한전기술 기업분석 In-depth 130311 EDITING 2 f...

No. 2013-002 www.imeritz.com

한전기술(052690)

업종 : 유틸리티 / 2013.03.11

Analyst 김승철 (6309-4604 / [email protected])

Rating & Target Price

New : Buy 130,000원

Old : Buy 100,000원

종가(3/08) 84,400원

Market Data

KOSPI 2,006.01pt

KOSDAQ 543.10pt

시가총액 32,258억원

발행주식수 3,822만주

외국인지분율 2.05%

배당률(2012) 966%

배당수익률(2012) 2.5%

Company Data

주요주주 한국전력 74.8%

한국원자력연구원 2.0%

Bloomberg 052690 KS

Price Range(52주) 55,800~109,500원

60일 평균거래량 86,681주

60일 평균거래대금 66.4억원

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

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

KEPCO Engineering & Construction

PRICE HIGH 109500 08/03/12, LOW 55800 15/11/12, LAST 84400PRICE REL. TO KOREA SE COMPOSITE(KOSPI)

000'S

(억원,원,배,%) 2011 2012P 2013E 2014E

매출액 6,633 7,856 12,301 14,194

영업이익 1,437 1,531 2,141 2,717

조정영업이익 1,365 1,531 2,141 2,717

순이익 1,161 1,343 1,773 2,210

EPS(지배주주) 3,038 3,513 4,639 5,783

증감율(%) -17.8 15.7 32.1 24.7

BPS 9,115 10,813 13,001 15,689

PER 30.5 20.0 18.1 14.6

PBR 10.2 6.5 6.5 5.4

EV/EBITDA 20.8 16.0 12.0 9.4

ROE 29.1 32.8 36.9 38.8

부채비율 94.9 86.9 73.8 71.3

시장대비 상대강도 : 1개월(1.04), 3개월(1.34), 6개월(1.02)

활짝 열린 원전, 왕관 되찾는다!

결론

투자의견 Buy, 유지, 목표주가 130,000원으로 상향

Positive Point: Growth

Investment Point

1. 원전 정책 지속에 따른 국내 원전 발주 재개

- 안전성 강화 후 원전 건설 지속될 전망

- 6차 전력수급기본계획에서 5차 때 계획되었던 원전 6기 건설

확정

- 천지, 대진 신규 원전 6기는 제2차 국가에너지기본계획 수립

시 확정될 것으로 예상됨

2. 해외 원전 수주 ‘청신호’

- UAE 원전 수출 이후 두 번째 원전 수출 가시화 전망

- 핀란드, 터키, 베트남, 남아공, UAE, 사우디 등 한국형 원전 진

출 가능 국가 확대 중

- 한국형 노형 APR 1400은 경쟁 노형 대비 경제성 및 안전성

면에서 타 노형 대비 월등히 우수

- 프랑스 아레바의 공기지연에 따른 신뢰성 상실, 전력 운영회

사가 빠진 일본의 흠결은 한국 컨소시엄이 글로벌 원전 시장

에서 부각될 수밖에 없는 구조적 변화 요인

3. 대용량 고효율 화력 발전 수주 지속

- 6차 전력수급기본계획에서 대용량 석탄발전소 건설 확정

- 500Mw 급 이상 발전소 표준설계가 가능한 국내 유일의 설계

업체로 수혜 전망

Buy (Maintain) TP 130,000원

Analyst 김승철 (6309-4604) 활짝 열린 원전, 왕관 되찾는다! 한전기술 (052690)

메리츠종금증권 리서치센터 3

Contents

1 Overview 4

2 Valuation 6

3 되찾은 안방 12

4 해외 원전 수주에 청신호가 켜졌다! 16

1 글로벌 원전 발주 붐 16

3 2 한국형 노형 APR 1400의 경쟁력 21

3 3 국가별 원전 수주 가능성 분석 31

5 국내대용량 발전설계 수주 확대 41

6 보론 44

7 추정재무제표 51



I. Overview

후쿠시마 원전 사고1가 발생한지 정확히 오늘로서 2주년이 지났다. 고유가 시대와 이산화

탄소 배출 문제를 극복하기 위해 원전이 그 대안으로 부각되며 한 때 글로벌 원전 발주

붐이 일기도 했다. 그러나 후쿠시마 원전 사고 이후로 원전에 대한 안전성 문제가 제기되

며 원전 르네상스라는 말이 무색할 정도로 투자 심리는 얼어붙었다. 물론 후쿠시마 원전

사고 이후 원전 정책을 철회한 국가2는 그다지 많지 않았음에도 고리 원전 납품비리 의

혹, 짝퉁 부품 논란까지 불거지며 원전의 긍정적인 면보다는 부정적인 면이 더 부각되었

다. 해외 원전 수주는 둘째치고 국내 신규 원전 불가론과 가동중인 원전의 점진적인 폐지

론까지 대두되어 원전 매출 설계 비중이 60%를 넘는 동사에게 있어 원전 시장의 성장성

훼손 우려가 동사의 주가 조정으로 연결되기도 했다.

후쿠시마 원전 사고가 아직까지 수습된 것은 아니다. 그러나 2년이 지난 지금 원전에 대

한 분위기는 사뭇 바뀌었고 이에 따라 글로벌 원전 산업의 성장성이 유지될 전망이다. 이

에 따라 동사의 기업가치 역시 재평가될 전망이다. 그 이유를 하나씩 살펴보자.

먼저 현정부는 원전에 대한 안전성을 강화한 후 원전 정책을 지속하겠다는 심산이다. 얼

마 전 확정된 제6차 전력수급기본계획에서 5차 때 계획되었던 신규 원전 6기 건설이 기

존 계획대로 확정되었다. 그리고 영덕, 울진에 이미 부지 선정이 완료된 추가 원전 6기에

대한 허가는 제2차 국가에너지기본계획 발표 시 그 여부가 판가름 날 것이다. 영덕과 울

진 부지에 보상절차 움직임이 있고 늘어나는 전력수요를 감당하기 위해 원전 말고는 이

렇다 할 대안이 없음을 감안할 경우 영덕, 울진의 신규 원전 역시 확정될 가능성이 높다

는 판단이다.

국내 원전에 대해 신규 발주 움직임이 재개되고 있는 가운데 해외 원전 수주에 청신호가

켜졌다. UAE 원전 수주 이후 해외 원전 수주는 단 한 건도 없었으나 현재 입찰 중이거나

발주 의사를 밝힌 국가들이 속속 늘어나고 있다. 유력 수주 국가로 터키, 핀란드, 베트남,

남아공, UAE 추가 4호기, 남아공이 그 대상이다. 한국형 노형의 경쟁력을 감안한다면

UAE에 이어 제2 원전 수출은 가능성이 충분하다고 판단된다. 그것도 한 두 국가가 아닌

여러 국가에서 말이다.

뒤에서 자세히 언급하겠지만 한국형 노형인 APR 1400은 경제성, 안전성 측면에서 다른

경쟁 노형을 월등히 압도하고 있다. 뿐만 아니라 경쟁국들의 심각한 약점 노출도 한국형

노형이 국제 시장에서 부각될 수 있는 데 한 몫 거들고 있는 상황이다. 프랑스는 2009년

완공하기로 한 핀란드 올킬루오토 3호기 공사를 2016년까지 완공하겠다고 하여 이미 3차

례 연기하였다. 프랑스는 핀란드 올킬루오토 4호기 수주를 두고 한국과 경쟁중이다. 일본

의 경우 사고 시 위험성이 높은 비등경수로(BWR)방식 노형이 주력 노형이고 결정적으로

운영회사인 동경전력이 해외사업을 철수하겠다고 밝혀 노형을 수출하더라도 운영을 맡아

줄 회사가 마땅치 않다. 발주국 입장에서는 제작한 후 운영까지 도맡아 주기를 바라고 있

는데 일본 제작사들은 완공 후 운영문제를 설득할 숙제가 남는다. 원전은 대규모 자본이

1 후쿠시마 원전 사고(福島原發事故)는 2011년 3월 11일, 도호쿠 지방 태평양 앞바다 지진과 그로 인한 쓰나미로 인해 3월 12일에 후쿠시

마 제1원자력 발전소의 냉각 시스템이 고장나기 시작하면서 발생한 원자력 사고이다. 2 독일, 이탈리아, 스위스 정도이다. 사고 당사국인 일본은 현재 가동중지 상태이나 재가동 의지를 밝힌 바 있다.



투입되고 설계수명이 60년에 해당하는 장기 프로젝트임을 감안한다면 동경전력의 해외사

업 철수는 일본 원전 제작사들의 수주 활동에 있어 아킬레스건으로 작용할 것이다.

터키는 한국과 원전 계약 체결 직전에 일본과 협상을 시작했다. 한국, 중국, 일본, 캐나다

와 논의 중으로 알려지고 있는데 최근 한국과 중국으로 압축된 보도가 있었고, 최근에 일

본 프랑스 컨소시엄이 새롭게 입찰을 했다는 소식 역시 들리고 있다. 원전을 만들 수 있

다고 하는 모든 제작사들과 협상을 벌이고 있지만 터키는 여전히 한국형 원전에 눈독을

들이고 있는 것으로 보인다. 왜냐하면 중국 노형은 2세대 구형 노형으로 터키가 원하는

용량에 턱없이 부족하다. 일본은 운영회사가 없고, 이미 도시바는 협상을 포기한 바 있다.

핀란드 올킬루오토 4호기의 경우 한국형 원전의 수주 가능성이 상당히 높아 보인다. 현재

5개 컨소시엄이 경합 중인데 프랑스 아레바의 경우 올킬루오토 3호기 공사 지연으로 이

미 핀란드의 신뢰를 잃을 대로 잃었다. 일본의 경우 사고 시 위험도가 상대적으로 높은

BWR 방식이고 건설 단가 역시 한국보다 비싸다. 그리고 핀란드 올킬루오토 4호기는 IPP

사업 즉, 민자발전사업이 포함되어 운영까지 요구되는데 일본은 동경전력이 해외사업을

접은 상태이다.

UAE 원전 추가 4호기와 베트남 원전 역시 한국의 수주 가능성이 높은 프로젝트다. UAE

의 경우 1~4호기를 이미 한국과 원전 건설 중이다. UAE는 추가로 5~8호기를 발주할 계

획인데, 건설 부지가 현재 1~4호기 건설이 진행중인 Barakha 원전 바로 옆이다. 1~4호기

의 인프라를 공유해야 경제성이 생기므로 추가 4호기의 건설 부지가 현재 건설중인 곳이

라는 점에서 추가 수주 역시 한국의 품으로 돌아갈 수 있는 중요한 실마리다.

베트남 5,6호기는 2012년 3월 한국이 우선협상대상자로 선정이 되어 현재 예비타당성 조

사 중이다. 이 예비타당성 조사 결과가 베트남 의회의 승인을 받으면 수주로 확정된다.

수의계약 형태이고 1,2호기는 러시아와 3,4호기와는 일본과 이미 확정되어 5,6호기 수주

가능성은 매우 높다는 판단이다. 더군다나 베트남의 전력 부족난은 심각하다. 2030년까지

총 10기의 원자력 발전소 건설을 고려하고 있는 베트남 입장에서 5,6호기 예비 타당성 조

사 결과가 채택되지 않거나 지연될 가능성은 크지 않아 보인다. 결론적으로 UAE 추가 4

기와 베트남 2기는 굳이 경쟁자들과 힘을 뺄 필요가 없는 프로젝트인 것이다.

그 이외에 남아공 원전과 사우디 원전 수주도 기대된다. 총 6기의 원전 발주를 계획하고

있는 남아공과 원전 수출 협력을 위해 정부가 움직였고, 사우디는 2030년까지 16기의 원

전을 완공할 예정이다. 사우디의 경우 16기 원전을 어느 한 국가가 모두 건설하기에는 현

실적으로 어렵기 때문에 국가별로 나누어서 진행될 가능성이 커 보인다. 한국형 노형의

경쟁력과 UAE 원전 건설 경험을 고려해 볼 때 한국이 일정 부분 수주할 가능성은 충분

히 열려있다는 판단이다.



II. Valuation

한전기술(052690)에 대해 투자의견 Buy를 유지하고 목표주가는 기존의 100,000원에서

130,000원으로 상향한다. 목표주가 상향의 근거는 2013년 중 적어도 한 프로젝트 이상

의 해외 원전 수주가 달성될 것이라는 전망에 근거한다. 물론 수주가 확정되지 않은 상

황에서 Valuation에 반영하는 것이 온당하지 않다는 지적이 있을 수 있다. 그러나 터키,

베트남, UAE 추가 4호기, 남아공 등 수주 가능성이 높은 프로젝트들이 2013년과 2014

년에 줄줄이 대기하고 있기에 한국형 노형의 경쟁력 감안 시 적어도 한 프로젝트 이상

에서 승전고를 울릴 가능성은 농후하다는 판단에 근거하였다.

동사는 발전소 설계를 주업무로 하고 있고 발전소 건설 기간3이 장기에 걸쳐 일어나므

로 동사 주가의 주요 변수는 수주잔고와 수익성 두 가지로 설명될 수 있겠다. 수주잔고

는 일감이고, 향후 매출로 연결되므로 수주잔고가 늘어나는 것은 당연히 긍정적 이슈다.

또 다른 변수는 기업가치와 접한 실적이다. 실적은 바로 수익성, 영업이익률과 연관되

어 있는 것이다. 원전의 경우 2기당 설계금액이 4,500억원 수준이고 이는 7년에 걸쳐

장기간에 인식되므로 당 해의 실적만으로 기업가치를 설명하기에는 부적합해 보여 향후

매출로 연결될 수 있는 수주잔고와 실적을 좌우하는 수익성, 이 두 변수를 적절히 조화

시킨 방법을 사용하기로 한다.

당사는 PER 또는 PBR로 대변되는 전통적인 Valuation Tool을 사용하지 않고 시가총액

을 현재 예상 수주잔고에 예상 영업이익률을 이용하여 도출한 수정 영업이익으로 나눈

배수를 이용하여 목표주가를 도출하였다4.

적용 기간은 동사가 상장된 2009년 이후부터 2012년까지를 감안하였고 목표주가 산정

에는 상장 이후 적용받았던 배수의 평균을 사용하였다. 과거 흐름을 보면 수주 기대감이

주가에 반영될 경우 그 배수가 상승되나 수주가 예상대로 진행되지 않거나 영업이익률

이 기대치를 하회할 경우 주가는 하락함을 보였다. 2013년과 2014년 국내 원전 발주의

확신과 늘어나고 있는 해외 원전 수주풀(Pool) 감안 시 평균 배수 적용은 무리한 배수

적용이 아니라는 판단이다.

2012년 예정되었던 신고리 5,6호기 발주가 지연되면서 2012년 수주잔고가 감소하였는데

2013년에는 지연되었던 국내 원전 발주가 확실 시 되고, 앞서 언급한 해외 원전 수주풀

(Pool)이 확대되고 있어 수주잔고 증가로 이어질 전망이다. 특히 해외 원전 발주 환경이

2013년과 2014년에 몰려있어 해외 원전 수주가 추가로 이어질 경우 목표주가 상향으로

이어질 가능성은 농후하다.

