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에너지설비산업의해외진출확대연구:동아시아권·중동권

- 제1권 -

한·중경제협력의중장기전략개발

기본연구보고서09-19

정웅태

에너지설비산업의해외진출확대연구:

동아시아권·

중동권

기본

09┃

19


정웅태


참여연구진

연구책임자 : 책임연구원 정웅태

연구참여자 : 연구원 유학식

요약 i

<요 약>

1. 연구의 필요성 및 목적

우리나라 에너지설비 산업은 엔지니어링 기술 확보를 통해 플랜트

기술 및 시공경험의 진보를 가져왔다. 특히 정유공장 비축기지 건설 및

운영기술, LNG 수송 및 터미널 운영 그리고 원전 기자재 수출 및 기술

용역부문, 전력송배전 운영 및 설비관리 등은 미국과 일본, 유럽 등 주

요 선진국과 대등한 경쟁이 가능한 수준까지 진보하면서 국제적 수준

으로 인정받고 있다. 국내의 에너지설비 시장은 우리나라의 에너지수요

증가세가 크게 낮아져 에너지설비 수요 증가 역시 크게 둔화되고 있는

반면에, 세계 에너지설비 시장은 BRICs와 함께 중동, 중앙아시아, 아

프리카 등 신흥 자원보유국들의 급속한 경제 성장으로 에너지설비에

대한 수요가 급증하고 있는 상황이다. 세계 전력시장은 2030년까지 10

조 달러 규모의 신규투자가 계획되어 있으며, 중동 등 기존 석유가스

자원보유국들은 여전히 석유가스 수출이 국가 수익의 큰 비중을 차지

하고 있기 때문에 꾸준한 개발 프로젝트를 추진하고 있다. 또한 기후

변화 대응을 위한 그린에너지 사용 확대로 LNG 설비, 원자력 그리고

신재생에너지에 대한 관심이 부각되면서 이에 대한 설비 수요가 지속

적으로 증대되고 있다. 결론적으로 에너지설비 산업에 대한 국내외 환

경을 고려해 볼 때, 우리나라 에너지설비 산업의 해외 진출 확대를 적

극적으로 추진해야 할 필요가 있음을 알 수 있다.

이에 따라, 본 연구는 향후 3년간에 걸쳐 에너지설비나 기술, 산업수

요가 크게 증가하는 개도국을 크게 동아시아권, 중동권, 중앙아시아권,

ii

아프리카권, 중남미권으로 분류하고 각 권역에 적합한 우리나라의 에너

지산업 진출방안을 제시하고자 한다. 2009년도에는 동아시아·중동권역

으로서 이에 속하는 주요 국가별 설비수요 전망, 법 제도 현황, 진출

시 장애 및 위험요인을 기반으로 우리기업들의 진출확대 유망 분야와

진출 전략을 마련하는 데 그 연구목적이 있다. 본 연구는 중동 및 동아

시아 국가들에 대한 우리나라 에너지산업의 해외진출 전략 수립과 아

울러 해외진출 투자촉진 정책 및 주요 개도국에 대한 외교정책 활용에

기여할 것으로 사료된다.

2. 주요 연구내용

2009년 상반기에는 글로벌 경제 위기와 유가의 하락안정세로 우리의

수출주력사업인 에너지 플랜트 사업 수주에 큰 자리를 차지하고 있는

중동과 동아시아 지역의 공사 입찰 연기 또는 취소 사태가 발생하였다.

