20130429_정유 국제에너지_lig.pdf

2013/04/29(월)

Global Energy 수급 구조에 큰 변화가 발생하고 있습니다. Light와

Heavy Crude 간의 가격 차이가 좁혀지며 고도화 설비의 Merit가 점차

약화되는 상황에서 세계 최대의 Fuel Oil 수출국인 러시아는 대규모

고도화 투자를 진행하고 있고 아시아 지역에 대한 Energy 수출 확대에

공을 들이고 있습니다. Canada는 원유 수출을 늘리기 위한 대안으로

수출 전용의 Refinery를 계획하고 있고 이라크 역시 원유의 생산/수출

증대에 나서고 있습니다.

국가가 주도하는 투자는 시장 상황을 고려하지 않습니다. 5~6년 전

중동의 대규모 Ethane Cracker투자에서도 경험했던 바, 그러한 투자

의사 결정은 내부적 합리성에 근거할 뿐 외부 요인은 고려 대상이

아니기 때문입니다. 자동차의 연비 개선도 고민의 대상입니다. 막연히

Gasoline 소비가 증가할 것이라고 보는 것은 합리적이지 않습니다.

현재는 달라진 상황에 대한 인식 전환이 필요하고 이에 맞서 한국

정유사들의 적극적인 대응이 절실히 요구됩니다.

Analyst

박영훈☎ 02)6923-7317

[email protected] Global Energy수급 구조 변화에 대하여 Ⅱ

정유 (중립)

본 조사자료는 고객의 투자에 정보를 제공할 목적으로 작성되었으며, 어떠한 경우에도 무단 복제 및 배포 될 수 없습니다. 또한 본 자료에 수록된 내용은 당사가 신뢰할

만한 자료 및 정보로 얻어진 것이나, 그 정확성이나 완전성을 보장할 수 없으므로 투자자 자신의 판단과 책임하에 최종결정을 하시기 바랍니다. 따라서 어떠한 경우에도

본 자료는 고객의 주식투자의 결과에 대한 법적 책임소재의 증빙자료로 사용될 수 없습니다.

| C o n t e n t s |

달라진 상황에 대한 인식이 필요

이미 Heavy Crude가 더 비싸진 미국

한국 정유사도 Middle & Heavy Crude 비중이 늘었다

04

11

13

고도화 투자, 무조건 좋기만 할까?

공격적인 고도화 투자, Fuel Oil 강세를 유발할 수 있다 26

러시아의 변화가 두렵다

Gasoline 강세 전망? 연비개선도 같이 보자

Gasoline 소비에 대해 중국에 대한 지나친 낙관론 불가

18

22

부진한 Gasoline, 개선될 수 있을까?

공급이 많아진다 33

유가, 중장기적 관점에서 하향 안정화

2분기를 좋지 않게 보는 이유

Energy Frame의 변화

41

47

단기적인 문제, 도입유가가 너무 높다

50

52

54

기업분석

▶Compliance

1. SK이노베이션 (096770KS | Buy 유지 | TP 170,000원 하향)

그래도 다각화

2. S-Oil (010950KS | Hold 하향)

PX 투자 이후의 대안 제시가 필요

3. GS (078930KS | Hold 하향)

조심스러운 상황

LIG Research Center ▶▶▶ Industry Analysis ■ 2013/04/29

Analyst 박영훈ㆍ02)6923-7317ㆍ[email protected]

정유 (중립)

Global Energy 수급 구조 변화에 대하여 Ⅱ

국내 정유 4사(인천 제외)의 Middle & Heavy Crude(API 31.3미만) 수입비중은 지속된 고도화 투자로 2001년

43.7%에서 2012년 56%로 증가했습니다. Heavy Crude에 대한 의존이 커진 상황에서 미국의 Light 약세

Heavy Crude 강세는 예사롭지 않은 상황 변화입니다. Global 원유 수요 증가보다 더 높은 생산 증가 가능성

역시 유가의 추세 하락을 유발할 수 있고 러시아의 고도화투자로 Fuel Oil 강세가 전망된다는 점도 부담입니

다. 게다가 승용차의 연비 개선 효과가 나타나고 있고 Heavy Truck의 연료를 Diesel에서 Gas로 전환하는 움직

임이 나타나는 것 역시 국내 정유사 입장에서 바람직하지 않습니다. 2014년은 PX 증설의 부담을 피하기 어려

워 보입니다. 따라서 정유주에 대한 투자의견을 기존 비중확대에서 중립으로 하향합니다. 그 중의 대안은 다

각화가 가장 잘되어있고 내수 기반이 확고한 기업인 SK이노베이션입니다.

국내 정유사의 지속된 고도화 투자로 Middle & Heavy Crude 수입 비중 지속 증가

API 31.3미만의 Middle & Heavy Crude 수입 비중은 91년 39.2%, 01년 43.7%, 12년 56%

그러나 Light와 Heavy Crude간 가격 차가 줄어 Heavy Crude 투입 증가에 따른 Merit는 감소

Global하게 진행되고 있는 고도화 투자는 Heavy Crude의 상대적 강세를 유발할 전망

Non OECD 수요 증가로 Gasoline 강세 가능? 연비를 고려하자

2012년 미국 승용차의 총 주행거리는 1990년 대비 37.1% 증가했으나 동기간 연비가 32.6% 개선

됨에 따라 Gasoline 소비 증가는 3.4%에 그침

미국의 Gasoline 소비량이 Non OECD와 유사한 상황에서 미국 및 OECD의 연비 개선 노력은 전반

적인 Gasoline 소비 증가의 걸림돌로 작용할 전망

정유를 넘어서는 사업 확장이 필요한 시점

과거 수년간 유가 상승의 수혜를 본 정유업은 추세적 유가 하락과 절대 이익 감소 Risk에 노출

비정유 부문의 다각화와 확고한 내수 기반을 지닌 업체만이 유일한 대안

SK이노베이션을 유일한 Buy 종목으로 추천

주요 기업 투자의견 (단위: 원, %, 배, 십억원)

2013E 기업명 투자의견 목표주가 현재주가 상승여력

EPS PER PBR ROE 순차입금

SK이노베이션 Buy 170,000 149,500 13.7 13,107 11.4 0.9 7.3 3,297

S-Oil Hold - 88,600 - 6,096 14.5 1.8 12.7 1,628

GS Hold - 54,500 - 5,298 10.3 0.8 7.9 2,491

자료: LIG투자증권

LIG Industry Analysis ▶▶▶ 2013/04/29

정유 | Global Energy 수급 구조 변화에 대하여 Ⅱ

4 LIG Research Center ㆍ www.ligstock.com

고도화 투자, 무조건 좋기만 할까?

달라진 상황에 대한 인식이 필요

Heavy와 Light Crude간 가격 차이가 좁아지고 있다

Light Crude 가격이

낮아지고 있다

Arab Heavy와 Arab Light Crude 간의 가격 격차가 과거대비 많이 줄었다.

2005년~2006년의 두바이 기준 평균 유가는 배럴당 각각 $49.6, $61.6였고

Light – Heavy의 가격 차이는 $5.1, $5.5 수준이었다. 2012년은 평균 유가

$109.1에 Light – Heavy 가격차가 $3.1로 축소되었다. 이를 Heavy 대비

Premium으로 보면 과거 10%대에서 2012년 2.8%로 크게 축소되었다. 이 흐

름은 아래 그래프에서도 확인되고 있다. Heavy Crude는 고도화율이 높은 정유

사들이 주로 소비한다. 일정 수준 이상의 Fuel Oil(Bunker)이 생산되어야 고도

화 설비를 가동할 수 있기 때문이다.

Arab Light Crude의 Arab Heavy Crude 대비 Premium Ratio

0%

4%

8%

12%

16%

20%

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

자료: Datastream, LIG투자증권

원유 Quality에 따른 CDU Yield

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Light Medium Heavy

LPG Gasoline Kero/Diesel Fuel Oil




LIG Research Center ㆍ www.ligstock.com 5

Light가 더 많이

비싸야 고도화

설비의 경제성 확보

대표적인 Light Crude로는 WTI, Brent를 꼽을 수 있다. Medium은 Arab

Light, Mars 등이고 Heavy는 Maya, Cerro Negro, Duri 등이 있는데 Fuel

Oil Yield가 높을수록 가격이 낮다. Fuel Oil은 역성장을 보이는 제품이고 환경

규제도 강화되고 있어 이의 처리를 위해서는 대규모 투자가 선행되어야 하기

때문이다. 그러기에 Light – Heavy Crude간 일정 수준 이상의 가격차가 발생

되어야 고도화설비의 경제성 및 투자 Merit가 발생한다.

Energy Cost를

고려하자

여기서 한가지 문제 제기가 가능하다.

“유가 상승으로 인해 Heavy Crude 대비 Premium Ratio는 낮아졌지만 절대

값 기준의 실제 가격차는 그래도 높지 않은가?”

현재 Arab Light – Heavy의 가격차는 $4.3로 매우 낮다고는 볼 수 없다. 하지

만 반드시 고려해야 할 사항이 바로 고도화설비 가동 시의 Energy Cost이다.

고도화설비의 경우 CDU대비 절대적인 Energy Cost가 높기에 이에 대한 고려

가 반드시 필요하다. 고도화비율이 높은 기업일수록 Energy Cost가 클 수밖에

없기 때문이다. 하지만 2004년부터 기업의 제조원가 명세서가 공개되지 않아

정유업체들의 매출액 대비 Energy Cost를 산출하기는 현실적으로 불가능하다.

그러기에 2000년 이전에 고도화투자를 모두 마무리한 기업인 S-Oil의 2003

년까지 제조원가명세서를 통해 간접적으로나마 이의 영향을 평가해보았다. 이

를 분석하는 것은 유가 상승으로 늘어나는 Energy Cost가 Light와 Heavy

Crude간 가격차를 어느 정도 잠식하는 지를 파악하기 위함이다.

Arab Light Crude의 Arab Heavy Crude 대비 Premium Ratio와 실제 가격차이

0

2

4

6

8

10

12

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

0%

3%

6%

9%

12%

15%

18%실제 가격차(좌)

Heavy 대비 Premium Ratio(우)

($/배럴)





Heavy와 Light Crude간 가격 차이와 정유사의 Energy Cost

고도화 설비의

Energy Cost는 분명

높다

S-Oil은 1996년 일간기준 7.5만배럴의 HYC를 완공했고 1997년에는 7.3만

배럴의 FCC를 완공했다. 단순하게 생각해도 1998년부터 Energy Cost가 늘어

날 수 밖에 없는 상황이다. 실제로 고도화 설비가 없었던 1996년 이전에는 매

출액 대비 Energy Cost(제조원가상의 연료비 + 전력 및 용수비) 비중이

CDU Capa 증가에도 불구하고 3%를 넘지 않았다. CDU만 추가하는 것이기에

Energy Cost가 매출액 증분 수준만큼 일정 비율로 늘어났기 때문이다.

그러나 2기의 고도화설비가 100% 가동되기 시작한 1998년부터는 매출액 대비

Energy Cost 비중이 6.0%~7.0% 수준으로 크게 증가했다. 고도화설비 때문이

다. 단순 계산을 통해서도 고도화설비의 Energy Cost가 일반 CDU대비 3배가

넘는 수준임을 알 수 있다. S-Oil은 이후 2002년 5.7만배럴의 Hyvahl 설비를

추가했기에 2003년 대비 Energy Cost 비중은 좀 더 증가했을 것으로 추정된다.

단순화하면, 매출액 대비 Energy Cost 비중이 6%~7%라 함은 배럴 당 $100

의 원유를 정제함에 있어 Energy Cost가 적어도 $7/배럴~$8/배럴 소요된다

는 것이다.(지극히 단순화한 것이다. 에너지 합리화 노력을 통해 실제는 이보다

작을 수 있으나 그 편차는 그렇게 크지 않을 것이다. 전기료도 꾸준히 상승했

고 환경 관련 비용 역시 꾸준히 증가했을 것이기 때문이다.)

앞서 언급했듯이, 고도화 설비의 장점은 Light Crude대비 상대적으로 저렴한

Heavy Crude를 사용해 부가적인 Margin을 확보하는 것이다. 물론 Fuel Oil과

Gasoline/Diesel의 가격차 역시 중요한 변수이나 일차적인 Merit는 Light와

Heavy Crude 간의 가격 차이이다.

S-Oil의 매출액 대비 Energy Cost(제조원가상 연료비 + 전력 및 용수비용)비중

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03

HYC 7.5만배럴

가동

FCC 7.3만배럴

가동

No2 CDU 24만배럴

가동

No3 CDU 25만배럴

가동





09년 이후 정유

영업이익률 하락의

핵심 요인은

Light/Heavy 가격차

변화와 Energy

Cost의 역전

아래 그림은 원유의 배럴당 Energy Cost(S-Oil의 매출액 대비 Energy Cost

비중이 6%~7%이나 계산상의 편의와 보수적 가정을 위해 Energy Cost를 유

가의 6% 수준으로 가정)와 Light와 Heavy Crude 간 가격차이를 나타낸 그래

프이다. 앞서 언급한 것처럼 2004년부터 2008년까지는 Light와 Heavy

Crude간의 가격 차이가 6%로 가정한 배럴당 Energy Cost보다 높았었다. 여

러 요인이 있겠지만 이 시기는 분명 영업이익이 좋았다. 반면 2009년부터는

배럴당 Energy Cost가 Light와 Heavy Crude 간 가격차이를 넘어섰다. 특히

2009년과 2012년은 Gap이 크게 벌어졌었는데, 이 시기 동안 S-Oil의 정유부

문은 연간기준 영업적자를 시현하였다. 또한 영업이익률의 수준 역시 09년 이

전보다 Level Down되었다.

아래 좌측 그래프는 S-Oil의 정유부문 영업이익률과 Light/Heavy Crude간의

가격차이의 추이이다. 오른쪽은 복합정제마진에 배럴당 Energy Cost를 차감한

후 Light/Heavy Crude의 가격차를 합산한 값과 OP마진의 추이이다.

Light/Heavy Crude 간 가격차이도 분명 OP 마진에 일정부분 설득력을 더해

준다. 여기에 비용 변수를 감안한 그래프의 설득력은 더 높아질 수 밖에 없다.

원유 배럴당 Energy Cost(6%가정)와 Light/Heavy Crude 간의 가격 차이

0

2

4

6

8

10

12

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

배럴당 Energy Cost

Light와 Heavy Crude간 가격 차이

($/배럴)


Light/Heavy Crude 가격 차이와 S-Oil OP% 정제마진 – Energy Cost + Light/Heavy 가격차이와 OP%

-4

-2

0

2

4

6

8

10

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14

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

Light와 Heavy Crude간 가격 차이(좌)

OP마진(우)

($/배럴)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

정제마진- 에너지비용+Light/Heavy가격차이

OP마진(우)

($/배럴)

자료: Datastream, LIG투자증권 자료: Datastream, LIG투자증권




마진의 절대값만

보지 말고 비용을

감안하자

한가지를 더 보자.