해외 원전 수주가 주가 상승의 주인공이 되긴 하겠지만 2013년에는 해외 화력 발전 수

주 역시 무시할 수 없는 수준이다. 수익성은 원전 대비 낮지만 코트디부아르, 모로코, 세

네갈 등 화력 발전 수주가 무르익고 있어 플랜트 사업부문의 수주 역시 쏠쏠할 전망이

다.

3 원자력의 경우 7년, 석탄화력은 5년, 복합화력의 경우 3년이다. 4 EV/EBITDA Valuation을 변형, 당사는 시가총액/수정 영업이익(예상 수주잔고에 예상 영업이익률을 곱한 수치) Valuation 방식을 사용하였

다.



[표 1] 한전기술 목표주가 산정 내역

(단위: 억원) 2009 2010 2011 2012 2013E

수주잔고 A 12105 17,466 20,755 15,899 29,082

신규수주 11,163 9,922 3,000 26,500

원자력 9,000

신고리 5,6 (확정) 4,500

해외원전 2기 4,500

석탄화력 2,000

NSP 1.2 1,000

영흥 7,8 1,000

복합 13,500

오산열병합 3,000

코트디부아르 2,500

모로코 3,000

세네갈 5,000

기타 2,000

영업이익률 B 21.0% 21.0% 21.0% 21.0% 21. %

수정 영업이익 C = A x B 2,542 3,668 4,359 3,339 6,107

시가총액(최고) 23,811 53,890 38,105 45,864 71,055

시가총액(최저) 11,867 21,633 17,524 25,149 33,771

시가총액(평균) 16,286 37,518 27,711 31,799 49,648

시가총액/수정영업이익 09~12년 평균 배수

최고 (배) 9.4 14.7 8.7 13.7 11.6

최저 (배) 4.7 5.9 4.0 7.5 5.5

평균 (배) D 6.4 10.2 6.4 9.5 8.1

적정 시가총액 E = C x D 49,648

주식 수 (천 주) 38,220

목표주가 (원) 129,900

주: 과거 영업이익률은 IFRS 도입 이후 21% 영업이익률을 사용 자료: 메리츠종금증권 리서치센터

[그림 1] 한전기술 PER 밴드 [그림 2] 한전기술 PBR 밴드

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

'09.12 '10.6 '10.12 '11.6 '11.12 '12.6 '12.12

(원)

31.0배

28.0배

25.0배

22.0배

19.0배

16.0배

13.0배

10.0배

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

'09.12 '10.6 '10.12 '11.6 '11.12 '12.6 '12.12

(원)

3.0배

4.0배

5.0배6.0배

7.0배

8.0배

9.0배

10.0배

자료: Thomson Datastream, 메리츠종금증권 리서치센터 자료: Thomson Datastream, 메리츠종금증권 리서치센터



내재 PBR 방식 사용 시 2013년 하나의 해외 원전 프로젝트에 성공한다면 설계 매출액

이 2014년부터 본격적으로 반영될 수 있어 2014년 실적 기준으로도 12만원 수준의 목

표주가가 도출된다. 가정은 ROE 38.5%와 영구성장률 5.5%를 가정하였는데 이론적 성장

률이 15% 수준이고 목표주가 적용 Target PER은 20배 수준이다. EPS 성장률이 25%

이상 예상된다는 점을 감안하면 무리한 배수 적용은 아니라는 판단이다.

[표 2] 내재 PBR 방식을 사용한 목표주가 산출 방식

(단위: 원) 2 09 2010 2011 2012 2013E 2014E

목표주가 54,584 93,187 71,791 70,882 96,105 121,826

BPS 8,267 10,807 9,115 10,813 13,001 15,689

EPS 2,162 3,696 3,038 3,513 4,639 5,783

BPS 성장율 (%) 30.8 30.7 -15.7 18.6 20.2 20.7

EPS 성장률 (%) 200.9 70.9 -17.8 15.7 32.1 24.7

적정 PBR 6.6 8.6 7.9 6.6 7.4 7.8

ROE 29.3 38.2% 29.1% 32.8% 36.9% 38.8%

Payout Ratio 50.0% 50.0% 70% 55% 55% 55%

g 6.5% 6.5% 6.5% 5.5% 5.5% 5.5%

CoE 8.9% 8.9% 9.3% 8.4% 8.4% 8.4%

Target PER 25.2 25.2 23.6 20.2 20.7 21.1

DPS 1,932 2,552 3,181

Dividend Yield (%) 2.3 3.0 3.8 주: 이론적으로 도출되는 ROE와 유보율을 곱한 값은 15%를 넘어 이를 할인하여 5.5%를 적용 자료: 메리츠종금증권 리서치센터

수주잔고와 수익성을 감안한 Valuation 방식을 토대로 언급한 해외 원전 수주를 모두

달성할 경우 목표주가는 20만원 수준까지 도출될 수 있다. 수주가 유력한 프로젝트들이

상당수 대기하고 있어 잠재적인 업사이드 역시 충분하다고 볼 수 있다.

터키 4기, 베트남 2기, 핀란드 1기, UAE 추가 4기, 남아공 2기, 사우디에서 4기를 2014

년까지 수주한다고 가정할 경우 수주잔고는 2014년 기준 4조 8,740억원까지 늘어날 것

으로 전망되고 원전 매출 비중 확대에 따른 영업이익률 개선효과까지 감안한다면 20만

원 이상의 목표주가가 도출될 수 있다.

향후 해외 원전 수주 진행 상황에 따라 주가는 수주 기대감을 선반영 할 것으로 전망되

고 2014년까지 다양한 해외 원전 수주 모멘텀이 대기하고 있다는 점을 고려할 시 부담

없이 매수하기 좋은 시점이다.



[표 3] 수주 유력한 해외 원전을 모두 감안 시 목표주가

(단위: 억원) 2009 2010 2011 2012 2013E 2014E 2015E

수주잔고 12,105 17,466 20,755 15,899 46,082 48,740 40,503

신규수주 11,163 9,922 3,000 43,500 19,000 10,000

원자력 26,000 18,000 9,000

신고리 5,6 (확정) 4,500

신울진 3,4 (확정) 4,500

신고리 7,8 (확정) 4,500

천지 1.2

대진 1.2

터키 4기 8,500

베트남 2기 4,500

핀란드 1기 4,500

UAE 추가 4기 8,500

남아공 2기 4,500

사우디 4기 4,500 4,500

석탄화력 2,000 1,000 1,000

NSP 1.2 호기 1,000

영흥 7,8 호기 1,000

G 프로젝트 1,2 호기 1,000

동양파워 1,000

복합 3,000 13,500

오산열병합 3,000

코트디부아르 2,500

모로코 3,000

세네갈 5,000

기타 2,000 2,000 2,000

영업이익률 21% 21% 21% 21% 21% 23% 23%

수정 영업이익 C = A x B 2,542 3,668 4,359 3,339 9,677 11,210 9,316

시가총액(최고) 23,811 53,890 38,105 45,864 112,591 130,427 108,386

시가총액(최저) 11,867 21,633 17,524 25,149 53,513 61,990 51,514

시가총액(평균) 16,286 37,518 27,711 31,799 78,670 91,132 75,732

시가총액/수정영업이익 09~12 평균

최고 (배) 9.4 14 7 8.7 13.7 11.6 11.6 11.6

최저 (배) 4.7 5.9 4.0 7.5 5.5 5.5 5.5

평균 (배) 6.4 10.2 6.4 9.5 8.1 8.1 8.1

적정 시가총액 78,670 91,132 75,732

주식 수 (천 주) 38,220 38,220 38,220

목표주가 (원) 205,834 238,441 198,147 자료: 메리츠종금증권 리서치센터



[표 4] 글로벌 Peer Valuation

회사명 Hitachi Toshiba Mitsubishi GE AREVA

주가 (\, ￥, $, €) 2052 448 532 23.67 35. 3

시가총액 (bn, \, ￥, $, €) 465.5 85.1 1238.1 216.3 0.5

매출액 2011A 774 96 2,904 142 9

2012E 809 116 2,858 147 9

2013E 765 122 2,994 149 10

2014E 793 120 3,245 155 11

영업이익 2011A 42 4 101 16 0

2012E 58 7 118 20 1

2013E 52 8 150 22 1

2014E 65 8 178 24 1

순이익 2011A 11 3 30 14 -2

2012E 24 6 26 16 0

2013E 30 8 72 17 0

2014E 31 6 84 18 0

EBITDA 2011A 86 6 233 25 2

2012E 94 11 236 25 1

2013E 88 11 276 29

2014E 105 11 303 32 2

EPS 2011A 52 22 9 1 N/A

2012E 114 38 8 2 0

2013E 142 51 21 2 1

2014E 150 40 25 2 1

BPS 2011A 1,445 417 381 11 N/A

2012E 1,626 502 392 12 15

2013E 1,723 534 413 13 16

2014 1,823 564 435 14 16

P/E 2011A 39.7 20.9 42.6 14.4 손실

(x) 2012E 16.8 9.5 54.9 16.3 N/A

2013E 14.5 8.8 24.3 14.5 N/A

2014E 13.7 11.3 20.5 13.2 N/A

P/B 2011A 1.3 0.9 1.5 2.0 N/A

(x) 2012E 1.4 1.0 1.4 2.0 N/A

2013E 1 3 0.9 1.4 1.9 N/A

2014E 1.2 0.8 1.3 1.8 N/A

EV 2011A 769 47 2,574 173 19

(bn, \, ￥, $, 　) 2012E 760 75 2,442 567 19

2013E 761 76 2,426 548 20

2014E 755 72 2,453 522 19

EV/EBITDA 2011A 13.6 66.8 12.6 8.5 59.2

x) 2012E 9.7 12.5 10.2 16.6 14.9

2013E 7.9 7.0 9.6 15.0 12.2

2014E 6.7 5.4 9.0 13.6 9.9

ROE 2011A 3.6 5.1 2.4 11.1 -32.9

(%) 2012E 7.9 8.6 2.3 12.4 4.5

2013E 8.6 9.3 5.4 13.8 5.8

2014E 8.5 8.1 6.6 14.8 7.9 자료: Bloomberg, Thomson Datastream



[그림 3] Areva 주가 추이 [그림 4] Toshiba 주가 추이

0

5

10

15

20

25

30

35

40

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(유로)

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(엔)

자료: Bloomberg 자료: Bloomberg

[그림 5] Siemens 주가 추이 [그림 6] Mitsubishi 주가 추이

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(유로)

200

250

300

350

400

450

500

550

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(엔)


[그림 7] GE 주가 추이 [그림 8] TEPCO 주가 추이

10

12

14

16

18

20

22

24

26

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(달러)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

'11.03 '11.06 '11.09 '11.12 '12.03 '12.06 '12.09 '12.12 '13.03

(엔)




III. 되찾은 안방

에너지 믹스는 정부 정책에 따라 결정되는데 현정부에서는 안전에 입각한 원전 정책 지

속을 표방하고 있어 국내 원전 발주는 꾸준히 지속될 전망이다. 따라서 지연되었던 국내

원전 발주가 다시금 재개되게 된다. 2012년 초 발주 예정이었던 신고리 5,6호기가 올해

에는 상반기 중에 발주될 것으로 예상되고 내년에는 신울진 3,4호기, 그 이후에는 신고

리 7,8호기까지 순차적으로 발주될 전망이다. 물론 여전히 원전 건설에 대한 논란이 존

재하고 있으나 원전 정책은 흔들림 없이 추진될 것으로 내다보고 있다. 근거는 다음과

같다.

첫째, 새누리당은 대선 공약에서 안전성을 강화한 후 원전 정책을 지속할 수 있음을 약

속하였다. 전력부족난이 여전히 심각한 가운데 원전 말고는 이렇다 할 대안이 없어 원전

을 포기하기에는 너무나 큰 기회비용이 뒤따른다. 기름 한 방울 나지 않는 나라에서 현

재 우리나라 전력의 40%를 담당하고 있는 원전을 대체할 수 있는 에너지원은 없다고

해도 과언이 아니다. 결국은 안전성을 확보한 후 원전 정책이 지속될 수밖에 없다. 정부

는 이미 원전 안전성을 강화하기 위한 조치를 취하고 있다.

[그림 9] 새누리당 에너지 정책

안전우선주의에 입각한 원전 이용

새누리의 진단

원전 관리에 대한 국민의 불안감이 증폭되면서 원전 정책에 대한 재검토 필요

전력부족으로 정전 위험성이 매우 높은 상태 지속

새누리의 약속

원전을 안전하게 운영하기 위하여 철저하게 원칙을 준수하고 신뢰구축을

최우선으로 하는 책임관리 체계 구축

국민의 안전을 최우선으로 하는 노후 원전 안전 정책 추진

- 노후 원전의 연장운전 허가를 엄격히 제한하고 고리1호기, 월성1호기 원전의

폐기도 EU방식의 스트레스 테스트 (Stress Test)를 거쳐 결정

*스트레스 테스트(Stress Test) 란?

극단적인 재해가 발생했을 때 각 원자로가 어떻게 대응할 수 있는지를 살펴보는

'내구성 검사'

국민여론을 수렴, 향후 20년간의 전원믹스(Mix)를 원점에서 재설정하며, 추가로

계획하고 있는 원전은 다른 에너지원이 확보된다는 전제하에 재검토

원전관리 시스템을 재정비하여 원전관리 비리 재발 방지

새누리의 실천

관련 법령 개정

안전관리를 최우선으로 하는 원전 체계 수립

자료: 새누리당



[표 5] 원전 안전성 강화 개선 대책 조치

분야 2011년 2012년 조치완료 후속조치

지진 - 1건 월성 원전 교량의 내진성능 개선

해일 - 1건 고리원전 해안방벽 증축

전력 및 냉각계통 1건 6건 사용후 연료 저장조 냉각기능 상실시 대책 등 7건

중대사고대응 1건 2건 정지, 저출력 중대사고관리지침서 개발 등 3건

비상대응 1건 4건 방사선 비상훈련 강화 등 5건

장기가동원전 1건 6건 정기검사 등 안전검사 대폭 강화 등 7건

추진실적 4건 20건 계획: 2013년(11건), 2014년(10건), 2015년(11건)

자료: 한국수력원자력

[표 6] 원전 안전성 강화 주요 중장기 개선 대책 추진실적

중장기 개선대책 2012년 추진실적 최종완료

지진 자동정비 설비 설치 20개 호기 설치완료 2013년

이동형 발전차량 확보 고리, 월성본부 확보 완료 2014년

무전원 수소제거설비 설치 13개 호기 설치완료 2013년

격납건물 여과 및 배기설비 설치 월성 1호기 설치완료 2015년

비상대응시설 개선 월성 1호기 확장공사 완료 2015년

자료: 한국수력원자력

둘째, 6차 전력수급기본계획에서 5차 때 계획된 원전 6기를 확정하였다. 계획되었으나

발주가 진행되지 않은 신고리 5,6,7,8호기, 신울진 3,4호기가 그 대상이다. 6차 전력수급

기본계획에서 확정이 된 터라 기존 6기는 계획대로 진행된다.