중·하반기부터는 유가가 다시 상승분위기로 전환되어 중동 내 걸프협력

회의1)(GCC) 국가들의 주도 아래 석유, 가스 관련 투자가 활성화되고

취소되었던 동 프로젝트가 재추진되었다. 이와 더불어 각국들이 경기

부양을 위해 전력발전을 포함한 대규모 인프라 투자 지출 등의 재정

투자를 확대하고 있어 그와 더불어 우리 기업들의 수주도 동반 상승

할 것으로 예상된다. 향후 2010년부터 중동 및 동아시아권을 중심으로

경제성장 회복에 따른 에너지설비 산업이 지속성장할 것으로 보이는

데 특히 2010년부터 2015년 내 중동이 8%, 동아시아지역이 6.6%의 성

장을 전망하고 있다. 에너지설비 시장의 변화는 중동지역의 경우, 사우

1) GCC(걸프협력회의): 사우디아라비아, UAE, 쿠웨이트, 오만, 카타르, 바레인 등 걸프

지역 6개국들의 경제협력체 기구

요약 iii

디와 UAE를 주축으로 석유, 가스, 발전 및 정제시설 확충 분야에 대한

발주가 확대될 것으로 예상되는 가운데 유가하락으로 인한 세수부족으

로 정부투자 규모가 축소되는 대신, 해외자금 및 민간자금은 활성화되

어 발주자 중심의 시장으로 전환될 것으로 전망된다. 따라서 이들 지역

의 수주확대를 위해서는 발주자와의 관계 개선이 우선시 되어야 할 필

요가 있다. 동아시아 지역의 경우 대규모 인프라 사업이 발주 예정이

고, 특히 지속적인 에너지 수요에 따른 전력수급의 불안으로 다수의 전

력 관련 프로젝트 추진이 확대될 것으로 전망된다.

에너지설비 수요가 확대될 에너지 부문은 우선, 전력부문에서의 신

규 발전 설비, 기존 노후설비의 교체 및 보수 부문을 들 수 있다. 하지

만 중동권은 물부족으로 인해 담수화를 위한 발전설비가 필요하고 이

를 위한 가스발전 수요가 많은 반면, 동아시아권은 낮은 전력보급률 향

상 및 지속적인 전력수요에 대응하기 위한 수력발전 위주의 신규발전

설비가 필요하다는 점이 차이가 있다. 또한 기존의 발전설비 확충과 자

원의 부족을 예상하여 중동권의 UAE와 동남아시아권의 태국, 베트남

은 원자력 신규 발전 도입을 추진하고 있다. 그리고 인도네시아는 장기

적 관점에서의 신규 발전 도입 계획을, 인도의 경우 원전 확충 계획을

가지고 있어 원전 수출 확대의 기회가 커지고 있다. 신재생 에너지사

업의 경우 동아시아권은 자연․지형적 여건이 양호하고, 정부의 신재

생 에너지개발에 대한 인식 변화로 적극적인 지원책을 펴고 있어 진출

여건이 우수하므로 신재생에너지를 이용한 발전사업과 진출이 유망하

다. 인도네시아의 경우 대규모 팜농장에서 생산되어진 부산물을 이용

한 바이오매스, 베트남의 경우 풍력발전, 태국의 경우 농업국가로서 농

축산물 폐기물 등을 이용한 바이오가스, 미얀마는 자트로파와 목재가

iv

공 산업이 발달하여 있으므로 우드펠릿을 이용한 에너지 산업이 유망

할 것으로 예상된다. 중동권 특히 GCC 국가들은 대규모 신재생시설단

지 건설 프로젝트 일환으로 녹색도시 프로젝트를 추진하고 있다. 그래

서 기존의 신재생에너지설비 공사 뿐 아니라, 에너지 효율, 스마트 그

리드 등 우리가 추진 중인 녹색성장 산업과 연계한 진출이 유망할 것

으로 전망된다. 석유 가스 분야는 공통적으로 정유시설 확충과 노후화

설비 개선 사업이 필요하며 특히 이 부문에 대한 투자는 대내외적 여

건에 상관없이 지속적으로 수행될 것으로 전망된다.

