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중동 분쟁 확대와 이란의 해협 재봉쇄로 원유 공급 우려가 커지며 유가와 물가 상승 리스크가 당분간 지속될 전망이다. SMP 상한제 도입 가능성과 2030년까지의 물량 부족 우려가 주요 변수로 남아 있다. 한국전력의 BP 동해 가스전 우선협상대상자 선정 등 에너지 자원 확보 노력도 주목된다.

데이터센터 건설 지연이 최근 주가 조정의 주요 원인으로 지목된다. 계통 접속 지연과 주민 반대가 건설 지연의 주요 요인으로 확인되며, 제도 정비와 변압기 증설 등의 조치가 지연 문제를 완화하기 위한 진행 중인 노력이다. 데이터센터 건설 지연 문제는 2026년을 피크로 삼아 점차 완화될 가능성이 높다.

CHPS 시장 변화가 예고되었고 행정예고를 통해 규제 변화의 구체적 윤곽이 확인됐다. 일반수소 대상 연간 1,300GWh의 연료전지 시장 개설이 이뤄졌고, 청정수소의 2024년 첫 입찰을 시작했다. 다만 제도 변화의 구체적 영향 규모와 시점은 아직 확정되지 않았다.

주간 커버리지 수익률이 시장 대비 7.8% 낮아 하방 리스크를 시사한다. 6월 LNG 연료비단가가 전월 대비 7.0% 상승해 136.24원/kWh, SMP는 120원대 중반으로 예비율이 높아 특별히 낮지 않다. 가스가격상한제 시행 여부는 확정되지 않았으며 단기 실현 가능성은 낮지만 경계는 필요하다.

주간 커버리지 합산 수익률은 시장을 7.1% 하회했다. WTI는 배럴당 92.4달러로 주간 대비 9.2% 하락했으며, 온실가스 배출권(KAU25)은 종가 22,750원으로 전주 대비 16.1% 상승해 연초 이후 118.8% 올랐다. 한국가스공사의 발전용 천연가스 요금은 6월 일반발전사업자 기준 19.4원/MJ로 전월 대비 7.9% 상승했으며, 에퀴노르는 반딧불이 부유식 해상풍력 사업을 중단하기로 결정했다.

한국전력은 2026년 매출액 97.8조원으로 전년 대비 소폭 증가하나 영업이익은 8.91조원으로 감소할 전망이며, 하반기 연료비 및 전력구입비 급증으로 실적 둔화 우려가 제기됐다. 한편 한국가스공사는 2026년 매출액 39.85조원(전년 대비 12%↑)과 영업이익 2.28조원(전년 대비 8%↑)을 전망했고, 두산에너빌리티는 2026년 매출액 17.45조원(전년 대비 2%↑)과 영업이익 1.06조원(전년 대비 39%↑)을 전망했다. 3Q26 이후 LNG 수입가격 급등에 따른 전력공급 비용 및 도시가스 미수금 증가 가능성이 리스크로 언급됐다.

데이터센터 전력 인프라에서 800VDC 전환이 진행되는 가운데, 서버랙 전압을 54V에서 800V로 상향하는 로드맵과 전력변환 단계를 줄이는 SST(반도체 변압기) 개발이 언급됐다. 765kV 초고압 송전망 건설이 본격화되며 변압기·차단기 업체 공급 제한으로 수익성이 높을 수 있다는 관점이 제시됐다. AI 데이터센터 GPU 동기화로 전력부하 변동성이 커져 에너지저장장치 수요가 늘 수 있으나, 변동성 확대는 전력망 부담 리스크로 분류됐다.

전력시장 수익성의 지표로 SMP가 언급되며, SMP가 높을수록 발전사업자에 유리하다고 설명됐다. 유가 상승 영향으로 향후 3~4분기 SMP가 상승할 것으로 예상되어 발전사업자에 우호적인 환경이 조성될 것으로 봤다. 또한 환율 1,480원, 브렌트 100달러/배럴, JKM 16달러/mmbtu 기준으로 LNG 연료비단가 상단이 168원/kWh로 추정됐다.

환경부는 2030년 재생에너지 100GW 보급 조기 달성을 위한 제1차 기본계획을 발표했으며, 태양광은 2026년 150원/kWh에서 2035년 80원/kWh 이하, 해상풍력은 330원에서 150원 이하로 단가를 낮추는 목표가 제시되었다. RPS 규제는 폐지되고 원별 용량단위 계약시장으로 전환되며, 전환 과정에서 REC 현물시장은 2~3년 유예될 것으로 언급되었다. 또한 지방정부별 대전환 계획(안)에 2030~2035년 목표와 태양광 중심 성장 전제가 반영되었다.

