 도입선 다변화 등 글로벌 협력 추진

석탄발전 축소 신규건설 금지, 추가폐지, 환경비용 반영 등

원전 점진적 감축 노후원전 수명연장 및 신규건설 금지

천연가스 활용 확대 발전용 에너지로 확대, 수요처 다변화(수송, 냉방 등)

3. 분산형·참여형 시스템 확대 분산형 전원 확대, 계통체계 정비 수요지 인근 분산형 전원 발전량 비중 2040년 30%로 확대

전력 프로슈머 확대, 지자체 역할·책임 강화 주민참여 활성화, 전력중개시장 활성화 등

에너지복지 지원체계 개선 하절기 냉방복지, 지원체계 효율화

4. 글로벌 경쟁력 강화 재생에너지산업 경쟁력 강화 탄소인증제 도입, REC 경쟁입찰 전환, 원스톱 지원시스템 구축

수소산업 육성 수소 생산방식 다양화, 유통체계 확립

효율 연계산업 육성 고효율 기자재, 에너지솔루션서비스 산업 육성

원전산업 핵심 생태계 유지 원전해체, 사용후핵연료 관리 등 대체산업 육성

전통에너지산업(석유/가스) 경쟁력 강화 공정고도화로 고부부가치화 추진

5. 에너지전환 인프라 확충 전력·가스·열 에너지시장제도 개선 전력 운영체계 정비, 가스/열시장 유연성 확대

에너지 기술개발 및 인력양성 대형 R&D/실증연구 확대, 산학협력 강화

에너지 빅데이터 플랫폼 구축 에너지 통계 내실화, 통합 에너지 플랫폼 구축


새로운 원전의 건설계획을 백지화하고 노후원전의 수명 연장을 불허함으로써 단

계적으로 원자력 발전을 감축할 방침이다. 실제로 고리 1호기의 운전이 멈춘지 1

년 뒤 한국수력원자력(한수원)은 월성 1호기 원전의 조기폐로와 신규 원전 6기

의 사업을 중단하기로 결정했다. 이에 따라 원전 설비용량은 2017년 22.5GW에

서 현재 건설 중인 4기가 모두 반영되는 2023년 28.2GW로 피크를 찍은 후 초

기 원전의 운전정지가 본격화되면서 2030년 20.4GW로 줄어들 전망이다. 동시

에 내진성능 향상, 계획예방정비 기간 확대 등 원전의 안전성을 높이는 방향으로

규제를 강화해 왔다. 과거 정비체계가 이용률 향상에 초점을 맞췄다면, 이제는 안

전을 최우선시하는 기조가 자리잡으면서 원전가동률은 80% 내외에 머물고 있다.

[그림 14] 원자력 발전 비중은 정체되다가 2023년 이후 하락할 전망


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2010 2014 2018 2022F 2026F 2030F

(GW) (%)

원자력 설비용량(좌)

비중(우)

원전은 단계적 감축 대상

13

석탄 화력발전의 입지 역시 좁아지고 있다. 이제는 탄소배출량과 미세먼지 감축

이 중요한 시점이다. 2011년 일본 후쿠시마 원전사고와 2016년 경주 지진 등이

전력공급 체계의 안전성에 대한 경각심을 불러일으켰다면, 2015년 파리기후협약

체결과 미세먼지 악화는 환경을 보호하기 위한 노력으로 이어졌다. 정부는 노후

석탄 발전소 6기의 조기 폐지시점을 2022년 이전으로 앞당기는 한편 3월부터 6

월까지 봄철 가동은 중단할 방침이다. 기존 설비에 대해서도 친환경 성능 개선작

업을 펼치고 새로 건설될 예정인 설비는 최대한 LNG로 전환시킬 계획이다. 또한

2018년 7월 에너지 세제개편안에서는 유연탄 개별소비세를 기존 kg당 36원에

서 46원으로 인상하기로 결정했다.

장기 에너지계획에서

석탄의 자리도 사라짐

[그림 15] 30년 이상 노후 석탄화력소 6기(2.6GW)를 조기 폐쇄할 예정


보령 #1(500MW)1983년 12월→2022년 5월 폐쇄예정

보령 #2(500MW)1984년 9월→2022년 5월 폐쇄예정

삼천포 #1(560MW)1983년 8월→2019년 12월 폐쇄예정

삼천포 #2(560MW)1984년 2월→2019년 12월 폐쇄예정

호남 #1(250MW)1972년 10월→2021년 1월 폐쇄예정

호남 #2(250MW)1972년 10월→2021년 1월 폐쇄예정

서천 #1(200MW)1983년 3월→2017년 1월 폐쇄

서천 #2(200MW)1984년 12월→2017년 1월 폐쇄

영동 #1(200MW)1983년 3월→2017년 7월 폐쇄

영동 #2(125MW)1984년 12월→2019년 1월 폐쇄

14

원자력과 석탄 기저발전의 빈 자리는 태양광과 풍력 등 친환경에너지가 대체하게

된다. 기후변화에 대한 대응 노력과 이를 위한 재생에너지 투자 확대는 전세계적

인 흐름이다. 우리나라 정부 역시 2040년까지 재생에너지의 발전비중을 30~35%

수준으로 끌어올릴 계획이다. 이를 위해 재생에너지 설비용량을 현재의 4배로 늘

릴 방침이다. 2030년까지 연평균 3.5GW 규모의 추가 설비확충이 필요하며 총

90조원 이상의 대규모 투자가 될 전망이다. 한편 재생에너지 3020 이행계획이

실시된 첫 해인 2018년에는 신규 설비용량이 당초 목표를 70% 이상 상회했다.

[그림 16] 원전의 빈 자리를 대신하는 재생에너지 [그림 17] 재생에너지 발전비중 30년 20%, 40년 30~35%

자료: IEA, 한국투자증권 자료: 산업통상자원부, 한국투자증권

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90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14 16

(%) 글로벌 재생에너지 발전비중

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2017 2020F 2023F 2026F 2029F

(TWh) (%)

우리나라 재생에너지 발전량(좌)

비중(우)

기저발전의 대안은

재생에너지

15

2. 세계적인 원전 기술력으로 변화를 준비

우리나라의 원자력 발전 역사는 1978년 가동된 고리 1호기에서 시작된다. 1970

년대 석유파동을 겪은 이후 에너지 자립이 더욱 중요해지면서 화석연료의 대안으

로 원전 기술 개발에 본격적으로 나선 시기였다. 이후 1995년과 96년 처음으로

한빛 3·4호기를 독자적으로 설계해 건설하는데 성공했다. 이러한 경험을 발전시

켜 2002년에는 1,400MWe급 경수로 노형인 APR1400을 개발할 수 있었다.

2009년 UAE와 바라카 원전 수주계약을 체결하면서, 원전이 처음 가동된 지 31

년만에 이제는 해외로 국산화된 원자로를 수출하는 원자력 강국으로 발돋움했다.

우리나라의 APR1400 모델은 2017년 11월 유럽사업자요건(EUR; European

Utility Requirements) 인증에 이어 올해 8월에는 미국 원자력규제위원회(NRC)

로부터 설계인증(DC; Design Certification)을 받으면서 다시 한 번 기술력을 인

정받았다.

유럽사업자요건은 유럽 내 비정부 원전사업자 연합기구가 심사와 인증을 주관한

다. EUR협회는 프랑스, 영국, 러시아 등 유럽 12개국, 14개 원전사업자로 구성되

어 있으며, 인증을 신청한 노형이 5천여개에 달하는 표준설계요건에 부합하는지

심사한다. EUR 인증을 통해 인허가요건과 사업자요구조건을 사전 검증받음으로

써 안전성과 경제성에 대한 신뢰도를 높일 수 있다. 유럽 제반국가뿐만 아니라 최

근에는 남아공과 이집트 등 인근 국가들도 EUR 인증을 우대하는 경향이 확산되

고 있어, 미국의 설계인증과 함께 원전 수출 경쟁력을 보장받는 중요한 수단이다.

우리나라는 2009년부터 EUR 인증 취득을 위해 유럽형 APR1400(EUR-APR)

원전설계 기술을 개발해 왔고, 2013년 12월 처음으로 예비심사를 통과하며 가능

성을 다시 한번 확인했다. 이후 본심사 준비에 추진력을 이어가 총 24회의 정기

회의 끝에 2017년 11월 부합률 96.5%로 최종 EUR 인증을 획득했다. 우리나라

의 APR1400은 EUR 인증을 받은 9번째 노형이며, 가장 직전에는 일본의

APWR 노형이 2014년에 취득받은 바 있다. 현재 중국의 ACP1000과 러시아

VVER-1200이 EUR 인증 확보를 추진 중인 것으로 알려졌다.

미국 역시 원자력규제위원회에서 원전의 표준설계에 대한 안전성을 인증해주고

있으며, 우리나라는 2010년부터 준비해 온 결과 지난 8월 설계인증을 취득했다.

설계인증은 취득 원전이 미국 국토의 80%에 해당하는 지역에서 환경성과 내진

설계 등의 인허가 조건을 충족함을 인증해준다. 향후 미국에서 원전을 건설할 경

우 인허가에 걸리는 기간과 비용 및 리스크를 줄일 수 있다는 장점 이상으로, 세

계 최대 원자력 발전국인 미국에게 3세대 기술력을 인정받았음이 중요하다. 미국

이외의 원자로 모델이 NRC의 설계인증을 받은 것은 우리나라가 처음이다.