권역 내 주요 국가들의 진출 여건 분석을 살펴보면, 각 국가들마다

진출여건의 강점과 약점을 가지고 있는데 먼저 중동권 국가들은 우리

나라 에너지설비 최대 수출국가 지역으로서 우리 기업들의 진출이 지

속적으로 추진되고 있다. 발주자들로부터 호평을 얻고 있어 향후 설비

관련 수출 기회를 확보하는 데 유리한 위치를 선점하고 있으며 자원

수출로 정부재정이 건실하고 최근 경기부양책으로 인해 신규 설비 수

요 증가가 기대되고 있다. 하지만 선진 해외 기업들의 시장 지배가 심

화되고 있으며 후발주자들인 동남아, 중국 기업들의 가격 공세가 커지

는 등 수주경쟁이 점진적으로 강화되고 있다. 그리고 자국기업들의 보

호 정책 등으로 인해 우리기업의 진출이 제약을 받고 있으며 자국 내

정치적, 법·제도적 문제 및 설비인프라 부족으로 설비수행 환경이 열악

하다는 점이 우리 기업 진출의 위협요인으로 작용하고 있다. 반면 동아

시아 국가들의 경우 국가 차원의 에너지 인프라 투자가 지속적으로 확

대되면서 에너지설비 수요가 풍부하고 특히 태국, 인도네시아, 베트남

및 인도 등은 원전 신규건설 및 확대 계획을 가지고 있어 이 부분에 대

한 우리 기업들의 진출기회가 확대되고 있다. 하지만 정치적 불안과 제

요약 v

도적인 문제가 정비되어 있지 않는 등의 진출 여건 등이 좋지 못하고

특히 일본 및 중국 기업들의 시장 선점으로 우리 기업들의 진출이 쉽

지 않다는 부정적인 요인을 가지고 있다.

따라서 이러한 진출 유망 분야와 여건들을 고려한 진출전략으로서

몇 가지를 제시해 보면 다음과 같다. 전력사업의 경우 진출국가들이 겪

고 있는 전력설비 부족과 전력보급 확대 그리고 기후변화 문제에 동시

에 대응하기 위해 발전사업과 녹색사업을 연계 추진할 필요가 있다. 이

를 위해 우리 기업들의 복합적 전문성 향상과 함께 발전 시공업자와

녹색사업 투자회사와의 공동투자나 컨소시엄 형태의 공동 수출전략 수

립이 필요하다. 원전사업의 경우는 우리나라의 원전 경험 및 우수한 운

영을 강조한 마케팅 활성화 희망국 정부의 원전정책 결정권자와 우리나

라 정부 간의 협력채널을 통한 수출 기회 증대, 국내 원전 견학, 기술교

육 확대, 우리나라 급성장 모델 전수 등 비경제적 요인들과 연계한 원

전 외교 전략 등을 생각할 수 있다. 석유 및 가스 사업의 경우에는 우

수한 정유공장 비축기지 건설 홍보 확대, 발주처와의 관계 개선, 운영

기술 전수 및 산유국 기술자 초청연수를 통한 홍보강화 그리고 장기적

으로 LNG 액화 플랜트 등 고부가가치 전문성을 키워나가야 할 것이

다. 신재생 사업의 경우, 중동권은 대규모 녹색 신도시 건설 위주로 신

재생에너지 사업이 이루어지고 있으므로 신도시에 필요한 교육, 의료

서비스와 같은 비에너지 부분과의 공동 진출 방안을 모색할 필요가 있

다. 반면 동아시아권의 경우, 대규모 프로젝트 참여보다는 농촌시범사

업을 중심으로 진출한 후, 그 진출범위를 늘리거나 바이오연료의 플랜

테이션 개발을 추진하여 CDM사업으로 연계할 수 있는 비지니스 모델

개발이 필요할 것이다.

vi

3. 연구 결과 및 정책적 제언

중동 및 동아시아 지역은 꾸준한 산업화 추진과 지속적인 경제성장으로

인해 대규모의 전력수요가 발생되고 있다. 기후변화라는 글로벌 이

슈에 대응하기 위한 정부 인식 변화로 청정에너지를 이용한 발전,

노후시설 개선을 통한 친화적 에너지 환경 조성, 그리고 신재생에너

지 및 CDM 사업 등의 녹색산업에 대한 진출기회가 많아지고 있다.