2007년 S-Oil의 복합정제마진은 배럴당 $11.9이었고 2011년은 $12.0로 유

사했다. 그러나 정제부문 영업이익률은 2007년 4.0%, 2011년 1.9%로 두배

이상의 차이가 났다.

2011년 이후의 복합 정제 마진은 2008년 이전 수준과 비교 했을 때 낮은 수

준은 아니다. 그럼에도 불구하고 영업이익률의 수준이 크게 하락한 것은 에너

지 비용이 증가했고 Light 대비 Heavy Crude의 이점이 2008년 이전대비 감

소했기 때문이다. 유가 상승으로 절대적인 마진이 높아진 만큼 절대적인 비용

역시 높아졌음을 간과해선 안 된다.

비용 감안전의 복합 정제마진은 2008년을 제외하고 보면 고점 수준이나 에너

지 비용 등을 감안한 마진은 과거 저점 수준이다. 게다가 Light와 Heavy

Crude 간의 가격차이가 좁혀졌다는 것은 고도화 설비의 Merit 역시 크게 감소

했음을 보여준다.

좀더 자세히 고도화설비의 수익성을 분석하기 위해서는 Fuel Oil대비

Gasoline/Diesel 등의 가격차와 Fuel Oil의 가격 전망 등을 분석해야 하는데, 이

는 뒤에서 언급할 것이다.

복합 정제 마진 vs 에너지비용 및 Light/Heavy Crude 가격 차이를 반영한 마진 추이

0

5

10

15

20

25

30

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

복합 정제 마진

정제마진- 에너지비용+Light/Heavy가격차이

($/배럴)


미국의 경우도 마찬가지다

Energy Cost 상승은

공통적인 사항

정제 비용 증가는 미국의 경우도 마찬가지다.

미국의 Valero는 2012년 4분기 일간 정제 처리량이 264만배럴로 한국 정유4

사의 합산 기준 처리량과 유사하다. Valero의 일간 처리 능력은 300만배럴에

달한다.

2005년 Valero의 연평균 정제마진은 $11.25/배럴이었고 당시 연간 영업이익

률은 6.7% 이었다. 당시 국내 정유사 중 고도화비율이 가장 높았던 S-Oil의

경우 배럴당 $11.8의 정제마진과 연간 기준 3.7%의 정제부문 영업이익률을

시현하였다.




Spread는 같아도

과거 대비 이익률은

크게 하락

2012년 Valero의 배럴당 정제마진은 $10.93로 2005년 대비 배럴당 $0.32

하락하였으나 영업이익률은 3.6%로 2005년 6.7%에서 큰 폭으로 하락하였다.

S-Oil 역시 2012년 정제마진 배럴당 $11.2로 2005년 $11.8 대비 유사하나

정제부문 영업이익은 -1.3%로 적자 전환되었다.

Valero의 영업이익률은 하락했지만 이익의 절대 수준은 큰 변함이 없다. 유가

상승으로 매출액이 증가하였기 때문이다. 2005년 Valero의 매출액은 $813.6

억, 영업이익은 $54.6억이었고 2012년에는 매출액 $1,385.3억에 $50.2억의

영업이익을 시현하였다. 이익률은 감소하였지만 고유가의 영향으로 이익의 절

대 규모는 큰 변함이 없다.

Valero 영업이익률이 감소한 데에는 배럴당 Cost의 증가가 주요인으로 작용했

다. 2005년의 배럴당 Cost는 $3.8였으나 2012년에는 $5.2로 37% 증가했기

때문이다. 물론 배럴당 Cost 증가로 단순화해서 이익률 감소를 설명하기에는

무리가 있다. 그러나 유가 상승의 영향으로 전반적인 Cost가 올라간 것은 분명

하고 여기에 Light/Heavy간 가격차 축소 영향 역시 무시할 수 없는 요인이다.

특히 미국의 경우 배럴당 Cost 증분보다 이익 감소폭이 더 큰 것은 Heavy가

격이 Light보다 높아졌기 때문으로 판단된다.

그럼에도 불구하고 배럴당 Cost 증가 폭이 크지 않은 것은 천연가스 가격 하

락 때문이다. 미국 정유사는 외부 구매로 조달하는 전력과 Steam 비용을 제외

하고 2005년 기준 전체 연료의 21.1%가 천연가스였다. 2011년에는 25.5%로

그 비중이 늘었는데, 가스 공급가격 기준 연간 구매비용이 2005년 $88.5억에

서 2011년 $40.5억으로 사용량은 15.9% 늘었으나 구매비용은 대폭 감소하였

다. 2012년에도 동일량을 사용했다고 가정하고 2012년의 천연가스 공급 가격

을 적용하면 가스 구매비용은 $30.6억에 불과하다.

Valero의 정제 처리량 기준으로 이를 환산해보면 2005년 $8.5억의 천연가스

구매비용이 2012년 $5.3억으로 $3.1억 감소한 효과이다. Hydro Cracker에

수소 공급을 위한 천연가스 사용량도 연료용 천연가스 사용량의 22% 수준이

기에 이 효과 역시 긍정적으로 작용하였다.

천연가스 가격 하락 영향으로 배럴당 Cost 증가 폭이 한국보다 크지는 않으나

전반적인 비용이 증가된 것은 동일하다.

Valero의 배럴당 정제 Margin과 배럴당 Cost

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10배럴당 Margin(좌)

배럴당 Cost(우)

($/배럴) ($/배럴)

자료: Valero, Datastream, LIG투자증권




Valero의 비용 차감한 배럴당 정제 Margin과 OP Margin

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

OP

비용 차감한 배럴당 Margin

($/배럴, %)

자료: Valero, Datastream, LIG투자증권

미국 정유사의 천연가스 소비량과 구매액

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

08 09 10 11 12p

가스 소비량 가스 구매액(억Cf, 백만$)

자료: EIA, LIG투자증권




이미 Heavy Crude 가 더 비싸진 미국

구조화되가고 있는 미국의 원유 가격 변화

미국 Light Crude

생산량 빠르게 증가

앞서 언급했듯이 Light Crude는 Fuel Oil의 생산비중이 낮기에 통상적으로

Heavy대비 가격이 높다.(물론 최근 몇 년간 그 가격 차이가 많이 줄기는 했지

만 여전히 높은 것은 사실이다) 하지만 2010년 10월부터 미국에서 생산/판매

되는 원유 가격에 큰 변화가 발생하고 있다. 미국에서는 Heavy Crude가 더

비싸다. 교과서에서 언급되는 내용과는 전혀 다른 상황이 전개되고 있다.

이 내용은 지난번 발간한 “Global Energy 수급구조 변화에 대하여 – 석유화

학”편에 언급했기에 본 자료에서는 Update 수준의 언급만을 하겠다. 2012년

12월 미국의 일간 원유 생산량은 703만 배럴로 YoY 기준 16.4% 증가해

1993년 이후 사상 최고 수준을 시현하였다. 생산량과 수입량을 합산한 원유

수요 총량은 큰 변화가 없이 유지되고 있다. 미국 원유 생산 증가분의 대부분

은 Light Tight Oil로 주 생산지역 역시 Shale과 관련 있는 Texas와 North

Dakota 지역이다.

미국의 원유 생산량과 수입량 추이

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

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

원유 생산량

원유 수입량

(천배럴/일)


Texas와 North Dakota 지역의 일간 원유 생산량 추이

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

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

0

200

400

600

800

1,000Texas(좌)

North Dakota(우)

(천배럴/일) (천배럴/일)





Heavy Crude가 더

비싸진 미국

미국 원유 생산 증분의 대부분이 Light Crude이기에 API 30 이상의 Light

Crude 수입량이 최근 들어 더욱 급감하고 있다. 2010년까지만 해도 전체 원유

수입량의 53.5%가 Light Crude였으나 2012년 12월에는 그 비중이 30% 초

반 수준까지 하락했다. 이런 추세라면 전체 원유 수입량이 줄고 있는 상황에서

2013년 미국의 Light Crude 수입량은 일간 250만배럴에서 100만배럴 초반

수준으로 하락할 전망이다. Global 입장에서는 그 만큼의 Light 수요가 사라지

는 효과일 것이다. 반면 미국 원유 수입량 중 API 30미만의 Heavy Crude 비

중은 급격하게 늘고 있다.

이런 상황에서 미국 자체에서 생산/소비되는 원유 중 API 20미만의 Heavy 가

격이 Light보다 높은 상황이 지속되고 있다. 이는 미국 정유사의 고도화비율이

42% 수준으로 높아 Heavy에 대한 수요가 지속되고 있기 때문이다.

미국의 이러한 상황 변화가 미국에서만 그치고 말까? 미국은 Light Crude가

주로 생산되고 있지만 이에 대한 수요는 높지 않다. 단기적으로는 Light 수입

량 급감이 지속될 것으로 그 이후로는 미국의 Light Crude 수출 가능성 여부

가 타진될 전망이다. 이래저래 Light/Heavy Crude간 가격 격차는 더 좁혀질

전망이다. 국내 정유사에게 불리한 상황 전개임은 분명하다.

API 지수에 따른 미국의 원유 수입 비중 추이

20

30

40

50

60

70

80

83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13

API 30미만

API 30이상

(%)


미국에서 자체 생산 판매되는 원유의 API지수에 따른 판매 가격 추이

0

20

40

60

80

100

120

140

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

API 20 미만

API 40이상

($/배럴) 2010년 10월부터

API 20미만의

Heavy Crude

가격 강세





한국 정유사도 Middle & Heavy Crude 비중이 늘었다

한국도 Heavy Crude 수요가 늘고있다

한국도

Middle/Heavy

Crude 수입량 증가

1992년 SK의 5.7만배럴 RFCC를 시작으로 한국의 고도화투자는 최근까지 지

속되었다. 최근 정유 3사의 Complex단지 기준(SK의 인천 제외) 고도화율은

26%수준에 달한다. 이중 GS칼텍스가 35.7%로 가장 높다.

이에 따라 1990년대 40%~45% 수준이던 API 31.3미만의 Middle & Heavy

Crude 수입 비중이 2011년 4분기 65% 수준까지 상승했다. 정제마진에 따라

가동률이 다르기에 추세가 일정치는 않지는 과거대비 Middle & Heavy Crude

비중이 늘어난 것은 분명하다. 당분가 이 비중은 큰 변화가 없을 것이다. GS칼

텍스의 No 4. VGO FCC를 끝으로 추가적인 고도화 설비가 진행되고 있는 것

은 없기 때문이다.

이는 결국 “고도화투자 Middle & Heavy Crude 사용 증가”의 상황, 그러니

까 고가의 Light Crude 사용을 줄이고 저가의 Heavy를 늘림으로써 추가적인

Margin을 확보하기 위한 노력이다. 그러하기에 앞서 언급한 것처럼 Light대비

Middle & Heavy Crude의 가격 차이가 확대되지 않고 오히려 축소된다면, 고

도화 설비의 Merit는 분명 감소할 수 밖에 없을 것이다.

한국의 API 31.3 미만 원유 수입량 비중 추이

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13

자료: 업계 자료 이용 LIG투자증권 재작성

Light/Heavy

가격차는 크게 축소

고도화 투자로 Heavy 비중이 늘어나긴 했으나 투자 Merit는 과거만 못하다.

앞서 살펴본 것처럼 Light Crude 대비 Middle/Heavy의 가격 차이가 많이 좁

혀졌기 때문이다.

아래 그림은 한국이 수입한 API 46.3~36.8의 Ultra Light와 API 31.3~28.4

범위의 Medium Crude 대비 할증 비율 추이이다. 1991년~2000년까지 수입된

Ultra Light는 Medium 대비 평균 9.3% 비쌌으나 2001년~2010년에는 5.9%

로 낮아졌고 2011년부터 최근까지는 다시 2.9%로 차이가 지속적으로 축소되

고 있다. 이는 앞서 언급한 고도화설비의 Merit, 상대적으로 저가인 원유의 소

비가 가능하다는 장점이 훼손되고 있음을 보여준다.




한국이 수입한 API 46.3~36.8 Ultra Light의 API 31.3~28.4 Medium 대비 할증 비율 추이

0%

5%

10%

15%

20%

25%

91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13


S-Oil 수입 유종은

가장 Simple하나

상황은 마찬가지

이 상황을 정유사별로 살펴보자.

S-Oil의 수입 유종은 정유 3사중 가장 단순하다. 2012년 S-Oil은 API

34.0~31.3 수준의 원유를 일평균 32만배럴, API 31.3~28.4 수준의 원유를

일평균 23.6만배럴 수입하였다.(년 350일 기준) 이 밖에 2011년 상반기 완공

된 PX 설비의 원료 조달을 위한 Condensate를 2012년 월평균 33.2만톤 구

입하였다.

S-Oil은 2003년 이전에 일부 Condensate와 API 34.0~31.3 수준의 원유만

을 수입하였으나 2002년 Hyvahl 설비 완공 후 기존 수입 원유보다 좀더

Heavy한 API 31.3~28.4 수준의 원유 도입을 늘리기 시작했다. 아래 그림은

두 원유의 가격차이를 나타낸 그래프인데, 작은 API차이임에도 불구하고

2009년부터 두 원유의 도입 가격이 많이 축소되었다.

S-Oil이 수입한 API 34.0~31.3 Light의 API 31.3~28.4 Medium 대비 할증 비율 추이

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13





이란산 감소로 API

31.3미만 원유 수입

최근 감소

SK이노베이션은 비교적 다양한 원유를 수입하고 있다.

가장 많이 수입되는 원유는 API 31.3~28.4의 Medium으로 2012년 기준 전

체 수입량의 47.5%를 차지하였고 API 46.3~36.8의 Ultra Light가 23.6%였

다. SK이노베이션이 수입하는 원유에서 Middle & Heavy가 차지하는 비중은

2008년 하반기 사상 최고 수준으로 상승했는데, 이는 2008년 6월 일산 7만배

럴 기준 No2 RFCC 완공으로 좀더 Heavy한 원유의 처리가 가능해졌기 때문

으로 판단된다.

하지만 2010년부터 API 31.3 미만의 Middle & Heavy Crude 수입 비중이 감

소하기 시작했는데, 이 시기에 SK는 API 34 이상의 Light Crude 수입을

2009년 일간 11.7만배럴에서 2011년 20만 배럴로 증가시켰다. Light와

Heavy Crude간 가격차가 좁혀져서인지 아니면 다른 이유인지는 알 수 없으나

이 시기 SK의 설비 변화는 없었다. 2012년 API 31.3미만 원유 수입 비중이

더 떨어진 것은 이란산 도입 물량 감소 때문이다. 2010년 SK 전체 원유 수입

량의 18.3%가 이란산이었으나 2012년 13.8%로 하락하였다.

API 46.3~36.8 Light의 API 31.3~28.4 Medium 대비 할증률은 09년을 전후

로 감소하였다. SK이노베이션이 도입하는 원유 역시 Light와 Middle/Heavy

Crude간 가격 차이가 좁혀졌다.