고리 1호기 이후 40년간

이뤄낸 원전산업의 발전

유럽과 미국에서 모두 인정

받은 원전설계 기술력

2017년 유럽사업자요건

인증을 시작으로

2019년에는 미국의

설계인증도 확보

16

<표 4> APR 1400과 APR+ 기술 특징

구분 APR 1400 APR+

설비규모 원자로형 가압경수로 가압경수로

설비용량 1,400MW 1,500MW

설계수명 60년 60년

내진설계기준 SSE 0.3g SSE 0.3g

주요성능 이용률 평균 90% 이상 평균 94% 이상

불시정지횟수 0.8회/년 이하 0.6회/년 이하

재장전주기 18개월 18개월

부하탈락요건 100% 부하탈락시 소내부하 유지기능 전부하상실시 소내부하 유지기능

안전성 노심손상빈도 1.0E-5/RY 1.0E-6/RY

원자로건물 손상빈도 1.0E-6

/RY 이하 1.0E-7

/RY 이하

작업자 피폭 선량 1man-㏜/RY 이하 1man-㏜/RY 이하

열적 여유도 10% 이상 10% 이상

발전소 정전 대처시간 최소 8시간 최소 8시간

원자로 건물 PS콘크리트 건물 PS콘크리트 건물

자료: 한전기술, 한국투자증권

최근 언론 보도에 따르면 중동 원전 시장에서 미국과의 동반진출 가능성이 점쳐

지고 있다. 이미 사우디 원전 프로젝트에서도 협력 가능성은 제기되어 왔다. 현재

5개 국가(한국, 미국, 프랑스, 중국, 러시아)의 예비사업자 중 우리나라의 기술평

가 결과가 미국보다 높았던 것으로 추정된다. 결국 미국은 중동시장에서 중국과

러시아를 견제하려는 한편 우리나라의 기술력을 높게 평가한 것이다. 언론에서

‘중동판 마샬플랜’이라 강조한 수준의 대규모 투자가 단기간에 이루어지기는 어려

워 아직은 기대감뿐이지만, 에너지 전환 정책의 불확실성 속에서 우리나라의 원

전 경쟁력이 저평가받고 있는 점은 장기적으로 투자기회를 제공할 것이다.

앞으로는 원전의 사후처리 영역에서 경쟁력을 키워나갈 전망이다. 우리나라의 원

자력 발전 기술력은 건설과 운영에 초점을 맞춰왔다. 미국과 영국 등 1950년대

부터 원전을 운영해 왔던 선진국과 다르게 우리나라는 해체에 대한 경험과 기술

이 부족한 상황이다. 이제는 추가적인 원전 건설과 노후 원전의 수명 연장이 어려

워짐에 따라 선행주기 중심의 한계점이 드러나고 있다. 현재 2기의 원자로가 가

동을 중단했고 2030년까지 총 12기의 원전이 폐로될 예정이다. 따라서 향후 원

자력 산업의 생태계를 유지하는 한편 노후 원전에 대한 효율적인 사후처리를 위

해서 해체 분야의 기술력을 강화시킬 필요성은 갈수록 높아질 전망이다.

미국도 인정한 기술력에

대한 저평가

이제는 사후처리 영역의

원전 기술력 개발할 차례

17

IV. 원전 해체산업은 과제이자 기회

1. 원자력 발전 사후관리의 중요성

원자력 발전산업에서 해체란 운영이 정지된 원전과 관계시설을 철거하고 오염물

질을 제거하는 한편 해당 부지를 정상적으로 복원함으로써 국민의 안전과 건강을

확보하고 주변 환경을 보호하기 위한 모든 행위를 의미한다. 해체방법은 크게 즉

시 해체와 지연 해체로 구분되는데, 즉시 해체하는 경우에도 20년 내외의 시간이

소요된다. 해체 작업은 해체를 설계 및 기획하는 사전 단계에서 시작해 실제 방사

능 오염물질을 제거(제염)하고 철거하는 실제 해체작업, 그리고 해당 부지를 사

후 복원하는 과정으로 나눌 수 있다. 결국 원전 해체산업은 시설의 물리적 철거뿐

만 아니라 폐기물을 처분 및 장기간 관리하고 부지환경을 원래대로 돌려놓는 종

합적인 사후관리 영역이다.

<표 5> 원자력 시설 해체 방법의 구분

즉시 해체 지연 해체

정의

발전소가 정지되고 해체 인허가를 승인받은 직후 발전소 해체에 대한 인허가를 승인받은 이후에도

바로 제염 및 해체하여 최종 처리하는 형태 방사선물질의 준위가 일정 수준으로 낮아질 때까지

시간을 지연시켜 해체를 진행하는 형태

장점

- 소요 시간 및 총비용 절감 - 방사성 물질의 유출 위험 감소

- 유지 및 관리 최소화 - 작업자의 피폭 가능성 감소

- 시간적 예측가능성 높음 - 제염 등 해체비용 절감

- 주요 지식 보유한 기존 인력 활용 - 장기적인 부지 관리 연계

단점

- 해체 및 폐기물 처리시 방사선 노출 위험성 - 부지 오염 가능성

- 해체작업에 대한 높은 신뢰성 요구 - 향후 경기 상황 예측 어려움

- 단기 해체 관련 자금 조달 필요 - 폐기물 루트 폐쇄 가능성

자료: 산업자료, 한국투자증권

원전 해체는 철거에서

복원까지 아우르는

종합적인 사후관리 영역

[그림 18] 원자력 시설 해체의 작업 단계

자료: 한국원전수출산업협회, 에너지경제연구원, 한국투자증권

사전단계 해체단계 사후단계

해체기획

해체설계

운전 정지

시설 특성분석

제염

절단ㆍ철거

폐기물처리

부지복원

부지규제해제

<원자력시설해체작업수행단계>

18

원전은 짓기보다 부수는 것이 더 어려운 산업이다. 우리나라 최초의 원전이면서

마찬가지로 가장 먼저 해체되는 고리 1호기의 경우 2017년 6월 가동이 중지되

었는데, 냉각과 해체 계획 승인에만 5년이 걸린다. 물리적인 해체의 첫 단계인 제

염은 2025년 12월에 예정되어 있다. 최종적으로 부지 복원까지 완료되는 시점은

원자로가 멈춘 지 15년이 지난 2032년 12월이다. 우리나라는 아직 실험로를 제

외하면 해체 경험이 없고 핵심기반기술도 2021년에나 모두 확보한다는 방침인

만큼 고리 1호기의 해체기간은 계획보다 더 길어질 가능성이 높다.

극단적인 사례지만 후쿠시마 원전은 폐로 과정의 어려움을 보여준다. 2011년 사

고 당시 핵연료가 녹아내리면서 발생한 고농도 방사성에 오염된 잔해와 오염수가

여전히 원전 부지에 남아 있다. 매일 100톤 이상의 지하수가 유입되면서 현재 4

만톤에 달하는 방사선 오염수가 차 있는 것으로 알려져 있다. 현재까지도 처리방

안에 대한 논의는 진행 중이다. 일본경제연구센터는 후쿠시마 제1원전의 처리비

용을 35조엔에서 81조엔으로 예상하고 있다. 범위가 넓은 이유는 그만큼 처리과

정에 대해 불확실성이 많기 때문이다.

정부는 방사성폐기물관리법에 따라 2년마다 원전 해체비용을 산정하게 되어있다.

2017년 원전 1기의 사후처리비용을 7,515억원으로 책정했고, 이에 따라 2018

년말 기준 원전해체충당부채의 적립액은 13조 4천억원이다. 또한 한수원은 1기

에 해당하는 비용만큼은 현금으로 적립하고 있다. 해체비용 산정은 안전성에 대

한 우려와 폐기물 관리의 어려움이 부각되면서 5년 전 대비 25% 증가했다. 이

중 방사능 오염물질을 제거하는 제염과 시설물 해체 비용이 44%에 해당하는

3,306억원을 차지하며, 폐기물 관리 비용 2,889억원, 해체시설의 건설 및 운영

비용이 639억원으로 구성되어 있다. 물가 상승률을 감안할 경우 7,700억원 수준

으로 추정되는데, 실제 해체경험이 있는 미국과 일본의 평균 비용에 비해서는 여

전히 적은 수준이다. 프랑스 감사원 자료에 따르면 일본의 1,000MW급 원전 1

기당 해체비용은 2012년에 이미 9천억원에 달했다.

우리나라에서 해체는

아직 가보지 않은 길

[그림 19] 고리 1호기 원전의 해체는 2032년 12월 완료될 예정

자료: 한국수력원자력, 한국투자증권

일본 후쿠시마 원전 사고의

처리비용은 35조엔 이상

우리나라 원전 1기의

해체비용은 7,515억원

냉각 인출 제염

2017년 6월 2022년 6월 2025년 12월 2026년 1월 2030년 12월 2032년 12월

최종환경평가및 부지복원

해체 폐기물처리

비방사성시설철거

인허가 승인

19

전세계 627기의 원전 중에서 현재 운영되는 원자로를 제외하고 177기가 영구정

지된 상태다. 이 중 해체작업이 완료된 것은 21기에 불과하다. 아직 해체시장은

초기 단계인 셈이며 실제 해체완료 경험이 있는 국가는 미국, 독일, 일본 등 초기

에 원전을 도입했던 나라들로 국한되어 있다. 현재 가동 중인 450기의 원전 중

30년 이상된 원자로는 절반이 넘는 것으로 추정된다. 결국 1980년대 이전에 건

설된 원전은 자연스럽게 2020년 중반 이후 순차적으로 해체 수순을 밟을 것으로

예상된다. 우리나라의 경우 2017년 고리 1호기 가동정지를 시작으로 2030년까

지 12기의 원전이 폐로될 예정이다.

우리나라의 원전 산업은 계속운전의 가정 아래 기술력을 축적해 왔다. 반대로 원

전을 철거하고 폐기물을 관리하는 후행주기 관점의 경쟁력은 이미 원전을 폐기

(폐로)해 본 경험이 있는 미국, 일본 등 선진국에 비해 부족한 상황이다. 한국수

력원자력은 과거 1996년에 원전해체대책을 수립한 바 있으나 구체화되지 못하고

지연되어 오다가, 일본 후쿠시마 원전사고를 계기로 2012년에 비로소 ‘원전해체

기본전략’을 수립하며 기술 육성에 들어갔다. 이제는 에너지 전환 정책으로 신규

원전 건설이 어려워짐에 따라 정부는 보다 장기적인 관점에서 원전해체 시장 진

출을 준비할 계획이다. 지난 4월 ‘원전해체산업 육성 전략’을 발표하면서 2035년

까지 세계 원전해체 시장 내 점유율을 10%로 끌어올려 Top 5 국가로 도약하겠

다는 비전을 제시한 바 있다.