하지만 권역별 그리고 권역 내 주요국들의 고유 특성에 따른 잠재력

과 진출확대 분야에는 차이가 있어, 이러한 지역별 국가별 기회요인

과 위협요인을 명확히 파악하는 것이 필요하다.

우리 기업들의 에너지설비 사업의 진출 확대와 설비 시장의 경쟁력

강화를 위해서는 무엇보다 핵심기술 확보를 통한 고부가가치 설비사업

으로의 진출이 필요하다. LNG 플랜트 및 액화사업, 원전, GTL/CTL

사업 그리고 친환경 부문과 같은 고부가가치 설비에 관련된 자주적 기

술 확보를 위한 정책적 로드맵은 짜여 있으나, 실행에서는 자금부족과

정책의 일관성 부족으로 지연되고 있어 향후 이를 빠른 시일 내에 재

조정할 필요가 있다.

해외 에너지설비 사업에 참여하고 있는 우리 기업들의 경우 설비 시

장에서의 경쟁강화에 따른 수익률 감소를 보전하기 위해서는 조기 완

공에 의한 시공자의 비용절감이 필요하다. 이에 대한 대책 수립과 꼼꼼

한 현지 조사로 시행착오에 따른 비용 부담을 줄여나가야 하며 유능

한 현지인 및 에이전트를 통해 진출하고자 하는 부문의 발주처와 협력

프로그램 추진 및 사전 벤더 등록으로 공사 수주확대에 주력해야 할

것이다. 이와 더불어 설비산업 진출 관련 국가별 제도 및 관습을 숙지

요약 vii

할 필요가 있다. 예를 들면, 중동의 경우 대부분 복보증을 요구한다거나

공개입찰보다는 면대면 상담을 중요시 하는 점을, 동아시아권 경우에는

현지 업체와의 제휴가 필수적이고 자국기업 보호정책과 부정부패가 심

하며 인허가 승인이 지연되는 사례가 많이 발생되고 있는 것을 들 수

있다.

에너지설비 산업의 해외진출 확대를 위한 정부의 역할로는 첫째, 국

가 차원의 현지 인력 및 에이전트의 육성과 관리 체계 수립이 필요하

다. 해외에 진출하고 있는 우리 기업들의 가장 큰 애로점이 우수한 현

지 업체나 에이전트를 구하는 것인 만큼 이에 대한 문제를 정부 차원

에서 해결할 필요가 있다. 둘째, 통합형 에너지 플랜트 협의체 구성을

통해 지원사업 및 과다입찰경쟁의 조정과정이 필요하다. 셋째, 현재 인

도 및 UAE 등 권역별로 하나씩 있는 에너지 플랜트 수출 지원센터를

보다 더 확대하여 국가 차원의 지원강화가 요구된다. 넷째, 우리나라와

중동권 주요 수출 전략국가들과의 FTA를 통해 인허가 등의 제도적 문

제 완화와 기자재 수출 확대로 인한 설비조달 문제 해결로 현지시장에

서의 경쟁력을 강화할 필요가 있다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

While energy facilities Industry's growth in Korea turn to be slower

due to lower demand of energy facilities, world energy facilities

market is growing sharply due to higher demand of energy facilities

from BRICS, Middle East, Central Asia and Africa regions. Besides,

10 trillion dollars of new investment is planned at global electricity

market by 2030. The Middle East countries whose oil and gas exports

still cover a large proportion of the national income accounts have

been developing oil and gas projects. Corresponding to climate change

and environment issues on energy industry, may countries is paying

attention to use green energy like LNG, Nuclear and New-Renewable

energy, etc. Considering such domestic and international situation

affected on energy facility market, it is necessary for Korea's energy

facilities industry to set up strategies to expand overseas advancement

in world market. Accordingly, this research classifies developing world

energy facilities market into five areas such as East-Asia, Middle East,

Central Asia, Africa and Latin America and then will present

strategies to expand advancement of Korea energy facilities industry to

each area during next 3 years. As staring year, this year focus on

Middle East and East-Asia areas. From the analysis of energy

facilities demand outlook, law and government policy, obstacles and

ii

risk factors on domestic market in major countries in each area, this

study is to show promising fields and to provide successful

advancement strategies for Korean overseas energy facilities industry.