초미의 관심 대상은 부지는 선정되었는데 아직 확정되지 않은 천지, 대진 원전이다.

1,500MW급 6기 규모인데 이는 제2차 국가에너지기본계획에서 확정 여부가 판가름 나

게 된다. 6차 전력수급기본계획에서는 일단 천지, 대진 원전의 결정이 유보되었는데 과

연 확정되어 원전 정책이 지속될 수 있겠는가 하는 의문이 생길 수 있다.

당사는 천지, 대진 원전이 유보되었으나 확정될 수 있을 것으로 전망하는데 그 이유는

한수원이 강원 삼척과 경북 영덕 2곳의 원전 예정지역에 이미 토지보상 작업에 착수했

기 때문이다. 한수원은 지적 현황 측량, 지장물 실태 조사 등 용역 입찰을 공고한 바 있

고 조사 결과를 토대로 토지 보상에 나선다는 방침이다. 정부는 삼척시와 영덕군에 지급

할 6천억 원의 원전 주변 지역 지원금 중 260억 원을 올해 예산에 반영해 놓은 상태다.

[표 7] 원전 건설 확정 발전설비 (단위: MW)

호기 완공일 용량(Mwe)

신고리 3 2013 년 12 월 1,400

4 2014 년 9 월 1,400

5 2019 년 12 월 1,400

6 2020 년 12 월 1,400

7 2023 년 12 월 1,500

8 2024 년 12 월 1,500

신울진 1 2017 년 4 월 1,400

2 2018 년 4 월 1,400

3 2021 년 6 월 1,400

4 2022 년 6 월 1,400

확정설비

신월성 2 2013 년 10 월 1,000

자료: 지식경제부



[표 8] 원전 건설 평가미반영 발전설비 (단위: MW)

호기 완공일 용량(Mwe)

천지 1 2023 년 12 월 1500

2 2024 년 12 월 1500

3 2027 년 6 월 1500

대진 1 2025 년 12 월 1500

2 2026 년 12 월 1500

3 2027 년 6 월 1500

포스코원전 1 2022 년 6 월 1400

평가 미반영 설비

2 2023 년 6 월 1400


만일 신규 원전 건설 계획이 폐지된다면 이를 대신하기 위해 석탄 발전소가 건설이 되

어야 하는데 석탄 발전은 이산화탄소 배출 문제 등 환경문제가 발생할 수 있다. 이미 환

경부에서는 6차 때의 발전믹스는 2020년까지 온실가스 배출전망치(BAU) 감축 목표에

미달할 수 있다며 석탄발전 건설에 대해 부정적인 입장을 표명하고 있다. 환경부에 따르

면 온실가스 30% 감축을 위해선 발전부문에서 26.7%를 줄여줘야 하나 6차 계획에 따

르면 7.4% 밖에 안 된다는 주장이다. 이산화탄소 배출 문제를 감안 시 건설이 확정된

석탄 발전소가 원전으로 바뀔 가능성은 없지만 신규 원전이 석탄으로 대체될 가능성 역

시 희박하다는 판단이다.

[그림 10] 에너지원별 온실가스 배출량 [그림 11] 온실가스 감축목표

991

782

549

10 840.93

117.04 128.32

39.4393.61

0

200

400

600

800

1000

석탄 석유 천연가스 원자력 수력

CO2 배출량(g/kWh) 판매단가(원)

2억 9800만

5억 9400만

8억 1300만

(배출전망치) 5억 6900만

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1990 2005 2020 2020년 감축목표

(전망치 대비30% 감축)

(억톤CO2)

자료: 에너지경제연구원 자료: 녹색성장위원회



[표 9] 부문별, 업종별 감축목표안

감축목표 (단위 : 백만톤 CO2e) 2007 배출량 2020 BAU

감축량 감축후 배출량 감축율(%)

전환 발전, 도시가스, 지역난방 190.7 255.44 68.19 187.25 (26.7)

정유 12.8 17.1 1.28 15.82 (7.5)

광업 1.0 0.68 0.027 0.653 (3.9)

철강 86.0 121.35 7.88 113.47 (6.5)

시멘트 42.2 41.48 3.53 37.95 (8.5)

석유화학 50.7 63.47 4.77 58.7 (7.5)

제지,목재 8.7 7.73 0.55 7.18 (7.1)

섬유/가죽 11.9 9.81 0.61 9.2 (6.3)

유리/요업 4.5 5.50 0.22 5.28 (4.0)

비철금속 5.4 5.02 0.21 4.81 (4.1)

기계 10.2 13.10 0.99 12.11 (7.6)

전기/전자 27.7 41.34 25.51 15.83 (61.7)

전자표시장치 6..3 71.65 28.32 43.33 (39.5)

반도체 8.4 14.53 4.03 10.5 (27.7)

자동차 9.7 12.34 3.94 8.4 (31.9)

조선 1.8 3.79 0.25 3.54 (6.7)

기타제조 17.6 16.91 0.29 16.62 (1.7)

음식료품 6.8 6.16 0.31 5.85 (5.0)

건설업 2.5 3.22 0.23 2.99 (7.1)

산업

소 계 307.9 455.2 82.9 372.2 (18.2)

수송 운수, 자가용 87.7 107.25 36.82 70.43 (34.3)

가정 70.5 87.44 23.62 63.83 (27.0)

상업 67.6 91.52 24.44 67.08 (26.7)건물

소 계 138.1 178.96 48.06 130.91 (26.9)

공공 기타 공공 기타 16.2 18.85 4.71 14.15 (25.0)

농림어업 농림어업 30.0 29.10 1.52 27.58 (5.2)

폐기물 폐기물 17.1 13.84 1.71 12.13 (12.3)

총 계 610.5 813 243.91 569.09 (30.0) 자료: 환경부



IV. 해외 원전 수주에 청신호가 켜졌다!

1. 글로벌 원전 발주 붐

후쿠시마 원전 사태 이후 글로벌 원전 발주가 위축될 것이라는 전망과 달리 글로벌 원

전 시장의 발주는 다시금 재개되고 있다. 실제로 후쿠시마 원전 사고 이후 원전을 폐지

하겠다고 선언한 국가는 독일, 이탈리아, 스위스 정도이다. 아이러니 하게도 사고 당사국

인 일본은 최근 원전 재가동을 고려하고 있다.

원자력 발전소 사고 시 방사능이 공기 중에 유출될 경우 그 피해가 엄청날 수 있다는

것은 상식이다. 그러나 원자력이 다른 에너지원 대비 탁월한 경제성을 지니고 있다는 점

도 간과하기 어렵다. 고유가 시대에서 늘어나는 에너지 수요를 감당하기 위해 원자력 발

전은 좋은 대안이 될 수 있다. 다만 원전이 좋은 에너지원으로 각광받기 위해서는 체르

노빌이나 후쿠시마 사고를 교훈 삼아 사고를 미연에 방지하기 위한 안전성이 기존대비

더욱 더 요구될 것이다.

결국 원자력 발전을 대체할 만한 에너지원이 없으므로 세계 각국은 안전성이 강화된 원

전으로 눈을 돌릴 것이다. 실제로 터키, 베트남, 핀란드, UAE, 남아공, 사우디, 헝가리, 폴

란드, 중국 등 원자력 발전소를 건설하겠다는 의향을 밝힌 나라는 점점 늘어나고 있다.

후쿠시마 원전 사고 이후 계획중인 원전은 오히려 더 늘어났고 추진 중인 원전은 감소

한 것으로 보이지만 추진 중인 원전이 실제 계획으로 전환된 것들이고, 원전 수요와 잠

재 원전 수요를 합한 호기수는 지진 이후 전혀 줄지 않았다. 따라서 지진 이후 원전 발

주가 줄어들 것이라는 투자 심리만 위축되었지 실제 원전 시장이 줄어든 것은 아니다.

[그림 12] 총 가동 원전 기수

10358

5033

2320

1918

1615

1098

76

5444

3222222

1111

UNITED STATES OF AMERICAFRANCEJAPANRUSSIA

KOREA, REPUBLIC OFINDIA

CANADACHINA

UNITED KINGDOMUKRAINESWEDEN

GERMANYSPAIN

BELGIUMCZECH REPUBLIC

SWITZERLANDFINLAND

HUNGARYSLOVAKIAPAKISTAN

ARGENTINABRAZIL

BULGARIAMEXICO

ROMANIASOUTH AFRICA

ARMENIAIRAN, ISLAMIC REPUBLIC OF

NETHERLANDSSLOVENIA 총 가동 원전 기수: 437 (2013년 3월 기준)

자료: IAEA



[그림 13] 건설 진행 중 원전 기수

28

11

7

4

2

2

2

2

1

1

1

1

1

1

CHINA

RUSSIA

INDIA

KOREA, REPUBLIC OF

JAPAN

PAKISTAN

SLOVAKIA

UKRAINE

ARGENTINA

BRAZIL

FINLAND

FRANCE

UNITED ARAB EMIRATES

UNITED STATES OF … 건설 진행 중인 원전 기수: 66 (2013년 3월 기준)

자료: IAEA

[그림 14] 세계 신규 원전건설 추진 규모(계획 중)

150,000

155,000

160,000

165,000

170,000

175,000

180,000

185,000

190,000

120

130

140

150

160

170

180

2011.01 2011.03 2011.06 2011.08 2011.10 2011.12 2012.022012.042012.062012.08 2012.10 2012.12

No. 용량(우)(기) (MWe)

3월11일

동일본 대지진 발생 후후쿠시마 원전 사고

자료: WNA

[그림 15] 세계 신규 원전건설 추진 규모(추진 중)

350,000

360,000

370,000

380,000

390,000

400,000

410,000

300

310

320

330

340

350

360

2011.01 2011.04 2011.08 2011.11 2012.02 2012.05 2012.08 2012.11

NO. 용량(우)(기) (MWe)

자료: WNA



[그림 16] 세계 신규 원전 건설 추진 및 계획 규모 추이

410

430

450

470

490

510

530

100

150

200

250

300

350

400

2011.01 2011.04 2011.08 2011.11 2012.02 2012.05 2012.08 2012.11

추진+계획(우) 추진 중 계획 중(기) (기)

자료: WNA, 메리츠종금증권 리서치센터



[표 10] 글로벌 원전 가동상황 (2013년 1월 현재)

NUCLEAR ELECTRICITY

GENERATION REACTORS OPERABLE

REACTORS

UNDER CONSTRUCTION

billion kWh % of elec. No. MWe net No. MWe gross

Argentina 5.9 5 2 935 1 745

Armenia 2.4 33.2 1 376 0 0

Bangladesh 0 0 0 0 0 0

Belarus 0 0 0 0 0 0

Belgium 45.9 54 7 5,943 0 0

Brazil 14.8 3.2 2 1,901 1 1,405

Bulgaria 15.3 32.6 2 1,906 0 0

Canada 88.3 15.3 19 13,531 0 0

Chile 0 0 0 0 0 0

China 82.6 1.8 16 12,918 29 29,990

Czech Republic 26.7 33 6 3,764 0 0

Egypt 0 0 0 0 0 0

Finland 22.3 31.6 4 2,741 1 1,700

France 423.5 77.7 58 63,130 1 1,720

Germany 102.3 17.8 9 12,003 0 0

Hungary 14.7 43.2 4 1,880 0 0

India 28.9 3.7 20 4,385 7 5,300

Indonesia 0 0 0 0 0 0

Iran 0 0 1 915 0 0

Israel 0 0 0 0 0 0

Italy 0 0 0 0 0 0

Japan 156.2 18.1 50 44,396 3 3,036

Jordan 0 0 0 0 0 0

Kazakhstan 0 0 0 0 0 0

Korea DPR (North) 0 0 0 0 0 0

Korea RO (South) 147.8 34.6 23 20,787 4 5,205

Lithuania 0 0 0 0 0 0

Malaysia 0 0 0 0 0 0

Mexico 9.3 3.6 2 1,600 0 0

Netherlands 3.9 3.6 1 485 0 0

Pakistan 3.8 3.8 3 725 2 680

Poland 0 0 0 0 0 0

Romania 10.8 19 2 1,310 0 0

Russia 162 17.6 33 24,164 10 9,160

Saudi Arabia 0 0 0 0 0 0

Slovakia 14.3 54 4 1,816 2 880

Slovenia 5.9 41.7 1 696 0 0

South Africa 12.9 5.2 2 1,800 0 0

Spain 55.1 19.5 7 7,002 0 0

Sweden 58.1 39.6 10 9,399 0 0

Switzerland 25.7 40.8 5 3,252 0 0

Thailand 0 0 0 0 0 0

Turkey 0 0 0 0 0 0

Ukraine 84.9 47.2 15 13,168 0 0

UAE 0 0 0 0 1 1,400

United Kingdom 62.7 17.8 16 10,038 0 0

USA 790.4 19.2 104 102,215 1 1,218

Vietnam 0 0 0 0 0 0

WORLD** 2518 13.5 435 374,108 65 65,139 자료: WNA



[표 11] 글로벌 원전 건설 계획 및 추진 (2013년 1월 현재)

계획 중 (Planned) 추진 중 (Proposed)

2013년 1월 현재 2013년 1월 현재

기수 용량(Mwe) 기수 용량(Mwe)

Argentina 1 33 2 1,400

Armenia 1 1,060

Bangladesh 2 2,000 0 0

Belarus 2 2,400 2 2,400

Belgium 0 0 0 0

Brazil 0 0 4 4,000

Bulgaria 1 950 0 0

Canada 2 1,500 3 3,800

Chile 0 0 4 4,400

China 51 59,800 120 123,000

Czech Republic 2 2,400 1 1,200

Egypt 1 1,000 1 1,000

Finland 0 0 2 3,000

France 1 1,720 1 1,100

Germany 0 0 0 0

Hungary 0 0 2 2,200

India 18 15,100 39 45,000

Indonesia 2 2,000 4 4,000

Iran 2 2,000 1 300

Israel 0 0 1 1,200

Italy 0 0 10 17,000

Japan 10 13,772 3 4,000

Jordan 1 1,000

Kazakhstan 2 600 2 600

Korea DPR 0 0 1 950

Korea ROK 5 7,000 0 0

Lithuania 1 1,350 0 0

Malaysia 0 0 2 2,000

Mexico 0 0 2 2,000

Netherlands 0 0 1 1,000

Pakistan 0 0 2 2,000

Poland 6 6,000 0 0

Romania 2 1,310 1 655

Russia 24 24,180 20 20,000

Saudi Arabia 0 0 16 17,000

Slovakia 0 0 1 1,200

Slovenia 0 0 1 1,000

South Africa 0 0 6 9,600

Spain 0 0 0 0

Sweden 0 0 0 0

Switzerland 0 0 3 4,000

Thailand 0 0 5 5,000

Turkey 4 4,800 4 5,600

Ukraine 2 1,900 11 12,000

UAE 3 4,200 10 14,400

United Kingdom 4 6,680 9 12,000

USA 13 15,660 13 21,600

Vietnam 4 4,000 6 6,700

WORLD** 167 184,415 317 359,655 자료: WNA



2. 한국형 노형 APR 1400의 경쟁력

글로벌 원전 발주 붐이 재개된다는 것은 바로 한국형 원전 수출이 확대될 수 있는 좋은

기회다. 지난 UAE 원전 수주 이후 아직까지 해외 원전 수주 소식이 없지만 2013년 들

어서는 다양한 해외 원전 수주 풀(Pool)이 대기 중이고 한국형 노형의 경쟁력을 감안 시

추가적인 해외 원전 수주 가능성이 매우 높아지고 있다.

