아침에 출근길해서 외국계 증권사 리포트를 읽다가, 한국전력공사 산하 한국수력원자력(한수원)이 원전 EPC 부문의 메인 플레이어가 아니라는 분석을 보게 되었다.
내가 내린 결론은 다음과 같다.
우선, 한수원이 원전 산업에서 EPC의 핵심 사업자가 아니라는 점 자체는 사실이며, 어찌 보면 너무 당연한 이야기이다.
그래서 처음에는 굳이 저렇게까지 표현할 필요가 있었을까 하는 당황스러움도 들었다.
그러나 이것은 한수원의 역할을 과소평가할 근거가 되지 않는다.
원전 비즈니스에서 장기적이고 본질적인 부가가치는 건설(EPC) 그 자체가 아니라, 이후 수십 년에 걸친 운전과 유지·보수(O&M) 단계에서 만들어지는 현금흐름에 있다.
이 관점에서 보면, 한수원의 핵심 가치는 EPC 참여 여부가 아니라, 원전을 안전하고 안정적으로 운영하면서 장기간에 걸쳐 예측 가능한 현금흐름을 창출하는 운영자 역할에 있다고 보는 것이 타당하다고 생각한다.
생각정리 51 (* K-원자력발전소)
생각정리 92 (* 반도체. 전력문제, 병림픽3)
1. 큰 그림: 앞으로 한국전력의 엔진은 원전이고, 그 중심에 한수원이 있다
핵심 메시지는 단순하다.
한국은 이미 원전 비중이 높은 전력 시스템을 가진 나라이고,
반도체·AI·데이터센터 확대로 전력 수요가 크게 늘어날 가능성이 크며,
이 수요를 탄소중립·에너지 안보·전기요금을 모두 고려하면서 감당하려면,
원전 비중을 줄이기보다는 오히려 확대하는 방향이 현실적이다.
여기서 실제로 원전을 짓고, 돌리고, 가동률을 관리해서 저비용 전기를 만들어내는 회사가 바로 **한국수력원자력(한수원)**이다.
따라서 한국전력 그룹 전체 실적을 움직이는 “내부 엔진”은 점점 더 원전 쪽, 그 중에서도 한수원 쪽으로 쏠릴 수밖에 없다.
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2. 한국 전력 구조 안에서 한수원의 위치
먼저 구조부터 정리하자.
2-1. 한국전력공사(KEPCO)
전국의 송배전망을 독점적으로 가지고 있고,
한수원(원자력·수력), 화력발전사, 재생에너지 사업자 등에서 전기를 사 와서,
가정·기업에 판매하는 판매회사이다.
전기요금은 정부·규제기관이 승인한다.
그래서 한국전력의 실적은
연료비(국제 유가·가스 가격) + 환율 + 금리 + 전기요금 정책에 크게 좌우된다.
2-2. 한국수력원자력(KHNP)
한국전력의 100% 자회사로,
국내 원자력발전소와 일부 수력발전소를 실제로 운영하는 회사이다.
이익의 핵심은 원자력 발전이다.
국제원자력기구(IAEA)의 한국 국가 프로파일을 보면
대한민국은 현재 가동 중인 원전이 26기이고, 2024년 기준 이들 원전이 **국내 전력 믹스의 약 31.7%**를 차지한다는 점이 명시돼 있다.
(출처: IAEA, “Korea, Republic of – Country Nuclear Power Profile Highlights”
https://cnpp.iaea.org/public/countries/KR/profile/highlights (IAEA))
또, 한국전력거래소(KPX) 자료를 인용한 기사에 따르면 2024년 한국의 전력거래량은 549,387GWh이고, 그 중 **원자력 비중은 32.5%**로 LNG(29.8%), 석탄(29.4%), 재생에너지(6.9%)보다 높다.
(출처: 조선비즈 영문기사
https://biz.chosun.com/en/en-policy/2025/02/09/S7NG6FNKK5GH5ADABVHKUEIJLQ/ (조선비즈))
정리하면,
이미 원전이 한국 최대 전원이고,
그 원전 대부분을 운영하는 회사가 한수원이다.
여기에 2025년 3분기 기준으로
한수원 누적 영업이익이 약 2조원,
한국전력 연결 영업이익이 약 11.5조원 정도로 추정된다면,
한수원은 단일 자회사로서 **한전 영업이익의 약 17%**를 담당하는, 결코 작지 않은 축이다.