원전 해체시장은 2020년

중반 이후 본격화될 전망

우리나라도 해체시장 진출은

적극적으로 준비할 계획

[그림 20] 2019년 4월 ‘원전해체 산업 육성전략’의 목표


제도기반 구축(전문기업 확인제도 등 마련)

원전해체 준비기(19~22년)

단계

추진전략

ㆍ해체 조기발주ㆍ고도화·상용화 기술 개발ㆍ핵심 인프라 구축, 장비개발

ㆍ생태계 기반구축ㆍ전문인력 양성ㆍ금융지원 등 확대

ㆍ해체 선도국과 협력기반 확대ㆍ해외 진출 3단계 진출전략 추진

시장 성장기(23~30년)글로벌 도약기

(31년~)

초기시장 창출인프라 구축

원전해체전문기업 육성

글로벌시장진출 지원

세부전략

20

현재 해체 관련 핵심기술은 선진국 대비 약 80%까지 확보했고 2021년에는 95%

수준으로 향상시킬 계획이다. 기술 자립화가 안착되면 2022년부터는 이를 고도

화하는 한편 실증경험 축적 등을 통한 상용화에 나선다는 것이 중장기 그림이다.

원전해체는 과제이면서 기회인 시장이다. 그 규모는 앞으로 100년에 걸쳐 400조

원 이상의 가치가 있을 것으로 추정된다. 다만 아직 초기 단계에 불과하고 1기

해체에 수십년이 걸리는 사업이라 단기 이익 기여도를 예측하기 이른 시점이다.

실제로 한전기술이 현재 진행 중인 고리 1호기의 해체관련 용역 매출액은 200억

원대에 불과해 건설 및 설계 규모에 크게 못 미친다.

원전 해체시장은 아직 충분히 형성되어 있지 않지만, 초기 원전도입국을 중심으

로 진입장벽이 더욱 높아질 것으로 예상된다. 건설보다 해체가 더 어려운 원전 특

성 상 검증된 기술력 확보가 까다로우며, 철거와 폐기물 관리 및 환경부지 복원에

수십년이 걸리는 만큼 신규 기업은 갈수록 진입하기 힘들 것이다. 따라서 아직 먼

미래의 이야기일지라도 선제적 투자와 트렉 레코드 확보가 중요하다는 점에서 정

부와 한전 모두 초기 성과에 집중해야 한다.

2021년까지 해체기반기술

모두 확보한다는 계획

[그림 21] 원전해체의 핵심 기반 기술

자료: 한국원전수출산업협회, 에너지경제연구원, 한국투자증권

아직은 먼 미래의

이야기지만

초기 안착이 중요해

선제적 투자가 필요

고자유도원격절단

통합평가기술

고하중취급원격정밀제어기술

실감형원격절단시뮬레이터

원격해체 장비내방사화기술

3D Human Machine

Interlace 기술

해체준비 제염 절단 폐기물처리 환경복원

해체안전성평가기술

해체공정평가기술

방사능재고량평가기술

표면오염도측정기술

핵종분석 기술

환경영향평가기술

방사선안전관리기술

품질보증기술

원전일치계통화학제염기술

대형기기나노복합유체제염기술

제염에의한재료건전성평가기술

분사연마제염기술

전해연마/화학침수제염기술

열적절단 기술

기계적절단기술

대용량고방사성폐액처리기술

고방사성폐기물

안정화기술

TRU 함유폐기물

처리기술

금속용융기술

콘크리트폐기물

감용기술

방사화탄소폐기물처리기술

우라늄폐기물처리기술

유기혼성폐기물수증기개질처리 기술

금속폐기물절단및제염기술

금속체방사능평가및

재활용기술


재활용기술


안정화기술

광역오염 확산억제기술

주거지역오염복원 기술

해체부지복원최적평가기술

저준위부지방사능현장측정기술

부지규제해제평가기술

오염토양처리기술

21

2. 사용후핵연료 처리는 시급한 문제

우리나라는 사용후핵연료 등 방사성 폐기물에 대한 관리가 더욱 시급한 상황이다.

원자로에서 사용하고 난 핵연료는 오랜 기간 동안 방사선과 열이 발생한다. 따라

서 원자로에서 꺼낸 이후 방사능물질을 차단하고 냉각시키기 위해 발전부지 내

수조에 담아 임시로 보관하게 된다. 5년 내외의 임시저장 기간을 보낸 사용후핵

연료는 격납용기에 담아 중간저장시설로 옮겨진다. 통상적으로 방사능물질이 1%

수준으로 줄어들 때까지 40~50년간 다시 보관한다. 최종적으로 지하 깊숙한 심

지층에 매립한 상태로 영구처분에 들어가는 순서다.

하지만 우리나라는 부지 선정의 어려움 등으로 아직 사용후핵연료의 중간저장시

설을 마련하지 못하고 있다. 전세계 31개의 원전 가동국가 중에서 아직 중간저장

시설을 갖추지 못한 곳은 우리나라를 포함해 대만, 네덜란드 등 9개 국가에 불과

하다. 대신 핵폐기물을 원전부지에 있는 임시저장시설에서 보관 중인데, 이마저도

여유가 부족하다. 한수원에 따르면 원전부지 내 임시로 보관 중인 사용후핵연료

는 총 50만 다발에 육박하는데, 저장시설의 포화율은 90%에 육박한다.

안전에 대한 지역주민의 반발과 정치적 부담이 큰 만큼 방사성 폐기물 처리시설

의 부지 확보는 오랜 기간 어려움을 겪어왔다. 정부는 20년에 걸친 10번의 시도

끝에 2005년 중저준위 처분시설 부지를 경주로 선정할 수 있었다. 하지만 고준

위 폐기물인 사용후핵연료 중간저장시설은 여전히 공론화 과정에 있다. 2016년

7월 ‘고준위 방사선폐기물 관리 기본계획’을 수립했지만, 현 정부에 들어서 의견

수렴이 부족했다는 지적에 따라 지난 5월 ‘사용후핵연료 관리정책 재검토위원회’

가 출범되었고 처리방식과 시설 계획을 다시 수립하고 있다.

사용후핵연료는 41년째

‘임시로’ 보관 중

고준위 방사선 폐기물

관리의 어려움 때문

[그림 22] 사용후핵연료 처리과정


사용후핵연료 처리에 대한

논의는 수십년간 미해결

발전소 임시저장 중간저장 처분

신연료

원자력발전소 임시저장

습식저장

건식저장

직접처분

재처리/재활용

소멸처리(중저준위화)

심지층처분

22

<표 6> 방사성폐기물 처리시설 추진 역사

연도 내용

1983~1989 1차 추진 문헌조사를 통해 울진 등 3개 후보지 도출

(울진/영덕/영일) → 주민소요로 지질조사 중단

1990~1991 2차 추진 충남 안면도 고남지역 비공개로 조사

(안면도) → 주민소요로 백지화

1991~1993 3차 추진 유치지원 지역 공모 및 고성 등 6개 후보지 도출

(안면도 등) → 주민소요로 실패

1993~1994 4차 추진 울진 등 3개 유치 신청지역에 대한 지역자원 사업 제시

(울진군/장안읍) → 주민소요로 실패

1994~1995 5차 추진 굴업도를 처분장 부지로 지정 고시

(굴업도) → 활성단층 발견되어 지정고시 해제

2000~2001 6차 추진 전국 46개 임해지역 지자체 대상으로 유치 공모

(영광/고창/강진 등) → 7개 지역에서 유치 청원했으나 신청 지자체 전무

2002~2003 7차 추진 4개 후보지 도출

(울진/영덕/고창/영광) → 자율 유치 방식으로 전환

2003 8차 추진 유치 공모를 통해 전북 부안 단독 공모

(부안/울진/영덕 등) → 반대 주민소요로 난항

2004 9차 추진 주민투표제 도입 및 7개 시·군 10개 지역 유치 청원

(울진/영광 등) → 예비신청 전무

2005 10차 추진 3월 유치지원특별법 공포

(경주/군산/영덕/포항) 11월 주민투표 실시 및 경주시 부지 선정

2008 경주 중저준위 방사성폐기물 처분시설 착공

2013 사용후핵연료공론화 위원회 출범 및 대정부 권고안 제출

2014 경주 중저준위 방사성폐기물 1단계 처분시설 준공

2015 경주 중저준위 방사성폐기물 1단계 처분시설 운영 개시

사용후핵연료 공론화위원회 대정부 권고안 마련

2016 정부 고준위방사성폐기물 관리 기본계획 수립

2017 고준위방사성폐기물관리 기본계획 재검토 결정

2019 사용후핵연료 관리정책 재검토위원회 출범

자료: 원자력발전백서, 산업자료, 한국투자증권

에너지 정책에 있어 정치적인 영향을 배제하더라도 방사성 폐기물 관리의 어려움

은 원전시장의 걸림돌이다. 향후 원전축소의 속도가 늦춰지거나 정권이 교체되더

라도 사용후핵연료 시설의 포화 문제와 해체 비용 부담에 대해 준비되어 있지 않

다면 원자력 발전산업은 성장을 모색하기 어렵다. 한편으로는 후행주기 경쟁력

향상에 중점을 두고 있는 탈원전 기조가 이전 정권에서 번번히 실패해 온 방사성

폐기물 처리 문제에 대한 해결 속도를 앞당길 수 있을 것이라 기대된다.