한국과 협상을 진행하고 있는 터키, 지난 1월 입찰을 완료한 핀란드, 지난 해부터 우선

협상대상자로 선정되어 예비타당성 조사가 진행 중인 베트남, 현재 한국이 건설 중인

UAE 추가 4호기와 중동의 남아공과 사우디가 그 대상국가이다. 사업자 선정 결과가

2013년과 2014년에 몰려있어 향후 2년간 긍정적인 수주 뉴스 플로우를 기대할 수 있는

상황이다.

원전을 발주하겠다는 국가가 늘어난다고 해서 한국형 원전이 반드시 수출이 가능할 것

으로 단정짓기는 어렵다. 원전은 대규모 자본이 투입되고 건설기간도 7년에 걸친 장기

간의 프로젝트이고 경제성과 안전성 그리고 국가간의 계약이므로 여러 요소가 고려될

수밖에 없기 때문이다. 따라서 당사는 한국컨소시엄과 경쟁국가들의 노형을 비교하여 향

후 수주 가능성을 점검해 보기로 한다.

한국형 제 3세대 수출 노형은 APR 1400이다. UAE 원전 수출 모델이고 신고리 3,4호기

부터 적용되었다. 2009년 UAE 원전에 수출할 당시 100% 국산화되지 못한 기술이 있었

는데 지난 1월 원전설계 핵심코드가 국산화되어 이제는 100% 국산화에 성공하였다. 따

라서 다른 국가로 원전 수출 시 미국의 허락을 받거나 로열티를 지급할 필요가 없게 되

었다.5

[그림 17] 미자립 핵심기술 개요

원전설계 핵심코드 원전 설계에 사용되는 일종의 소프트웨어로 안전해석 코드와 노심(爐心) 설계 코드로 구성 - 안전해석 코드: 원전에서 발생 가능한 모든 사고를 예측하여 원전의

안전성을 확인하는 소프트웨어 (2013년 1월 완료) - 노심설계 코드: 한 주기(18개월)간의 핵연료의 모든 상태를 예측하여

핵연료 장전량을 결정하는 소프트웨어 (2010년 3월 완료) 원자로냉각재 펌프 (Reactor Coolant Pump, RCP) 원자로에서 핵반응을 통해 발생되는 열을 제거하여 증기발생기(Steam Generator) 로 보내기 위해, 냉각수를 강제로 원자로에 주입시키는 펌프의 역할을 수행 원자로에서 데워진 물은 증기발생기에서 외부의 물을 증기로 바꾸는 데 사용됨

원전 제어 계통 (Man-Machine Interface System) 원자력발전소를 안전하고 경제적으로 운영하기 위해 필요한 신경망으로 열을 발생시키는 원자로 설비와 전기를 생산하는 터빈 설비의 움직임을 계측하고 정확하게 운전하도록 제어 (2010년 10월 완료)

자료: 한국원자력연구원

5 원전 수출 시 한미원자력협정에 따라 미국의 동의를 구하는 것이 아니라 미국의 기술을 이용하여 제3국으로 수출할 경우 미국의 동의를

얻어야 한다는 한미통상조약에 따른 것이다. 원천기술 100% 국산화에 성공하였으므로 한미원자력협정과 관계없이 한국이 독자적으로 수출

가능하다.



[그림 18] 원자로 냉각재 펌프 [그림 19] 원전 제어 계통

자료: 한국원자력연구원 자료: 한국원자력연구원

한국형 원전의 수출 경쟁력은 크게 4가지로 들 수 있다. 첫째, 경제성 둘째, 신뢰성 셋

째, 안전성 넷째, 운영능력으로 나눌 수 있다. 아래 표는 3세대 노형의 개별 특성을 정리

한 것인데 전분야에서 한국형 노형 APR 1400의 우수성을 발견할 수 있어 한국형 원전

수출 전망은 밝다고 하겠다.

결론부터 제시하자면 경제성 측면에서는 한국형 노형이 가장 앞서있고, 프랑스의 경우

핀란드 올킬루오토 공사 지연으로 신뢰성 상실, 일본은 안전성에서 뒤쳐지는 BWR 방식

과 운영회사인 동경전력이 해외 사업을 철수하여 운영회사 없이 수주전에 뛰어들어야

한다는 약점을 지니고 있다.

한국은 안전성에서 상대적으로 우월한 PWR 방식인데다가 3세대 원전인 APR 1400이

탑재된 신고리 원전 3호기가 현재 시운전 중으로 상업 운전에 가장 앞서있고 운영회사

도 한국전력이 있어 문제될 것이 없다.

[표 12] 제3세대 노형 분석

노형 APR1400 EPR 1600 AP1000 APWR 1700 ABWR ESBWR

국가 한국 프랑스 미국 일본 일본 일본공급사 한수원 AREVA Westing House Mitsubishi Toshiba Hitachi(GE)방식 PWR PWR PWR PWR BWR BWR용량 MW) 1,400 1,600 1,000 1,538 1,300 1,550 설계수명(년) 60 60 60 60 60 60 건설기간(개월) 48 57 57 46 48 42 핵연료 재장전 주기(개월) 18 18 18~24 18~24 18~24 n/a내진설계 (g) 0.30 0.25 0.30 0.30 0.30 0.30 건설단가($/KW) 2,300 2,900 3,582 n/a 2,900 n/a증기발생 2 (세계 최대) 4 2 4 n/a n/a안전성 높음 높음 높음 높음 낮음 낮음

최초 완공시기 2013 (한) 2014(프)2016(핀)

2014 (중) 2015 (일)1996 (일) 2017 (미)

없음

건설경험 다수 다수 적음 적음 다수 없음 신고리 3,4 (핀)올킬루오토3 (중) 산먼 츠루가 1,2 (대만) 룽멘 1.2 신울진 1,2 (프) 플라망빌3 (일) 시마네 4 UAE 1~4 (중)Taishan (일) 다이 (일) 4기 운영중 설계 완성 정도 A A A A A D운영 안정성 A N N A A D건설 신뢰성 A N A N A N원가 신뢰성 A D A N A D제작 능력 A A A A A D수명 유지 비용 A A N A A A

주: Advantage = A, Neutral = N Disadvantage = D 자료: 각 사, 메리츠종금증권 리서치센터



[그림 20] 글로벌 원전 제작업체 M&A 구도6


6 2007년 10월 도시바의 WEC(웨스팅하우스)로 인수로 업계는 4개 그룹으로 재편

도시바사의 WEC 인수로 원전부분의 경수로 및 비등수로 기술을 모두 확보한 기술 그룹 탄생 도시바의 WEC 인수로 위기를 느낀 프랑스의 Areva사는 일본의 미쯔비시와 연대를 결정

GE로부터 기술을 전수 받은 도시바사가 WEC사를 인수함으로써 경수로 분야의 기술력까지 확보, 이에 대한 견제를 위해 GE사는 히다치와 연대를 맺음

러시아의 ASE사는 독자 개발한 모델로 구 공산권 국가에서 강한 경쟁력을 유지하고 있음 원전의 원천기술을 가지고 있는 회사는 WEC(미국), Areva(프랑스), GE(미국), ASE(러시아)등 4개 회사, 최근 한국이 기술 자립 GE, WEC, ASE사는 연구 개발을 통해 독자 모델을 개발한 경우이고 Areva사의 경우 원천기술 사용권을 WEC사로부터 구매하여 기술 자립을 이룸 도시바사 WEC 인수 내용 도시바는 41억 5800만 달러를 투자해 웨스팅하우스 주식의 77%를 확보, 경영권 인수에 성공 나머지 23% 가운데 20%는 10억 80만 달러를 투자한 전략적 파트너사 쇼우그룹(Shaw Group Inc, 미국) 3%는 1억 6200만 달러를 투자한 일본 IHI사가 소유 　 비등수로 부문의 선두기업인 도시바는 WEC 인수를 통해 전 세계 원전시장의 60% 이상을 차지하는 경수로 시스템의 기술 확보 Areva사 탄생 History 1972년 프랑스는 WEC사 기술을 도입해 자국 원전회사인 프라마톰사를 통해 원전을 건설 기술 자립을 목표로 WEC사의 한 기종만을 6개를 연속으로 건설 WEC사는 프랑스 내에서만 원전을 짓겠다는 조건으로 프라마톰사에게 기술 이전 1979년 TMI 원전사고로 원전시장의 침체 및 향 후 원전시장의 발전가능성을 낮게 판단한 WEC는 1981년 프랑스에 원천기술 사용권을 판매 프라마톰은 핵연료를 제조하는 프랑스의 코제마, 독일의 원전건설사인 지멘스등과 합병해 Areva로 재탄생



(1) 경제성: 설계상의 구조적 강점

한국형 원전은 다른 경쟁 노형 대비 건설 단가가 가장 낮다. UAE 원전 수주 당시 지식

경제부에서 발표한 보도자료에 따르면 APR 1400은 KW당 $2,300수준으로 경쟁 노형인

EPR 1600이나 ABWR 보다 25% 이상 저렴하다. AP-1000의 경우 건설단가가 KW당

$3,500 수준으로 이미 가격 경쟁력에서 한국형 노형과 큰 격차를 보이고 있다.

이러한 가격 경쟁력의 원천은 어디에서 나오는 것일까? 크게 두 가지로 볼 수 있는데

먼저 건설 공기가 다른 노형 대비 짧다는 점과 증기발생기가 2개로 디자인 되었다는 점

이다. 한국형 노형의 건설기간은 대략 48개월 수준으로 EPR 1600과 AP 1000 기종을 압

도하고 있다. 공기가 짧으면 그만큼 건설비용이 적게 소요된다는 점은 굳이 설명을 곁들

이지 않아도 될 것이다.

다른 경쟁 노형은 증기발생기 4개로 구성되어 있는데 APR 1400은 2개로 제작되었다.

AP 1000기종도 증기발생기가 2개이지만 APR 1400의 증기발생기 크기가 더 크다. 증기

발생기가 2개만 탑재되어 제작비가 그만큼 절감되는 것이다. 증기발생기와 원자로 가격

이 기당 대략 2천억원이 넘는 수준인데 증기발생기 제작 비용이 절반이 좀 넘는 것으로

파악된다. 보통 원자력 발전소 2기를 동시에 발주하므로 여기에서 2천억원 넘는 금액이

경쟁력을 갖추게 되는 셈이다. 4기를 발주한다면 4천억원 정도가 절감되는데 결코 무시

할 수 없는 금액 수준이다.

즉, 한국형 노형의 경제성 원천은 설계 특성에서 기인하는 장점인 것이다. 이는 경쟁자

들이 흉내낼 수 없는 설계상의 장점이므로 발주 국가 입장에서는 한국형 노형을 제일

우선적으로 고려할 수밖에 없을 것이다.

[그림 21] 노형별 건설 단가

3,582

3,0502,900 2,900

2,300

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

AP1000(미) VVER1000(러) ABWR(일) EPR(프) APR1400(한)

($/kw)




[그림 22] 증기발생기7 구조


(2) 신뢰성: 아레바, 제국의 귀환?

제3세대 노형의 건설 실적 측면에서 한국이 가장 앞서있다. 수주산업에서의 건설 실적

(Track Record)의 중요성은 아무리 강조해도 지나침이 없을 것이다. 한국은 국내에서

신고리 3호기 건설이 완공되어 현재 시운전 중에 있고 UAE Barakha 원전 건설 중에

있다. 신고리 원전 3호기의 상업 운전 예정일은 2013년 9월이다. 9월에 상업 운전이 개

시되면 세계 최초로 3세대 노형에서 전기를 생산하는 국가가 된다.

계획대로라면 3세대 원전의 최초 가동 영광은 프랑스 아레바의 차지가 되었어야 하는데

아레바는 2009년 완공하기로 한 핀란드 올킬루오토 3호기 공사를 3차례 지연하여 2016

년에 완공하겠다고 밝힌 상황이다. 예정된 공사 기간에서 7년이 추가되었고 2016년 이

후 완공된다는 보장도 없는 심각한 상태다. 이로 인해 아레바의 공사비용도 당초 25억

유로에서 59억 유로로 크게 늘어났고 공사지연에 대한 책임공방이 진행 중이다. 이에

따른 손해배상 책임 문제 등 민감한 문제들이 남아있는 상태다.

아레바는 핀란드 올킬루오토 원전에 대한 공사비 부담도 눈덩이처럼 불어나고 있고 핀

란드에 손해배상도 해 줘야 할 처지다. 이미 아레바는 핀란드 손해배상 충당금으로 우리

나라 돈으로 1조원이 넘는 금액을 쌓았다. 아레바로서는 금전적 손해도 손해지만 신뢰

성도 크게 잃어 향후 원전 수주에 있어 크나큰 타격을 입었다. UAE 원전 수주 경쟁에서

도 한국과 최종으로 경합 중이었으나 UAE 측에서 핀란드 원전 공사 지연에 대해 소명

하라는 요구에 대해 아레바는 묵묵부답으로 일관할 수밖에 없었다.

7 증기발생기: 원자로에서 가열된 냉각재를 이용해 증기를 생산하는 원자력발전소의 핵심설비.

가압수형 원자로에서는 원자로 심에서 가열된 고온 고압의 1차 냉각재를 증기발생기 내의 수천개의 전열관을 통과시켜 2차 냉각재를 끓임

으로써 증기를 발생시킴. 따라서 일본의 BWR 방식 노형에는 증기발생기가 존재하지 않음



[그림 23] 올킬루오토 3호기 건설 비용 [그림 24] 올킬루오토 3호기 건설 현장

0

1

2

3

4

5

6

7

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

(10억 유로)

자료: 그린피스 자료: 언론자료

도시바-웨스팅하우스 모델인 AP 1000의 경우 중국에 건설 중이지만 용량이 1000MW

급으로 상대적으로 낮다는 점이 약점이고, 미츠비시의 APWR은 1700MW급이 있지만 일

본 츠루가 지역에 건설중이였으나 후쿠시마 사고 이후 공사가 전면 중단되었다. 원전 발

주국 입장에서는 이미 만들어진 발전소에서 전기가 잘 생산되고 있는지 확인하고 싶을

것이다. 특히 프랑스 아레바가 핀란드 올킬루오토 원전 3호기의 공사지연 사태를 통해

발주국들은 더욱 더 건설에 대한 신뢰성을 고려할 것이다. 과거 아레바라는 명성만 믿고

맡겼다가 낭패를 본 핀란드를 떠올린다면 이미 데모 발전소가 존재하는 한국형 원전에

눈이 가지 않을 수 없다는 판단이다.