3. 원전이 돈을 버는 구조: 건설(EPC)이 아니라, “운영 + 가동률” 레버리지
원전 사업이라고 하면 흔히 **“발전소를 지을 때(EPC) 돈을 번다”**고 생각하기 쉽다.
하지만 한수원의 본질은 **원전 건설사가 아니라 원전 운영사(Operator)**에 가깝다.
3-1. 건설(EPC) 단계
설계·시공·주요 기자재 공급에서 마진을 남길 수 있는 구간이다.
동시에 공기 지연, 원가 상승, 규제·정치 리스크 등 손실 리스크도 큰 구간이다.
해외 프로젝트(UAE 바라카 등)는 대부분
한수원 + 두산에너빌리티 + 한전기술 + 한전KPS 같은 컨소시엄 구조이며,
EPC 이익과 리스크는 여러 회사에 나뉘어서 돌아간다.
3-2. 운영·유지보수(O&M) 단계
국내 신규 주력 노형인 APR1400은 전기출력 약 1.4GW 수준이다.
세계 원자력협회(WNA) 원전 데이터베이스에서 한국의 원전 순설비용량이 25,609MWe로 나오는데, 이는 APR1400 계열을 포함한 한국 원전 전체 설비 규모를 보여준다.
(출처: WNA Reactor Database – South Korea row의 25,609MWe)
https://www.world-nuclear.org/nuclear-reactor-database/summary (World Nuclear Association))한 번 지으면 보통 설계수명 60년을 기준으로 하고,
실제로는 40~60년 사이에서 수명연장·교체 여부를 결정한다.이 기간 동안 원전은
연료비·운영비(변동비)가 매우 낮고,
가동률이 80%대 이상만 유지되면
매년 상당한 현금흐름을 만든다.
정비(O&M) 자체에서 나오는 매출의 상당 부분은 한전KPS 등 정비 전문 자회사·협력사가 가져가지만,**“저비용 전원으로서 전기를 생산해 생기는 마진”**은 한수원 손익에 직접 반영된다.
따라서 좀 더 정확하게 말하면,
원전은 시공 이후 40~60년 동안, 낮은 변동비와 높은 가동률 덕분에
장기적으로 큰 운영마진(operating margin)을 만들어내는 자산이고,
한수원은 이 운영마진을 핵심 수익원으로 하는 회사이다.
해외에서도 이 구조는 그대로 반복된다.
예를 들어 UAE 바라카 원전에서 운영사 Nawah Energy Company는 한수원·한전KPS 컨소시엄과 장기 유지보수 계약을 체결해 4기 APR1400에 대한 장기 정비 서비스를 맡겼다.
(출처: ENEC 보도자료)
https://www.enec.gov.ae/news/operations-press-releases/nawah-energy-company-signs-long-term-maintenance-service-agreement-with-khnp-and-kps/ (전력거래소))
EPC는 “입장권”이고, 진짜 돈은 그 뒤 수십 년 동안의 운영·정비에서 꾸준히 쌓이는 구조라고 보는 편이 가깝다.
4. 글로벌 교체 사이클: 왜 2025~2035년이 중요한가
세계 원전의 상당수는 1970~1980년대에 집중적으로 지어졌다.
초기 설계수명은 주로 40년, 수명연장과 설비투자를 통해 최대 60년 정도까지 늘릴 수 있다.
이 말은 곧,
1980년대에 상업운전을 시작한 원전들이
2020년대 중반~2030년대 초에
40~50년차 구간에 대거 진입한다는 뜻이다.
세계 원전 통계를 보면, 2024년 기준 가동 중인 원전은 436기, 총 순설비용량은 약 398GW 수준이다. (World Nuclear Association)
이 중 나이가 많은 설비를 중심으로 보면, 2025~2035년 사이에
설계수명 40년 이상 도달 원전이 최소 120기(93GW) 수준,
30~40년 구간까지 포함하면 295기(263GW) 수준
이 교체·수명연장 후보군에 들어온다는 추정이 가능하다.
탄소중립·에너지 안보·전력수요 증가(특히 데이터센터·AI·반도체)를 함께 고려하면,
“더 이상 원전을 짓지 않는다”는 선택지는 현실성이 떨어지고,
기존 원전의 상당 부분은 연장·교체를 택할 수밖에 없다
는 쪽으로 국제 논의가 이동하는 중이다.