원전 사후처리 역량 확보는

기회이면서 동시에 과제

23

[그림 23] 핵연료 사용 주기

자료: 한국원자력환경공단, 한국투자증권

24

■ 용어해설

기저발전: 발전단가가 낮아 상시 가동되며 전력발전의 기반을 이루는 발전원. 우리나라에서는 원자력과 석탄 발

전을 의미

원전 사후처리비용: 원전 가동 이후 시설물 해체 및 부지복원 작업을 수행하고 사용후핵연료 등 폐기물을 보관

또는 영구처리 하는데 투입되는 비용

사용후핵연료: 원자력 발전의 연료로 사용된 뒤 배출되는 고준위 방사성 폐기물. 원자로 내에서 핵연료를 약 3주

기 정도 연소시키면 더 이상 충분한 열을 생성시키지 못하기 때문에 새로운 핵연료로 교체해야 함

기업분석

한국전력(015760)

한전KPS(051600)

한전기술(052690)

26

한국전력(015760) 매수(유지) / TP: 38,000원 (유지)

저평가되어 있는 변화 가능성

고비를 넘긴 에너지 정책 리스크: 지난 6월 정부는 3차 에너지기본계획을 발표하

며 2040년까지의 장기 에너지 정책 방향성과 과제를 제시했다. 원전의 단계적

감축, 석탄화력의 역할 조기 축소, 재생에너지 투자 확대 등 기존 에너지 전환 기

조를 이어받았다. 한편으로는 기후변화 대응을 위한 탄소배출량 저감 등 환경에

대한 고민이 두드러졌고, 에너지 정책의 지속가능성을 위해 전기요금 제도 개편

을 시사한 점은 한국전력에게 긍정적이다. 결국 초기 에너지 전환 기조에서 기존

계획과 상충되는 정책들이 나오면서 원전산업과 한전을 둘러싼 불확실성은 크게

증가했지만, 이제는 숨고르기 단계에 접어든 것으로 판단된다.

원자력 발전은 단계적 축소가 기본 방침: 우리나라 원전 설비용량은 2023년 이

후 점진적으로 줄어든다. 2018년 6월 월성 1호 원전의 가동중지 이후 원자력 발

전비중을 앞당겨 줄이려는 움직임은 보이지 않는다. 오히려 2분기 원전이용률은

83%로 2년 만에 최고치를 기록했고, 현 정부 들어 첫 신규 원전인 신고리 4호기

가 8월말 상업운전을 시작했다. 공정률이 98% 이상인 신한울 1⋅2호기 역시 순

차적으로 가동을 기다리고 있다. 정부가 강조하는 것처럼 원전 의존도를 낮추는

것은 전세계적인 현상이나 그 속도에 대해서는 여전히 유동적이다. 최근 변화의

흐름은 원전을 단계적으로 축소하되 기후변화에 대한 대안을 먼저 찾자는 것이다.

원전 산업도 에너지 정책도 변하기 마련: 우리나라 역시 탄소배출량 저감, 에너지

안보, 전기요금 안정화 등 현실적인 고민에서 자유롭지 못하다. 따라서 원전의 발

전비중은 점진적으로 하락할 것이며 큰 그림에서 전기요금 제도를 개편할 방침이

다. 2019F PBR 0.24배에 불과한 한전의 저평가는 에너지 정책이 대외환경 변화

에도 장기 계획을 따라 불변할 것이란 가정에서 시작되는 만큼, 앞으로의 변화 가

능성에서 투자기회를 찾을 수 있다. 여기에 단기 실적 흐름도 원자재 가격 하락과

전년 기저효과가 더해져 하반기 영업이익 턴어라운드가 예상된다. 한국전력에 대

해 ‘매수’ 의견과 목표주가 38,000원(2019F PBR 0.36배 적용)을 유지한다.

주가상승률

1개월 6개월 12개월

절대주가(%) 3.6 (27.7) (14.1)

상대주가(%p) (3.4) (22.5) (3.6)

주가추이

20,000

26,000

32,000

38,000

44,000

Sep-17 Sep-18 Sep-19

(원)

주가(9/17, 원) 25,600

시가총액(십억원) 16,434

발행주식수(백만) 642

52주 최고/최저가(원) 35,800/23,850

일평균 거래대금(6개월, 백만원) 35,133

유동주식비율(%) 44.6

외국인지분율(%) 26.1

주요주주(%) 한국산업은행 외 2 인 51.1

국민연금공단 7.2

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

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

2017A 59,815 4,953 1,299 2,023 (81.6) 14,727 18.9 5.2 0.3 1.8 2.1

2018A 60,628 (208) (1,315) (2,048) NM 9,817 NM 8.2 0.3 (1.9) 0.0

2019F 59,756 1,193 (254) (396) NM 11,310 NM 6.8 0.2 (0.4) 0.0

2020F 61,083 3,735 1,559 2,429 NM 14,119 10.5 5.6 0.2 2.2 2.7

2021F 62,852 4,321 1,937 3,018 24.2 14,929 8.5 5.4 0.2 2.7 3.9

주: 순이익, EPS 등은 지배주주지분 기준

최고운

[email protected]

이정은

[email protected]

27

[그림 24] 2020년 이익 턴어라운드에 대한 기대감 유효 [그림 25] 2019F PBR은 다시 0.24배까지 하락

자료: 한국전력, 한국투자증권 자료: Quantiwise, 한국투자증권

[그림 26] 원전 계획예방정비 일자 추이 및 이용률 추정

주: 진한 파랑은 분기 70일 이상, 중간 파랑은 40~70일, 연한 파랑은 40일 미만 기준


(2)

0

2

4

6

8

10

12

14

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2010 2012 2014 2016 2018 2020F

(배)

연간 평균 PBR(좌)

영업이익(우)

(조원)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

(원)

0.2x

0.3x

0.4x

0.5x

0.6x

PBR 밴드

설비용량(MW) 1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19F 4Q19F

고리 2호기 650 0 74 92 11 0 0 0 0

고리 3호기 950 90 42 0 0 0 0 24 92

고리 4호기 950 90 14 0 0 0 0 83 47

신고리 1호기 1,000 70 0 0 0 0 0 68 0

신고리 2호기 1,000 39 33 0 0 0 0 26 45

신고리 3호기 1,400 78 81 0 0 0 0 0 55

신고리 4호기 1,400 0 0 0 0 0 0 0 0

한빛 1호기 950 0 0 43 92 90 91 81 0

한빛 2호기 950 0 0 76 92 46 0 0 0

한빛 3호기 1,000 0 50 92 92 90 91 92 51

한빛 4호기 1,000 90 91 92 92 90 91 92 0

한빛 5호기 1,000 0 0 3 60 0 0 0 0

한빛 6호기 1,000 30 0 0 0 0 31 65 0

한울 1호기 950 0 0 32 92 62 0 0 0

한울 2호기 950 90 40 0 0 0 0 0 74

한울 3호기 1,000 90 28 0 0 0 0 28 59

한울 4호기 1,000 0 43 21 0 0 0 0 21

한울 5호기 1,000 22 47 0 0 0 0 9 38

한울 6호기 1,000 0 0 0 92 90 0 0 0

월성 1호기 679 90 91

월성 2호기 700 9 57 0 0 0 14 21 0

월성 3호기 700 15 19 36 0 0 0 20 25

월성 4호기 700 58 0 0 0 0 60 0 0

신월성 1호기 1,000 0 69 0 0 0 0 0 45

신월성 2호기 1,000 83 0 0 0 0 0 57 0

Total 944 779 487 623 468 378 666 552

추정 가동률 55.2% 64.5% 78.3% 69.9% 77.4% 82.9% 69.9% 74.0%

28

[그림 27] 원전가동률은 회복, 발전믹스 기저효과 기대 [그림 28] 원자재 가격 하락을 따라 SMP 부담도 감소

자료: 한국수력원자력, 한국투자증권 자료: 전력거래소, 한국석유공사, 한국투자증권

<표 7> 손익 전망 (단위: 십억원, %, % YoY)

2018 2019F 연간

1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3QF 4QF 2017 2018 2019F 2020F

매출액 15,706 13,337 16,410 15,175 15,248 13,071 16,259 15,178 59,815 60,628 59,756 61,083

전기판매수익 15,161 12,636 15,685 13,735 14,873 12,699 15,732 13,879 55,614 57,218 57,183 58,678

전력판매량 138,048 123,609 137,291 127,201 136,088 123,769 137,952 128,825 507,746 526,149 526,634 536,175

전력판매단가 109.8 102.2 114.2 108.0 109.3 102.6 114.0 107.7 109.5 108.7 108.6 109.4

기타매출 988 924 904 970 811 686 707 824 5,165 3,786 3,028 2,877

매출액 증가율 3.7 3.2 1.4 (2.4) (2.9) (2.0) (0.9) 0.0 (0.6) 1.4 (1.4) 2.2

전기판매수익 4.5 2.6 3.3 1.0 (1.9) 0.5 0.3 1.0 0.6 2.9 (0.1) 2.6

전력판매량 4.4 3.7 4.9 1.4 (1.4) 0.1 0.5 1.3 2.2 3.6 0.1 1.8

전력판매단가 0.0 (1.0) (1.5) (0.4) (0.5) 0.4 (0.2) (0.2) (1.5) (0.7) (0.2) 0.8

기타매출 (17.9) (24.2) (15.3) (42.1) (17.9) (25.7) (21.8) (15.0) (12.3) (26.7) (20.0) (5.0)

영업비용 15,834 14,024 15,015 15,963 15,878 13,370 14,476 14,839 54,862 60,836 58,563 57,348

발전연료비 5,441 4,267 5,362 5,023 5,020 3,919 4,977 4,573 16,514 20,093 18,489 17,766

전력구입비 4,872 4,140 4,350 4,945 5,539 3,565 3,984 4,031 14,264 18,308 17,119 15,938

감가상각비 2,454 2,531 2,472 2,441 2,617 2,317 2,571 2,539 9,652 9,898 10,045 10,346

기타비용 3,066 3,086 2,831 3,554 2,702 3,569 2,944 3,696 14,431 12,537 12,910 13,297

영업이익 (128) (687) 1,395 (788) (630) (299) 1,783 339 4,953 (208) 1,193 3,735

증가율 NM NM (49.7) NM NM NM NM NM (58.7) NM NM NM

영업이익률 (0.8) (5.2) 8.5 (5.2) (4.1) (2.3) 11.0 2.2 8.3 (0.3) 2.0 6.1

세전이익 (262) (1,700) 1,109 (1,147) (796) (750) 1,404 (29) 3,614 (2,001) (170) 2,156


지배주주순이익 (277) (949) 709 (797) (788) (448) 1,002 (21) 1,299 (1,315) (254) 1,559


자료: 한국전력, 한국투자증권

기업개요

한국전력은 우리나라에 사실상 독점적으로 전력을 공급, 판매하는 공기업. 6개의 발전자회사와 수많은 민자발전사업자가

생산한 전력을 구입해 소비자에게 판매함. 한전과 발전자회사는 우리나라 발전설비용량의 약 3/4을 보유하고 있음. 전체

영업원가의 약 50%는 유가와 원/달러 환율에 영향 받는 구조임.

