상법 개정으로 ‘이사의 주주에 대한 충실의무’에 따른 가스요금 인상 가능성이 제기되었음. 그러나 가스요금 억제 정책이 대주주인 정부와 소액주주의 이익의 방향성이 다른 것으로 간주되기 쉽지 않으며, 미수금의 원인인 되는 원료비의 가스요금 반영은 이사회 결정 사항이 아님.
다만, 1Q25 민수용 도시가스 미수금은 14.1조원이며, 차입금비율은 341%로 높은 상황이며, 유가 및 환율 하향 안정화에도 미수금 회수 예상금액은 25년 0.5조원(가정: LNG 적용 유가 72달러/bbl, 1,392 원/달러), 26년 1.2조원(가정: LNG 적용 유가 65달러/bbl, 1,350 원/달러)에 불과함.
향후 알래스카 LNG 구입 및 프로젝트 지분 투자 결정 시 투자금이 필요하며, 중장기 수소 공급망 구축을 위한 투자금도 마련해야 함. 유가 하향 안정화 시기에 점진적 요금 인상을 통해 미수금을 충분히 줄여 놓아야, 유가 재상승기 도래 시 정책적 수단이 마련될 수 있음. 따라서 올해 동절기 이전에 요금 인상이 필요함. 단, 취약계층은 정부 지원금 확대 등을 통해 보호해야 함.
한국은 미국으로부터 알래스카 LNG 구입 및 프로젝트 지분 투자를 요구받고 있음. 관세협상, 기자재 수출, 에너지수입 처 다변화 등을 감안해 미국의 요구를 일정 수준 받아들일 가능성 존재. '알래스카 LNG' 개발 및 운영사인 AGDC와 Gasline Development는 아시아향 LNG 판매가격을 도착지 기준으로 6.55달러/Mmbtu 로 주장한 바 있지만, 총 투자비가 440억달러에서 660억달러 이상으로 증가 우려 등 경제성에 대한 의구심 존재.
우드 맥킨지에 따르면, 파이프라인 투자비를 76억달러에서 107~144억달러로 재산정하더라도 2,000만톤의 LNG 공급에 따른 규모의 경제효과, 연방정부의 대출보증 (최대 310억달러)을 통한 금리 하락, 재산세 0.2%로 감면, ROE 10% 적용 등을 반영하여 육상터미널까지의 가스공급가격을 2.23달러/Mmbtu로 추정함.
CCS의 IRA 세액공제 (12년간 72억달러), 짧은 거리를 통한 운송비 감소(알래스카 -동아시아 0.8달러/Mmbtu vs 걸프코스트-동아시아 1.8달러/Mmbtu) 등을 추가로 감안하면, 투자비 증가를 감안하더라도, 현재 한국의 LNG 수입가격 11/Mmbtu (Brent 유가 77~78 달러/bbl 기준)와 크게 차이나지 않을 수 있으며, 유가 상승기의 대비책이 될 수도 있음. 다만, 동토지역의 육상 파이프라인 건설 지연 리스크는 보다 면밀히 조사해봐야 할 사항임
목표주가를 60,000 원(기존 50,000 원)으로 상향. 이는 1) 2H25 이후 도시가스 미수금 축소 본격화, 2) 캐나다 LNG 프로젝트 상업가동 및 생산량 증대(25년 13만톤, 26년 50만톤, 27년 68만톤), 3) 가스요금 인상 가능성 존재, 4) 알래스카 LNG 투자 시 적정투자보수 증가 등 중장기 현금흐름 개선을 반영한 것.