SK이노베이션의 수입 원유 중 API 31.3 미만의 원유 비중 추이

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

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


SK가 수입한 API 46.3~36.8 Light의 API 31.3~28.4 Medium 대비 할증 비율 추이

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

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





GS칼텍스 최근 API

31.3미만 원유

수입량 증가

GS칼텍스의 API 31.3 미만 원유 수입 비중은 2005년 일간 처리량 기준 9.4

만배럴의 No1 RFCC 완공으로 크게 늘었으나 다시 예전 수준으로 하락했다.

2007년말에는 6.1만 배럴의 No2 HYC가 완공되었으나 소폭의 증가만 있었다.

2010년 6.0만배럴의 No3 HYC 완공 후부터 Middle/Heavy Crude 비중이 크

게 증가하기 시작했다. 2013년 3월 No4 RFCC가 가동되기에 이 비중은 2분기

부터 다시 늘어날 전망이다.

타사와 마찬가지로 GS칼텍스 Light Crude의 Medium/Heavy 대비 할증 비율

은 추세적으로 하락하고 있다. 그런 상황에서 RFCC와 HYC의 Capa가 총

26.8만 배럴로 SK보다 56% 정도 많고 S-Oil보다는 81% 많아 타사대비

Energy Cost는 분명 더 높을 수 밖에 없을 것이다. 고도화 설비가 짐이 될 수

도 있는 상황이다.

GS칼텍스의 수입 원유 중 API 31.3 미만의 원유 비중 추이

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

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


GS칼텍스가 수입한 API 46.3~36.8 Light의 API 31.3~28.4 Medium 대비 할증 비율 추이

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

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





Bunker 강세는 부담

요인

또 다른 문제가 있다. GS칼텍스의 원유 도입 성상은 타 정유사와 조금 다른 면

이 있다. 2012년 기준 API 25~15의 Ultra Heavy Crude의 수입 비중이

5.3%로 SK의 2.4% 대비 가장 높다. S-Oil은 Ultra Heavy를 수입하지 않는

다. 2012년 GS칼텍스가 수입한 API 25~15의 Ultra Heavy 물량의 절반은 인

도네시아에서 수입되었는데, 인도네시아의 대표적인 Heavy Crude로는 Duri가

있다. Duri Crude는 API 20.8에 Sulfur 함량이 0.2%로 Heavy Crude 임에도

황함량이 매우 낮다.

문제는 이 Heavy의 가격이 2012년부터 API 46.3~36.8의 Ultra Light보다

비싸졌다는 점이다. 지속된 고도화 투자에도 불구하고 Ultra Heavy 비중이 낮

아지고 있는 것은 Heavy의 Merit가 사라진 상황에서 Energy Cost만이 늘었

기 때문으로 판단한다. 2000년 초반 Ultra Heavy의 비중이 높았던 것은 당시

Bunker – Dubai 가격차가 크지 않아 고도화율이 높지 않아도 Heavy 투입을

늘리는 것이 그렇게 부정적이지 않았기 때문이다. 그러나 2005년 이후 2008

년까지 Ultra Heavy 비중이 급감한 것은 Bunker가 약세로 갔기 때문이다.

향후 GS입장에서 Bunker 약세는 고도화설비의 장점을 살려줄 수 있는 긍정적

요인으로 작용할 수 있다. 그 반대의 경우는 매우 부정적이다. 이 부분은 뒤에

서 다시 언급할 계획이다.

GS칼텍스가 수입한 API 46.3~36.8 Light의 API 25~15 Medium 대비 할증 비율 추이

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

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


GS칼텍스 원유 수입량 중 Ultra Heavy 비중 추이 Bunker – Dubai 가격 차이

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

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

($/배럴)

자료: KOTIS, LIG투자증권 자료: Datastream, LIG투자증권




부진한 Gasoline, 개선될 수 있을까?

Gasoline 강세 전망? 연비개선도 같이 보자

연비 개선과 Non OECD Gasoline 수요 증가의 함수

OECD 감소와 Non

OECD 증가의 함수

Non OECD 국가들의 소득 증가에 따른 차량 보유 대수 증가로 Gasoline 소비

증가에 대한 기대가 크다. 실제로 Non OECD의 2012년 12월 Gasoline 소비

량은 2010년 12월 대비 11.3% 증가하는 호조를 보이고 있다. 중국도 지난

10년간 연평균 Gasoline 소비량이 7.5% 증가하며 소비량이 빠르게 늘고 있

다. 그러나 Global 소비 증가율은 2% 내외 수준에 그치고 있다.

중국의 Gasoline 소비가 빠르게 늘고 있기는 하지만 2012년 기준 미국 소비

량의 25%에도 미치지 못하고 있다. 중국을 비롯한 Non OECD 소비 증가에

낙관론을 펼치기 어려운 이유이다.

OECD와 Non OECD의 Gasoline 소비량 추이

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

10.7 10 11.1 4 7 10 12.1 4 7 10

OECD(좌) Non OECD(우)(천배럴/일)

자료: CEIC, OPEC, IEA, LIG투자증권

미국과 중국의 Gasoline 소비량 추이

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13F

미국 중국(천배럴)

자료: CEIC, OPEC, IEA, LIG투자증권




2012년 기준 Global Gasoline 소비량의 61.3%를 점하고 있는 OECD의 소비

량이 점진적으로 감소하고 있지만 여전히 OECD 수요가 Gasoline 가격 형성에

더 큰 영향을 주고 있다는 점이다.

실제로 2011년 9월부터 11월까지 Global Gasoline 소비량이 YoY 기준 세달

연속 감소했을 때 Dubai 대비 Gasoline Spread가 “0”으로 떨어지는 상황이

발생했다. 당시 Non OECD 수요는 YoY 기준 5.5% 증가했었지만 OECD 수요

가 -3.8% 감소하며 Gasoline 가격 약세를 유발했다.

미국의 Gasoline 소비량은 더 감소할 것이다

연비 개선 효과를

고려해야 한다

미국 연방도로관리청에서 발표하는 미국 승용차의 총 주행거리 Data를 보면

2007년 Peak 대비 2012년 주행거리는 -3.0% 감소했다. 동기간 Gasoline

소비량은 -7.8% 감소해 주행거리 감소폭을 상회했다.

1990년 대비 2012년의 총주행거리는 37.1% 증가했으나 동기간 미국 Gasoline

소비량은 3.4% 증가에 그쳤다. 연비(MPG)가 32.6% 개선되었기 때문이다.

이러한 상황은 미국에만 국한되지 않는다. 연비는 Global 기준으로 개선되고 있

기에 과거보다 차량판매 및 자동차 등록대수가 증가한다고 하더라도 Gasoline

소비 증가 속도는 과거보다 더딜 수 밖에 없다.

미국 자동차 총주행거리와 일간 Gasoline 소비량

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

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

1,800

2,100

2,400

2,700

3,000

3,300천배럴(좌)

총주행거리(우)

(천배럴/일) (10억마일)

자료: EIA, FHWA, LIG투자증권




연비 개선은 결국

Gasoline 소비

감소로 이어진다

미국의 경우를 좀더 보자.

주행거리와 Gasoline 소비량 기준으로 환산한 2012년 미국 승용차의 연비는

23.2MPG로 2011년 22.6MPG 대비 2.5% 개선되었다. 주행거리는 0.3% 증

가로 보합수준이었으나 Gasoline 소비량은 -2.2% 감소했다. 연비 개선에 의

한 Gasoline 소비 감소가 실제 나타나고 있다. 미국의 목표는 2025년까지

50MPG를 달성하는 것인데, 현실화될 경우 Gasoline 소비는 빠르게 감소할 수

밖에 없다.

미국의 승용차 등록대수는 1억 2,600만대이고 연간 신차 판매대수는 1,500만

대 수준으로 8.4년의 교체주기를 가지고 있다. 따라서 2025년 50MPG가 달성

된다고 하더라도 8.4년의 교체 주기를 감안하면 2025년 연비는 36.4MPG 수

준이 될 전망이다. 이 경우 2020년까지 연간 연비 개선률은 2.9% 수준으로

그렇게 높은 편은 아니다.

연비개선을 위해 Global 자동차 업계의 경쟁은 치열하게 진행될 것이기에 미국

의 상황을 Global에 동일하게 적용한다고 하더라도 무리는 없을 것이다. 중고

차 거래를 제외하고 저개발 국가에서 사는 차는 현재 기술이 적용된 차량이지,

과거 모델일 리는 없기 때문이다.

미국의 자동차 연비 추이와 전망

(MPG)

15

20

25

30

35

40

45

50

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14F 16F 18F 20F 22F 24F

Target

자료: EIA, FHWA, LIG투자증권




Gasoline 시황

개선은 어려울 전망

연비개선이 Gasoline 소비에 미치는 영향도 분석해 보았다.

아래 그래프는 미국의 연간 주행거리가 0.5%씩 늘어난다고 가정하고(미국의

연간 주행거리는 07년 이후 감소하였다) 자동차 연비 개선이 매년 1%~4% 수

준에서 발생했을 때 Gasoline 소비량을 전망한 것이다. 매년 연비가 `1%씩 개

선될 경우 2020년의 Gasoline 소비량은 2012년 대비 일간 32.2만 배럴이 감

소하게 된다. 앞서 미국의 2025년 50MPG 연비 목표치와 차량 교체주기를 감

안한 연비개선율이 2020년까지 연평균 2.9% 수준이기에 2%~3% 정도가 합

리적인 수준의 연비 개선 속도라고 판단한다.

이 경우 2020년까지의 Gasoline 소비량은 92.4만배럴~147.5만배럴 감소할

전망이다. 2012년 기준 감소율은 -11.2%~-17.8%이다.

이를 Global에 적용하기 위해 2012년 대비 2020년 OECD Gasoline 소비 감

소율 -11.2%~-17.8%, Non OECD Gasoline 소비 증가율은 지난 3년 평균

증가율인 3.9%를 적용하였다.(Non OECD도 연비 개선 효과를 같이 보기에

3.9%의 Gasoline 소비 증가가 발생하기 위해서는 2012년 동일 연비 기준

6% 정도의 소비 증가가 발생해야 한다.) 이 경우 Global Gasoline 소비 증가

율은 0.27%~0.75%로 정체 수준이다. Gasoline 시황 개선은 어려울 전망이다.

미국의 연비 개선에 따른 Gasoline 소비 감소량 추이와 전망

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

00 02 04 06 08 10 12 14F 16F 18F 20F

(천배럴/일)

1%

2%

3%

4%


OECD Gasoline 소비 감소와 Non OECD 년간 3.9% 증가 시 Global 수요 전망

20,000

20,500

21,000

21,500

22,000

22,500

23,000

23,500

24,000

24,500

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

OECD -11.2% 감소 가정

OECD -17.8% 감소 가정

(천배럴/일)

년평균 0.75% 증가

년평균 0.27% 증가





Gasoline 소비에 대해 중국에 대한 지나친 낙관론 불가

소득이 높아져도 차량당 Gasoline 소비가 늘지 않고 있다

중국 Gasoline

소비가 차량 증가율

만큼 나오지 않는

이유?

Gasoline 소비에 있어 중국에 대한 기대감은 상당히 높다. 2001년 994만대였

던 등록 차량 대수가 2012년 9,078만대로 813%나 증가했기 때문이다. 그러

나 동기간 Gasoline 소비량은 130.3% 증가에 그쳐 왜 소비가 늘지 않는가에

대한 근원적 의문 보다는, 그러기에 추가적인 소비 증대가 빨라질 수 밖에 없

지 않겠냐라는 낙관적 기대감만이 확대 재생산되고 있다. 그럴 수 있다.

하지만 2012년 기준 13억 5천명의 인구가 코카콜라 한 병씩만 마셔도 그게

얼마냐라는 식의 단순한 접근은 압축 성장과 그에 따른 부의 편중화 현상이 심

하게 나타나는 중국 시장에 대한 합리적 접근은 분명 아니다. 승용차 신차 판

매가 2009년부터 급증한 상황에서 4년이라는 시간 동안 보여준 실망스런

Gasoline 소비 증가 속도는 무언가 다른 요인이 있지 않을까라는 근원적 의문

을 갖게 한다. 인구 통계학에 근거한 낙관적 전망은, 그 논리가 가지고 있는 단

순하나 명쾌해 보이는 결론에 필요한 고민의 깊이를 제한한다.

중국의 승용차 등록 대수와 연간 Gasoline 소비량 추이

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 01 03 05 07 09 11

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100승용차 등록 대수(좌)

Gasoline 소비량(우)

(천대) (백만톤/년)

자료: CEIC, LIG투자증권

중국의 승용차 등록 대수와 연간 Gasoline 소비량의 YoY 증가율

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

79 81 83 85 87 89 91 93 95 00 02 04 06 08 10 12

승용차 등록 대수 YoY 증가율

Gasoline 소비량 YoY 증가율





차량당 Gasoline 소비량 지속 감소

차량당 소비량은

체감한다

2002년 중국 승용차의 일간 Gasoline 소비량은 11.5Liter였으나 10년이 지난

2012년에는 3.4Liter로 크게 감소되었다. 중국의 Gasoline 수요가 빠르게 증

가하기 위해서는 1인당 GDP에 미치는 Gasoline의 영향이 작아져야 할 것이

다. 예를 들어 1년에 500리터의 Gasoline을 사용할 경우, 여기에 지출되는 금

액이 인당 GDP에 미치는 영향을 보면 중국은 여전히 높다. 한국의 경우 2012

년 기준 연간 500리터의 Gasoline을 사용했을 경우 GDP 비중은 4.2%이나

중국의 경우 9.3%로 두 배 이상 높다. 작지 않은 금액 비중이다. 그러나 이런

분석은 지나치게 단순화한 결론이다. 성시별로 GDP 수준이 다르기에 성장 가

능성이 큰 성시도 있지만 1만불 이상의 GDP로 Gasoline 소비량이 성숙된 성

시도 분명 있기 때문이다. 성시별로 좀더 자세하게 살펴보자.

중국의 승용차의 일평균 Gasoline 소비량 추이

(Liter/일)

0

5

10

15

20

25

30

92 93 94 95 96 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12


2012년 중국 성시의 인당 GDP

중국 성시 2012년 인당 GDP(RMB) 차량 등록대수 기준 점유율 중국 성시 2012년 인당 GDP(RMB) 차량 등록대수 기준 점유율

Tianjin 92,774 2.2% Ningxia 35,994 0.5%

Beijing 86,024 5.9% Heilongjiang 35,711 2.3%

Shanghai 84,445 2.2% Xinjiang 33,727 1.5%

Jiangsu 68,256 7.8% Shanxi 33,546 3.1%

Inner Mongolia 64,104 2.4% Hunan 33,370 2.7%

Zhejiang 63,185 7.4% Qinghai 32,883 0.4%

Liaoning 56,508 3.7% Hainan 32,208 0.5%

Guangdong 53,868 10.0% Henan 31,693 5.2%

Fujian 52,566 2.5% Sichuan 29,531 4.6%

Shandong 51,641 9.3% Jiangxi 28,749 1.6%

Jilin 43,404 1.9% Anhui 28,744 2.4%

Chongqing 38,910 1.3% Guangxi 27,859 1.9%

Shaanxi 38,506 2.6% Tibet 22,763 -

Hubei 38,502 2.5% Gansu 21,921 1.0%

Hebei 36,467 6.2% Guizhou 19,591 1.4%





중국엔 이미 성숙된

시장도 있다

우리의 경우 연간 500Liter의 Gasoline 소비가 인당 GDP에서 차지하는 비중

이 2012년 기준 4.2%였다. 2012년 기준 Tianjin, Beijing, Shanghai는 우리보

다 낮은 수준의 Gasoline 구매 비용을 지출하였다. GDP 대비 6% 미만의

Gasoline 소비 지출이 발생되는 지역은 어느 정도 성숙 시장으로 판단하는 것

이 맞고 그 지역은 아래 표에 Tianjin~Zhejiang 등이다. 이 6개 성시의 승용

차 등록 대수는 중국 전체의 28.0%이고 인구 비중으로는 16.1%를 차지한다.