한국 입장에서 보면,
국내: 노후 원전의 수명연장·교체 여부에 따라 한수원의 CAPEX·감가상각·현금흐름 구조가 크게 바뀌고,
해외: 신규 원전뿐 아니라 기존 원전의 대형 보수·교체 프로젝트에서도 수주 기회가 열린다.
즉, 2025~2035년은 글로벌 1차 원전 교체 사이클의 시작 구간으로 볼 수 있고, 그 수혜 가능성은 한수원·두산에너빌리티 등 한국 원전 밸류체인에 연결될 여지가 크다.
5. 용인 반도체 클러스터 15GW: 전력 수요와 “원전 몇 기”의 의미
이제 시선을 국내로 돌려 용인 반도체 클러스터를 보자.
5-1. 15GW라는 숫자
정부·업계 발표를 정리한 기사에 따르면,
용인 국가반도체산업단지가 완성될 경우 필요 전력은 약 15GW,
이 중 현재 공급 계획이 확정된 것은 9GW(60%),
나머지 6GW(40%)는 아직 계획이 확정되지 않은 상태라고 소개된다.
(출처: 서울경제 영문기사)
(https://en.sedaily.com/finance/2025/12/10/samsung-sk-hynix-secure-only-60-percent-of-power-needed-for Seoul Economic Daily)
또 다른 기사에서는 삼성전자 9GW, SK하이닉스 6GW로 수요를 나누어 언급한다.
(출처: 매일경제 영문기사)
(https://www.mk.co.kr/en/economy/11868697 (매일경제)
5-2. “원전 몇 기인가?”
국내 신규 주력 노형인 APR1400의 전기출력을 1.4GW라고 두고 계산해보면,
15GW ÷ 1.4GW ≒ 약 10.7기 → 대형 원전 10~11기 수준이다.
앞서 본 것처럼, 한국의 가동 원전 설비용량은 약 25.6GW, 원전 수는 26기이다. (World Nuclear Association)
따라서,
용인 클러스터 전력 15GW를 전부 원전으로 공급한다고 가정하면,
국내 원전 설비를 지금보다 약 60% 늘리는 효과와 비슷하다.
5-3. 연간 에너지(TWh)로 환산하면
전력은 “순간 최대치(GW)”보다, “1년 동안 실제로 얼마나 쓰느냐(GWh, TWh)”가 더 직관적이다.
15GW를 24시간 365일 쓰면
15GW × 8,760h = 131,400GWh = 131.4TWh/년이다.
실제로는 정비 등으로 100% 가동이 안 되니,
80%대 초반 이용률(한국 원전 평균 이용률 80%대) 정도를 적용하면대략 110TWh/년 수준의 추가 전력 수요라고 볼 수 있다.
앞서 인용한 2024년 전력거래량은 549,387GWh(=549.4TWh), 이 중 원전이 32.5%(약 179TWh)를 차지한다. (조선비즈)
그렇다면,
원전 발전량 179TWh에,
용인 전용으로 추가 110TWh를 모두 원전으로 공급한다고 가정하면,
원전 발전량은 약 289TWh로 60% 이상 증가하게 된다.
이걸 시나리오별로 보면,
신규 수요 시나리오
한국 전체 전력 수요가 549TWh → 659TWh로 늘고,
원전이 179TWh → 289TWh를 공급한다고 보면,
원전 비중은 32.5% → 44% 수준까지 올라간다.
대체 시나리오
전체 전력 수요는 비슷하게 유지되고, 원전이 LNG·석탄을 대체한다고 가정하면,
원전 비중은 이보다 더 높은, 50% 안팎까지 갈 수 있다.
어느 쪽이든 결론은 하나이다.
반도체·AI 산업이 계획대로 커지려면,
원전 비중을 줄이기보다는 유지·확대하는 방향이 현실적인 선택지라는 것.
그리고 그 원전을 실제로 돌려서 전력을 생산하는 주체가 바로 한수원이다.
6. 한국전력·한수원에 대한 구조적 시사점
이제까지 내용을 회사별로 정리해 보면 다음과 같다.
6-1. 한국전력(KEPCO)
강점
원전 비중이 올라갈수록 구조적인 원가 경쟁력이 좋아진다.