[그림 25] Olkiluoto 3기로 인한 아레바 연간 충당금 설정액

5,230

3,140

5,700

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2010 2011 2012 총 설정액

14,000(억원)

자료: 아레바, 메리츠종금증권 리서치센터



(3) 안전성

원전 선택에 있어 가장 우선적으로 고려되어야 할 요소는 안전성일 것이다. 1차적으로

안전성이 고려되고 그 다음에 경제성이 고려될 것이다. 노형 방식은 크게 가압경수로

(PWR)와 비등경수로(BWR) 방식으로 구분되는데 안전성 측면에서 PWR 방식이 상대적

으로 높다. 이는 사고 시 방사능이 공기 중에 유출될 가능성이 낮기 때문인데 이는 물을

끊이는 방식에 따른 구조적인 차이에 기인한다.

가압경수형 원전(PWR)은 경수로에는 원자로에서 고온고압으로 가열한 물을 이용하여

증기발생기에서 증기를 생성하고 비등경수형 원전(BWR)은 원자로 내에서 직접 증기를

발생시키는 구조이다.

PWR은 고온으로 가열된 1차 계통 물을 증기발생기로 보내 2차 계통의 물을 수증기로

만들고, 이를 발전터빈으로 보내 전기를 생산한다. 1차 계통 물은 다시 원자로로 돌아가

원자로를 식혀준다. 이에 반해 BWR은 원자로 압력용기 안에서 직접 냉각수를 가열시켜

증기를 터빈으로 보내 전기를 생산한다.

일본에 존재하는 원자로는 54개로 이중 BWR 30개, PWR 24개이다. 사고가 난 후쿠시마

원전은 모두 BWR형이다. 따라서 향후 신규 원전 도입을 고려 시 BWR 방식이 선호될

지 의문이다. 대단한 가격 경쟁력을 갖추지도 못하였고 사고 시 위험성이 높다면 굳이

BWR 방식이 채택될 가능성은 크지 않아 보인다. PWR 방식이 이미 글로벌 점유율 65%

에 달한다.

[표 13] 가압경수로와 비등경수로 특성 비교

구 분 PWR(가압경수로) BWR(비등경수로)

증기발생기에서 증기발생 원자로 내에서 증기 발생

원자로측 폐쇄회로 형성, 원자로에서 발생된 열은 증기발생기에서 열교환되어 터빈, 발전기를 구동시켜 전기생산

원자로측과 터빈측이 분리되어 있지 않으므로(증기발생기, 가압기 없음) 원자로에서 발생된 증기가 터빈·발전기를 구동시켜 전기생산

노심내 비등을 허용하지 않음 노심내 비등 허용

(별도의 증기발생기 설치) (원자로 자체가 증기발생기 기능)

특성

* 노심내 잔열제거는 증기발생기와 비상노심 냉각계통을 이용 * 안전밸브를 통해 압력을 외부로 유출

원자로에 물이 가득 차 있으므로 연료봉 온도가 천천히 상승 원자로는 물과 수증기가 함께 있어 사고 발생 시 연료온도의 급격한 상승 초래

제어봉이 원자로 위쪽에 설치되어 있어 전력상실 시 중력에 의해 동작 수행

제어봉이 아래쪽에 있어 사고 시 연료 용융 시 동작 불능

격납 용기가 작아 내부압력이 급격히 상승

구조적 안전성 확보

격납용기가 크므로 사고 발생시 대처 시간 충분 사고 발생에 따른 대처 시간 부족

사고 발생시 노심냉각

증기발생기를 이용하여 자연순환냉각을 통해 노심냉각 자연순환 냉각기능 없음

자료: 원자력 문화재단



[표 14] 세계 가동중 원전노형

원자로형 주요 원전국 기수 용량 Gwe 점유율(%)

PWR 미, 프, 일, 러 264 243.1(65.6)

BWR 미, 일, 스웨덴 92 83.9(22.6)

PHWR 캐나다 44 22.5(6.1)

GCR 영국 18 8.9

LWGR 러 16 11.4

FBR 프, 러 2 0.7

합 436 370.5

자료: IAEA PRIS

[그림 26] 가압경수로와 비등경수로 방식 차이




(4) 운영능력: 일본에게 닥친 보이지 않는 위험

원전은 기저발전을 담당한다. 즉, 고장이나 정비를 제외하고는 상시 가동중인 발전소이

다. 따라서 가동률은 굉장히 중요하다. 아무리 용량이 크고, 건설비가 싸게 든다고 하더

라도 가동률이 낮으면 전기 판매 매출이 줄어들 수밖에 없다. 즉, 가동률은 돈이다. 가동

률과 불시정지율 역시 한국이 가장 낮다. 최근 원전을 발주하는 국가들은 운영사업까지

맡아주길 원한다. 따라서 운영회사의 능력도 매우 중요한 요소가 되는데 일본의 경우 동

경전력이 해외사업 철수를 선언하여 운영회사가 없는 상황이다.

[그림 27] 05~07년 원전 이용률 [그림 28] 05~07년 비계획발전손실율

93.3%

59.2%

66.7%73.1%

76.1%

89.9%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

한국 일본 캐나다 러시아 프랑스 미국

('05~'07년)

세계평균 :79.4%

0.8%

1.5%

3.6%

5.8%

7.5%7.9%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

한국 미국 독일 프랑스 캐나다 일본

('05~'07년)

세계 평균:4.4%

자료: Nucleonics Week, March 2009 자료: IAEA Power Reactor Information System, March 2009

동경전력의 해외 사업 포기는 일본 노형 수출에 있어 큰 걸림돌로 작용할 전망이다. 일

본은 UAE 원전 수주 시 1차전에서 한국과 프랑스에게 고배를 마신 후 원인분석에 나서

게 된다. 일본은 원전 공급의 Value chain이 모두 컨소시엄 형태로 참여하는 한국의 방

식을 모방하기로 하고 JIEND라는 회사를 설립한다. JIEND의 대주주는 동경전력으로 향

후 일본이 해외 원전 진출 시 운영을 동경전력이 담당하고 각 원전 제작사들이 지분을

출자하여 만든 일종의 컨소시엄으로 JIEND8를 통해 해외 원전 수출에 박차를 기하기로

한다.

JIEND가 설립되었으나 일본은 후쿠시마 사고를 맞게 된다. 이 후 동경전력은 원전 가동

중지와 원전 피해 배상 문제 등 정부가 개입하게 되며 사실상 국유화된다. 그리고 강력

한 인력 구조조정을 단행하였다. 이렇게 되자 동경전력은 이미 수주가 확정된 베트남

3,4원전 사업에서 철수를 선언한다. 동경전력은 일본 후쿠시마 사고 이후 수습 문제와

경영난에 따른 구조조정 등을 이유로 해외사업 진출 여력이 없다는 것이 그 이유이다.

이미 수주 수주한 프로젝트도 포기할 판에 신규 프로젝트에 동경전력이 참여할 가능성

은 낮아 보인다. 따라서 일본 원전 메이커들이 수주에 성공하기 위해서는 운영 파트너를

섭외해야 하고, 또 그 운영 파트너가 일본 노형을 잘 운영할 수 있는지를 발주자에게 납

득시킬 과제가 남는다.

또 다른 약점은 일본 내에서 원전 재가동이 불투명하다는 것이다. 최근 일본 정부가 원

전 재가동 의지를 밝힌 바 있지만 여전히 재가동에는 시간이 걸릴 수 있고 후쿠시마 사

태가 수습되지 않아 여론 문제도 도마에 오르고 있다. 한마디로 재가동은 쉽지 않은 문

제다. 만약 일본이 원전 재가동을 하지 않을 리스크가 있는 상황에서 일본 노형을 선택

할 경우 향후 부품 수급이나 부품 조달 단가 역시 높아질 가능성에 직면한다.

8 The International Nuclear Energy Development of Japan Co., Ltd (JINED)



[그림 29] JINED의 역할 및 개념

자료: Establishment of “International Nuclear Energy Development of Japan Co., Ltd(2010-10-15)

[표 15] JINED의 지분구조

The Tokyo Electric Power Co.. Inc. 20%

The Kansai Electric Power Co.. Inc. 15%

Innovation Network Corporation of Japan 10%

Chubu Electric Power Co.. Inc. 10%

Hokkaido Electric Power Co.. Inc. 5%

Tohoku Electric Power Co . Inc. 5%

Hokuriku Electric Power Company 5%

The Chugoku Electric Power Co.. Inc. 5%

Shikoku Electric Power Co.. Inc. 5%

Kyushu Electric Power Co.. Inc. 5%

Toshiba Corporation 5%

Hitachi. Ltd. 5%

Mitsubishi Heavy Industries. Ltd. 5%

자료: Establishment of “International Nuclear Energy Development of Japan Co., Ltd(2010-10-15)



3. 국가별 원전 수주 가능성 분석

현재 한국과 수주 협상을 벌이고 있는 잠재 대상국으로는 터키, 핀란드, 베트남, 남아공,

UAE, 사우디 등이다. 결론적으로 핀란드, 베트남과 UAE 추가 4호기는 수주가 유력해

보이고 터키는 여전히 수주 불씨가 남아 있으며 남아공과 사우디에서도 한국형 노형의

경쟁력을 앞세워 충분한 승산이 있다는 판단이다.

터키와는 계약 직전 단계까지 갔으나 터키가 일본, 중국과 협상을 진행하였고 현재는 한

국과 중국을 놓고 저울질 중인 것으로 판단된다.

핀란드는 1월 말 한국이 입찰을 한 상황이고 현재 5개 업체가 경쟁중이다. 한국, 아레

바, 도시바, 히타치-GE, 미쓰비시이다. 아레바는 핀란드 올킬루오토 3호기 공사 지연으

로 신뢰성을 상실하는 뼈아픈 실수를 저지른 상황이다. 일본은 BWR 방식으로 안전성

측면에서 PWR 노형 대비 한 수 아래다. 미쓰비시의 경우 PWR 방식 노형이지만 완공된

발전소가 없고 완공 시 이를 운영해 줄 발전업체가 컨소시엄에 빠져있다는 문제를 안고

있다.

베트남의 경우 작년부터 베트남 5,6호기 원전 건설을 수의계약 형태로 한국이 예비타당

성 조사를 진행중에 있다. 이미 러시아와 일본이 1,2호기와 3,4호기 수주를 한 상황이기

때문에 타당성 조사만 완료되면 본계약으로 이어지는데 큰 제약이 없는 상황이다. 베트

남 원전 수주전에 프랑스가 빠진 이유는 베트남이 프랑스의 식민지였다는 역사적 사실

을 떠올려보면 이해가 쉬울 것이다.

UAE 5~8호기, 즉 추가 4호기에 대해 정부는 2013년까지 본계약을 목표로 하고 있다.

이미 건설 중인 1~4호기 부지 옆에 5~8호기를 건설할 계획으로 부지가 확정된 상황이

다. UAE 원전의 경우 사막에 원전을 짓고 도로 및 각종 인프라와 함께 건설되고 있다.

5~8호기 역시 1~4호를 위해 만들어진 인프라를 공유해야 경제성이 극대화 된다는 점을

감안하면 UAE가 추가 4호기를 다른 국가에게 발주할 가능성은 낮아 보인다.

남아공 수주를 위해 정부는 원전 수출 협력을 위해 한-남아공 원전협력포럼을 개최하는

등 발빠른 대응에 나서고 있고 사우디는 2030년까지 총 16기의 원전을 완공할 예정이

다. 2030년까지 16기 원전 완공을 위해서는 적어도 2014년부터는 2기씩 발주가 이루어

져야 하는데 어느 한 국가가 16기를 동시에 진행하기는 현실적으로 어렵기 때문에 한

국, 프랑스, 일본이 일정 호기씩 나누어서 수주할 가능성이 커 보인다. 총 16기 발주 규

모이기 때문에 한국은 적어도 4호기 정도는 수주할 수 있고, UAE 모래사막에서의 건설

경험이 사우디 원전 수주에서 좋은 약이 될 것이다.

[표 16] 진행 중 해외 원전 프로젝트

터키 핀란드 베트남 남아공 UAE 사우디

발주 시기 2013년 2013년 2013년 2013년 2013년 2014년

계약 시기 2013년 2014년 2014년 미정 2013년 2014년

발주 방식 수의계약 경쟁입찰 수의계약 경쟁입찰 경쟁입찰 경쟁입찰

발주 규모 4기

3원전 4기1기

2기2030년까지 10기

2기총 6기

4기 2030년까지 16기

진행 상황 협상 중 입찰 타당성 조사 중 입찰 예정 협상 중 입찰 예정

특징

한국과 중국 경합파이낸싱(중) 유리

기술력(한) 우위

(프) 올킬루오토 3호기 공사 지연

(일) BWR 방식

1,2호기 (러) 수주3,4호기 (일) 수주5,6호기 (한) 진행

(한) 경제성 우위기존 원전 부지에 추가 건설 하기로

결정 기존 인프라 공유로

(한) 수주 유력

16기를 각 국이 나누어 수주할

가능성 농후(한) 4기 수주 전망

자료: 메리츠종금증권 리서치센터



1) 터키

외신을 종합해보면 터키는 한국과 중국을 두고 저울질 중인 것으로 파악된다. 일단 일본

은 경쟁에서 제외되었다는 외신 기사가 있었고, 극동 아시아 국가가 원전 수주를 할 것

이라는 보도를 조합해 보면 캐나다 탈락을 짐작할 수 있어 결국 한국과 중국이 유력 수

주 후보로 남는다.

터키는 1,400MW급 대용량 원전 4기를 원하고 있다. 그런데 중국의 경우 CPR 1000이라

는 2세대 노형만 건설 경험이 있고 3세대 노형으로 경쟁하기 위해서는 현재 중국에서

건설 중인 EPR 1600으로 승부를 해야 하는데 이것은 아레바의 노형이기 때문에 중국이

터키에 수출하고 지어줄 수 있는 노형이 아니다.

따라서 한국의 APR 1400과 중국의 CPR 1000은 기술력이나 효율성, 경제성 면에서 애

당초 경쟁상대가 아니다. 다만 중국의 매력적인 제시조건은 파이낸싱 부분이다. 한국이

중국보다 파이낸싱 부문에서 약한 점은 사실이다.

그런데 카타르 및 UAE가 한국이 터키 원전 수주 시 파이낸싱에 참여하겠다는 언론 보

도가 있었는데 이는 한국의 약점인 파이낸싱 문제를 보완할 수 있는 중요한 포인트이다.