2. Summary

In the first half of 2009, due to global economic crisis and a drop

in oil prices, most oil and Gas projects in Middle East Area had been

cancelled and delayed. It gave a big negative impact on overall Korea

energy facilities export situation, but this situation was getting better

in 2nd half in 2009, mainly due to higher oil price and increasing in

investment of oil and gas projects from the Middle East Gulf

Cooperation Council (GCC) countries In next few years in Middle

East, especially at Saudi Arabia, and UAE, the persistence of energy

facilities industry appears to be continuous with expanding in foreign

and private funds. Many oil and gas producing facilities are expected

to be built in the Middle East areas by a developer rather than a

contractor. It indicates that Korea firms should improve relationship

with the developers in order to more bids made for energy facilities

construction. Meanwhile, at the East-Asia areas, large-scale

infrastructure projects, especially Power supply system is likely to

grow, due to unstable power supply caused by continuous energy

demand.

A demand of energy facilities in two areas is expected to be

Abstract iii

increasing at following energy sectors: At power generation sector, gas

generation facilities would be needed more for Middle East countries

to run desalination facilities, meanwhile, hydroelectric power

generation facilities would need more for East-Asia countries to

response of low electrification ratio and growing power demand. Also,

Thailand, Vietnam and Indonesia are considering introducing nuclear

power facilities. At Renewable energy sectors, East Asia has

appropriate conditions and resources with government's awareness and

support for renewable energy business. Indonesia has tremendous

biomass potential from large scale Palm farm. Vietnam and Thailand

have wind and biogas potential, respectively. At Oil & gas sectors, all

two areas need to expand refining facilities and upgrade aging

facilities. Regardless of circumstance in and out of the areas,

investment in this sector is expected to continue to be performed.

In order to assess the circumstance of advancement for Korea

energy facilities firms to each area, selected countries in each area are

examined. As our biggest exporter for energy facilities, the Middle

East countries have a big potential to sharply increase in new energy

facilities due to hydrocarbon resources export and recent economic

stimulus package. However, the energy facilities market in the Middle

East is becoming highly competitive due to strong market power of

leading international firm and emerging firms from Southeast Asia and

China with low price strategy. Also the domestic firm protection

policy prevents Korean firms from advancing into the country. East

iv

Asian countries need more energy facilities due to continuous

expanding on energy infrastructure investments. However, political

uncertainty and non-organized institution and market preemption by

Japanese and Chinese companies are a negative factor for our

companies to advance the area.

Therefore, considering such advancement potential and restriction

factors, this study presents promising field and strategies for

advancement of Korea firms into the areas as follows. Utility firms

should pursue co-advancement with green and environment-friendly

business. To do this, it needs joint venture with a consortium between

power generation and green business companies or a joint export

strategy. The enhancement of exports opportunities for nuclear

facilities can be realized by emphasizing advertising Korean excellent

nuclear operation and construction skills to countries actively

considering embarking upon nuclear power programs Also nuclear

diplomacy can be needed by running program like inviting foreign

officials who is under nuclear program, technical training on nuclear

operation skills and sharing Korea's economic growth model For

advancing into oil and gas sector, Korean firms need to reinforce

relationship with the client or developers of energy facilities'

construction and enhance expertise on high-value business like LNG

liquefaction plant construction skills. At Last, for advancing renewable

business in two areas, Korean firms need to advance into large-scale

green new town with new&renewable energy in Middle East countries

Abstract v

by joint with business like education, health care. In order to advance

into East Asian countries, Korean firms should consider business

model associated with CDM

3. Results and policy suggestions

A large scale power supply is needed in Middle East and East Asia

countries caused by continued industrialization and sustainable

economic growth of the areas. Corresponding to climate change issues,

the countries seek to clean energy development through environment

friendly energy usage and green industries such as renewable energy

and CDM projects which are becoming a chance to advance for

Korean energy facilities firms. But it is necessary to identify clearly

local factors, regional differences and potential opportunities of each

country in two areas.