이 6개 성시의 GDP 비중은 27.0%로 승용차 등록 대수 비중과 유사하다.

즉 이들 지역의 Gasoline 소비량은 이미 성숙 단계에 들어섰다는 판단이 가능

하다. 게다가 6%~8% 수준의 Gasoline 구매액 비중을 보이고 있는 Liaoning,

Guangdong, Fujian, Shandong, Jilin 등도 2~3년 내 그 비중이 5% 미만으로

떨어질 전망이다.

중국 인구 천명당 승용차 등록 대수와 GDP대비 Gasoline 지출액 비중

항목 인구 비중 인구 천명당 승용차 등록 대수 연간 500Liter Gasoline 사용시 인당 GDP대비 Gasoline 구매액 비중

Tianjin 1.0% 124 3.7%

Beijing 1.5% 220 4.0%

Shanghai 1.8% 70 4.1%

Jiangsu 5.9% 74 5.1%

Inner Mongolia 1.9% 71 5.4%

Zhejiang 4.1% 102 5.5%

Liaoning 3.3% 63 6.1%

Guangdong 7.9% 71 6.4%

Fujian 2.8% 50 6.6%

Shandong 7.2% 72 6.7%

Jilin 2.1% 53 7.9%

Chongqing 2.2% 34 8.9%

Shaanxi 2.8% 51 9.0%

Hubei 4.3% 32 9.0%

Hebei 5.4% 64 9.5%

Ningxia 0.5% 56 9.6%

Heilongjiang 2.9% 45 9.7%

Xinjiang 1.7% 52 10.2%

Shanxi 2.7% 64 10.3%

Hunan 4.9% 31 10.3%

Qinghai 0.4% 50 10.5%

Hainan 0.7% 42 10.7%

Henan 7.0% 42 10.9%

Sichuan 6.0% 42 11.7%

Jiangxi 3.4% 27 12.0%

Anhui 4.5% 30 12.0%

Guangxi 3.5% 31 12.4%

Gansu 1.9% 29 15.1%

Guizhou 2.6% 29 15.7%

Yunnan 3.5% 45 17.6%





GDP가 높은 성시의

소비량도 같이 늘어

난다고 볼 수는

없다

GDP 대비 Gasoline 구매 비중 비율이 8% 미만인 11개 성시의 차량 등록 대

수 비중은 55.5%이고 인구 비중은 39.3%이다. GDP에서 이들 성시가 차지하

는 비중은 차량 등록 대수 비중과 유사한 55.3%이다.

아래 그림에서 보듯 Beijing/Shanghai의 차량 한대가 하루에 소비하는

Gasoline 양은 지난 수년간 큰 변화가 없다. 소득 수준이 가장 높은 Tianjin의

경우도 지속적인 감소세를 보일 뿐 증가하지 않고 있다. 중국 Gasoline 소비가

중장기적으로 늘어나는 것은 분명하다. 그러나 그 속도는 생각보다 더딜 수 있

다. 이미 성숙된 55.3%가 아닌 나머지 성시의 수요 성장이 가장 중요한 요인

이기 때문이다.

1인당 GDP 대비 Gasoline 구매 비중이 6% 미만인 6개 성시의 일간 Gasoline 소비량

0

5

10

15

20

25

30

35

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11

Liaoning Guangdong Fujian Shandong Jilin(Liter/일)


1인당 GDP 대비 Gasoline 구매 비중이 6~8%인 5개 성시의 일간 Gasoline 소비량

0

5

10

15

20

25

30

35

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11

Guangxi Gansu Guizhou Yunnan Anhui(Liter/일)





러시아의 변화가 두렵다

공격적인 고도화 투자, Fuel Oil 강세를 유발할 수 있다

현재 러시아는 세계 최대 Fuel Oil 수출국

세계 최대 Fuel Oil

수출국인 러시아의

변화

러시아는 세계 최대 Fuel Oil 수출국이다. 2012년 일간 기준 140만배럴의

Fuel Oil을 수출했는데(러시아 발표 기준. IEA추정치는 101만배럴 수준), 이는

Global 2위 수출국인 네덜란드의 30.2만배럴 보다 4.6배 많은 물량이다.

Global 기준 거래되는 Fuel Oil의 양이 일간 193만 배럴임을 감안하면, 러시아

가 차지하는 비중에 대해서 추가적인 설명이 필요 없을 것이다.

세계 최대 Fuel Oil 수입국은 중국으로 2012년 일간기준 45.7만배럴을 수입했

다. 하지만 수출도 일간 기준 18.9만배럴이 있기에 순수입량 기준 26.8만배럴

을 수입했다.

1979년 Global Fuel Oil 생산량은 전체 석유 제품 중 25%의 비중을 차지했으

나 강화된 환경 규제와 고도화 설비 투자로 2011년에는 생산 비중이 10% 미

만으로 하락했다. 소비량은 지난 20년간 연평균 23.6만 배럴씩 꾸준히 감소하

고 있는데, 감소량의 대부분은 OECD 국가에서 발생했다. 현재 Global 소비량

은 일간 880만배럴 수준이고 향후에도 점진적인 수요 감소가 전망된다. 특히

국제 해상기국의 Sulphur 규제는 선박 연료로서의 Fuel Oil 소비 증가에 가장

큰 위협요인이다.

수요 감소를 전망하는 상황에서 왜 Fuel Oil 강세를 전망하는가?

러시아 때문이다.

Global Fuel Oil 소비량

0

2

4

6

8

10

12

2000 2005 2010 2015F 2020F

Bunkering Refinery Fuel Others Industry Power Generation

(백만배럴/일)





고도화에 대한 러시아 정부의 강한 의지

Fuel Oil 수출 관세

상향의 의미는?

1989년 러시아는 729만 배럴/일의 정제 능력으로 미국에 이어 세계 2위의

Refinery Capa를 가지고 있었다. 그러나 1991년 소비에트 연방이 해체되며

이후 20년간 정유 설비에 대한 투자가 없어 2011년 기준 566만배럴로 설비

축소가 발생되었다. 이는 중국의 절반 수준으로 수요 증가에도 불구하고 설비

증설이 없었다.

2006년부터 2011년까지 러시아의 Gasoline 소비량은 23% 증가했으나 공급

은 13% 증가에 그쳐 2011년 상반기 Gasoline Shortage 상황이 발생하기도

했다. 하지만 동기간 Fuel Oil 공급은 29% 늘었는데, 수요는 20% 감소했었다.

제품간 수급 불균형이 심하고 낮은 고도화율로 인해 가동률을 높이면 Fuel Oil

생산량이 가장 크게 늘어나는 문제가 지속 발생되었다.

이에 2011년 7월 Putin은 러시아 정유사들을 소집해 원유 및 석유제품에 대한

과세 제도 변경을 통해 “Isomerisation, Reforming, Cracking” 등의 고도화설

비 투자에 적극 나설 것을 요청했다. 그리고 2011년 10월 원유와 석유제품에

부과하는 수출관세 제도를 변경하였다.

변경 수출 관세 기준 Gasoline의 경우 기존대비 12%, Fuel Oil은 69% 수준의

관세 인상으로 수출에 어려움을 겪을 수 밖에 없다. 특히 Gasoline의 경우 수

출을 하지 못하게 하는 수준이다. Crude $110/배럴 기준 Gasoline에 부과되는

수출관세가 배럴당 $49.5, Fuel Oil은 $36.3에 달한다. 러시아 정유업체가 배

럴당 높은 수출 관세에도 불구하고 수출을 할 수 있는 것은 원유의 자체 생산/

조달이 가능해 원가가 낮고 원유 수출 관세율보다 제품 수출 관세율이 낮아 제

품 수출을 하는 것이 현금 창출에 더 긍정적이기 때문이다.

그러기에 석유제품 수출에 있어 실제 제품이 100% 아닐 수도 있다는 의문 역

시 지속적으로 제기돼 왔었다. 하지만 2015년부터는 Fuel Oil의 수출관세가 원

유와 동일한 수준으로 적용 받을 가능성이 크기에 러시아 정유사의 고도화 투

자는 선택이 아닌 필수의 문제가 되고 있다.

러시아의 원유 및 석유제품 수출관세 부과 내역

2011년 4월까지 2011년 10월부터 2015년

Crude Oil $4+65%(Crude Price-$25) $4+60%(Crude Price-$25) Assume same as 2011.10

Gasoline 67% of Crude Oil 90% of Crude Oil 90% of Crude Oil

Diesel 67% of Crude Oil 66% of Crude Oil 66% of Crude Oil

Fuel Oil 47.6% of Crude Oil 66% of Crude Oil Equal to Crude Oil





러시아는 Diesel과 Fuel Oil 수출 대국

Fuel Oil이 가장

많이 생산되는

이상한 구조

2012년 러시아의 Diesel 수출량은 일간 기준 80.9만배럴로 한국의 44.1만 배

럴 대비 183.4% 많다. 주 수출지역은 EU이고 아시아로 유입되는 물량은 미미

하다. 중국의 2012년 일간 Diesel 수입량이 2만배럴 수준에 불과하기 때문이

다. Fuel Oil은 러시아 발표기준 일간 140만 배럴로 이 두 제품이 수출의 대부

분을 차지하고 있다.

Refinery Yield를 보면 Fuel Oil 생산 비율이 28%로 가장 높은데 2000년 초

Fuel Oil 수율이 40% 수준이었음을 감안하면 많이 낮아진 수치이다. Diesel 수

율은 26.2%, Gasoline은 14.3% 수준이다. 시계열이 짧아 과거 추이를 확인할

수는 없으나 지난 수년간 의미 있는 수율 변화가 없기에 설비 변화 역시 거의

없었음을 알 수 있다.

러시아 주요 석유제품 수출량 추이

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

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

Gasoline Diesel Fuel Oil(천배럴/일)


러시아 Refinery Product Yield

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

09.1 09.5 09.9 10.1 10.5 10.9 11.1 11.5 11.9 12.1 12.5 12.9 13.1

Gasoline Diesel Fuel Oil Kerosene





2020년 Fuel Oil 수출 “Zero”에 도전한다

2015년 전후로 Fuel

Oil 생산 실질적으로

급감할 전망

러시아 최대 정유업체인 LUKOIL의 일간 정제 처리 Capa는 148만 배럴이다.

LUKOIL은 2018년까지 HYC, VGO FCC 등의 설비에 총 $103억을 투자해

궁극적으로 Fuel Oil의 생산을 “Zero Base” 수준까지 낮출 계획이다.

Rosneft도 2012년부터 2015년까지 매년 $45억을 투자해 제품 수준을

Euro-5로 올리고 CDU Capa를 기존 100만배럴에서 116만배럴로 확대할 계

획이다. 이에 따라 2011년 36%인 Fuel Oil Yield가 2015년 10%로 낮아질

전망이다.

Bashneft는 2016년까지 Fuel Oil Yield를 4% 수준으로 낮출 계획을 가지고

있다.

러시아 전체 566만배럴의 CDU중 78.3%인 443만배럴에 대해 고도화투자가

진행되고 있어 Fuel Oil 생산량은 향후 수년간 급격히 감소할 전망이다.

러시아 주요 CDU 설비의 Upgrade 투자 계획

Company Location Capa Upgrading Plants Capex($억) Completion

Nizhny Novgorod 34만b/d VGO FCC, Hydro Cracking 48.0 2016~2018

Perm 26만b/d Coking Complex 7.0 2015

Volgograd 22만b/d VGO Hydro Cracking 18.0 2016 LUKOIL

Other Increase Nelson Complexity from 7.2 to 8.8 30.0 Nelson Complexity from 7.2 to 8.8

Angarsk 22만b/d Isomerization, Hydrotreater, Alkylate

Syzran 18만b/d FCC, Hydrotreater

Novokuibyshevsk 16만b/d Reformer, Hydro Cracking, Isomerization

Kuibyshev 14만b/d FCC

Komsomolsk 16만b/d Coking

Achinsk 14만b/d Coker, Hydro Cracking, Isomerization

Rosneft

Tuapse 9만b/d Expansion & Upgrade

180.0

Fuel Oil output from 36%

to 10% by 2015

Nelson Complexity from 4 to 7

Ryazan 34만b/d Hydro Cracking, Visbreaker, Hydrotreatetr 9.0 2015 TNK-BP

Saratov 14만b/d Hydro Cracking, Visbreaker, Isomerization 4.0 2015

Hydrocracker 2012 SurgutNG Kirishi 37만b/d

FCC 70.0

2015~2017

Omsk 40만b/d FCC, Hydrotreatetr 10.0 Complete in 2013 Gasprom Neft

Moscow 25만b/d FCC, Hydrotreatetr, Isomerization 52.0 Cease fuel oil output

Ufaneftekhim 19만b/d Coker

Ufa 15만b/d Coker, Hydrotreatetr Bashneft

Novoil 14만b/d Alkylation Unit, Hydro Cracking, Hydrogen

18.0Increase Nelson Complexity

From 8.3 to 9.6

Hydrocracker 2013 Tatneft Taneco 14만b/d

FCC 30

By 2016, with no fuel oil output

Slavneft Yaroslavl 31만b/d Hydrocracker 12.0

Alliance Khabarovsk 10만b/d Catalytic Reformer 10.0 Nelson Complexity from 3.4 to 9.9

Total 443만b/d 498.0

자료: 각종 자료 이용 LIG투자증권 재작성




Fuel Oil 수출

감소는 국내

정유사에게 부정적

이런 투자활동의 영향으로 2012년 일간 기준 150만 배럴 수준이던 Fuel Oil

생산량은 2016년 70만 배럴로 절반이 넘게 감소하고 2020년에는 22만 배럴

수준까지 하락할 전망이다. 이에 수출량 역시 2012년 일간 140만 배럴에서

지속 하락해 2020년 8만배럴 수준까지 급락할 전망이다.

Fuel Oil의 수요가 감소하고 있기는 하지만 2010년 Global 기준 886만 배럴/

일의 수요가 2020년 856만 배럴/일로 전망되는 상황하에서 러시아에서만

130만 배럴/일의 Fuel Oil 공급이 감소하는 것은 시장 불균형을 초래할 가능성

이 매우 높다. Fuel Oil 강세 가능성이 커지고 있는 상황이다.

한 가지 더 문제되는 부문은 러시아의 Diesel 수출 증가 가능성이다.