인공지능 데이터센터 산업 진흥 관련 후속 조치가 진행 중이며, 재생에너지 활용 확대와 안정적 전력 공급 내용이 포함되었다. PPA 특례에서 LNG 전력 구매가 제외되고 재생에너지 구매만 허용되며, 전선 원자재 가격 급등분 계약 반영 규모는 약 140억원으로 전해졌다. 상반기 해상풍력 경쟁입찰은 9개 프로젝트, 전체 1,800MW 대비 참여 용량 3,625MW로 약 2:1 경쟁 구도이며, 협상 정체 장기화 시 실적 눈높이 하향 가능성과 환율 포함 원가 지표의 강세 전환 리스크가 제시되었다.

주간 커버리지 합산 수익률이 시장 대비 하회했으며, 호르무즈 해협 통행료 관리 목적의 PSGA 출범과 관련해 개방 기대와 실제 행보 간 괴리가 충돌 우려로 이어질 수 있다고 언급됐다. 한편 48시간 내 답변 또는 1주일 내 협상 타결 같은 시한이 제시됐지만, 합의 불발 시에도 즉각적인 물리적 충돌 가능성은 낮다고 판단됐으며 5월 LNG 연료비단가는 127.38원/kWh로 전월 대비 5.8% 상승했다.

3분기에는 국제유가가 100달러 수준인 반면 천연가스 가격이 상대적으로 낮아 긍정적으로 작용할 가능성이 제시됨. 유가 연동 LNG의 기준 JCC가 실제 수입 시점보다 약 3개월 늦게 반영되고, 현선물 스프레드가 플러스인 구간에서는 JCC가 선물가격보다 높게 형성될 수 있다고 설명함. 반면 3분기부터 한국전력의 비용 증가가 유의미하게 나타날 수 있어 리스크로 언급되며, 아시아 LNG 가격이 유가 대비 낮게 유지되면서 SMP 상단이 제한될 수 있다는 점도 함께 제시됨.

주간 커버리지 합산 수익률은 시장 대비 3.9% 낮았고, 28일 종가 기준 WTI는 배럴당 103.5달러로 주간 대비 10.5% 올랐으며 미국 천연가스 현물은 mmbtu당 2.6달러로 5.9% 내렸다. 국가기간 전력망 특별법 개정안이 법안소위를 통과해 전력망 개발사업 시행자 범위가 개방됐고, 온실가스 배출권(KAU25)은 29일 종가 17,000원으로 전주 대비 3.3% 상승하며 YTD 63.5% 상승했다.

호르무즈 해협 봉쇄 국면 지속과 선박 나포 등 휴전 관련 이벤트로 유가와 환율 등 주요 원가 지표가 상승세를 보였고, 원가가 높은 수준을 유지하는 흐름이 나타났다. 유연탄·바이오매스·미국산 LNG 등 상대적으로 유리한 원가 구조와 소매 전기요금 인상, 원가 충격 흡수 능력 개선이 수익성에 긍정적 요인으로 제시되었다. 다만 유가·환율이 높은 수준을 유지해도 실적 추정치 개선 여지는 제한적이라는 점이 리스크로 언급되었다.

주간 커버리지 합산 수익률은 시장을 1.3% 하회했다. WTI는 93.0달러/배럴(-3.3%), 미국 천연가스는 0.6달러/mmbtu(-4.4%), 아시아 LNG 현물은 15.8달러/mmbtu(-19.0%)로 하락했다. 재생열 의무화 제도는 2030년 15%, 2035년 35% 목표로 추진되고 있다.

긴급정산상한가격제도(SMP 상한제)는 2022년 12월 시행 후 2023년 11월 일몰되었으며, 발동 조건은 직전 3개월 SMP 평균이 직전 120개월 월별 SMP 상위 10%에 해당하는 경우다. 상한가격은 120개월 평균 SMP의 150%로 산정되며, 제도 시행 이후 2022년 12월~2023년 2월 3개월 연속 발동 뒤 2023년 3월 해제, 2023년 4월 마지막 발동이 확인되었다. 다음 달 시행 가정 시 상한가격은 166.55원/kWh으로 산출된다.

2월 전력판매량은 47.1TWh로 전년 대비 0.2% 증가했으며, 전력판매금액은 8.2조원으로 0.3% 감소했다. 평균 전력판매단가는 173.90원/kWh로 0.4% 하락해 2021년 9월 이후 처음으로 하락했으며, 산업용 수요 감소와 전기요금 체계 개편 효과가 약세 요인으로 언급됐다.

주간 커버리지 합산 수익률은 시장을 3.3% 하회했으며, WTI는 8일 종가 기준 96.2달러/배럴로 주간 -5.6% 변동을 보였다. 환율과 유가가 현재 수준을 유지한다는 가정에서 2026년 4분기부터 적자 기조로 전환될 가능성이 크다. 한편 온실가스 배출권(KAU25) 가격은 9일 종가 기준 17,400원으로 전주 대비 8.1%, 연초 대비 67.3% 상승했다.

전력 판매가격 상승과 전력 수요 확대, 태양광 발전소 건설비 안정화 및 하향 흐름이 재생에너지 디벨로퍼와 IPP에 유리한 환경으로 평가된다. 또한 PPA 가격 상승은 추가 비용 없이 운영·신규 발전소 가치에 긍정적으로 작용하며, 건설비 하락이 동반될 경우 신규 발전소 수익성이 추가 개선될 수 있다.