[표 17] 터키 원전 수주 협상 일지

2010 년

06 월 15 일 터키-한국 원전사업 협력 양해각서(MOU) 체결

12 월 23 일 터키가 일본을 우선협상권자로 선정

2011 년

03 월 11 일 일본 대지진으로 후쿠시마 원전 사고 발생

7 월 14 일 간 나오토 일본 총리, '자국 내 탈(脫)원전' 선언

7 월 26 일 터키, 일본과 우선협상 중단 전망 (요미우리신문 보도)

7 월 28 일 주무 사업자인 도쿄전력, 터키 원전사업 포기 발표

8 월 10 일 최중경 장관-차을라얀 터키 장관 면담

8 월 11 일 차을라얀 장관, "타국과도 협상 가능"

11 월 6 일 터키 총리, G20 정상회의에서 한국에 터키 원전 건설 참여 공식요청

2012 년

2 월 13 일 한국, 원전 재협상 시작, 실무대표단 현지 파견

4 월 9 일 중국, 터키 정부 담보 없이 원전 수출 제안, 유리한 고지 확보(FT 보도)

4 월 21 일 캐나다, 시노프원전 수주전 가담 (한, 중, 일, 캐나다 참여)

8 월 1 일 한∙터키 FTA 공식서명

12 월 10 일 터키 에너지장관, 일본은 제외되었고, 중국이 유력 (Turkish Weekly)

12 월 25 일 터키 에너지장관, '극동아시아 국가가 원전 수주하게 될 것'(AFP 보도)

2013 년

03 월 05 일 일본(미쓰비시), 프랑스(GDF) 컨소시엄 결성

자료: 메리츠종금증권 리서치센터 정리



[그림 30] 터키 원전 수주 시 UAE 파이낸싱 참여 의사 보도

자료: http://www.hurriyetdailynews.com/PrintNews.aspx?PageID=383&NID=33938

[표 18] 중국 운영중 원전 노형

Facility Process Model Capa MW Operator Location

Hongyanhe 2 PWR CPR-1000 1000 Liaoning Hongyanhe Nuclear Power Co. Ltd. China, mainland

Ningde 2 PWR CPR-1000 1000 Ningde Nuclear Power Company Ltd. China, mainland

Fuqing-1 (Phase I, unit 1) PWR CPR-1000 1000 Cnnc Fujian Fuqing Nuclear

Power Co.,Ltd. China, mainland

Yangjiang-1 PWR CPR-1000 1000 Yangjiang Nuclear Power Company China, mainland

Fangjiashan 1 (Phase 1, unit 1) PWR CNP-1000 1000 Qinshan Nuclear Power Company China, mainland



Fuqing-2 (Phase I, unit 2) PWR CPR-1000 1000 Cnnc Fujian Fuqing Nuclear

Power Co.,Ltd. China, mainland

Fangjiashan 2 (Phase 1, unit 2) PWR CNP-1000 1000 Qinshan Nuclear Power Company China, mainland


Changjiang 1 (Phase I, Unit 1) PWR CNP-600 610 Hainan Nuclear Power Company China, mainland

Fangchenggang 1 (Phase I, Unit 1) ( )

PWR CPR-1000 1000 Guangxi Fangchenggang Nuclear Power Company Ltd. China, mainland

Ningde 4 PWR CPR-1000 1000 Ningde Nuclear Power Company Ltd. China, mainland


Changjiang 2 (Phase I, Unit 2) PWR CNP-600 610 Hainan Nuclear Power Company China, mainland

Fangchenggang 2 (Phase I, Unit 2) ( )

PWR CPR-1000 1000 Guangxi Fangchenggang Nuclear Power Company Ltd. China, mainland

Fuqing-3 PWR CPR-1000 1000 Cnnc Fujian Fuqing Nuclear Power Co.,Ltd. China, mainland

자료: IAEA



최근 언론에 따르면 일본 미쓰비시와 프랑스 전력회사인 GDF와 컨소시엄을 꾸려서 터키

원전에 입찰했다는 보도가 있어 터키의 결정에 또 시간이 걸릴 수도 있다. 앞서 언급하

였듯이 미쓰비시의 APWR 1700 세상에 아직 태어나지 않은 노형이다. 건설 사례가 없다

는 점과 동경전력이 빠진 터라 한번도 손발을 맞춰본 적이 없는 프랑스 GDF와의 컨소시

엄이 과연 경쟁력이 있어 보일지 의문이다.

그간 터키의 협상 태도를 보면 원전 수주를 단언하기 어렵다. 연말까지 결정하겠다고 밝

혔다가 다시 미루어지기 일쑤이고 어느 국가가 유력하다고 이야기 했다가 다른 국가와

협상을 재개해 왔기 때문이다. 그러나 터키는 원전을 짓겠다는 의지만큼은 확실해 보인

다.

터키의 전력상황을 살펴보면 전력수요 증가세가 지속되고 있다. 현재 터키는 전기 순수

출 국이지만 향후 전력 수요증가가 예상되고 북부 지역에는 전기가 부족하여 러시아 등

으로부터 전기를 수입하고 있다. 제 2 원전인 Sinop 지역은 터키 북부지역, 즉, 현재 전

기를 수입하고 있는 지역이고 부족한 전기를 해결하기 위한 포석으로 볼 수 있다.

터키의 천연가스 수입액은 빠르게 늘어나고 있고 원전 건설이 지연될수록 천연가스 수입

액은 더 증가될 것이 뻔하다. 더군다나 석탄 발전 비중이 낮아 기저발전을 위해서는 원

전이 필요하고 2원전 뿐만이 아닌 3원전까지 계획한 상태이다.

그간의 협상 태도를 볼 때 터키 원전 수주를 현재로서 확신하긴 어렵고 또 수주 시점을

가늠하기 어려운 측면이 있지만 터키의 원전 건설 의지는 강하고 한국의 경쟁력을 감안

할 때 수주 가능성은 분명히 존재한다는 판단이다.

[그림 31] 터키 발전 Capa 현황 및 전망

36,824 38,843 40,565 40,836 41,818 44,30046,00052,400

57,27862,218

65,844 68,10971,521392

483529

649

730

615

711

775 779 802827

852

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

2004 2006 2008 2010 2012 2014F 2016F

발전능력 GDP(우)(MW) (10억 달러)

자료: Undersecretariat of State Planning Organization Republic of Turkey, BMI



[그림 32] 터키 발전믹스 현황

32,412 33,67936,136

38,90040,607 40,882 42,116

15,831 16,83118,331 19,631 20,831 21,967 23,100

1,421 1,894 2,811 3,687 4,406 5,260 6,305

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2010 2011 2012 2013F 2014F 2015F 2016F

화력 수력 재생에너지(MW)

자료: BMI

[그림 33] 터키 총발전량 현황 및 전망

151 162 176 192 198 195 203224 241 259

278 294 311392

483529

649

730

615

731775 779

802827

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013F 2014F 2015F 2016F

발전량 GDP(우)(TWh) (10억 달러)

자료: Undersecretariat of State Planning Organization Republic of Turkey, BMI

[그림 34] 터키 발전 형태별 전력 생산량 현황 및 전망

146

164 166.87176.78

188.79 192.51201.57

51 5567 71.8 76.47

86.82 91.65

4 5 6.89 10.34 12.62 15.08 17.99

0

50

100

150

200

250

2010 2011 2012 2013F 2014F 2015F 2016F

화력 수력 재생에너지(TWh)

자료: BMI



[그림 35] 터키 발전 형태별 전력 생산량 현황 및 전망

1,9031,857

1,914

2,011

2,109

2,230

2,391

2,6022,647

2,5652,637

128,295 126,872 132,553

141,151150,018

160,794174,637

190,010 198,085 194,300 202,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

2,900총소비 1인당소비(우)(GWh) (kWh)

료: Undersecretariat of State Planning Organization Republic of Turkey

[그림 36] 터키 전력 수요 전망('11~'16) [그림 37] 발전용량 전망('11~'16)

775 779802

827852

258.9

280.1

302.5

326.4

351.8

378.2

500

600

700

800

900

1,000

200

250

300

350

400

450

2011 2012 2013F 2014F 2015F 2016F

GDP(우) 전력 수요(TWh) (10억 달러)

53.7

58.1

62.8

67.7

73

78.5

775 779802

827852

500

550

600

650

700

750

800

850

900

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

2011 2012 2013F 2014F 2015F 2016F

발전용량 GDP(우) (10억 달러)(GW)

자료: TEIAS 자료: TEIAS

[그림 38] 터키 천연가스 순수입 추이

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1990 1994 1998 2002 2006 2010

(BCF)

자료 : BP



[그림 39] 터키 Sinop 위치

자료: 업계자료

2) 핀란드

핀란드 오킬루오토 4호기 건설에 한국 컨소시엄, 아레바, 도시바, 미츠비씨. GE-히타치

5개 업체가 입찰하였다. 경쟁자들의 약점 노출로 한국의 우위가 예상되는 프로젝트이기

도 하다. 프랑스 아레바는 핀란드 올킬루오토 3호기 공기 지연으로 신뢰를 상실했다.

EPR 1600 최신 기종 올킬루오토 3호기가 2009년 완공 예정이었으나 2012년으로 1차

연기, 2014년으로 2차 연기, 최근 2016년으로 3차 연기되었음을 앞에서 서술한 바 있다.

아레바와 지멘스의 설계 결함으로 파악되고 올킬루오토 3호기 프로젝트는 PPA 계약으

로 발전소 완공 후 전력을 판매하는 조건으로 파이낸싱이 되었는데 현재 전기 생산이

되고 있지 않는 상황이라 핀란드는 아레바에게 소송을 제기하였다. 따라서 올킬루오토

4호기를 또다시 아레바에게 맡길 가능성은 낮다.

안전성을 중시하는 핀란드에서 일본의 BWR 노형을 선호하기 어렵다는 판단이다. 도시

바 역시 ABWR, GE-히타치는 BWR 방식의 노형이므로 안전성 측면에서 열세를 보이고

있고 미쓰비시의 APWR 1700은 PWR 방식이긴 하지만 츠루가 3,4호기 건설 중 후쿠시

마 사고 이후 건설 중단되어 데모 플랜트가 없다. 공사 재개 여부도 불투명하다.

노형문제도 있지만 운영회사가 없다는 점은 큰 걸림돌이다. UAE 원전 수주전에서 일본

이 일찌감치 고배를 마신 이유는 바로 전력회사가 컨소시엄에 포함되어 있지 않았기 때

문이다. 한국 컨소시엄에 패하여 한국처럼 JINED를 결성하였으나 동경전력이 컨소시엄

에서 빠져버렸다. 제작사가 아무리 애를 쓴다고 해도 운영회사 없이 턴키 수주를 하기는

쉽지 않아 보인다. 더군다나 핀란드는 올킬루오토 4호기 IPP 사업까지 함께 요구, 즉,

완공 후 운영해 줄 전력사까지 요구하고 있는 상태다.



3) UAE와 사우디

석유가 많이 나는 국가에서 원전을 왜 건설할까? UAE의 전력생산 중 가스발전 비중이

75% 이상이다. UAE의 경우 이미 가스 수출국에서 수입국으로 전환된 상태다. UAE는 카

타르에서 가스를 전량 수입한다. UAE 가스에는 황이 많기 때문이다. 급증하는 전력수요

충당하기 위해 가스소비 증가하게 되었고 이는 곧 원전 수요 증가로 연결될 수밖에 없

다.

UAE는 이미 1~4호기를 한국이 수주하여 건설 중에 있으며 추가 4호기에 대한 논의가

진행되고 있다. 지경부는 2013년 말까지 추가 4호기 계약완료를 목표로 삼고 있다. UAE

Barakha 원전은 그린필드에서 건설되고 있고 추가 4호기 부지는 1~4호기 지역 바로 옆

이다. 따라서 1~4호기의 인프라를 공유해야 건설 및 운영의 경제성이 발생하게 된다.

[그림 40] UAE 천연가스 순수입 추이

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

United Arab Emirates(BCF)

자료 : BP

사우디는 한국과 원전 협정 맺었고, 2030년까지 16기를 완공할 예정이다. 2014년부터 2

기씩 2021년까지 순차적으로 발주가 되어야 2030년경 16기 완공이 가능하다. 따라서 사

우디 발주는 늦어도 2014년에는 입찰이 시작될 전망이다. 사우디의 경우 순차적으로 대

규모 발주가 나올 것으로 예상되기 때문에 원전 메이커 어느 한곳이 싹쓸이 하기는 어

려워 보인다. 따라서 한국. 프랑스, 일본이 각각 일단 4기 정도씩 수주하고 추가 발주는

상황에 따라 더 가져가는 국가가 나올 수 있을 것으로 전망된다. 한국은 이미 UAE

Barakha 원전을 통해 모래사막에서의 건설과 해수면 온도가 높은 곳에서의 설계경험을

살린다면 사우디에서의 수주 전망도 밝다.

중동국가의 원전 건설 붐에는 단일전력망 구축이라는 점도 작용한다. 중동은 단일전력망

구축(GCC Power Grid)을 꾀하고 있는데 2009년 상반기 1단계 완료되어 쿠웨이트, 사우

디, 바레인, 카타르를 잇는 800Km 송전망이 구축되었다. 그리드 완성 시 여유분의 전력

량을 인근 국가로 수출이 가능하게 되므로 이제는 싸게 전력을 만들어 다른 곳으로 수

출해야 할 유인이 생겼다. 에너지원 걱정없는 중동 국가가 원자력 발전소에 눈독을 들이

는 이유다.



[그림 41] GCC Power Grid

자료 : GCC

4) 베트남

작년 3월 지식경제부와 베트남 산업무역부는 “평화적 목적의 베트남 원전개발을 위한

추가협력 약정”을 체결하였다. 즉, 베트남 원전 5,6호기 건설의 우선협상대상자로 한국이

선정된 것이다. 현재 예비타당성 조사가 진행 중이고 예비타당성조사에는 1년 가량 소

요될 것으로 예상된다. 따라서 올 하반기 이후 베트남에서 예비타당성 조사보고서가 조

사 보고서가 베트남 정부의 확정과 베트남 국회 승인을 얻으면 한국의 원전수주가 사실

상 확정되는 것이다.

이미 베트남 원전 1,2호기는 러시아와 3,4호기는 일본이 수주하였다. 따라서 5,6호기는

수의계약 형태이므로 다른 국가들과 경쟁할 필요가 없다. 2030년까지 베트남은 10기를

발주할 예정인데 동경전력이 베트남 원전 건설에서 철수한 상황이라 3,4호기 건설이 불

투명해졌다. 따라서 빠듯한 베트남의 전력상황을 감안한다면 5,6호기 진행 속도가 빨라

질 수 있다.

[표 19] 베트남 발전원별 발전설비 및 발전량

발전원 수력 화력 기타 계

발전설비(‘10) 6,786MW 10,524MW 359MW 17,669MW

발전량(‘11) 41,000GWh 60,000 GWh 5,000 GWh 106,000 GWh

자료 : Vietnam Financial Review, 코트라 하노이 KBC 종합



[표 20] 베트남 전력발전 계획안

중장기 목표 내 용

전력생산량 추가 확보 2030 년까지 점진적으로 전력생산 및 수입을 확대

원자력발전소 신규건설 계획 포함

* 원자력발전소 ‘20 년 완공 및 운영 계획,

’30 년까지 원자력발전소 설비용량 10,700MW,

전력생산량 705 억 kWh(베트남 총 전력생산량의 10.1%) 목표

신재생에너지 확대 신재생에너지를 이용한 발전에 정부지원 확대

전력소비 조절 고효율제품 사용, 경제적인 소비문화 확산 등

전국 전력망 확충 농촌지역 100% 전력공급 위한 전력망 확충

자료 : 지식경제부

5) 남아공

남아공은 2030년까지 9,600MW 규모의 신규 원전 건설계획 발표하였다. 이중

3,000~3500MW 규모의 원전에 대해 2013년 중 국제 입찰 실시할 것으로 전망된다. 금

번 국제 입찰에서 한국, 프랑스, 미국+일본, 러시아, 중국이 경쟁할 것으로 보도되고 있

다. 남아공은 9,600MW 급 원전 건설 예산으로 3천억랜드, 약 400억달러를 예산으로 꾸

려놓고 있다.