일간 130만 배럴의 Fuel Oil이 고도화 설비를 통해 Gasoline/Diesel 등으로

전환될 때 FCC와 Hydrocracker를 각각 5: 5 수준이라고 하면 Gasoline은 약

35만 배럴/일, Diesel/Kerosene은 52만 배럴/일 증가할 수 있다.

2012년 러시아는 일간 88.4만 배럴의 Gasoline을 생산했고 수출과 수입은 각

각 7.4만배럴, 0.5만 배럴로 일간 81.4만 배럴의 Gasoline을 소비하였다.(재고

증가는 없다고 가정하자.)

러시아의 Gasoline 소비 증가율은 2010년 6.7%, 2011년 1.7%, 2012년

2.9%로 보수적 관점에서 연간 3%의 소비 성장을 가정하자. 이 경우 2012년

일간 81.4만배럴의 소비량은 순수출량을 고정한 상태에서 2020년 103만배럴

로 21.6만 배럴 증가하는데, 이는 동기간 35만배럴의 Gasoline 생산 증가보다

낮은 수준이다. 연비 개선을 감안해 Gasoline 소비 증가율을 2%라고 하면

2020년 소비는 95.4만 배럴/일로 약 21만 배럴의 잉여 Gasoline이 발생한다.

물론 Gasolie 수출 관세가 원유 수출 관세의 90% 수준으로 높아 수출이 빠르

게 늘기는 어렵지만, 실질적인 잉여가 늘어날 가능성이 크다는 것은 잠재적 수

급 불안 요인이다.

러시아 Fuel Oil 생산량 전망

자료: IEA, LIG투자증권




러시아의 Gasoline 수급 전망(단위: 배럴/일)

생산 순수출 2% 수요 성장 가정 3% 수요 성장 가정

2012 883,553 69,283 814,270 814,270

2020F 1,233,553 69,283 954,047 1,031,493

잉여 Gasoline 210,223 132,777


러시아 발 Gasoline,

Diesel 수출 증가

전망

더 큰 문제는 Diesel 수급이다. 러시아의 Diesel 소비량은 2010년 YoY 10.7%

증가했지만 2011년 5.1%로 소비 증가세가 약화되었고 2012년은 -6.5%로 실

질 소비량 감소가 발생했다. 하지만 보수적 전망을 위해 순수출량을 고정시킨

상태에서 향후 Diesel 소비 증가율을 4%와 5%로 가정해보았다.

4% 수요 성장을 가정할 경우 2012년 대비 Diesel 잉여량은 일간 28.9만 배

럴, 5% 수요 성장 시에는 22.1만 배럴의 잉여 Diesel이 발생하게 된다. 한국

정유 3사의 일간 Diesel 수출량이 44.1만 배럴임을 감안하면 절대 작은 양이

아니다.

고도화 설비 추가 시 가동률이 더 높아질 수 있다는 요인까지 감안하면, 실질

적인 Gasoline/Diesel 잉여량은 당사가 전망한 것보다 더 많아질 수 있다.

Fuel Oil 수출 감소로 인한 가격 강세 가능성과 Gasoline/Diesel 수출 증대 가

능성은 아시아 정유 업체 입장에서는 매우 부정적인 요인이다.

그러기에 러시아의 변화가 두렵다.

러시아의 Diesel 수급 전망(단위: 배럴/일)

생산 순수출 4% 수요 성장 가정 5% 수요 성장 가정

2012 1,431,226 803,963 627,144 627,144

2020F 1,951,107 803,963 858,290 926,577

잉여 Diesel 288,854 220,567





고도화 설비의 수익성 낮아질 가능성 있음

고도화설비의

Dilemma

고도화 설비의 경제성이 극대화되기 위해서 1) Light와 Heavy Crude간 가격

차가 커야 하고 2) Crude 대비 Fuel Oil의 가격이 낮아야 한다. 하지만 첫 번

째 조건은 앞서 언급한 것처럼 과거대비 많이 약화되었다. 두 번째 조건 역시

러시아의 Fuel Oil 수출 감소 가능성과 Global 고도화 설비 확장으로 인해 축

소될 가능성이 크다.

아래 그림은 Diesel 가격에 Fuel Oil 가격을 차감한 Spread와 이 Spread의

Dubai Crude 대비 마진 비율을 나타낸 것이다. 보는 것처럼 Dubai 대비 마진

비율은 과거 대비 분명 Level Down 되었다. Diesel – Fuel Oil Spread의 절대

값은 2005년~2006년 수준처럼 높지만 당시 유가가 배럴당 $60 내외였던 것

을 감안하면 최근 마진 수준이 높다고 볼 수 없다. 유가 상승으로 Energy

Cost 역시 올라갔기 때문이다.

Global 기준 2008년~2018년에 신규로 가동되는 CDU대비 고도화 설비의 규

모 역시 과거 그 어느 때보다 높다. Fuel Oil 강세 가능성이 높다.

Diesel – Fuel Oil Spread와 Dubai대비 비율

0

10

20

30

40

50

60

70

80

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

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%Diesel - Fuel Oil(좌) Dubai 대비 마진 비율(우)($/배럴)


2012년 Global 고도화 설비와 CDU Capa 2008년~2018년 고도화 설비와 CDU증설 전망

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

고도화 C D U

(천배럴/일)

FCCHydro CrackerCoker

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

고도화 C D U

(천배럴/일)

FCC

Hydro Cracker

Coker

자료: OGJ, LIG투자증권 자료: OGJ, LIG투자증권




유가, 중장기적 관점에서 하향 안정화

공급이 많아진다

증가하는 E&P Capex

투자가 많은 만큼

Reserve도 많아진다

2000년 초반 연간 $1천억 초반이던 주요 E&P업체 72개 사의 Capex는 유가

상승의 영향으로 2010년 $4,321억까지 증가했다. 이에 40개 주요 기업의 감

가상각비 역시 2000년 $225억에서 2012년 $811억으로 Capex 증가율과 비

슷하였다.

Global 기준으로는 2011년 $5,440억에서 2012년 $6,042억으로 증가했으며

2013년에는 $6,440억의 사상 최대 금액 투자가 전망된다. Capex 증가는 결국

Reserve 확대로 이어진다. 2000년 이후 상황이 그러했다.

Global 원유의 가채굴 년수 추이

(년)

0

10

20

30

40

50

60

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

자료: BP, LIG투자증권

Global 가채굴 년수와 72개 E&P 업체의 Capex Global 주요 40개 E&P기업의 감가상각비 추이

0

100

200

300

400

500

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11

40

43

46

49

52

55E&P Capex(좌)

가채굴년수(우)

($십억) (년) ($억)

0

50

100

150

200

250

00.1Q01.1Q02.1Q03.1Q04.1Q05.1Q06.1Q07.1Q08.1Q09.1Q10.1Q11.1Q12.1Q

자료: BP, LIG투자증권 자료: LIG투자증권




미국은 가장

적극적인 E&P 국가

E&P Capex 규모는 미국이 가장 큰데, 2012년 기준 Global 투자금액의 23%

를 점하고 있다. 캐나다를 포함하면 Global E&P Capex의 30.3%가 북미에서

투자되고 있다.

1995년부터 2005년까지 지난 11년간 미국의 연평균 E&P Capex는 연

$606.6억에서 큰 변화가 없었으나 유가가 사상 처음 배럴당 $60를 상회한

06년부터 빠른 속도로 투자금액이 증가하였다. 이에 원유 생산을 위한 Rig

Count 역시 2005년의 200건 미만에서 최근 1,400건으로 급증했고 06년 일

간 500만 배럴이던 생산량은 최근 700만 배럴로 꾸준히 증가하고 있다.

미국의 원유 생산을 위한 Rig Count

자료: OGJ, LIG투자증권

미국의 E&P Capex

($억)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12





이라크, 원유 수출 증대를 위한 투자 진행

이라크의 증산 물량

만으로도 Global

공급량 충분히 조달

이라크 석유국은 2012년 12월 수출 전용 Pipe Line 건설에 필요한 자금 조달

을 위해 런던에서 진행된 Road Show에서 2018년 원유 생산량이 일간 기준

800만 배럴에 달할 것이라는 발표를 한 바 있다. 최근 생산량은 300만 배럴

수준이다.

현재 이라크는 남부 Basrah 지역이 원유 수출 거점인데 일간 수출 능력은

500만배럴 수준이다. 그리고 이라크에서 터키 Ceyhan 지역까지 연결되는

Pipe Line은 일간 160만 배럴의 이송 능력이 있으나 건설된 지 25년이 넘어

최근에는 일간 60만 배럴 수준의 원유 수출이 가능한 상황이다.

따라서 이라크 정부는 남부 Basrah에서 요르단 Aqaba까지 1,680km에 달하

는 Pipe Line 건설을 통해 일간 100만 배럴의 원유를 요르단으로 보낼 계획을

가지고 있다. 이 투자를 위해 이라크 중북부 지역까지 일간 250만배럴의 원유

를 수송할 수 있는 Pipe Line 역시 병행해서 진행할 계획이다. 또한 요르단에

있는 Zarqa Refinery 인근에 300만 배럴 규모의 원유 저장 탱크를 건설하고

Aqaba에도 700만 배럴 규모의 저장 탱크를 건설해 원유 공급의 안정성을 확

보할 계획이다. 요르단 Aqaba는 수에즈 운하 접근이 가능하고 아프리카 지역

에도 원유를 수출할 수 있는 지리적 이점을 가지고 있다.

중동 지역 국가 중 Proved Reserve 기준 가채굴 년수가 가장 긴 국가는 이라

크이다. 2011년 일간 생산량 기준 140년을 생산할 수 있는 물량을 확보하고

있다. 이라크의 Proved Reserve는 더 늘어날 가능성이 크다. 2001년부터

2010년까지 Reserve 양은 변화 없이 동일했는데, 이는 원유가 없다기 보다는

정보 부재 및 개발 미비의 영향 때문이다. 2011년에만 Crude Reserve가 전

년대비 24.4% 증가했음이 이를 반증한다.

문제는 이라크만

증가하지 않는

다는 점

IEA는 2013년 Global Crude 소비량이 전년 대비 85만 배럴/일 늘어날 것으

로 전망하고 있는데, 이라크의 계획대로 진행될 경우 이라크의 생산 증분만으

로도 Global 원유 소비 증가분의 대부분이 확보될 수 있을 전망이다. 문제는

이라크만 원유 생산이 늘어나는 것이 아니라는 점이다.

중동 주요국의 가채굴 년수

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

04 05 06 07 08 09 10 11

Iran Iraq Kuwait Qatar Saudi Arabia UAE(년)





원유 생산량이

증가할 수 밖에

없는 국가들

이러한 원유 증산 움직임이 이라크에만 국한되지 않는다. 가채굴 년수 및 매장량

기준으로 세계 최대국인 베네주엘라의 원유 생산량은 차베스 사후 늘어날 가능

성이 높다. 리비아 또한 매장량 대비 생산량이 적었으나 역시 늘어날 것이다.

주요국의 현재 생산량 기준 가채굴 년수

0

50

100

150

200

250

300

Venezu

ela

Lib

ya

Iraq

Canada

Kuw

ait

Iran

UA

E

Saudi

Kaza

khsta

n

Nig

eria

Gabon

Sudan

Qata

r

Vie

tnam

Chad

Italy

Ecuador

Yem

en

Mala

ysia

Russia

Peru

Austra

lia

(년)


Canada, 수출을 늘리고 싶다!

미국 외로 Energy

수출을 하고 싶은

Canada

Canada는 2017년 하반기 완공을 목표로 일간 52.5만배럴의 Crude를 수송할

수 있는 1,172km 규모의 $55억짜리 Pipe Line 투자를 계획하고 있다. 이는

Canada Alberta주에서 서부 Kitimat까지 연결하는 Project이다. 동설비 완공

과 비슷한 시기에 일간 처리량 기준 55만 배럴의 Refinery 투자 계획도 가지

고 있다. 물론 Refinery 투자 계획은 아직 초기 단계이고 투자금액도 $160억

수준으로 커 실제 진행 여부는 좀더 시간을 두고 지켜봐야 하나 Crude를 수출

하는 것보다는 환경과 경제성 측면에서 더 긍정적이라는 판단을 하고 있는 것

은 사실이다.

특히 Canada는 미국과 마찬가지로 Energy원으로서 Gas에 대한 비교 우위를

확보하고 있고 원유 역시 자체 생산되기에 좀더 부가가치가 높은 부분에 대한

Needs는 분명해 보인다. 이는 미국에 대한 원유 수출 상황을 파악해보면, 현

재 상황에 대한 Canada의 불만과 이를 바꾸고자 하는 이유가 충분함을 확인

할 수 있다.




Refinery 투자도

적극 검토

2012년 Canada는 일간 232만 배럴의 원유를 수출했는데, 이중 98.5%가 미국

행이었다. 미국을 제외하고 현재 Canada가 원유를 수출할 수 있는 지역은 물류

여건상 쉽지 않기 때문이다. 수출 규모는 일간 360만 배럴의 원유 생산량 중

61% 정도인데, 지난 10년간 자체 정제 처리량이 전혀 늘지 않아 원유 생산 증

가는 결국 수출 증가로 이어질 수 밖에 없었다. 그러나 미국 역시 원유 생산이

증가하기에 판로가 막힌 Canada 원유는 가격 경쟁력이 높아질 수 없었다.

2012년 Canada의 평균 원유 수출가는 배럴당 $79.2로 WTI보다 $15.5,

Dubai 대비로는 $30.5나 할인되었다. 2013년 2월에는 WTI대비 $27.9나 낮

은 가격에 수출되기도 하였다. 이런 상황으로 인해 Canada는 연간 $200억

~$250억 정도의 손실 발생을 주장하고 있다. 그러기에 Canada의 선택은

Pipeline 투자를 확대함과 동시에 높은 원가 경쟁력을 바탕으로 Refinery 투

자도 병행할 계획이다.

우리에게 결코 반갑지 않은 변화이다.

Canada의 원유 생산량과 수출량 추이

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

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

Canada Total Crude Export

Canada Crude Production

(천배럴/일)

자료: IEA, OGJ, LIG투자증권

Canada Crude 수출 가격과 WTI/Dubai 가격 추이

0

20

40

60

80

100

120

140

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

Canada

WTI

Dubai

($/배럴)

자료: IEA, OGJ, LIG투자증권




Asia를 노리고 있는 러시아

EU를 벗어나고픈

러시아

Asia로의 원유 수출 확대를 위한 러시아의 ESPO(East Siberia Pacific

Ocean) Pipeline 투자는 2012년 12월 2단계 투자가 마무리 되었다. 2009년

12월에 완공된 1단계 구간의 길이는 2,694Km, 최근 완공된 2단계는

2,045Km로 총 $222.7억가 소요되었다. 중국 다칭으로 연결되는 지선은

2010년 9월에 연결되었다.

이를 통해 러시아는 일간 100만배럴의 원유를 아시아에 공급할 수 있게 되었

는데, 2025년까지 160만 배럴/일로 공급량을 확대할 계획이다. ESPO를 통해

공급되는 원유는 API 34.8에 Sulfur 함량이 0.62%이다.