원전은 연료비·탄소비용 측면에서 LNG·석탄보다 유리하다.
원전 가동률이 높아질수록, 한국전력 입장에서는
전력구입비(발전비) 단가가 내려가는 방향으로 작용한다.
반도체·AI·데이터센터처럼 수십 년짜리 전력 수요는 장기 고객에 가깝다.
이런 “장기·고정 수요”에 전기를 공급하는 포지션을
한국전력이 송배전 독점 구조 속에서 쥐고 있다.
국가 전력 시스템을 통합적으로 관리하는 유일한 플레이어이다.
원전·석탄·LNG·재생에너지 포트폴리오를 조합해
계통 안정과 전력수급 균형을 맞춰야 하는 위치이다.
리스크
전기요금 정치 리스크
원가가 개선되더라도,
요금이 정치적으로 억눌리거나 선거·정책 이유로 급격히 인하되면,
이익 개선이 제약된다.
부채·금리·환율 리스크
약 130조원 수준의 부채에 대한 이자비용,
고금리·원화 약세가 동시에 오면 재무 구조에 부담이 된다.
6-2. 한국수력원자력(KHNP)
강점
이미 지어진 원전에서 나오는 장기 현금흐름
현재 가동 중인 26기 원전이 향후 수십 년 동안 전력을 생산한다.
건설비는 과거에 집행되었고, 이제는
낮은 변동비 + 높은 가동률 덕분에 매년 안정적인 운영마진을 제공한다.
국내·해외 교체 + 신규 사이클의 동시 도래
국내 노후 원전의 수명연장·교체 여부는
한수원의 CAPEX·감가상각과 동시에 현금흐름 기간 연장이라는 의미를 가진다.해외에서는 바라카 이후 후속 프로젝트,
그리고 다른 국가의 교체·수명연장 프로젝트에서도
운영실적과 기술력을 가진 사업자로서 기회를 얻을 수 있다.
반도체 전력 수요와의 높은 궁합
반도체·AI 공장은 24시간 돌아가는 장치산업이고, 정전 리스크에 매우 민감하다.
원전은 기저부하 전원으로서 대규모·안정적·예측 가능한 전력 공급에 최적화돼 있다.
용인 15GW 같은 수요가 늘어날수록,
국내에서 추가 원전 건설과 수명연장의 명분·필요성은 오히려 강화된다.
리스크
국내 원전 정책·규제 레짐
수명연장 승인, 신규 원전 인허가, 안전 규제 강화 속도에 따라
한수원의 투자 계획·비용 구조·수익성이 크게 바뀔 수 있다.
해외 EPC 프로젝트 리스크
EPC 단계에서는 언제든 비용 초과·지연·정치 리스크가 발생할 수 있다.
따라서 한수원의 투자 스토리를 볼 때는
EPC 이익 기대보다, 40~60년 동안 누적되는 운영·정비 마진을 중심으로 보는 것이 보수적이다.
7. 한수원의 원전 운영마진, 실제로는 어떻게 계산되는가
마지막으로, 한수원의 **원전 운영마진(operating margin)**을 조금 더 회계·정산 관점에서 정리해 보자. 복잡해 보이지만 핵심은 의외로 단순하다.
7-1. 개념 정리: “스프레드 × 물량”
한수원의 원전 운영마진은 실무적으로 다음과 같이 이해하면 가장 직관적이다.
운영마진 ≒ (원전 전력판매 정산단가 − 원전 변동비/운영비 단가) × 발전량
조금 풀어서 말하면,
위쪽(단가)
한수원이 전력시장에서 얼마에 팔았는가(정산단가)
아래쪽(원가)
원전 한 단위를 돌리는 데 들어간 연료비 + 운전·정비비(변동비)
물량
실제로 발전해서 정산 대상이 된 kWh(또는 MWh)
이렇게 단가 차이(스프레드) × 물량이 곧 원전 운영마진의 실질적인 근간이 된다.
7-2. “정산단가”는 어떻게 정해지는가: KPX 풀(POOL) 시장 구조
한국 전력시장은 **전력거래소(KPX)**가 운영하는 풀(pool) 시장 구조를 기본으로 한다.
발전사는 전기를 생산해 KPX에 팔고,
한국전력(판매회사)은 KPX에서 전기를 사 온다.
KPX는 전력거래 절차를 다음과 같이 설명한다.