한국형 건설 단가는 남아공의 예산을 충분히 충족 시킬 수 있는 수준이고 AP 1000 기

종은 남아공의 예산을 넘어선다. 언론에 따르면 미국과 일본 연합은 도시바가 주축이 되

어 WestingHouse의 AP 1000으로 도전할 것으로 전망되는데 건설 단가가 남아공의 예

산을 넘어서게 되어 가격 경쟁력에서 열세를 보일 것으로 판단된다. 그리고 AP 1000은

PWR 방식이지만 용량이 1,000MW 급이라 3,000~3500MW를 충족시키기에는 다소 부족

해 보인다.

프랑스 EPR 1600 용량은 충분하지만 핀란드 올킬루오토 3호기 공사지연의 뼈아픈 실수

가 여전히 발목을 잡을 수 있다. 지난 2월 정부는 남아공 요하네스버그에서 한-남아공

원전협력포럼을 개최하는 등 남아공과의 협력을 강화하는 등 남아공에서의 낭보도 기대

해 볼만한 상황이다.

[그림 42] 남아공 예산 규모와 노형별 원전 건설 환산 금액

MAX: 3,000

3,119

2,658

2,525 2,525

2,003

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

2,900

3,100

3,300

예산규모 AP1000(미) VVER1000(러) ABWR(일) EPR(프) APR1400(한)

(억 ZAR)

자료: 메리츠종금증권 리서치센터



V. 국내 대용량 화력 발전설계 수주 확대

제 6차 전력수급기본계획에 따르면 대용량 석탄 화력 발전소 건설이 계획되어 있다. 대

용량 화력발전의 경우 국내에서 설계를 할 수 있는 업체가 전무한 실정으로 500MW급

이상의 발전소 설계는 동사가 모두 차지할 수 있을 것으로 예상된다. 이 중 중부발전이

계획하고 있는 신서천 석탄 발전과 남부발전이 계획중인 영남복합을 제외하고는 모두

대용량 발전소들이다. 물론 원자력 대비 설계 금액은 적은 편이지만 설계 부문의 영업이

익률은 원전 마진에 육박하는 수준으로 화력 쪽에서의 매출액 증가 시 영업레버리지 효

과로 이어져 긍정적이다.

동사는 화력 발전소 설계 분야에서 초임계압 발전소 및 초초임계압9 발전소 설계 기술

까지 확보한 상태이다. 동사는 국내 발전소 설계에서 26기의 초임계압 설계 경험과 14

기의 초초임계압 설계 경험을 보유하고 있다. 1,000Mw 급인 당진 9~10호기에 초초임계

압 설계 기술이 적용되었다는 점을 미루어볼 때 이미 동사의 고효율 발전 설비 설계 역

량은 선진국 수준에 도달한 것으로 판단된다.

[표 21] 신규 건설의향 반영 내역 (단위: MW)

석 탄 LNG 구 분

회사명 설비명 설비용량 회사명 설비명 설비용량

영흥 #7 870 GS EPS 당진복합 #5 950남동발전

#8 870 남부발전 영남복합 400

신서천 #1 500 대우건설 대우포천 #1 940중부발전

#2 500 SK E&S 여주복합 950

NSP IPP #1 1,000 SK건설

#2 1,000

G프로젝트#1 1,000 삼성물산

#2 1,000

동양파워 #1 1,000 동양파워

#2 1,000

적 정

규 모

8,740 (10기) 3,240 (4기)

동부하슬라 동부하슬라 #1 1,000 서부발전 신평택3단계복합 900

#2 1,000 현대산업개발 통영복합 #1 920불확실

대응설비 2,000 (2기) 1,820 (2기)

합계 10,740

(6개사, 12기)

5,060

(6개사, 6기)


9 초초임계압 미분탄석탄연소 발전: 증기발전소의 일종으로 증기발전소는 연소가스로 보일러 내에서 물을 끓여서 증기화한 후에 이 고

압고온의 증기로 증기터빈을 회전하여 전기를 생산하는 발전방식을 의미함.

초초임계압 미분탄석탄연소 발전소는 발전효율을 높이기 위하여 증기터빈을 회전시키는데 사용하는 증기의 조건을 물의 임계점보다 훨

씬 높은 고온고압의 증기(온도 섭시 593도 이상, 압력 241bar 이상)을 사용하는 발전방식을 의미함

초초임계압 발전기술의 핵심은 증기온도의 고온, 고압화 기술이며 증기온도가 10도 상승할 때마다 발전효율은 약 0.5% 상승하며, 증기

압력이 10bar 상승할 때마다 발전효율은 약 0.2% 상승하기 때문에 세계 각국에서 증기온도의 상승에 기술개발 역량을 집중하고 있음



[그림 43] 한전기술 화력 분야 설계 계발 수준

자료: 한전기술

[그림 44] 신규 건설될 전체 발전설비 용량 중 고효율 발전설비 용량 비교

0

100

200

300

400

500

600

700

미국 일본 EU 러시아 아시아개도국

중국 인도 라틴아메리카

브라질 중동 아프리카

전체발전설비 고효율발전설비(Gw)

자료: IEA

[그림 45] 지역별 고효율 발전 설비 투자 전망(2005년~2020년)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

일본 브라질 러시아 아프리카 라틴아메리카

인도 EU 중동 아시아개도국

미국 중국

(천만$)

자료: IEA



[표 22] 1,000Mw 석탄화력발전소 사업 수행 현황

발전소 위치 용량(MW) 설계 건설기간 비고

당진 9,10호기 충남 당진군 1,000×2 한전기술 2007.10~2015.12 초초임계압


[표 23] 500Mw 석탄화력발전소 사업 수행 현황


보령 3~6호기 충남 보령시 500×4 한전기술 1985.6~1994.6 초임계압

태안 1~6호기 충남 태안군 500×6 한전기술 1987.12~2002.9 초임계압

삼천포 3,4호기 경남 고성군 560×2 한전기술 1989.3~1994.9 초임계압

당진 1~4호기 충남 당진군 500×4 한전기술 1989.11~2001.6 초임계압

하동 1~6호기 경남 하동군 500×6 한전기술 1989.11~2001.9 초임계압

삼천포 5, 6호기 경남 고성군 500×2 한전기술 1993.1~1998.5 초임계압

당진 5,6호기 충남 당진군 500×2 한전기술 2002.9~2006.6 초초임계압

당진 7,8호기 충남 당진군 500×2 한전기술 2003.11~2007.11 초초임계압

태안 7,8호기 충남 태안군 500×2 한전기술 2004.3~2007.8 초초임계압

보령 7,8호기 충남 보령시 500×2 한전기술 2005.3~2008.12 초초임계압

하동 7,8호기 경남 하동군 500×2 한전기술 2005.10~2009.6 초초임계압


[표 24] 800Mw 석탄화력발전소 사업 수행 현황


영흥 1,2호기 인천 옹진군 814×2 한전기술 1994.09~2004.12 초임계압

영흥 3,4호기 인천 옹진군 886×2 한전기술 2004.03~2008.12 초초임계압




보론: SMART원전과 4세대 원전

2013년은 국내 원전 발주가 재개됨과 동시에 해외 원전에서도 추가 수주 소식이 들려올

수 있는 중요한 한 해다. UAE에 이어 두 번째로 해외 원전 수출에 성공할 경우 글로벌

원전 시장의 다크호스에서 강자로 부상될 수 있는 좋은 계기가 될 것이다.

한국형 원전은 상업용 대형 원자로의 기술 국산화뿐만 아니라 중소형 원전인 SMART

원전의 기술 역시 세계 최초로 완성하여 연구용 원자로, 상업 원자로, SMART 원자로로

이어지는 원전 풀 라인업을 완성했다. SMART 원전을 통해 대형 원자력 발전소 건설이

어려운 지역 진출도 가능하여 향후 한국형 원전의 글로벌 진출 가능성 역시 열려있다는

판단이다.

1. SMART 원자로란?

스마트 원자로(System-integrated Modular Advanced ReacTor, SMART)는 한국원자력

연구원이 개발한 소형 일체형 원자로. 1994년 개발이 시작되었고 2012년 7월 4일 최초

로 표준설계인가(SDA)를 획득하였다. 전력 생산은 물론이고 바닷물을 민물로 바꾸는 해

수담수화, 지역난방과 공정열 공급 등 다양한 용도로 활용할 수 있어 활용도와 효율성에

있어 높이 평가 받고 있다. 전기출력이 기존 상용 원전의 10분의 1수준으로(100MWe)

넓은 지역에 인구가 분산되어 있는 칠레·카자흐스탄, 그리고 인도네시아·필리핀 같은 도

서국가 등을 수요자로 하는 틈새시장 진입이 가능할 것으로 전망된다.

[그림 46] SMART 원자로 단면도

대형 원전 SMART




2. 스마트 원전이 주목 받을 수밖에 없는 이유

첫째, 높은 효율성과 낮은 건설비용으로 새로운 수요 확보가 가능할 전망이다. 발전단가

가 kWh당 6~10센트로 중소 화력 발전소보다 저렴해 전 세계 발전소의 65% 이상을 차

지하는 중소형 화력 발전소의 대체 수요로 충분한 경제성을 갖추고 있다고 평가 받고

있다.

건설비용 또한 7000억~1조원으로 대형 원전(3조~4조)에 비해 비용부담이 적다. 따라서

오래된 화력발전소를 교체하려는 개도국 중심으로 스마트원전이 인기를 끌 것이라 예상

되고 2008년 한국개발연구원(KDI)에 의하면 배럴당 유가가 50달러 이상만 되어도 스마

트 원전의 경제성이 화력발전을 상회한다고 평가 받고 있다.

2050년까지 350조원 시장으로 확대될 것으로 기대된다. 미국 상무부의 2012년 2월 중

소형 원전 관련 보고서에 따르면 잠재적인 중소형 원전 구입 국가는 라트비아를 비롯해

터키, 요르단, 리투아니아, 인도, 아르메니아, 중국, 아랍에미리트, 모로코, 에스토니아 외

10개국. 2050년까지 중소형 원전이 500~1000기 이상 건설돼 350조원에 달하는 거대 시

장이 열릴 것으로 전망되고 있다.

[그림 47] SMART 수출 잠재시장


미국을 선두로 다수의 국가들이 연구개발에 나서고 있는 가운데, 우리나라는 2012년 7

월 최초로 표준설계인가를 획득하여, 시장선점의 초석을 다진 상황이다. 현재 우리나라

는 미국을 3~5년 앞서고 있다고 평가 받고 있으며, 미국의 상용화 목표 시기는 2020년

이다. 전력 생산 분 아니라 담수화, 지역 난방등에 활용 가능하고 원자로 1기로 인구 10

만 명 도시에 전기 9만KW, 물(하루 4만톤)을 동시 공급 가능하다.

안전성 역시 기존보다 10배 이상 높아졌다. 기존의 원전과 달리 하나의 용기 안에 원자

로심과 증기발생기, 원자로냉각재펌프, 가압기 등 주요 기기를 모두 배치하는 일체형으

로 안전성을 획기적으로 증대시킬 수 있다는 강점이 있다. 대형 배관이 없어 지진 등으

로 사고가 나도 오염된 방사성 물질이 외부로 유출될 가능성이 적은 것이다.



[그림 48] SMART 고속로 기능 구조 [표 25] 각국의 중소형 원자로 개발 현황

웑원자로 SMART mPower WEC-SMR CAREM

개발사 원자력(연)/한전 컨소

시엄B&W

웨스팅하우스

INVAP

개발국 한국 미국 미국 아르헨티나

전기출력 100MW 180MW 250MW 27MW

원자로 크기(직경/높이)

6.0m/ 18.5m

3.96m / 25.3m

3.5m / 24.7m

3.2m/ 11m

원자로배치 단일 모듈 모듈 단일

인허가 표준설계인가신청(2010.12)

2014 2/4 건설허가

신청

2015 1/4 DC 신청

-

건설 추진 검토중2016

건설착수 -

건설계획 발표


3. 4세대 원자력 시스템(Gen IV)

4세대 원자력 시스템은 2030년 도입을 목표로 하는 혁신적 원자력 시스템을 일컫는다.

또 다른 의미에서는 4가지 기술목표를 통해 원자력계가 안고 있는 문제점들을 완화시키

거나 해결해 줄 수 있는 혁신적 시스템이라는 의의가 있다고 하겠다. 4세대 원자력 시스

템의 4대 기술목표는 효율성 향상과 폐기물량 최소화를 통한 지속성 확보, 원전 폭발

사고로부터의 안정성 확보, 초기투자비용 축소를 통한 경제성 확대, 핵확산저항성 및 물

리적 방호의 증대이다. 4세대 원전은 전기 생산원가가 kWh당 3센트 이하로 활용성이

높고, 폐기물 발생량이 적은 ‘꿈의 원전’으로 기대되고 있다.

[그림 49] 원자력 발전의 진화와 제4세대 원자로

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

GenⅠ GenⅡ GenⅢ GenⅢ+ GenⅣ

제 1세대

초기의 원자로

Shippingport

Dresden

Fermil

Magnox

제 2세대

쌍용로

LWR-PWR, BWR

CANDU

VVER/RBMK

제 3세대

개량형 경수로

ABWR

System 80+

AP600

EPR

제 3세대 +

조기전개로

경제성을 향상

시킨 개량설계

제 4세대

높은 경제성

높은 안전성

폐기물량 최소화

핵 확산 저항성

자료: 한국원자력연구원, 원자력지식정보관문국



한국을 포함한 원자력 선진국 11개국은 매년 ‘제 4세대 원자력시스템 국제포럼(GIF)’을

개최 중인데 이 포럼에서 2005년 여섯가지 방식이 제 4세대 원자력 시스템으로 선정되

었다. (소듐냉각고속로, 납냉각고속로, 초임계압수로, 초고온 가스냉각로, 용융염로, 가스

냉각고속로). 한국은 이 중 소듐냉각 고속로 개발에 가장 적극적으로 참여하고 있다. 지

난 2012년 2월 한국 원자력 연구원은 소듐냉각고속로의 핵심기술을 구현해 검증할 수

있는 시험시설(스텔라-1)을 구축해 기존 설계 중심에서 기술개발 검증단계로 넘어가면

서 2030년 원형로 건설의 가능성을 높였다. 원자력연구원은 지난 2001년과 2006년

150MWe급 소형 SFR인 `KALIMER-150'와 600MWe급 중형 `KALIMER-600'의 개념설

계를 완료했음을 알린 바 있음. SFR은 열중성자를 이용하는 경수로와 달리 고속 중성자

를 이용해 핵분열을 일으키는 방식으로, 사용후핵연료 재활용기술인 파이로프로세싱과

연계할 경우 방사성 독성 감소기간을 1000분의 1 수준으로 줄일 수 있고, 더 많은 핵연

료 물질을 생산해 우라늄 활용도를 100배 이상 높일 수 있다는 강점을 가진 것으로 밝

혀지고 있다.