이 ESPO Pipeline 완공 이전 중국의 러시아산 원유 수입량은 일간 30만배럴

내외 수준이었으나 최근에는 50만 배럴 수준으로 증가했음을 확인할 수 있다.

러시아 ESPO


중국의 러시아산 원유 수입량 추이

(천배럴)

0

100

200

300

400

500

600

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

2010년 9월 러시아에서

중국으로 연결되는

원유 Pipeline 완공

자료: CEIC, KOTIS, LIG투자증권




아시아로 수출 물량

증가 전망

일본 역시 ESPO Line이 완공된 후인 2009년 말과 2013년 초 러시아산 원유

의 수입량이 급증하는 모습을 보이고 있다. 과거 접근이 원활치 못한 러시아산

원유가 러시아의 계획대로 일간 100만 배럴 정도가 동북아시아로 공급된다면

적어도 수십만 배럴의 중동산 원유는 잉여로 남거나 가격 약세의 원인이 될 가

능성이 높다.

일본의 러시아산 원유 수입량 추이

(천배럴/일)

0

50

100

150

200

250

06 07 08 09 10 11 12 13

자료: CEIC, KOTIS, LIG투자증권

아시아 지역에 대한 러시아의 진출은 러시아 입장에서는 매우 합리적인 선택

일 수 밖에 없다. Crude 수출량의 70%, 천연 Gas 수출량의 93.5%가 EU로

향하고 있지만 이들 지역의 수요는 지난 수년간 정체 내지는 감소를 보이고 있

기 때문이다. 러시아의 Gas/Crude 수출액이 전체 수출액에서 차지하는 비중은

2011년 기준 각각 11.2%와 32.9%에 달했다. 대안은 아시아로의 수출 물량

증대 밖에 없는 상황이다.

러시아의 EU 지역에 대한 Crude 수출량 러시아의 EU 지역에 대한 Gas 수출량

(천배럴/일)

10,200

10,800

11,400

12,000

12,600

13,200

03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

(만톤/년)

5,000

8,000

11,000

14,000

17,000

20,000

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

자료: CEIC, KOTIS, LIG투자증권 자료: CEIC, KOTIS, LIG투자증권




빠른 변화, 하지만 방향성은 분명 긍정적이지 않다

부정적 변화에 대한

대응 필요

러시아의 Fuel Oil 수출 감소 가능성은 먼 이야기가 아니다. 또한 그들의

Crude 수출이 아시아로 늘어나는 것은 현재 진행되고 있는 상황이다. Canada

의 석유제품 수출 가능성은 아직 멀지만 절대적으로 낮은 수준에서 Crude 수

출이 지속될 리는 없기에 분명 현실화 될 것이다. Light와 Heavy Crude간 가

격 차는 미국 등의 영향으로 빠르게 축소되고 있다.

인정하고 싶지 않지만 전반적인 Global Energy 구조 변화는 자원이 없는 한국

정유사에게 긍정적이지 않은 방향으로 진행되고 있다. Crude 가격의 하향 안

정화는 가치 중립적인 일일 수 있으나 유가 하락은 결국 매출액 감소로 이어지

는 문제이기에 하향 안정화 이전까지는 부정적 Sentiment를 해소하긴 어려울

것이다. Light Crude의 약세와 Fuel Oil의 강세 가능성, 그리고 Canada의 석

유제품 수출 가능성은 좀더 직접적으로 부정적인 문제이다.

석유화학 입장에서는 이러한 변화가 정유처럼 부정적이지는 않다. 공급 물량

증가로 유가가 하락한다는 것은 석유화학 입장에서는 원재료 가격의 약세 전

환이기 때문이다. 물론 제품 가격이 원재료 가격의 약세를 외면하고 갈 수는

없을 것이나, 아무래도 그 영향은 정유보다 덜 할 수 밖에 없다.

다음 보고서에서는 원재료로서의 Naphtha 가격 약세가 화학 시황에 어떤 영

향을 주는지에 대해 분석할 계획이다.




단기적인 문제, 도입유가가 너무 높다

2 분기를 좋지 않게 보는 이유

Dubia 유가의 상승 반전 시점은 5월 말

5월 말이 변곡점 한국 정유업에 있어 단기적인 Risk는 도입 유가가 현물가 대비 지나치게 높다

는 점이다. 4월 현재 평균 도입 유가는 $109.7/배럴로 Dubai 현물 평균 가격

$102.5/배럴 대비 배럴당 $7.2가 높다. 3월의 평균 도입가는 $116.5/배럴이

었으나 현물 평균가는 $105.7/배럴로 $10.8의 차이가 발생했다.

현재 정제 마진이 배럴당 $9임을 감안하면 현실적으로 수출 부문에서는 이익

을 내기 쉽지 않은 상황이다. 이는 유가의 지속적인 하락에 의한 것으로 원유

선적부터 한국 도착까지 적어도 한 달 이상의 시차가 발생하기 때문에 나타나

는 현상이다. 2013년 2월 중반 Dubai는 $113.5/배럴로 연중 최고가를 시현하

였는데, 이때 선적된 원유가 3월 중후반 한국에 도입된 것이다. 이 시점 도입

유가는 연중 최고치를 형성하였다.

결국 유가 하락이 멈추고 상승 반전이 나타나야만 도입유가와 현물 가격 간의

차이가 좁혀지고 추가적으로 역전 현상도 가능할 것이다.

이 시점을 정확히 파악하기는 어려우나 OPEC의 수급 구조와 석유제품 소비의

계절성을 감안하면 5월말부터는 유가의 상승 반전이 가능할 것이다.

정유주에 대한 관심은 이 시점부터 시작해도 늦지 않을 전망이다. 2분기 실적

부진은 이미 주가에 충분히 반영되었고 이제는 3분기에 대한 관심이 높아질

것이기 때문이다.

한국의 주간단위 도입 유가와 Dubai Crude Price

90

93

96

99

102

105

108

111

114

117

120

2.4~2.10 2.18~2.24 3.4~3.10 3.18~3.24 4.1~4.7 4.15~4.21

도입유가

현재유가

($/배럴)

자료: KOTIS, LIG투자증권




5월말 유가의 상승 반전을 전망하는 이유에 대해서

수급상 5월말 유가

본격적 반등 나올

전망

복잡계인 원유의 가격을 전망하는 것은 주식 시장을 전망하는 것만큼이나 어

렵다. 그러나 적어도 원유는 계절성 및 수급 상황이 주식시장보다 명확하기에

합리적 판단에 의한 단기적 가격 전망이 아예 불가능하지는 않다. 5월말 유가

의 상승 반전을 전망하는 이유는 다음과 같다.

첫째, 사우디를 비롯한 OPEC의 감산이 지속되고 있다.

2013년 1분기 사우디의 원유 생산량은 YoY -7.8% 감소했으나 동기간 원유

수출량은 9.5% 증가해 상반되는 모습을 보이고 있다. 사우디의 이러한 움직임

은 상대적으로 높은 원유 재고에 기인하고 있다는 판단이다. 사우디의 원유 재

고는 2011년 11월 2.31억 배럴로 11년 이후 가장 낮은 수준이었으나 2012

년 4월 2.84억 배럴로 급증했다. 사상 최고 수준이었다. 원유 저장을 위해서는

설비가 필요하기에 재고의 지속적 증가는 원활한 생산활동에 걸림돌이 될 수

있다. 그러기에 최근 사우디의 재고 조정 노력은 적어도 전 저점 수준까지 진

행될 것으로 판단한다.

사우디의 원유 생산량 추이

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

09 10 11 12 13

(천배럴/일)매년 5월부터 원유 Direct Use 급증

자료: Saudi, LIG투자증권

사우디의 원유 및 제품 재고 추이

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

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

사우디 원유 재고

사우디 원유 + 제품 재고

(천배럴)





자가소비 증가로

수출 물량 감소

전망

사우디의 원유 생산량 대비 수출 비중은 2009년 1월 80.8%를 기록한 이후

자가소비 증가 등의 영향으로 계속 80% 미만에 머물렀다. 그러나 최근 생산량

대비 수출비중이 빠르게 증가하며 4년만에 처음으로 80%를 넘어섰다. 이에

따라 재고 감소세는 지속될 것이며 5월부터 그 속도는 더 빠르게 진행될 전망

이다. 5월부터는 냉방용 전력 소비 증가로 발전을 위한 원유의 Direct Use가

빠르게 늘어날 전망이다. 이에 따라 사우디의 원유 재고도 감소하고 내부 소비

증가 영향으로 수출량도 감소해 유가 상승의 Momentum을 제공할 것이다.

미국도 5월부터는 Driving Season이 시작돼 Global 기준 원유 수요 증가에

따른 가격 상승 반전이 가능할 전망이다.

이 시점부터는 한국 도입유가와 현물가간의 차이가 크게 감소하거나 역전될

가능성이 있어 정제 마진 개선에도 긍정적 영향을 줄 전망이다. 그러기에 단기

적이기는 하지만 5월 말부터 정유주에 대한 관심을 둘 필요가 있다. 하지만 장

기적 관점에서는 불안 요인이 많아 합리적 투자 대안은 아닌 것으로 판단한다.

사우디의 원유 수출량 및 원유 생산량 대비 수출 비중

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

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

50%

60%

70%

80%

90%원유 수출량(좌) 생산량 대비 수출 비중(우)(천배럴/일)


사우디의 원유 Direct Use 사용 추이

(천배럴/일)

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

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





PX, 2013년 이후를 장담하기는 어렵다

과도한 투자 진행중 2015년 초까지 아시아에서만 약 830만톤의 PX 증설이 완공될 전망이다.

Global Capa 대비 20%에 달하는 물량이다. 2012년 아시아 주요국의 PX수입

량은 1,015만톤으로 증설 규모는 역내 물동량의 81.7%에 달한다. 아무리 소

비 증가율이 높다고 하더라도 2~3년 안에 역내에서 신규로 발생되는 물량을

소화하기는 현실적으로 불가능하다. 일부 설비의 경우 완공 시점의 조정이 예

상되기는 하나 그것이 PX 공급 과잉을 억제할 상황은 아니다.

일부 설비의 경우 Naphtha나 Condensate가 아닌 MX를 원료로 PX 증설을

진행하고 있는데, 이 경우 수익성은 급격히 떨어질 수 밖에 없다. Condensate

는 Naphtha와 가격이 비슷하기에 같은 수준의 Spread를 가정해도 큰 무리는

없다. 그러나 MX는 전환 비용과 원단위 투입량 감안 시 현재 가격 수준에서는

이익이 발생할 수 없다.

최근 MX가격은 톤당 $1,196이고 PX는 $1,454로 Spread가 $258 발생한다

고 생각할 수 있으나 PX 1톤 제조에 MX가 1.2톤 소요됨을 감안하면 거의 같

은 가격이다. 게다가 톤당 전환비용이 최소 $200 정도 투입되기에 현실적으로

합리적 대안이 될 수 없다. MX가 자체 생산되거나 Spot보다 싸게 구입할 수

있는 능력이 있다면 가능할 수 있다.

그렇지 않다면 PX자체의 수익성 보다는 Benzene이나 OX 등의 부산물 가격

수준에 따라 MX Base PX 설비의 수익성이 결정될 것이다. 그만큼 변수가 많

아지는 것이기에 합리적 대안이라고 보기 어렵고 그것이 성장의 주요

Momentum이라고 판단할 수도 없다. 국내의 경우 SK울산과 GS 여수 증설,

그리고 현대오일뱅크의 대산 공장 등이 MX Base 설비들이다.

아시아 지역 PX 증설 계획(단위: 천톤)

Company Location Capa Start Up

HC Petrochem Daesan 800 2013.1H

ONGC Mangalore 900 2013.1H

Tenglong Fujian 800 2013.1H

Sinopec Hainan 700 2013.2H

Ulsan Aromatics Ulsan 1,000 2014.1H

SK Innovation Incheon 1,300 2014.2H

GS/Shell/Taiyo Yeosu 1,000 2014.2H ?

Samsung Total Daesan 1,000 2014.2H

Jurong Aromatics Singapore 800 2014.2H

Reliance Jamnagar 1,500 Under Construction

Nghi Son Nghi Son 700 2017.1H

Total 10,500

자료: ICIS, LIG투자증권




따라서 PX는 2013년을 끝으로 최소 1~2년간 저수익성 사업으로 전환될 전망

이다. 기업의 의사 결정이 반드시 합리적인 것은 아니다. 특히 Cycle 산업에

있어 설비 투자가 집중되는 시기는 반드시 좋지 않은 결과를 유발한다.

PX와 MX에 1.2배를 곱한 MX 가격 추이

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

09 10 11 12 13

PX

MX*1.2

($/톤)


아시아 주요 국가의 PX 수입량 추이(단위: 천톤)

Country 2008 2009 2010 2011 2012

China 3,403 3,705 3,527 4,981 6,286

Taipei 1,138 1,400 1,659 1,875 1,358

Korea 1,035 1,130 1,017 938 724

Indonesia 706 654 778 624 635

India 259 245 404 403 411

Pakistan 292 335 329 325 327

Malaysia 232 212 241 260 257

Thailand 307 122 242 228 156

Total 7,372 7,803 8,197 9,634 10,154





Base Oil, 최악의 구간을 지나고 있다

바닥 통과중이나

짧지는 않을 전망

Base Oil Spread(Base Oil – Dubai Crude)가 최악의 구간을 지나고 있다. 평

균 유가가 배럴당 $50 미만이던 2004년~2005년의 Spread가 톤당 $200 수

준이었는데, 최근 이 수준에 근접하고 있다. Base Oil 역시 Energy Cost가 많

이 투입되는 제품이기에 2004년과 Spread는 비슷할 지라도 수익성은 그 때보

다 더 악화될 수 밖에 없다. 실제로 2013년 1분기 Base Oil 수출단가는(SK기

준) 톤당 $1,081로 2004년 평균 수출가의 2배 이상이지만 유가 등의 영향으

로 Spread는 가격 하락폭 이상으로 낮아졌다. 여기에 Operating Cost까지 감

안하면 최악의 상황임은 분명하나 가동률 조정 등의 영향으로 더 하락할 가능

성은 크지 않다.

그러나 과거와 같이 높은 수준의 수익성을 내기는 어려울 전망이다. 2015년

전후에는 러시아의 고도화 설비 가동으로 Base Oil의 생산 능력도 증가하기

때문이다. Base Oil 역시 보수적 관점에서 접근하는 것이 합리적이다.

Base Oil 수출 가격 추이

($/톤)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

04 05 06 07 08 09 10 11 12 13


Base Oil – Dubai Crude Spread

($/톤)

-200

-100

0

100

200

300

400

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Energy Frame 의 변화

달라진 상황에 대한 인식의 전환이 필요한 시점

효율성 증대로

Energy 소비

증가속도 둔화

Frame의 변화가 빠르게 진행되고 있다. Crude 수요는 더디게 증가하는 반면

잉여 공급 능력을 확보하고 있는 국가들은 늘어나고 있다. 수요처 확보를 위한

경쟁은 더욱 치열해질 것이며 이에 따라 유가는 하향 안정될 전망이다.