20

40

60

80

100

1Q11 1Q13 1Q15 1Q17 1Q19

(%) 원자력 발전 가동률

0

20

40

60

80

100

120

140

0

50

100

150

200

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

(원/kWh) (USD/bbl)

두바이유(우)

SMP(좌)

29

재무상태표 (단위: 십억원)

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

유동자산 19,142 19,745 20,094 20,357 20,947

현금성자산 2,370 1,358 1,972 1,832 1,886

매출채권및기타채권 8,006 7,792 7,680 7,850 8,077

재고자산 6,002 7,188 7,085 7,242 7,452

비유동자산 162,647 165,504 168,104 170,827 173,036

투자자산 7,370 7,992 7,877 8,052 8,285

유형자산 150,882 152,743 155,526 157,970 159,807

무형자산 1,190 1,229 1,211 1,238 1,274

자산총계 181,789 185,249 188,198 191,184 193,983

유동부채 23,424 21,842 24,634 24,879 24,488

매입채무및기타채무 6,032 6,521 5,976 6,108 6,285

단기차입금및단기사채 1,038 861 986 1,041 1,096

유동성장기부채 8,085 7,101 7,896 8,452 9,008

비유동부채 85,400 92,315 92,806 94,623 96,721

사채 43,189 49,815 50,666 51,195 51,724

장기차입금및금융부채 3,078 3,776 3,973 4,413 4,853

부채총계 108,824 114,156 117,441 119,502 121,209

지배주주지분 71,681 69,744 69,371 70,368 71,551

자본금 3,210 3,210 3,210 3,210 3,210

자본잉여금 2,078 2,079 2,079 2,079 2,079

기타자본 13,295 13,295 13,295 13,295 13,295

이익잉여금 53,371 51,519 51,265 52,375 53,670

비지배주주지분 1,283 1,349 1,387 1,314 1,223

자본총계 72,965 71,093 70,757 71,682 72,774

손익계산서 (단위: 십억원)

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

매출액 59,815 60,628 59,756 61,083 62,852

매출원가 52,099 58,208 56,033 54,871 56,002

매출총이익 7,716 2,420 3,723 6,212 6,850

판매관리비 2,763 2,628 2,530 2,477 2,528

영업이익 4,953 (208) 1,193 3,735 4,321

금융수익 1,531 797 1,129 1,121 1,178

이자수익 206 224 174 191 192

금융비용 3,128 2,471 2,899 3,012 3,163

이자비용 1,790 1,868 1,997 2,057 2,109

기타영업외손익 367 (477) 51 0 0

관계기업관련손익 (108) 358 355 312 343

세전계속사업이익 3,614 (2,001) (170) 2,156 2,679

법인세비용 2,173 (826) 58 675 839

연결당기순이익 1,441 (1,174) (228) 1,481 1,840

지배주주지분순이익 1,299 (1,315) (254) 1,559 1,937

기타포괄이익 (95) (107) (107) (107) (107)

총포괄이익 1,347 (1,281) (335) 1,374 1,733

지배주주지분포괄이익 1,230 (1,426) (373) 1,447 1,825

EBITDA 14,727 9,817 11,310 14,119 14,929

현금흐름표 (단위: 십억원)

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

영업활동현금흐름 11,250 6,680 11,177 11,315 11,302

당기순이익 1,441 (1,174) (228) 1,481 1,840

유형자산감가상각비 9,660 9,906 9,998 10,262 10,482

무형자산상각비 114 119 119 122 125

자산부채변동 (2,684) (3,134) 1,867 (565) (1,243)

기타 2,719 963 (579) 15 98

투자활동현금흐름 (12,607) (13,014) (12,594) (12,736) (12,357)

유형자산투자 (12,536) (12,267) (12,781) (12,706) (12,319)

유형자산매각 86 234 0 0 0

투자자산순증 216 (829) 350 24 (3)

무형자산순증 (143) (111) (101) (149) (161)

기타 (230) (41) (62) 95 126

재무활동현금흐름 746 5,302 2,030 1,282 1,108

자본의증가 24 20 0 0 0

차입금의순증 2,147 5,838 2,056 1,653 1,653

배당금지급 (1,356) (617) 0 0 (449)

기타 (69) 61 (26) (371) (96)

기타현금흐름 (70) 21 0 0 0

현금의증가 (682) (1,011) 614 (139) 53

주: K-IFRS (연결) 기준

주요투자지표

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

주당지표(원)

EPS 2,023 (2,048) (396) 2,429 3,018

BPS 111,660 108,641 108,060 109,614 111,456

DPS 790 0 0 700 1,000

성장성(%, YoY)

매출증가율 (0.6) 1.4 (1.4) 2.2 2.9

영업이익증가율 (58.7) NM NM 213.0 15.7

순이익증가율 (81.6) NM NM NM 24.2

EPS증가율 (81.6) NM NM NM 24.2

EBITDA증가율 (29.7) (33.3) 15.2 24.8 5.7

수익성(%)

영업이익률 8.3 (0.3) 2.0 6.1 6.9

순이익률 2.2 (2.2) (0.4) 2.6 3.1

EBITDA Margin 24.6 16.2 18.9 23.1 23.8

ROA 0.8 (0.6) (0.1) 0.8 1.0

ROE 1.8 (1.9) (0.4) 2.2 2.7

배당수익률 2.1 0.0 0.0 2.7 3.9

배당성향 39.1 NM NM 28.8 33.1

안정성

순차입금(십억원) 51,253 57,828 59,306 61,045 62,573

차입금/자본총계비율(%) 76.2 86.7 90.0 91.2 92.1

Valuation(X)

PER 18.9 NM NM 10.5 8.5

PBR 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2

EV/EBITDA 5.2 8.2 6.8 5.6 5.4

30

한전KPS(051600) 매수(유지) / TP: 42,000원 (유지)

매출처가 공기업이라 규제 리스크 제한적

배당수익률 5%의 투자기회: 경기 불안감이 커질수록 방어주에 대한 투자 관심은

늘어날 것이다. 반면 이익이 꾸준하면서 배당성향도 높은 한전KPS는 아직 소외

되어 있다. 한전KPS는 국내 발전설비 정비시장의 약 80%를 차지하는 정비 전문

회사다. 전력산업의 생태계 안에 있지만 한국전력이나 가스공사와 다르게 비용구

조가 유가와 환율에 영향받지 않고 규제 불확실성도 크지 않다. 에너지 전환 정책

을 둘러싼 우려와 다르게 국내외 원전 일감은 2022년까지 증가할 전망이다. 작

년 배당성향은 50%였고 올해도 유지된다고 가정할 경우 배당수익률은 5%에 달

한다. 반면 12MF PER은 전방산업인 한국전력을 따라 역사적 저점으로 하락했

다. 시장 전망을 안좋게 보는 투자자에게 한전KPS는 매력적인 대안이 될 것이다.

2022년까지 1인당 매출액 증가: 성장에 대한 우려는 주가에 선반영됐다. UAE를

비롯해 예측하기 어려운 해외 수주에 대한 기대감이 사라진 만큼 한편으로 투자

판단의 부담은 줄었든 시점이다. 반면 1인당 매출액은 올해부터 다시 늘어나기

시작함에 따라 단기 실적에 대한 우려는 제한적이다. 8월 신고리 4호기 원전이

상업운전을 시작했고 2023년까지 총 5,600MW 규모의 신규 원전 4기가 추가될

예정이다. UAE 원전도 4기 모두 시운전에 들어갔고 2021년부터는 1호기부터

경상정비 매출이 반영된다. 여기에 원전의 안전성 강화와 석탄발전의 환경투자

확대에 따라 새로운 기회요인을 찾을 수 있을 것이다. 직원수는 정체됐고 정비단

가가 2%대의 임금상승률을 상회해 오르고 있어 비용절감 역시 이어질 전망이다.

정비도 투자도 안전이 제일: 전력/가스 업종은 정부의 정책 리스크에 가장 민감하

다. 에너지 전환 정책의 과도기에서 주요 유틸리티 업체들은 실적 전망의 가시성

과 배당매력을 모두 잃고 있다. 반면 한전KPS는 정비 서비스의 매출처 대부분이

민간이 아닌 공기업이기 때문에 규제 리스크가 상대적으로 낮다. 에너지 정책에

대한 불확실성이 길어질수록 한전KPS의 방어적 가치는 높아질 것이다. 한전

KPS에 대해 ‘매수’ 의견과 목표주가 42,000원(2020F PER 13배 적용)을 유지

한다. 낮아진 성장성을 감안해 목표 PER을 주가가 약세전환한 최근 2개년 평균

으로 보더라도 현 주가 대비 25% 이상의 상승여력이 존재한다.