4. 소듐 원자로(SFR)

소듐 원자로란 경수로에서 나온 사용후핵연료를 파이로프로세싱으로 처리해 재활용하는

원자로로 제 4세대 원전 중에 가장 기대를 받고 있다. 우라늄 이용률을 60배 이상 증대

시킬 수 있으며, 고준위폐기물 발생을 획기적으로 감소시킬 수 있다는 점 때문에 한국,

일본 등의 자원빈국은 물론 미국, 프랑스와 같은 선진국까지 국가간 국제공동개발을 진

행 중에 있다. 연료의 활용도는 높여주고 폐기물은 줄이고자 하는 4세대 원전의 목표에

적합한 친환경적 원자력 발전방식이다.

1) 소듐 원자로, 왜 개발될 수밖에 없는가?

첫째, 현재의 원전 시스템으로는 1% 이하의 효율에 불과하기 때문이다. 현재 상용화된

원전, 즉 경수로를 사용하는 원전은 고속중성자 대신에 제어하기가 더 쉬운 열중성자(약

2.2km/s)를 이용한다. 그런데 이에 해당하는 우라늄 235는 경수로 핵연료에 4.5%, 천연

우라늄에 0.71% 밖에 포함되지 않는다. 천연 우라늄에서 한번 더 정제과정을 거친 경수

로 핵연료에서도 95.5%를 버리게 된다는 뜻이다.

소듐 원자로는 여기에서의 95.5%의 폐기물, 우라늄238를 재활용할 수 있는 방법이다.

경수로 핵연료의 대부분을 차지하는(95.5%) 우라늄238이 중성자를 흡수하면 플루토늄

239로 변환됨. 증식을 통해 생성된 플로토늄으로 기존에 비해 60배 효율적인 우라늄 이

용률을 달성할 수 있다.

둘째, 핵폐기물량을 기존의 1/100로 축소시킬 수 있는 방안이다. 현재 사용후핵연료의

방사성 독성이 천연우라늄의 독성 이하로 떨어지는 데에는 약 30만년이 걸린다. 하지만

고속로를 이용하여 반감기가 길고 독성이 강해 처분이 어려운 마이너 악티나이드(MA),

방사성 요오드, 테크네슘 등을 고속중성자와 반응시키면 처리기간을 1,000년 이하로 축

소 가능하다. 결과적으로 영구처분해야 할 고준위 폐기물의 양을 기존 경수로 방식에 비

해 1/100로 줄일 수 있게 되는 것이다.



[표 26] 원자력 발전의 진화와 제4세대 원자로

원자로 우라늄 이용 효율

경수로(once-through) 0.5%

소듐냉각 고속로 60%

주: 우라늄 이용 효율- 연소도 50 GWD/T, 재순환 횟수를 무한정으로 하고, 재처리 및 핵연료 가공 공정에서의 손실을 3%로 했을 경우의 이론치 자료: 한국원자력연구원, 원자력지식정보관문국

[그림 50] 2012년 2월 ‘SFR 종합효과 시험시설’ 완공 [그림 51] 소듐원자로(SFR)의 증식원리

자료: 자료: 한국원자력연구원

[그림 52] 친환경 고속로 순환핵연료주기 시스템 [그림 53] SFR의 전체구조




5. 파이로프로세싱 소듐 원자로(SFR)

파이로 프로세싱 왜 필요한가? 사용후핵연료 누적 문제 심각하다. 천연 우라늄에서 원자

력 발전에 사용되는 우라늄 235의 함유율은 0.71%밖에 되지 않는다. 이에 따라 사용후

핵연료의 재처리를 통한 활용 가능성이 대두되고 있으며 이를 통해 방사성을 다량 함유

한 핵폐기물 처리 문제를 완화할 수 있을 것이라 기대되는 상황이다.

파이로프로세싱이란 원전에서 남은 방폐물을 재활용하는 기법의 일종이다. 사용후핵연료

재처리 기술로, 폐기할 핵연료를 재활용하는 것과 비슷한 개념이다. 파이로프로세싱을

통해 사용후핵연료의 양을 100분의 1 수준까지 줄일 수 있을 것으로 기대된다. 파이로

프로세싱은 전통적인 유기용매를 사용하는 습식재처리 방식(PUREX)와는 달리 용융염이

나 용융된 금속을 이용하는 ‘건식재처리’ 방식을 사용함. 전통적인 습식재처리 방식은 처

리과정에서 핵무기를 만들 수 있는 플루토늄 240이 생성되어 허가를 받은 국가(미국, 영

국, 프랑스, 러시아, 중국, 일본)만이 사용 가능하다. 한국도 한미원자력협정 개정을 통해

파이로프로세싱을 통한 핵연료 재처리를 할 수 있을 것으로 기대하고 있다.

[그림 54] 사용후 핵연료와 파이로 프로세싱과정

우라늄

보다

무거운

물질핵

분열성

물질3년

연소 세슘, 스트론튬

(0.3%)

고열을 내는

물질만 골라 처분처분장

고속로

(SFR)

핵 분열성 물질

(3%)

우라늄

(95.6%)

처분

재사용

재사용

및 연소

플루토늄 (0.9%)

넵투늄 등 (0.1%)

요오드 등 (0.1%)

사용후

(원소 비율)




[그림 55] 사용후핵연료 처리 방식 비교

*파이로프로세싱: 한국 정부는 프로토늄 추출이 힘들다고 주장하지만 미국과 IAEA는 핵무기를 생산할 가능성이 있다고 의심한다.

*습식 재처리: 순수 플로토늄 추출가능

사용후 핵연로 해체 ·절단 분말로 만듦 전기분해와 환원·정련

사용후 핵연로 해체 ·절단 질산용액에 녹임 분리·추출

자료: 교육과학기술부



손익계산서 (억원,원,배,%)

요약 손익계산서 2010 2011 2012P 2013E 2014E

매출액 5,802 6,633 7,856 12,301 14,194

매출원가 3,302 4,349 5,284 8,530 9,774

매출총이익 2,500 2,284 2,572 3,771 4,420

판매비와관리비 796 920 1,041 1,630 1,703

기타손익 18 80 64 99 -63

영업이익 1,704 1,437 1,531 2,141 2,717

조정영업이익 1,704 1,365 1,531 2,141 2,717

금융수익 140 102 163 114 109

종속/관계기업관련손익 0 0 0 0 0

기타영업외손익 11 0 64 66 68

세전계속사업이익 1,855 1,539 1,758 2,321 2,894

법인세비용 442 378 415 548 683

당기순이익 1,413 1,161 1,343 1,773 2,210

지배주주지분 순이익 1,413 1,161 1,343 1,773 2,210

시가총액 34,589 35,392 7,402,717 32,181 32,181

기업가치(EV) 31,526 31,652 26,286 26,944 26,601

주당데이터(W)

기말주식수(만주) 3,822 3,822 3,822 3,822 3,822

SPS 15,179 17,356 20,555 32,184 37,137

EPS(지배주주) 3,696 3,038 3,513 4,639 5,783

CPFS 4,867 4,309 4,543 6,045 7,545

EBITDAPS 4,647 3,972 4,294 5,873 7,367

BPS 10,807 9,115 10,813 13,001 15,689

DPS 1,847.0 2,126.0 1,932.2 2,551.7 3,180.9

Valuation(x)

PER 24.5 30.5 20.0 15.1 12.1

PCR 18.6 21.5 15.4 11.6 9.3

PSR 6.0 5.3 3.4 2.2 1.9

EBITDA 1,775.9 1,518.1 1,641.2 2,244.5 2,815.8

PBR 8.4 10.2 6.5 5.4 4.5

EV/EBITDA 17.8 20.8 16.0 12.0 9.4

수익성과 효율성

매출총이익률 43.1 34.4 32.7 30.7 31.1

영업이익률 29.4 21.7 19.5 17.4 19.1

순이익률 24.3 17.5 17.1 14.4 15.6

EBITDA 마진율 30.6 22.9 20.9 18.2 19.8

ROA 26.1 17.5 17.2 20.5 22.5

ROE 38.2 29.1 32.8 36.9 38.8

ROIC 208.4 123.7 358.1 86.2 56.0

성장성

매출액증감율 31.2 14.3 18.4 56.6 15.4

매출총이익증감율 49.0 -8.6 12.6 46.6 17.2

영업이익증감율 76.1 -15.6 6.5 39.8 26.9

순이익증감율 70.9 -17.8 15.7 32.1 24.7



대차대조표 (억원,원,배,%)

요약 대차대조표 2010 2011 2012P 2013E 2014E

유동자산 4,800 5,425 5,200 4,905 5,361

현금및현금성자산 811 764 779 397 988

매출채권 1,615 632 786 1,230 1,419

재고자산 16 0 9 15 17

비유동자산 1,078 1,974 3,026 4,130 5,248

유형자산 563 803 1,931 3,063 4,200

무형자산 66 312 268 229 197

투자자산 166 92 61 71 84

자산총계 5,878 7,399 8,226 9,035 10,609

유동부채 1,295 3,261 3,225 2,724 2,289

매입채무 333 574 537 840 969

단기차입금 0 0 0 0 0

유동성장기부채 0 0 0 0 0

비유동부채 387 341 601 1,113 2,127

사채 0 0 0 0 0

장기차입금 0 52 52 52 52

부채총계 1,682 3,603 3,825 3,837 4,416

자본금 76 76 76 76 76

자본잉여금 0 0 0 0 0

이익잉여금 4,120 3,720 4,324 5,122 6,117

비지배주주지분 0 0 0 0 0

자본총계 4,196 3,796 4,401 5,198 6,193

재무안정성

부채비율 40.1 94.9 86.9 73.8 71.3

유동비율 370.8 166.3 161.2 180.1 234.2

차입금의존도 0.0 1.0 0.9 0.9 0.7

이자보상배율 269,577.7 7,545.9 4,111.2 5,699.5 7,159.4

금융비용부담률 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

현금흐름표 (억원,원,배,%)

요약 현금흐름표 2010 2011 2012P 2013E 2014E

영업활동 현금흐름 543 1,923 1,684 1,289 2,535

당기순이익(손실) 1,413 1,161 1,343 1,773 2,210

유형자산감가상각비 60 56 66 65 66

무형자산상각비 12 25 45 38 33

투자활동 현금흐름 81 -1,316 -857 -933 -969

CAPEX -274 -311 -1,193 -1,198 -1,203

무형자산의감소(증가) -81 74 31 -10 -14

재무활동 현금흐름 -413 -654 -812 -737 -975

차입금 증감 2 75 0 1 0

배당금지급 -413 -706 -813 -738 -975

자본의증가 0 0 0 0 0

자기주식의처분(취득) 0 0 0 0 0

현금증가 211 -47 15 -382 591

기초현금 600 811 764 779 397

기말현금 811 764 779 397 988



Compliance Notice

동 자료는 작성일 현재 사전고지와 관련한 사항이 없습니다.당사는 동 자료에 언급된 종목과 계열회사의 관계가 없으며 2013

년 3월 11일 현재 동 자료에 언급된 종목의 유가증권(DR, CB, IPO, 시장조성 등) 발행 관련하여 지난 6개월 간 주간사로 참여

하지 않았습니다. 당사는 2013년 3월 11일 현재 동 자료에 언급된 종목의 지분을 1%이상 보유하고 있지 않습니다. 당사의 조

사분석 담당자는 2013년 3월 11일 현재 동 자료에 언급된 종목의 지분을 보유하고 있지 않습니다.본 자료에 게재된 내용들은

본인의 의견을 정확하게 반영하고 있으며, 외부의 부당한 압력이나 간섭없이 작성되었음을 확인합니다. (작성자: 김승철)

동 자료는 투자자들의 투자판단에 참고가 되는 정보제공을 목적으로 배포되는 자료입니다. 동 자료에 수록된 내용은 당사 리

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투자등급 관련사항 1. 종목추천관련 투자등급(추천기준일 종가대비 4등급)

→아래 종목투자의견은 향후 6개월간 추천기준일 종가대비 추천종목의 예상 목표수익률을 의미함.

ㆍStrong Buy : 추천기준일 종가대비 +50%이상.

ㆍBuy : 추천기준일 종가대비 +15%이상 ~ +50%미만.

ㆍHold : 추천기준일 종가대비 +5%이상 ~ +15%미만.

ㆍReduce : 추천기준일 종가대비 +5%미만.

2. 산업추천관련 투자등급(추천기준일 시장지수대비 3등급)

→아래 산업투자의견은 시가총액기준 산업별 시장비중 대비 보유비중의 변화를 추천하는 것.

ㆍ비중확대(Overweight).

ㆍ중립(Neutral).

ㆍ비중축소(Underweight)



한전기술(052690)의 투자등급변경 내용 추천확정일자 자료의 형식 투자의견 목표주가 담당자 주가 및 목표주가 변동추이

2011.02.10 기업브리프 BUY 137,000원 김승철

2011.03.02 산업분석 BUY 137,000원 김승철

2011.03.07 기업분석 BUY 137,000원 김승철

2011.03.14 기업브리프 BUY 137,000원 김승철

2011.03.22 기업브리프 BUY 137,000원 김승철

2011.04.11 기업브리프 BUY 137,000원 김승철

2011.10.07 기업브리프 BUY 95,000원 김승철

2011.10.14 기업브리프 BUY 95,000원 김승철

2011.10.24 기업브리프 BUY 95,000원 김승철

2011.11.07 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2011.11.09 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2011.11.16 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2011.11.28 산업분석 BUY 133,000원 김승철

2011.12.01 산업분석 BUY 133,000원 김승철

2012.01.01 산업분석 BUY 133,000원 김승철

2012.01.09 산업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.02.01 산업분석 BUY 133,000원 김승철

2012.02.10 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.02.13 기업분석 BUY 133,000원 김승철

2012.02.24 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.04.18 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.04.25 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.06.04 산업분석 BUY 133,000원 김승철

2012.06.18 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.07.26 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.08.06 기업브리프 BUY 133,000원 김승철

2012.10.23 기업브리프 BUY 100,000원 김승철

2012.12.20 기업브리프 BUY 100,000원 김승철

2013.01.02 산업분석 BUY 100,000원 김승철

2013.01.15 기업브리프 BUY 100,000원 김승철

2013.01.29 기업브리프 BUY 100,000원 김승철

2013.02.15 기업브리프 BUY 100,000원 김승철

2013.03.11 기업분석 BUY 130,000원 김승철

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

'11.03 '11.07 '11.11 '12.03 '12.07 '12.11 '13.03

주가 목표주가

한전기술 기업분석 In-depth 130311 EDITING 2 f...

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