주간 기준 커버리지 합산 수익률은 시장을 0.7% 하회했으며, WTI는 101.9달러/배럴로 11.4% 상승했다. 천연가스는 2.8달러/mmbtu로 5.7% 하락했고, 4월 LNG 연료비단가는 120.41원/kWh으로 전월 대비 4.8% 상승했다. 한편 온실가스 배출권(KAU25)은 16,100원으로 전주 대비 2.5%, 연초 대비 54.8% 올랐다.

2026년 말 폐지 예정 석탄발전소는 태안 2호기, 하동 1호기, 보령 5호기이며 총 1,500MW로 언급되었고, 이후 2027~2029년에는 설비용량 감소가 집중된다고 서술되었다. 에너지 수급 상황에 따라 유연탄 의존도가 일시적으로 높아질 수 있으며, 노후 석탄발전 폐지 일정 연기 가능성도 제기되었다. 반면 호르무즈 해협 봉쇄 장기화 등으로 공급과 수요에 시차 영향이 발생하거나 폐지 일정 기대가 약화될 위험이 언급되었다.

2026년 의무공급은 REC 기준 8,765만 개로 전년 대비 2.6% 증가하며, 공급인증서 기준 의무공급량은 9,429만 개로 7.9% 증가할 것으로 제시됨. 의무비율은 15.0%로 2024년 14.0% 대비 7.1%p 상승함. 또한 환산비율이 1.36으로 전년 대비 0.02 높아 MWh 대비 공급인증서 증가율이 높은 것으로 설명됨.

19일 기준 온실가스 배출권(KAU25) 종가는 16,000원으로 전주 대비 5.6% 상승했으며, YTD 상승률은 53.8% 수준이다. 제4차 계획기간에서 할당량이 축소되는 영향이 반영된 흐름으로 해석된다. 해상풍력 특별법 시행령이 국무회의에서 의결되어 26일부터 시행되며, 민간 주도에서 정부의 계획입지 체계로 전환되면서 인허가 불확실성 완화로 준비 기간이 10년에서 5~6년 수준으로 단축될 전망이다. 다만 중동 에너지 공급망 마비 지속 시 원가 부담 장기화와 이익 체력 약화 가능성이 거론된다.

2026년 4~6월 적용 연료비 조정단가는 5.0원/kWh로 동결될 것으로 예상된다. 기준연료비는 494.63원/kg이며 2023년 5월 이후 같은 값으로 제시된다. 변동연료비 산출 결과와 무관하게 조정단가는 5.0원/kWh이 유지될 전망이며, 2월 무역통계까지 반영한 변동연료비 결과에 따라 향후 방향성에 불확실성이 있다.

시간대별 전기요금 체계 개편안이 공개되었으며, 재생에너지 중심 전력공급 변화의 가격 신호를 반영하고 산업계 요금 부담을 완화하는 목적을 둔다. 4월 16일부터 시행되며 2030년 12월 31일까지 운영될 예정이다. 또한 낮 시간대 요금은 낮추고 최대부하 시간대 요금은 높이는 방향으로, 시간대 구분 기준 변경과 단가 조정, 봄·가을 주말 할인 등이 포함된다.

미국은 에너지 안보와 제조업 리쇼어링, AI 데이터센터 확산으로 전력 수요가 늘면서 원전 확대를 본격 추진하고 있으나, 신규 원전 건설 역량이 장기간 약화된 상태라 실제 건설 속도는 안정적 수행 파트너에 좌우되는 상황이다. 두산에너빌리티는 국내 원전 공급 경험과 UAE 바라카 수출 실적, 미국 Vogtle 참여 이력 및 핵심 주기기 공급 역량을 근거로 미국 원전 확대의 직접 수혜 후보로 제시됐다. 다만 신규 건설 역량 공백으로 공기·비용 초과가 재발할 수 있고, 파트너 요구 조건 미충족 시 추진 차질 가능성이 있다.

트럼프 행정부가 미국 대형 원전 확대 과정에서 웨스팅하우스 AP1000 외 대안을 검토하고 있으며, 미국 에너지부는 한국 정부 관계자들과 접촉해 한국전력 및 한수원 APR1400의 미국 적용과 금융 지원 가능성을 논의한 것으로 전해진다. AP1000만을 고집하기보다는 동맹국의 대형 노형과 공급망까지 함께 점검하는 흐름으로, APR1400이 유력 후보로 다시 부상한 상태로 언급된다.

1월 전력판매량은 49.4TWh로 전년대비 1.1% 증가했고, 전력판매금액은 8.6조원으로 2.4% 증가했다. 평균 판매단가는 174.58원/kWh로 1.2% 상승했으며, 용도별로는 주택용과 일반용이 증가한 반면 산업용 수요는 4개월 연속 감소 흐름을 보이고 있다.