2010년 미국 제조업의 Energy 소비량은 2002년 대비 17% 감소했지만 총산

출량은 동기간 3% 감소에 그쳐 과거처럼 생산활동 증가가 Energy 소비 증가

로 연결되는 민감도는 약화되고 있다. 미국 EIA는 Diesel 대신 CNG를 연료

로 사용하는 Heavy Truck이 연평균 12%씩 성장할 것으로 전망하고 있다. 미

해군을 제외하고 미국에서 가장 많은 Diesel을 소비하는 철도회사인 BNSF는

LNG를 기차의 연료로 사용하는 방안을 시험중에 있고 미국의 자동차 연비도

지속적으로 높아질 것이다. 최근 미국 EIA는 Gasoline을 주로 생산하는

RFCC의 가동률이 2011년 83%에서 2040년 62%까지 하락한다는 전망을 한

바 있다. 변화가 빠르게 진행되고 있다.

국가가 주도하는 투자는 시장 상황을 고려하지 않는다

국가가 나서고 있다 국가가 주도하는 투자는 시장 상황을 고려하지 않는다. 5~6년전 중동의 대규

모 Ethane Cracker투자에서도 경험했던 바, 그러한 투자의 의사 결정은 내부

적 합리성에 근거할 뿐 외부 요인은 고려 대상이 아니다. 중국의 메탄올 투자

도 마찬가지였다. 중국의 메탄올 가동률은 현재 50% 수준에 불과해 성공적인

투자로 판단할 수 없으나 풍부한 석탄을 일차적으로 이용할 수 있는 산업이 메

탄올 Plant였기에 투자가 이루어진 것이다.

Crude를 포함한 석유제품이 그 국면에 놓여있다.

러시아는 Crude와 Gas 수출량을 늘리고 싶어 아시아 시장을 노리고 있고

Canada는 미국과의 불합리한 Crude 거래에 대한 해결책을 찾고 싶어한다. 이

라크와 리비아는 국가 재건 자금이 필요하기에 필연적으로 Crude 수출량을 늘

리고 싶어한다. Saudi는 북미의 Crude 수입 수요가 감소하는 상황에서 Crude

보다 가격이 높은 석유제품 수출을 위해 Refinery 투자 계획을 가지고 있다.

중국은 Energy의 외부 의존도를 낮추기 위해 Gasoline에 Methanol을 15%

정도 첨가하는 방안을 적극 검토중이다. 호주 역시 LNG 투자에 매우 적극적

이다. 이런 상황 변화 속에서 일본 METI가 2014년 상반기 세계 최초의 LNG

선물 시장을 개장하는 것은 매우 큰 의미가 있다. Energy 공급이 많아지는 상

황에서 Energy 수출국의 일차적인 목표는 시장 확대일 수 밖에 없다. 일본의

목적은 그런 상황을 적극 활용 LNG 수입 가격을 낮추고 싶어하기 때문이다.

국가가 나서는 상황에서 시황 변화는 논의의 대상이 될 수 없다.

급격한 변화 속에서 한국 정유사들의 적극적인 대응이 절실히 필요하다.




[기업분석]

SK이노베이션 (096770KS | Buy 유지 | TP 170,000원 하향)

그래도 다각화........................................................................................................................................................................50

S-Oil (010950KS | Hold 하향)

PX 투자 이후의 대안 제시가 필요 ........................................................................................................................52

GS (078930KS | Hold 하향)

조심스러운 상황...................................................................................................................................................................54

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LIG Research Center ▶▶▶ Company Analysis ■ 2013/04/29


SK이노베이션 (096770KS | 매수 유지 | TP 170,000원 하향)

그래도 다각화

- 고도화 설비가 부담이 될 수 있는 상황에서 상대적으로 낮은 고도화율은 장점이 될 수 있음

- 타사대비 사업 다각화가 가장 잘 이루어져 정유의 부진을 보완해 줄 수 있음

- 목표주가는 기존 21.8만원에서 17만원으로 하향. 업종내 유일한 매수 추천 종목

상대적으로 낮은 고도화율과 가장 높은 내수 점유율

고도화설비의 이익 창출력이 하락하는 상황에서 경쟁사 대비 낮은 고도화율은 약점이 아닌 장점

수출보다 가격 변동성이 낮은 내수 시장 점유율이 높다는 것은 다시금 부각되어야 할 강점

하지만 RFCC 비중이 가장 높다는 점은 궁극적으로 풀어야 할 과제라고 판단

E&P, 석유화학, Base Oil, IT 등 다각화의 선두

E&P는 안정적인 Cash Cow이며 추가적인 광구 매입 가능성도 있어 성장이 기대되는 부문

정유사 중 유일하게 NCC를 보유하고 있고 Condensate를 통한 PX 투자는 인천 Complex의 효용성

개선 측면에서 긍정적

Base Oil은 최악의 상황이나 더 나빠지지는 않을 전망

계절 요인이 실적의 주요 변수로 작용할 전망

낮아진 마진으로 인해 계절 요인이 실적의 주요 변수

2분기 실적은 부진하나 3분기는 계절 요인과 도입유가의 하락으로 개선될 전망

적극적 매수보다는 Trading Buy 관점의 접근이 필요

Stock Data 경영실적 전망

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(pt)SK이노베이션(L) KOSPI

주가(4/26) 149,500원

액면가 5,000원

시가총액 13,895십억원

52주 최고/최저가 182,000원/ 125,500원

주가상승률 1개월 6개월 12개월

절대주가(%) -6.6 -5.1 -7.7

상대주가(%) -4.7 -7.7 -6.8

결산기(12월) 단위 2011A 2012A 2013E 2014E 2015E

매출액 (십억원) 68,371 73,330 71,130 72,553 70,376

영업이익 (십억원) 2,959 1,699 1,607 1,619 1,553

영업이익률 (%) 4.3 2.3 2.3 2.2 2.2

순이익 (십억원) 3,169 1,185 1,228 1,244 1,202

EPS (원) 33,816 12,776 13,107 13,271 12,821

증감률 (%) 168.3 -62.2 2.6 1.3 -3.4

PER (배) 4.2 13.6 11.4 11.3 11.7

PBR (배) 0.9 1.2 0.9 0.8 0.8

ROE (%) 24.3 7.6 7.3 7.0 6.4

EV/EBITDA (배) 5.0 9.1 8.1 7.6 7.3

순차입금 (십억원) 4,226 4,126 3,297 2,854 1,788

부채비율 (%) 136.2 106.9 99.4 95.1 88.9

LIG Company Analysis ▶▶▶ 2013/04/29

SK이노베이션 | 그래도 다각화


■ 대차대조표 ■ 손익계산서

(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E (십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E

유동자산 17,885 18,271 18,942 19,550 매출액 73,330 71,130 72,553 70,376

현금및현금성자산 2,829 3,666 4,046 5,100 증가율(%) 7.3 -3.0 2.0 -3.0

매출채권 및 기타채권 6,502 6,307 6,433 6,240 매출원가 69,744 67,658 69,079 67,007

재고자산 6,759 6,556 6,687 6,486 매출총이익 3,586 3,472 3,474 3,369

비유동자산 15,946 16,180 16,591 16,560 매출총이익률(%) 4.9 4.9 4.8 4.8

투자자산 2,221 2,154 2,197 2,131 판매비와 관리비 1,887 1,865 1,854 1,816

유형자산 12,204 12,593 13,043 13,153 영업이익 1,699 1,607 1,619 1,553

무형자산 1,364 1,276 1,194 1,118 영업이익률(%) 2.3 2.3 2.2 2.2

자산총계 33,831 34,451 35,534 36,110 EBITDA 2,323 2,256 2,336 2,274

유동부채 12,025 11,743 11,877 11,569 EBITDA M% 3.2 3.2 3.2 3.2

매입채무 및 기타채무 8,472 8,218 8,382 8,131 영업외손익 -11 -36 -29 -17

단기차입금 1,538 1,488 1,433 1,373 지분법관련손익 131 15 13 12

유동성장기부채 1,767 1,797 1,817 1,827 금융손익 -159 -143 -128 -110

비유동부채 5,458 5,433 5,439 5,424 기타영업외손익 17 92 87 82

사채 및 장기차입금 4,605 4,605 4,595 4,605 세전이익 1,689 1,571 1,590 1,536

부채총계 17,483 17,176 17,317 16,993 법인세비용 506 346 350 338

지배기업소유지분 15,371 16,301 17,247 18,150 당기순이익 1,182 1,225 1,240 1,198

자본금 469 469 469 469 지배주주순이익 1,185 1,228 1,244 1,202

자본잉여금 5,885 5,885 5,885 5,885 지배주주순이익률(%) 1.6 1.7 1.7 1.7

이익잉여금 9,115 10,045 10,990 11,894 비지배주주순이익 -3 -3 -3 -3

기타자본 -97 -97 -97 -97 기타포괄이익 -226 0 0 0

비지배지분 977 973 970 967 총포괄이익 956 1,225 1,240 1,198

자본총계 16,348 17,275 18,217 19,117 EPS 증가율(%, 지배) -62.2 2.6 1.3 -3.4

총차입금 7,956 7,934 7,890 7,849 이자손익 -228 -208 -191 -171

순차입금 4,126 3,297 2,854 1,788 총외화관련손익 196 77 73 69

■ 현금흐름표 ■ 주요지표

(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E 2012A 2013E 2014E 2015E

영업활동 현금흐름 1,162 1,933 1,796 1,984 총발행주식수(천주) 92,466 92,466 92,466 92,466

영업에서 창출된 현금흐름 1,973 2,432 2,283 2,439 시가총액(십억원) 16,089 13,824 13,824 13,824

이자의 수취 109 111 126 145 주가(원) 174,000 149,500 149,500 149,500

이자의 지급 -346 -319 -318 -316 EPS(원) 12,776 13,107 13,271 12,821

배당금 수입 54 54 54 54 BPS(원) 149,470 175,310 185,399 195,037

법인세부담액 -629 -346 -350 -338 DPS(원) 3,200 3,200 3,200 3,200

투자활동 현금흐름 -2,462 -776 -1,074 -590 PER(X) 13.6 11.4 11.3 11.7

유동자산의 감소(증가) -594 30 -19 30 PBR(X) 1.2 0.9 0.8 0.8

투자자산의 감소(증가) 132 67 -43 66 EV/EBITDA(X) 9.1 8.1 7.6 7.3

유형자산 감소(증가) -1,426 -950 -1,085 -755 ROE(%) 7.6 7.3 7.0 6.4

무형자산 감소(증가) -237 0 0 0 ROA(%) 3.4 3.6 3.5 3.3

재무활동 현금흐름 -242 -320 -342 -340 ROIC(%) 6.1 6.5 6.6 6.1

사채및차입금 증가(감소) -1,057 -21 -44 -41 배당수익률(%) 1.8 2.1 2.1 2.1

자본금및자본잉여금 증감 -1 0 0 0 부채비율(%) 106.9 99.4 95.1 88.9

배당금 지급 -264 -298 -298 -298 순차입금/자기자본(%) 25.2 19.1 15.7 9.4

외환환산으로 인한 현금변동 -25 0 0 0 유동비율(%) 148.7 155.6 159.5 169.0

연결범위변동으로 인한 현금증감 0 0 0 0 이자보상배율(X) 5.0 5.0 5.1 4.9

현금증감 -1,567 837 380 1,055 총자산회전율 2.1 2.1 2.1 2.0

기초현금 4,396 2,829 3,666 4,046 매출채권 회전율 11.1 11.1 11.4 11.1

기말현금 2,829 3,666 4,046 5,100 재고자산 회전율 10.3 10.7 11.0 10.7

FCF -296 983 711 1,229 매입채무 회전율 7.6 8.1 8.3 8.1




S-Oil (010950KS | 중립 하향)

PX 투자 이후의 대안 제시가 필요

- Bunker/Asphalt Yield는 20%로 적절한 고도화율이나 수출 비중이 66%로 높다는 것은 부정적

- 2011년 PX 증설 이후의 대안 제시가 필요한 상황

- 시황 부진 시에는 내수가 든든한 버팀목이나 내수 비중이 가장 낮고 아직 뚜렷한 성장의 대안도 없어

투자의견 중립으로 하향

문제는 다시 내수 점유율

내수 점유율이 SK이노베이션의 절반 수준에 불과해 시황 부진 시기에 상대적으로 환율과 유가 변동

에 대한 민감도가 높아질 수 밖에 없음

특히 최근과 같이 전반적인 도입 유가가 높은 상황하에서 Lagging Effect를 흡수해 줄 수 있는 내수

기반이 약하다는 것은 분명한 약점

2011년 PX투자는 성공적이었으나 그 이후의 대안이 필요하다

2011년 상반기 완공된 Condensate base PX 설비 투자는 매우 성공적이었음

그러나 경쟁사들의 공격적 투자로 2014년부터 PX 약세 전환 전망

이를 극복할 투자 대안이 필요한 상황


정유업의 구조 변화가 발생하고 있는 상황에서 순수 정유업의 입지는 지속적으로 약화될 전망

보수적 관점에서 계절성에 따른 투자 대응이 필요

2분기 부진 예상되나 3분기 계절 성수기 및 낮은 유가 투입으로 영업실적 개선 전망


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(pt)S-Oil(L) KOSPI

주가(4/26) 88,600원

액면가 2,500원


52주 최고/최저가 110,500원/ 86,600원


절대주가(%) -4.8 -7.4 -10.7

상대주가(%) -2.9 -9.9 -9.8

결산기(12월) 단위 2011A 2012A 2013E 2014E 2015E

매출액 (십억원) 31,914 34,723 33,508 32,168 30,881

영업이익 (십억원) 1,698 782 882 839 798

영업이익률 (%) 5.3 2.3 2.6 2.6 2.6

순이익 (십억원) 1,191 585 711 694 678

EPS (원) 10,214 5,106 6,096 5,953 5,817

증감률 (%) 68.9 -50.0 19.4 -2.3 -2.3

PER (배) 9.8 20.4 14.5 14.9 15.2

PBR (배) 2.2 2.3 1.8 1.7 1.6

ROE (%) 24.4 11.0 12.7 11.6 10.7

EV/EBITDA (배) 6.8 12.2 9.4 9.2 9.1

순차입금 (십억원) 2,576 2,328 1,628 952 320

부채비율 (%) 152.7 132.5 118.3 106.4 96.4


S-Oil | PX 투자 이후의 대안 제시가 필요



(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E (십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E