주가상승률


절대주가(%) 8.9 (7.5) (6.9)

상대주가(%p) 1.9 (2.2) 3.5

주가추이

20,000

28,000

36,000

44,000

52,000

60,000


(원)

주가(9/17, 원) 33,500

시가총액(십억원) 1,508


52주 최고/최저가(원) 38,250/26,500




주요주주(%) 한국전력공사 51.0




2017A 1,237 164 136 3,021 54.0 201 13.4 8.0 2.0 16.0 3.6

2018A 1,242 192 161 3,585 18.7 231 9.3 5.8 1.5 17.1 5.4

2019F 1,236 171 137 3,054 (14.8) 213 11.0 6.3 1.4 13.5 4.5

2020F 1,295 184 146 3,245 6.3 228 10.3 5.8 1.3 13.4 4.8

2021F 1,340 195 155 3,449 6.3 243 9.7 5.4 1.2 13.3 5.1

주: 순이익, EPS 등은 지배주주지분 기준

최고운

[email protected]

이정은

[email protected]

31

[그림 29] 올해부터 1인당 매출액은 다시 늘어나기 시작 [그림 30] 반면 인력 효율화로 인건비 비중은 하락할 전망

자료: 한전KPS, 한국투자증권 자료: 한전KPS, 한국투자증권

[그림 31] 매출액은 성장에 대한 고민 속에 완만하게 증가 [그림 32] 안정적 수익구조 덕분에 이익은 꾸준히 유지

자료: 한전KPS, 한국투자증권 자료: 한전KPS, 한국투자증권

[그림 33] 현 주가 수준에서 성장둔화 우려는 선반영 [그림 34] 안정적 이익 흐름은 배당매력으로 이어질 것

자료: Quantiwise, 한국투자증권 자료: 한전KPS, 한국투자증권

(10)

(5)

0

5

10

15

170

180

190

200

210

220

1Q13 1Q14 1Q15 1Q16 1Q17 1Q18 1Q19 1Q20F

(백만원) (% YoY)

직원 1인당 연간

매출액(좌)

증가율(우)

32

34

36

38

40

42

44

46

0

100

200

300

400

500

600

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019F 2020F

(십억원) (%)

인건비(좌)

매출 대비 비중(우)

0

300

600

900

1,200

1,500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019F 2020F

화력 원자력/수력 송변전 대외 해외(십억원)

0

5

10

15

20

25

0

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019F 2020F

(십억원) (%)

영업이익(좌)

영업이익률(우)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

13 14 15 16 17 18 19

(원)

8x

12x

16x

20x

24x

PER 밴드

0

1

2

3

4

5

6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19F 20F

(%)

배당성향(좌)

(%)

배당수익률(우)

32


2018 2019F 연간

1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3QF 4QF 2017 2018 2019F 2020F

매출액 251 339 266 386 243 328 282 382 1,237 1,242 1,236 1,295

화력 79 130 86 132 93 136 91 134 477 426 454 472

원자력/수력 104 123 106 158 77 109 115 161 472 490 461 487

송변전 20 24 18 21 21 21 18 22 81 83 82 84

전력판매단가 15 34 22 27 15 30 23 28 78 99 96 98

기타매출 34 30 34 48 38 33 36 37 131 146 144 154

매출액 증가율 (7.9) (0.7) (5.0) 12.8 (3.1) (3.2) 6.3 (1.2) 1.1 0.5 (0.6) 4.8

화력 (27.1) (13.9) (8.3) 6.3 17.9 5.0 5.9 1.7 (2.4) (10.5) 6.5 3.9

원자력/수력 1.4 6.6 (9.8) 14.8 (26.1) (10.7) 8.0 1.6 0.8 3.8 (5.9) 5.7

송변전 19.3 5.5 (7.7) (4.9) 3.0 (13.0) 3.1 3.1 10.0 2.4 (1.5) 3.0

전력판매단가 28.0 57.1 18.3 5.6 1.3 (13.2) 3.0 3.0 (9.1) 26.4 (2.9) 2.5

기타매출 (2.2) (4.9) 6.9 46.5 11.3 9.3 5.4 (22.7) 18.3 11.6 (1.7) 7.4

영업비용 228 275 250 298 225 273 254 312 1,073 1,051 1,064 1,111

증가율 (3.6) (2.6) 0.8 (2.6) (1.3) (0.8) 1.9 4.6 (4.0) (2.0) 1.3 4.4

인건비 131 135 132 119 130 130 130 127 541 518 518 526

증가율 2.0 (0.9) (0.6) (16.5) (0.7) (3.6) (1.3) 6.7 (1.2) (4.3) 0.1 1.6

감가상각비 9 9 9 9 11 10 10 10 34 37 41 44

재료비 11 24 14 26 13 21 15 25 69 75 74 77

기타 77 107 94 144 72 112 99 149 428 422 432 464

영업이익 23 64 16 88 18 55 28 70 164 192 171 184

증가율 (36.4) 8.2 (49.7) 141.5 (21.3) (13.6) 73.6 (20.8) 55.1 16.7 (10.5) 7.1

영업이익률 9.2 18.9 6.1 22.9 7.5 16.8 9.9 18.3 13.3 15.4 13.9 14.2

세전이익 27 66 18 99 21 56 30 71 175 211 179 189

증가율 (27.0) 6.0 (49.7) 150.6 (22.3) (14.6) 64.1 (27.9) 55.2 20.2 (15.1) 6.1

지배주주순이익 22 51 14 74 16 44 23 55 136 161 137 146

증가율 (26.8) 5.2 (48.3) 144.4 (26.1) (13.8) 59.1 (26.4) 54.0 18.7 (14.8) 6.3

자료: 한국KPS, 한국투자증권

<표 9> 해외 주요 계약 현황 (단위: (단위: 억원))

국가 공사명 발주처 계약기간 계약금액 계약방식

인도 찬드리아 248MW O&M HZL 2016~2020(5년) 287 수의계약

잘수구다 1,215MW O&M VAL 2016~2020(5년) 554 수의계약

바브나가르 500MW O&M BECL 2014~2035(예정) 1,900 제한경쟁

파키스탄 다하키 복합 O&M FPCDL 2009~2029(21년) 822 제한경쟁

LEPCL 600MW 화력 O&M LEPCL 2020~2031(12년) 1,321 제한경쟁

방글라데시 매그나하트 복합 335MW O&M SMPCL 2013~2022(10년) 208 제한경쟁

필리핀 일리한 1,200MW 경상정비공사 KEILCO 2018~2020(3년) 92 수의계약

마다가스카르 암바토비 135MW O&M DMSA 2017~2023(7년) 366 일반경쟁

요르단 IPP3 570MW O&M AAEPC 2013~2039(27년) 11,000 제한경쟁

우루과이 산호세 복합 532MW O&M UTE 2012~2023(예정) 1,361 일반경쟁

알제리 Biskra 1,600MW 현대엔지니어링 2019~2021(3년) 41 수의계약

Jijel 1,600MW 시운전 2018~2020(3년) 51 수의계약

자료: 한전KPS, 한국투자증권

기업개요

한전KPS는 우리나라 원자력 및 화력 발전소, 신재생에너지 설비 및 국가 중요 전력망인 송변전 설비에 대해 고품질 책

임 정비를 수행하는 전력설비 정비 전문회사. 우리나라 발전설비 경상정비의 약 80%를 담당하고 있으며 계획예방정비와

송변전설비 등 모든 정비영역을 포함하면 실제 시장점유율은 80%를 상회하는 것으로 추정. 2019년 상반기 기준 매출 비

중은 화력 발전소 40%, 원자력/수력 33%, 송변전 7%, 대외 8%, 해외 12%로 구분.

33


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

유동자산 630 636 644 675 698

현금성자산 98 38 49 52 54

매출채권및기타채권 397 431 429 449 465

재고자산 2 1 1 1 1

비유동자산 570 645 669 711 767

투자자산 47 115 115 120 124

유형자산 431 442 467 500 548

무형자산 10 9 9 10 10

자산총계 1,200 1,281 1,313 1,386 1,465

유동부채 279 270 232 231 229

매입채무및기타채무 98 89 89 93 96

단기차입금및단기사채 0 0 0 0 0

유동성장기부채 0 0 0 0 0

비유동부채 16 26 26 28 28

사채 0 0 0 0 0

장기차입금및금융부채 0 0 0 0 0

부채총계 295 297 259 258 258

지배주주지분 905 984 1,054 1,128 1,207

자본금 9 9 9 9 9

자본잉여금 0 0 0 0 0

기타자본 0 0 0 0 0

이익잉여금 897 976 1,046 1,120 1,199

비지배주주지분 0 0 0 0 0

자본총계 905 984 1,054 1,128 1,207


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

매출액 1,237 1,242 1,236 1,295 1,340

매출원가 986 974 968 1,015 1,050

매출총이익 251 269 267 280 290

판매관리비 87 77 96 97 94

영업이익 164 192 171 184 195

금융수익 6 7 8 8 8

이자수익 6 7 6 6 7

금융비용 1 1 2 2 2

이자비용 0 0 0 0 0

기타영업외손익 6 12 1 0 0

관계기업관련손익 0 0 (0) (0) 0

세전계속사업이익 175 211 179 189 201

법인세비용 39 49 41 43 46

연결당기순이익 136 161 137 146 155

지배주주지분순이익 136 161 137 146 155

기타포괄이익 10 (16) 0 0 0

총포괄이익 146 145 137 146 155

지배주주지분포괄이익 146 145 137 146 155

EBITDA 201 231 213 228 243


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

영업활동현금흐름 133 130 144 163 183

당기순이익 136 161 137 146 155

유형자산감가상각비 34 37 39 41 45

무형자산상각비 3 3 3 3 3

자산부채변동 (177) (149) (35) (28) (21)

기타 137 78 0 1 1

투자활동현금흐름 (193) (124) (65) (89) (104)

유형자산투자 (72) (48) (64) (74) (92)

유형자산매각 5 1 0 0 0

투자자산순증 (103) (81) 1 (6) (4)

무형자산순증 (3) (2) (3) (3) (3)

기타 (20) 6 1 (6) (5)

재무활동현금흐름 (31) (66) (67) (72) (76)

자본의증가 0 0 0 0 0

차입금의순증 0 0 0 0 0

배당금지급 (31) (66) (81) (68) (72)