5) 유가 하향 안정화 따른 자원개발 사업 이익 축소 우려는 26년 이후 캐나다 LNG의 생산량 증대로 상쇄 가능하며, 유가가 크게 하락할 경우, 자원개발 이익 감소보다 미수금 회수속도가 더 빨라질 것임. 25F PBR 0.38배는 과거 평균 0.57배 대비 저평가
| 구분 | 1Q24 | 2Q24 | 3Q24 | 4Q24 | 1Q25 | 2Q25F | 3Q25F | 4Q25F | 2023 | 2024 | 2025F | 2026F | 2027F |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 환율 (원/달러) | 1,329 | 1,372 | 1,358 | 1,399 | 1,453 | 1,399 | 1,365 | 1,350 | 1,306 | 1,364 | 1,392 | 1,350 | 1,350 |
| Brent 유가 (달러/bbl) | 82 | 85 | 79 | 74 | 75 | 67 | 67 | 65 | 82 | 80 | 68 | 65 | 65 |
| 가스판매량 (백만톤) | 11.4 | 6.9 | 7.4 | 8.5 | 11.9 | 6.9 | 7.5 | 8.6 | 34.6 | 34.2 | 34.9 | 33.3 | 33.5 |
| 발전용 | 4.3 | 3.5 | 4.7 | 3.2 | 4.7 | 3.5 | 4.7 | 2.8 | 16.3 | 15.7 | 15.8 | 14.0 | 14.0 |
| 도시가스용 | 7.1 | 3.3 | 2.7 | 5.3 | 7.2 | 3.4 | 2.8 | 5.8 | 18.3 | 18.5 | 19.1 | 19.3 | 19.5 |
| 구분 | 1Q24 | 2Q24 | 3Q24 | 4Q24 | 1Q25 | 2Q25F | 3Q25F | 4Q25F | 2023 | 2024 | 2025F | 2026F | 2027F |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 매출액 (십억원) | 12,811 | 7,490 | 8,109 | 9,979 | 12,733 | 7,934 | 8,005 | 8,459 | 44,556 | 38,389 | 37,131 | 32,693 | 33,083 |
| 영업이익 (십억원) | 922 | 466 | 440 | 1,176 | 834 | 421 | 303 | 791 | 1,553 | 3,003 | 2,349 | 2,385 | 2,439 |
| 영업이익률 (%) | 7.2 | 6.2 | 5.4 | 11.8 | 6.5 | 5.3 | 3.8 | 9.4 | 3.5 | 7.8 | 6.3 | 7.3 | 7.4 |
| 세전이익 (십억원) | 632 | 196 | 192 | 618 | 483 | 189 | 71 | 329 | -862 | 1,637 | 1,065 | 1,154 | 1,269 |
| 순이익 (십억원) | 405 | 253 | 155 | 332 | 367 | 131 | 48 | 232 | -761 | 1,146 | 772 | 802 | 886 |
| 구분 | 2015 | 2025 물가보정치 | 민감도 (주요 변수) |
|---|---|---|---|
| Gas Treatment Plant & CCS | 5.9 | 8.3 | CO₂ 30 % → +0.3 B$/1 %p |
| Mainline Pipeline (807 mi·42″) | 7.6 | 10.7~14.4 | X80 강재 10 %↑→ +0.8 B$, 추가 압축설비 등 → |
| Liquefaction + Marine (3 × 6.7 MTPA) | 12.8 | 18.8 | 모듈 지연 3 개월 → +0.4 B$ |
| Owner’s Cost (PMT ·IDC 등) | 6.4 | 9.0 | 금리 +1 %p → +0.6 B$ |
| Contingency (30 %) | 10.0 | 17.9 | 초과비용 +10 %p → +4.4 B$ |
| 총액 | 42.7 ~44 | 66 |
| 운송 경로 | 항해 거리 (해리) | 편도 운항일수 | 파나마운하 통과 | LNG 해상운임 (추정) |
|---|---|---|---|---|
| 알래스카 Nikiski → 일본 | 약 2,500 | 8~10일 | 불필요 | $0.8~1.0/MMBtu |
| 미국 걸프 → 일본 (파나마 경유) | 약 9,000 | ~20일 | 필요 | $1.5~1.8/MMBtu |
| 미국 걸프 → 일본 (우회 항로) | 13,000+ | 30일 이상 | 불필요 | $2.0~3.0/MMBtu ( 경로 연장 및 운임상승 ) |
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