유동자산 8,582 8,865 9,115 9,350 매출액 34,723 33,508 32,168 30,881

현금및현금성자산 434 962 1,482 1,974 증가율(%) 8.8 -3.5 -4.0 -4.0

매출채권 및 기타채권 3,007 2,902 2,786 2,674 매출원가 33,411 32,108 30,823 29,591

재고자산 4,386 4,232 4,063 3,901 매출총이익 1,312 1,400 1,344 1,290

비유동자산 3,916 3,750 3,607 3,485 매출총이익률(%) 3.8 4.2 4.2 4.2

투자자산 174 168 161 155 판매비와 관리비 531 519 505 493

유형자산 3,670 3,517 3,385 3,274 영업이익 782 882 839 798

무형자산 43 37 32 27 영업이익률(%) 2.3 2.6 2.6 2.6

자산총계 12,497 12,616 12,722 12,835 EBITDA 1,173 1,266 1,211 1,154

유동부채 6,275 6,047 5,814 5,594 EBITDA M% 3.4 3.8 3.8 3.7

매입채무 및 기타채무 3,116 3,007 2,887 2,771 영업외손익 -63 30 51 72

단기차입금 2,517 2,460 2,400 2,337 지분법관련손익 -14 0 0 0

유동성장기부채 310 260 220 190 금융손익 175 -25 -1 22

비유동부채 846 790 743 707 기타영업외손익 -224 55 52 50

사채 및 장기차입금 673 623 583 553 세전이익 719 911 890 870

부채총계 7,121 6,838 6,558 6,301 법인세비용 134 200 196 191

지배기업소유지분 5,376 5,778 6,164 6,534 당기순이익 585 711 694 678

자본금 292 292 292 292 지배주주순이익 585 711 694 678

자본잉여금 1,332 1,332 1,332 1,332 지배주주순이익률(%) 1.7 2.1 2.2 2.2

이익잉여금 3,704 4,106 4,492 4,862 비지배주주순이익 0 0 0 0

기타자본 49 49 49 49 기타포괄이익 -9 0 0 0

비지배지분 0 0 0 0 총포괄이익 576 711 694 678

자본총계 5,376 5,778 6,164 6,534 EPS 증가율(%, 지배) -50.0 19.4 -2.3 -2.3

총차입금 3,508 3,351 3,211 3,087 이자손익 -40 -25 -1 22

순차입금 2,328 1,628 952 320 총외화관련손익 208 55 52 50


(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E 2012A 2013E 2014E 2015E

영업활동 현금흐름 735 1,173 1,160 1,125 총발행주식수(천주) 112,583 112,583 112,583 112,583

영업에서 창출된 현금흐름 1,149 1,393 1,351 1,288 시가총액(십억원) 11,709 9,975 9,975 9,975

이자의 수취 40 56 76 96 주가(원) 104,000 88,600 88,600 88,600

이자의 지급 -87 -81 -77 -74 EPS(원) 5,106 6,096 5,953 5,817

배당금 수입 6 6 6 6 BPS(원) 45,737 49,571 52,877 56,048

법인세부담액 -372 -200 -196 -191 DPS(원) 2,650 2,650 2,650 2,650

투자활동 현금흐름 -598 -179 -192 -201 PER(X) 20.4 14.5 14.9 15.2

유동자산의 감소(증가) -451 -15 -16 -17 PBR(X) 2.3 1.8 1.7 1.6

투자자산의 감소(증가) 252 6 7 6 EV/EBITDA(X) 12.2 9.4 9.2 9.1

유형자산 감소(증가) -184 -225 -235 -240 ROE(%) 11.0 12.7 11.6 10.7

무형자산 감소(증가) -11 0 0 0 ROA(%) 4.6 5.7 5.5 5.3

재무활동 현금흐름 -580 -466 -449 -432 ROIC(%) 7.1 9.1 9.0 8.9

사채및차입금 증가(감소) -240 -157 -140 -123 배당수익률(%) 2.5 3.0 3.0 3.0

자본금및자본잉여금 증감 0 0 0 0 부채비율(%) 132.5 118.3 106.4 96.4

배당금 지급 -425 -309 -309 -309 순차입금/자기자본(%) 43.3 28.2 15.4 4.9

외환환산으로 인한 현금변동 0 0 0 0 유동비율(%) 136.8 146.6 156.8 167.1


현금증감 -443 528 519 492 총자산회전율 2.7 2.7 2.5 2.4

기초현금 877 434 962 1,482 매출채권 회전율 11.5 11.3 11.3 11.3

기말현금 434 962 1,482 1,974 재고자산 회전율 7.7 7.8 7.8 7.8

FCF 548 948 925 885 매입채무 회전율 10.1 10.5 10.5 10.5




GS (078930KS | 중립 하향)

조심스러운 상황

- 고도화 투자가 일단락 되었으나 상황은 긍정적이지 않음

- LNG터미널 투자는 긍정적, 좀더 적극적인 E&P 등의 대안 투자가 필요

- 업계 최대 수준의 고도화 설비는 현 상황에서 분명 부담, 이를 완화하기 위한 추가적 대안이 필요한

상황으로 투자의견 기존 매수에서 중립으로 하향

고도화의 Dilemma

대규모 고도화 투자가 마무리된 시점에서 발생한 급격한 상황 변화로 고도화 설비의 Merit보다는 부

담 요인이 더 커진 상황

Light/Heavy 간 가격 차가 좁혀지기는 했으나 그래도 Heavy & High Sulfur Crude 사용 확대를 위

한 설비 투자가 더욱 절실한 상황

좀 더 적극적인 다각화가 필요하다

LNG 수입 터미널 투자는 분명 긍정적

적극적인 E&P 투자 활동 등의 대안이 필요한 상황

MX Base의 PX투자는 현시점에서 바람직하지 않음. Propylene 생산량 증가로 고부가가치

Downstream으로의 확장이 필요


고도화투자 효과는 좀더 지켜봐야겠지만 현재 상황에서는 긍정 평가가 어려움. 따라서 이를 극복하기

위한 대안 투자 등의 제시가 필요하기에 투자의견 중립으로 하향

2분기 정제 부문은 적자 가능성 높으나 3분기는 개선 전망


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(천 원)

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(pt)GS(L) KOSPI

주가(4/26) 54,500원

액면가 5,000원


52주 최고/최저가 75,700원/ 50,700원


절대주가(%) -16.0 -17.3 -12.0

상대주가(%) -14.3 -19.6 -11.1

결산기(12월) 단위 2011A 2012A 2013E 2014E 2015E

매출액 (십억원) 8,519 9,838 10,035 10,185 10,389

영업이익 (십억원) 932 684 752 720 741

영업이익률 (%) 10.9 7.0 7.5 7.1 7.1

순이익 (십억원) 774 494 502 481 504

EPS (원) 8,170 5,290 5,298 5,077 5,323

증감률 (%) -4.3 -35.2 0.1 -4.2 4.9

PER (배) 6.2 13.6 10.3 10.7 10.2

PBR (배) 0.8 1.2 0.8 0.7 0.7

ROE (%) 9.7 8.2 7.9 7.1 7.1

EV/EBITDA (배) 7.3 14.9 11.3 11.7 11.2

순차입금 (십억원) 1,320 2,607 2,491 2,341 2,159

부채비율 (%) 53.5 77.2 71.8 67.1 62.8




(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E (십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E

유동자산 2,446 2,487 2,558 2,671 매출액 9,838 10,035 10,185 10,389

현금및현금성자산 676 681 726 802 증가율(%) 15.5 2.0 1.5 2.0

매출채권 및 기타채권 796 812 824 840 매출원가 8,097 8,243 8,416 8,584

재고자산 289 295 300 306 매출총이익 1,741 1,792 1,769 1,805

비유동자산 10,266 10,614 10,901 11,186 매출총이익률(%) 17.7 17.9 17.4 17.4

투자자산 5,300 5,406 5,487 5,596 판매비와 관리비 1,056 1,039 1,049 1,063

유형자산 2,447 2,689 2,895 3,069 영업이익 684 752 720 741

무형자산 549 549 549 549 영업이익률(%) 7.0 7.5 7.1 7.1

자산총계 12,712 13,101 13,460 13,857 EBITDA 684 752 720 741

유동부채 2,348 2,327 2,302 2,284 EBITDA M% 7.0 7.5 7.1 7.1

매입채무 및 기타채무 986 1,006 1,021 1,041 영업외손익 -10 -84 -79 -69

단기차입금 929 904 881 858 지분법관련손익 0 0 0 0

유동성장기부채 214 194 174 154 금융손익 -67 -95 -88 -79

비유동부채 3,191 3,147 3,101 3,059 기타영업외손익 57 11 9 10

사채 및 장기차입금 2,657 2,602 2,548 2,495 세전이익 674 669 641 672

부채총계 5,539 5,474 5,403 5,344 법인세비용 101 87 83 87

지배기업소유지분 6,343 6,717 7,069 7,446 당기순이익 573 582 558 585

자본금 474 474 474 474 지배주주순이익 494 502 481 504

자본잉여금 1,311 1,311 1,311 1,311 지배주주순이익률(%) 5.8 5.8 5.5 5.6

이익잉여금 4,680 5,054 5,407 5,783 비지배주주순이익 79 80 77 80

기타자본 -122 -122 -122 -122 기타포괄이익 -42 0 0 0

비지배지분 830 910 987 1,067 총포괄이익 531 582 558 585

자본총계 7,173 7,627 8,057 8,513 EPS 증가율(%, 지배) -35.2 0.1 -4.2 4.9

총차입금 3,868 3,770 3,673 3,579 이자손익 -70 -95 -88 -80

순차입금 2,607 2,491 2,341 2,159 총외화관련손익 -5 11 9 10


(십억원) 2012A 2013E 2014E 2015E 2012A 2013E 2014E 2015E

영업활동 현금흐름 775 581 556 585 총발행주식수(천주) 92,915 92,915 92,915 92,915

영업에서 창출된 현금흐름 716 507 472 496 시가총액(십억원) 6,690 5,064 5,064 5,064

이자의 수취 57 78 80 84 주가(원) 72,000 54,500 54,500 54,500

이자의 지급 -152 -172 -168 -164 EPS(원) 5,290 5,298 5,077 5,323

배당금 수입 256 256 256 256 BPS(원) 61,179 70,931 74,657 78,630

법인세부담액 -100 -87 -83 -87 DPS(원) 1,350 1,350 1,350 1,350

투자활동 현금흐름 -1,641 -349 -287 -287 PER(X) 13.6 10.3 10.7 10.2

유동자산의 감소(증가) 202 -12 -9 -12 PBR(X) 1.2 0.8 0.7 0.7

투자자산의 감소(증가) -578 -106 -81 -110 EV/EBITDA(X) 14.9 11.3 11.7 11.2

유형자산 감소(증가) -811 -242 -206 -175 ROE(%) 8.2 7.9 7.1 7.1

무형자산 감소(증가) -311 0 0 0 ROA(%) 5.0 4.5 4.2 4.3

재무활동 현금흐름 1,316 -227 -225 -222 ROIC(%) 25.1 20.8 18.5 18.1

사채및차입금 증가(감소) 1,532 -99 -97 -94 배당수익률(%) 1.9 2.5 2.5 2.5

자본금및자본잉여금 증감 -2 0 0 0 부채비율(%) 77.2 71.8 67.1 62.8

배당금 지급 -146 -128 -128 -128 순차입금/자기자본(%) 36.3 32.7 29.1 25.4

외환환산으로 인한 현금변동 -3 0 0 0 유동비율(%) 104.2 106.9 111.1 116.9


현금증감 447 5 45 76 총자산회전율 0.9 0.8 0.8 0.8

기초현금 229 676 681 726 매출채권 회전율 13.7 12.5 12.5 12.5

기말현금 676 681 726 802 재고자산 회전율 35.0 34.3 34.2 34.3

FCF -47 339 350 410 매입채무 회전율 9.1 8.3 8.3 8.3




Compliance Notice ■ 최근 2년간 투자의견 및 목표주가 변경내역

▶SK이노베이션(096770) ▶주가 및 목표주가 추이

제시일자 2011.12.15 2012.03.22 2012.05.23 2012.07.19 2013.04.29

투자의견 담당자변경 BUY BUY BUY BUY

목표주가 260,000원 253,000원 218,000원 170,000원

제시일자

투자의견

목표주가

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11/04 11/08 11/12 12/04 12/08 12/12 13/04

SK이노베이션 목표주가

▶S-Oil(010950) ▶주가 및 목표주가 추이

제시일자 2011.12.15 2012.03.22 2012.07.19 2013.04.29

투자의견 담당자변경 BUY BUY HOLD

목표주가 163,000원 130,000원 -

제시일자

투자의견

목표주가

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11/04 11/08 11/12 12/04 12/08 12/12 13/04

S-Oil 목표주가

▶GS(078930) ▶주가 및 목표주가 추이

제시일자 2012.05.23 2012.07.19 2012.10.30 2013.04.29

투자의견 BUY BUY BUY HOLD

목표주가 85,000원 74,000원 88,000원 -

제시일자

투자의견

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11/04 11/08 11/12 12/04 12/08 12/12 13/04

GS 목표주가

▶Ratings System

구분 대상기간 투자의견 비고

[기업분석] 12개월 BUY(15% 초과)ㆍHOLD(0%~15%)ㆍREDUCE(0% 미만)

[산업분석] 12개월 OverweightㆍNeutralㆍUnderweight

* 단, 산업 및 기업에 대한 최종분석 이전에는

긍정, 중립, 부정으로 표시할 수 있음.

▶Compliance

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LIG Research 투자전략센터 Analyst 내선번호 E-Mail

기술적분석(센터장/총괄) 지기호 6923-7330 [email protected]

투자전략 오태동 6923-7360 [email protected]

시황 최운선 6923-7344 [email protected]

이코노미스트 김유겸 6923-7332 [email protected]

계량분석 염동찬 6923-7314 [email protected]

투자전략 RA 유선웅 6923-7353 [email protected]

이코노미스트 RA 윤기현 6923-7349 [email protected]

기업분석팀 Analyst 내선번호 E-Mail

정유/화학(총괄) 박영훈 6923-7317 [email protected]

철강/금속 김윤상 6923-7319 [email protected]

조선/기계 최광식 6923-7312 [email protected]

은행 손준범 6923-7322 [email protected]

반도체/디스플레이 최도연 6923-7336 [email protected]

전기전자 김기영 6923-7318 [email protected]

유통 이지영 6923-7341 [email protected]

건설 채상욱 6923-7342 [email protected]

자동차/부품/타이어 박인우 6923-7313 [email protected]

IT부품 강봉우 6923-7337 [email protected]

인터넷/게임 정대호 6923-7343 [email protected]

섬유의복/음식료 서영화 6923-7311 [email protected]

운송/유틸리티 주혜미 6923-7345 [email protected]

엔터테인먼트/레져 지인해 6923-7315 [email protected]

자동차/부품(중소형) 김경근 6923-7348 [email protected]

조선/기계(중소형) 김기태 6923-7350 [email protected]

지주회사 곽희상 6923-7321 [email protected]

철강/금속 RA 김기룡 6923-7324 [email protected]

IT RA 유동규 6923-7352 [email protected]

유통/인터넷/게임 RA 이소라 6923-7351 [email protected]

정유/화학 RA 임지운 6923-7338 [email protected]

리서치본부장안수웅

02)[email protected]

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▶Ratings System

▶Compliance

구분 대상기간 투자의견 비 고

[기업분석] 12개월 BUY(15% 초과)ㆍHOLD(0%~15%)ㆍREDUCE(0% 미만)

[산업분석] 12개월 OverweightㆍNeutralㆍUnderweight

* 단, 산업 및 기업에 대한 최종분석 이전에는

긍정, 중립, 부정으로 표시할 수 있음.

▶Compliance

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