기타 0 0 14 (4) (4)

기타현금흐름 (2) 0 0 0 0

현금의증가 (93) (60) 11 2 2

주: K-IFRS (연결) 기준

주요투자지표

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

주당지표(원)

EPS 3,021 3,585 3,054 3,245 3,449

BPS 20,113 21,870 23,423 25,068 26,817

DPS 1,470 1,790 1,500 1,600 1,700

성장성(%, YoY)

매출증가율 1.1 0.5 (0.6) 4.8 3.5

영업이익증가율 55.1 16.7 (10.5) 7.1 6.4

순이익증가율 54.0 18.7 (14.8) 6.3 6.3

EPS증가율 54.0 18.7 (14.8) 6.3 6.3

EBITDA증가율 42.1 14.8 (7.9) 6.9 6.7

수익성(%)

영업이익률 13.3 15.4 13.9 14.2 14.6

순이익률 11.0 13.0 11.1 11.3 11.6

EBITDA Margin 16.3 18.6 17.2 17.6 18.1

ROA 11.9 13.0 10.6 10.8 10.9

ROE 16.0 17.1 13.5 13.4 13.3

배당수익률 3.6 5.4 4.5 4.8 5.1

배당성향 48.7 49.9 49.1 49.3 49.3

안정성

순차입금(십억원) (210) (163) (173) (182) (188)

차입금/자본총계비율(%) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Valuation(X)

PER 13.4 9.3 11.0 10.3 9.7

PBR 2.0 1.5 1.4 1.3 1.2

EV/EBITDA 8.0 5.8 6.3 5.8 5.4

34

한전기술(052690) 중립(유지)

구슬도 꿰어야 보배

세계적 기술력은 있지만 활용하기 어려운 환경: 한전기술은 국내에서 원전설계를

담당하는 유일한 업체로, 매출액의 80%가량이 원자력 사업에서 나온다. 국산화

된 원자로 모델 APR1400 개발과 UAE 원전사업 수주 등 세계적으로 인정받는

기술력과 경험을 쌓아 올린 덕분에 기술집약적 고부가가치 원전산업에서 높은 프

리미엄을 받아왔다. 하지만 현재의 에너지 전환 정책에서 이러한 경쟁력을 활용

하기 어려워지고 있다. 정부는 국민 안전에 위협요인이 될 수 있는 원자력 발전을

축소할 계획이다. 노후화된 원전의 수명연장을 불허하고 8차 전력수급계획에서

새로 지으려던 6기의 원전 계획을 취소했다. 결국 현재 건설중인 4기 이외에는

설계 수주가 없는 상황이다. 정부는 해외 수출을 도모함으로써 원전산업의 활로

를 모색할 방침이나, 정치외교적으로 예측하기 어려운 모멘텀인데다가 현실적으

로 수주 여건이 불리해진 점을 우려할 수밖에 없다.

성장에 대한 고민 풀기에는 인내심이 필요: 현 주가는 한국전력과 마찬가지로 역

사적 저점 밸류에이션에서 정체되어 있다. 세계적 기술력이 뒷받침하던 성장성을

잃고 있는 만큼 과거의 프리미엄을 기대하기 어렵다. 다만 원전 축소 기조에 따른

단기 영향은 피크를 지났다는 점에서 한전기술에 대해 ‘중립’ 의견을 제시한다.

올해 매출액은 O&M 및 성능개선 사업 확대로 4천억원대에서 감소세가 일단락

될 전망이다. 추가적인 악재 가능성은 제한적인 반면 연말까지는 사우디 원전 수

주 기대감이 주가의 하단을 막아줄 것이다. 세계적인 기술력은 분명한 만큼 인내

심을 갖고 수주 추이를 지켜볼 가치가 있다고 판단된다.

원전산업은 사후관리 영역으로 발전할 차례: 장기적으로 에너지 전환은 피하기

어려운 변화다. 속도의 차이일 뿐, 전세계적으로 원자력 발전에 대한 의존도를 낮

추려는 노력이 이어져 왔다. 한전기술을 비롯한 국내 원전산업은 건설과 운영 등

선행주기에 맞춰져 발전해 왔는데, 이제는 해체와 폐기물 관리 분야의 경쟁력을

키워야 하는 시점이다. 원자력 발전은 짓기보다 부수는 것이 더 어려운 산업이다.

원전 해체시장은 1980년대 이전에 건설된 원전이 폐기되는 2020년 중반 이후로

본격화될 전망이나, 초기 원전도입국을 중심으로 진입장벽이 높아질 것이란 점에

서 선제적 투자와 초기 트렉 레코드 확보가 중요하다.

주가상승률


절대주가(%) 15.3 (22.9) (1.9)

상대주가(%p) 8.2 (17.6) 8.5

주가추이

10,000

18,000

26,000

34,000

42,000


(원)

주가(9/17, 원) 20,400

시가총액(십억원) 780


52주 최고/최저가(원) 29,050/17,250




주요주주(%) 한국전력공사 외 1 인 67.8




2017A 490 18 21 558 19.2 38 42.7 24.0 1.9 4.8 0.9

2018A 434 21 13 340 (39.1) 46 61.5 15.9 1.7 2.8 0.7

2019F 430 38 32 841 147.5 63 24.3 11.5 1.6 6.8 1.9

2020F 464 41 34 881 4.7 68 23.2 10.6 1.5 6.9 2.0

2021F 487 47 38 990 12.5 74 20.6 9.6 1.5 7.4 2.2

최고운

[email protected]

이정은

[email protected]

35

중장기 성장은 고민되지만, 올해 이익은 턴어라운드 전망: 단기 실적으로 보면 원

전 축소 정책에 대한 영향은 피크를 지난 것으로 판단된다. 중장기 성장에 대한

우려와는 다르게 올해 매출 역신장은 일단락되며 2021년까지 4천억원대 외형이

유지될 전망이다. 신규 원전설계 프로젝트 매출이 줄어드는 자리를 신고리 5⋅6호

기의 형상설계관리 등 O&M 부문이 만회하고 있다. 향후 업사이드 여력은 사우

디와 영국 등 해외 원자력발전소 설계 수주에 달려 있다. 올해 영업이익은 대형

프로젝트의 원가율 하락 덕분에 2015년 수준으로 회복될 것이다. 직원수는 올해

정체되었고 2018년 경영평가 결과가 D등급에 그치면서 일부 성과급 충당금 환

입이 예상된다. 수익성에 대한 우려는 제한적이나, 한편으로는 한전기술에 대한

투자판단에서 성장이 아닌 비용절감의 효과에 대해서는 보수적일 가능성이 높아

보인다.

<표 10> 한전기술의 수주 현황 (단위: 억원)

구분 발주처 사업명 최초 계약일 완공 예정일 기본도급액 완성공사액 계약잔액

원자력 한국수력원자력 신고리 3,4호기 종합설계 2006-08-28 2019-08-31 3,209 3,199 10

신한울 1,2호기 종합설계 2009-05-29 2020-09-30 3,275 3,190 85

신고리 5,6호기 종합설계 2014-04-11 2023-03-31 4,187 2,753 1,434

APR1400 원자로계통 종합설계분야 NRC DC

보완설계 및 인허가지원 2단계(BOP 분야) 2014-08-22 2019-09-30 793 766 27

신한울3,4호기 종합설계 2016-03-18 2023-12-31 4,263 815 3,448

고리1호기 해체종합설계용 2018-02-20 2030-06-30 213 66 147

신고리5,6호기 설계형상관리체계 구축 2019-02-25 2023-10-31 246 20 226

2019년도 가동원전 계통설계 기술 2019-02-14 2020-02-13 431 74 357

한국전력공사 UAE 원전 종합설계 2010-03-25 2020-12-31 7,509 7,480 29

UAE 원전 한전 기술지원 2010-03-25 2020-12-31 416 384 32

ITER IO ITER 케이블엔지니어링 지원 2012-04-30 2022-04-30 273 157 116

Nawah Energy Co. Barakah 가동원전 LTEA(장기엔지니어링지원) 2018-01-23 2031-01-22 3,400 36 3,364

에너지신사업 한국중부발전 신보령 1,2호기 건설사업 설계기술 2011-01-10 2019-10-31 1,097 1,089 8

신서천화력 건설사업 설계기술 2014-06-11 2019-12-31 668 487 181

서울복합화력 1,2호기 건설사업 설계기술 2007-08-01 2019-11-30 280 250 30

보령4,5,6호기 성능개선공사 설계기술 2018-11-02 2024-03-31 273 76 197

한국서부발전 태안화력 9,10호기 종합설계 2011-06-01 2022-06-30 1,125 995 130

태안 IGCC 실증플랜트 종합설계기술 2011-04-25 2019-07-31 460 436 24

에스케이건설 고성그린파워 종합설계 2014-05-13 2022-01-31 884 718 166

포스파워 포스파워 1,2호기 석탄화력발전소 건설사업주

기술지원 2013-06-10 2021-10-31 362 188 174

삼성물산 강릉안인화력 1,2호기 건설 종합설계기술 2014-02-12 2020-09-30 960 667 293

원자로 두산중공업 신고리3,4호기 원자로계통설계 2006-08-28 2019-08-31 1,127 1,120 7

신한울1,2호기 원자로계통설계용 2009-07-31 2019-10-31 1,187 1,127 60

UAE원전 원자로계통 설계 2010-06-30 2020-12-31 1,796 1,637 159

신고리5,6호기 원자로계통 설계 2014-08-28 2022-03-31 1,381 935 446

한국수력원자력 APR1400 원자로계통 설계분야 NRC DC 보완설계 및

인허가 2단계 2014-08-22 2019-07-31 260 254 6

Nawah Energy Co. Barakah 가동원전 LTEA(장기엔지니어링지원) 2018-01-23 2031-01-22 900 10 890

주: 상반기말 기준 기본도급액이 2018년 매출액의 5%인 215억원 이상의 주요 수주 현황


36

[그림 35] 주가는 순이익 관점에서 낮지 않은 수준 [그림 36] PBR 밸류에이션으로는 역사적 바닥

자료: Quantiwise, 한국투자증권 자료: Quantiwise, 한국투자증권


2018 2019F 연간

1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3QF 4QF 2017 2018 2019F 2020F