입찰 → 급전(운전지시) → 계량(발전량 측정) → 정산(거래대금 계산) → 대금결제
(출처: 전력거래소 “Settlement Process”
https://new.kpx.or.kr/menu.es?mid=a20204000000 (전력거래소))
또 다른 설명 페이지에서는
거래 종료 2일 후 입찰·계량·급전 자료를 토대로 정산금을 산정하고,
1차(초기) 정산과 2차(최종) 정산을 거쳐,
발전회사와 한국전력에 각각 정산 통지서를 보내는 구조를 상세히 설명한다.
(출처: 전력거래소 “정산처리일정”
https://www.kpx.or.kr/menu.es?mid=a10401050000 (전력거래소))
정리하면,
한수원은 KPX가 계산한 정산금을 통해
“이번 달에 원전에서 전기를 얼마만큼 팔았는지”에 대한 현금 유입이 결정된다.이때 적용되는 단가가 흔히 말하는 정산단가이고,
실제 운전량(계량값)에 곱해져 정산금(전력거래대금)이 나온다.
즉, 운영마진의 “위쪽(매출)”은
정산단가 × 발전량 = KPX 정산금
이라고 이해하면 된다.
7-3. 이 정산 구조가 손익계산서에 어떻게 반영되는가
정산금이 손익으로 넘어오면 크게 두 줄로 요약할 수 있다.
매출(전력판매수익)
원전이 생산한 전력(계량값)에 대해 KPX가 계산·통지한 정산금이
한수원의 **전력판매수익(매출)**로 인식된다.초기정산과 최종정산의 시차 때문에
“정산 차이”가 발생하면, 해당 부분은 매출 조정·미수금 등으로 처리된다.
비용(원전 운영비용)
변동비/운영비 성격: 핵연료비, 운전·정비비 등
고정비/자본비용 성격: 감가상각비, 해체충당부채(미래 폐로비용에 대한 회계적 반영) 등
일반적으로 업계에서 “운영마진”이라고 할 때는
주로 정산금에서 연료비·운영비 같은 변동비를 뺀 잔여를 강조하고,
분석 목적에 따라 감가상각·충당부채까지 고려해 EBITDA 마진, 영업이익률 등으로 확장해 본다.
핵심은,
정산단가가 일정 수준 이상이고, 원전의 변동비가 낮으며,
가동률(발전량)이 높을수록, 한수원의 운영마진은 기하급수적으로 커지는 구조라는 점이다.
8. 정리: 왜 한수원은 “한국전력의 메인 키 플레이어”인가
지금까지를 한 문장으로 다시 요약하면 다음과 같다.
국내 전력 믹스에서 원전은 이미 30%대 초반의 비중을 차지하고 있고,
반도체·AI 수요를 감당하려면 원전 비중을 40~50% 수준까지 키워야 할 가능성이 커지고 있다.
이 원전을 실제로 짓고, 돌리고, 가동률을 유지하며 장기 현금흐름을 만들어내는 회사가 한수원이다.
여기에
기존 원전의 교체·수명연장 사이클,
그동안 쌓아온 운영·정비 역량에서 나오는 안정적인 운영마진,
앞으로 지어질 국내·해외 신규 원전과 연계된 장기 O&M,
용인 반도체 클러스터를 비롯한 대규모 산업용 전력 수요까지 얹으면,
한수원은 앞으로 수십 년 동안 한국전력 그룹 내부에서 가장 중요한 현금창출원 중 하나가 될 가능성이 높다.
결국 중요한 것은,
단기 실적 숫자를 맞히는 것이 아니라,
원전이라는 자산이 어떤 수명 곡선을 그리며 현금을 만들어내고,
그 현금이 한국전력(판매회사)과 한수원(발전·운영회사) 사이에서
어떤 규칙(KPX 정산·요금정책)을 통해 배분되는지 구조를 이해하는 것이다.
이 구조를 이해하고 나면,
한수원이 왜 K-원자력 산업에서 핵심 축으로 기능할 수밖에 없는지,
그리고 한국전력공사 내에서 한수원의 이익 비중이 중장기적으로 왜 지금보다 더 커질 수밖에 없는지
(이미 현재 수준도 결코 작지 않다는 점을 감안하더라도)
자연스럽게 납득할 수 있지 않을까 한다.
=끝
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