매출액 86 86 101 161 84 100 98 148 490 434 430 463

원자력/원자로 77 73 84 137 67 81 81 126 393 370 355 383

에너지신사업 10 13 17 23 17 19 17 22 97 63 75 80

매출액 증가율 (15.6) (27.9) 1.4 (5.2) (2.4) 17.0 (3.6) (7.9) (3.1) (11.5) (0.9) 7.7

원자력/원자로 (1.6) (23.8) 7.3 (2.9) (12.3) 11.6 (3.4) (8.2) 8.5 (5.7) (4.1) 7.8

에너지신사업 (60.3) (44.4) (20.0) (16.6) 76.2 46.7 (4.5) (6.0) (32.3) (34.9) 17.8 7.2

영업비용 85 85 97 145 75 93 90 132 472 412 391 422

증가율 (18.1) (23.5) (1.4) (8.5) (11.4) 9.3 (6.3) (9.0) (5.6) (12.7) (5.0) 7.8

인건비 40 42 40 49 42 42 42 44 165 171 171 178

증가율 (1.1) 4.1 3.6 8.7 5.0 0.3 6.3 (10.8) (1.0) 4.0 (0.4) 4.0

외주비 12 12 16 21 14 19 16 19 76 60 68 73

경상개발비 10 10 11 17 8 9 10 15 60 47 43 51

기타 23 22 29 59 11 23 22 54 125 110 93 101

영업이익 1 0 5 15 9 7 7 16 18 21 38 41

증가율 NM (97.0) 142.7 44.6 626.4 3,021.6 51.6 2.4 203.6 19.1 78.7 6.9

영업이익률 1.4 0.3 4.6 9.6 10.5 6.8 7.2 10.7 3.7 5.0 8.9 8.9

세전이익 2 3 7 8 11 7 8 16 33 20 42 43

증가율 NM (65.2) 10.0 (59.1) 442.6 156.2 2.7 107.4 41.6 (40.2) 110.2 3.5

지배주주순이익 2 1 6 5 9 5 6 12 21 13 32 33

증가율 20.7 (76.1) 154.0 (65.4) 431.3 404.7 (0.6) 163.1 19.3 (39.0) 147.6 4.2


기업개요

한전기술은 발전소 및 플랜트 관련 엔지니어링 업체로 우리나라에서 유일한 원자력 발전소 설계업체. 원자력, 화력, 수력

발전소의 설계와 관련 기술 개발, 발전설비 O&M, 플랜트 건설사업 등을 영위하고 있음. 2010년에는 UAE와 원전 종합

설계 용역과 원자로 계통설계 용역을 수주한 바 있음. 매출액에서 원자력 부문이 약 80%를 차지하고 있음.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

15 16 17 18 19

(원)

40x50x60x70x80x

PER 밴드

0

10,000

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30,000

40,000

50,000

15 16 17 18 19

(원)

1.4x

1.8x

2.2x

2.6x

3.0x

PBR 밴드

37


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

유동자산 258 281 275 298 312

현금성자산 18 31 22 24 25

매출채권및기타채권 182 158 162 175 184

재고자산 0 0 0 0 0

비유동자산 505 490 513 541 565

투자자산 36 40 39 43 45

유형자산 314 301 326 339 352

무형자산 65 62 61 66 70

자산총계 762 771 789 839 877

유동부채 222 248 249 276 290

매입채무및기타채무 144 159 157 170 178

단기차입금및단기사채 9 0 0 0 0

유동성장기부채 0 30 30 30 30

비유동부채 83 62 61 66 69

사채 0 0 0 0 0

장기차입금및금융부채 30 0 0 0 0

부채총계 305 310 310 342 359

자본금 8 8 8 8 8

자본잉여금 0 0 0 0 0

기타자본 (10) (10) (10) (10) (10)

이익잉여금 460 464 482 500 521

자본총계 457 461 479 497 518


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

매출액 490 434 430 464 487

매출원가 353 297 294 318 334

매출총이익 137 137 136 146 154

판매관리비 119 115 97 105 107

영업이익 18 21 38 41 47

금융수익 6 2 3 3 2

이자수익 2 2 3 3 3

금융비용 0 1 0 0 0

이자비용 0 1 1 1 1

기타영업외손익 11 (3) 1 0 0

관계기업관련손익 (1) (0) (0) (0) (0)

세전계속사업이익 33 20 42 43 49

법인세비용 12 7 10 10 11

당기순이익 21 13 32 34 38

기타포괄이익 18 (0) 0 0 0

총포괄이익 39 13 32 34 38

EBITDA 38 46 63 68 74


2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

영업활동현금흐름 63 81 53 69 68

당기순이익 21 13 32 34 38

유형자산감가상각비 15 15 15 16 17

무형자산상각비 4 10 9 10 10

자산부채변동 (61) (21) (3) 5 (1)

기타 84 64 0 4 4

투자활동현금흐름 (9) (51) (48) (52) (49)

유형자산투자 (1) (1) (40) (29) (30)

유형자산매각 0 0 0 0 0

투자자산순증 0 (59) 0 (3) (2)

무형자산순증 (11) (7) (9) (15) (14)

기타 3 16 1 (5) (3)

재무활동현금흐름 (57) (17) (14) (15) (17)

자본의증가 0 NM 0 0 0

차입금의순증 (53) (9) 0 0 0

배당금지급 (4) (8) (5) (14) (15)

기타 0 0 (9) (1) (2)

기타현금흐름 (0) 0 0 0 0

현금의증가 (3) 13 (10) 2 1

주: K-IFRS (개별) 기준

주요투자지표

2017A 2018A 2019F 2020F 2021F

주당지표(원)

EPS 558 340 841 881 990

BPS 12,227 12,341 12,800 13,279 13,817

DPS 220 140 380 400 450

성장성(%, YoY)

매출증가율 (3.1) (11.5) (0.9) 8.0 5.0

영업이익증가율 203.6 19.1 78.6 7.4 13.4

순이익증가율 19.3 (39.0) 147.4 4.7 12.5

EPS증가율 19.2 (39.1) 147.5 4.7 12.5

EBITDA증가율 47.5 21.6 36.9 7.5 10.0

수익성(%)

영업이익률 3.7 5.0 8.9 8.9 9.6

순이익률 4.3 3.0 7.4 7.2 7.7

EBITDA Margin 7.7 10.6 14.6 14.6 15.3

ROA 2.7 1.7 4.1 4.1 4.4

ROE 4.8 2.8 6.8 6.9 7.4

배당수익률 0.9 0.7 1.9 2.0 2.2

배당성향 39.4 41.2 45.2 45.4 45.4

안정성

순차입금(십억원) 7 (58) (47) (54) (58)

차입금/자본총계비율(%) 8.5 6.5 6.3 6.0 5.8

Valuation(X)

PER 42.7 61.5 24.3 23.2 20.6

PBR 1.9 1.7 1.6 1.5 1.5

EV/EBITDA 24.0 15.9 11.5 10.6 9.6

38

투자의견 및 목표주가 변경내역

종목(코드번호) 제시일자 투자의견 목표주가

괴리율

종목(코드번호) 제시일자 투자의견 목표주가

괴리율

평균주가

대비

최고(최저)

주가 대비

평균주가

대비

최고(최저)

주가 대비

한국전력 (015760) 2017.04.10 매수 54,000원 -24.6 -15.2 2018.11.08 1년경과 -34.3 -23.5

2018.02.13 매수 48,000원 -34.0 -21.4 2019.09.04 매수 42,000원 - -

2018.11.26 매수 37,000원 -14.8 -7.7 한전기술 (052690) 2017.09.15 NR - - -

2018.12.20 매수 43,000원 -30.6 -16.7 2018.09.15 1년경과 - -

2019.07.29 매수 38,000원 - - 2019.09.11 중립 - - -

한전KPS (051600) 2017.08.01 매수 56,000원 -21.1 -11.6

2017.11.08 매수 50,000원 -23.0 2.4

한국전력(015760) 한전KPS(051600) 한전기술(052690)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

Sep-17 Jan-18 May-18 Sep-18 Jan-19 May-19 Sep-19

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000


■ Compliance notice

당사는 2019년 9월 18일 현재 한국전력, 한전KPS, 한전기술 종목의 발행주식을 1%이상 보유하고 있지 않습니다.

당사는 동 자료의 내용 일부를 기관투자가 또는 제3자에게 사전에 제공한 사실이 없습니다.

동 자료의 금융투자분석사와 배우자는 상기 발행주식을 보유하고 있지 않습니다.

당사는 한국전력 발행주식을 기초자산으로 하는 ELW(주식워런트증권)를 발행 중이며, 당해 ELW에 대한 유동성공급자(LP)입니다.

■ 기업 투자의견은 향후 12개월간 시장 지수 대비 주가등락 기준임

• 매 수 : 시장 지수 대비 15%p 이상의 주가 상승 예상

• 중 립 : 시장 지수 대비 -15∼15%p의 주가 등락 예상

• 비중축소 : 시장 지수 대비 15%p 이상의 주가 하락 예상

• 중립 및 비중축소 의견은 목표가 미제시

■ 투자등급 비율 (2019. 6. 30 기준)

매수 중립 비중축소(매도)

82.5% 17.5% 0%

※ 최근 1년간 공표한 유니버스 종목 기준

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

• 비중확대 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중보다 높이 가져갈 것을 권함

• 중 립 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중과 같게 가져갈 것을 권함

• 비중축소 : 해당업종의 포트폴리오 구성비중을 유가증권시장(코스닥)시가총액 비중보다 낮게 가져갈 것을 권함

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

변형할 수 없습니다.

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in-depthfile.mk.co.kr/imss/write/20190919104731__00.pdf · 글로벌 원자력 발전 산업의...

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