In order to expand advancement of energy facilities market and

strengthen the competitiveness in the Middle East and East Asia

countries, Korea firms should secure key technologies on high-value

facilities. However, in spite of setting on policy roadmap to support

securing independent technologies in the fields of liquefaction plant,

nuclear power plants, GTL / CTL sectors, the execution of the policy

has been delayed due to insufficient fund and other reasons. Also,

Korea firms should focus on expanding contract made through

cooperation program with a contractor or a developer by hiring top

vi

intelligent local agent.

For overseas expansion of the energy equipment industry, the roles

of Korean government are as follows: at first, national establishment

of training and management systems to raise local staff and agents for

Korea firms is required Second, the unified and integrated energy

plant consultative body is required to configure government support

for overseas expansion of energy facilities business and to adjust

over-bidding on overseas plant contract. Third, energy plant export

assistance center which is now in India and UAE should be more to

strengthen the national level support. Fourth, Korean government need

to seek new FTA with a series of middle east countries to mitigate

institutional issue like licensing of foreign firms and to enhance

competitiveness in the local market.

차례 i

제목 차례

I. 서 론 ·································································································· 1

Ⅱ. 최근 중동·동아시아 에너지설비 시장 현황 및 전망 ········ 4

1. 해외 시장 현황 ············································································· 4

2. ‘09년도 우리나라 에너지설비 수주 현황 ···································· 5

3. 세계 에너지설비 시장 전망 ························································ 8

Ⅲ. 중동·동아시아 지역의 에너지원별 시장현황 및 전망 ···· 11

1. 석유 부문 시장 현황 ································································· 11

가. 권역별 석유 생산 현황 ························································ 11

나. 동아시아·중동 석유 생산 현황 및 전망 ·························· 13

2. 전력 부문 시장 현황 ································································· 15

가. 권역별 전력 수요 현황 및 전망 ········································· 15

나. 동아시아·중동 전력 생산 현황 및 전망 ······························· 17

3. 가스 부문 시장 현황 ································································· 20

가. 권역별 가스 생산 현황 ························································ 20

나. 동남아시아·중동 천연 가스 생산 현황 ································· 22

4. 신재생 등 녹색산업 시장현황 ··················································· 24

가. 권역별 신재생 생산 현황 ····················································· 24

나. 녹색산업 현황과 전망 ·························································· 29

ii

Ⅳ. 중동권 주요국들의 설비산업 환경 및 진출 전망 ··········· 33

1. 사우디아라비아 ··········································································· 33

가. 에너지 시장 환경 ···································································· 33

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망 ······························ 35

다. 설비 시장 진출 환경 ······························································ 45

라. 수주 현황 ················································································· 49

마. 진출 전략 ················································································· 51

2. 오만 ····························································································· 52

가. 에너지 시장 환경 ···································································· 52


다. 설비 시장 진출 환경 ······························································ 61

라. 수주 현황 ················································································· 65

마. 진출 전략 ················································································· 66

3. UAE(아랍에미리트 공화국) ····················································· 67

가. 에너지 시장 환경 ···································································· 67


다. 설비 시장 진출 환경 ······························································ 81

라. 수주 현황 ················································································· 85

마. 진출 전략 ················································································· 86

4. 쿠웨이트 ······················································································ 87

가. 에너지 시장 환경 ···································································· 87


다. 설비 시장 진출 환경 ······························································ 96

라. 수주 현황 ················································································· 99

마. 진출 전략 ··············································································· 100

차례 iii

5. 카타르 ························································································ 102

가. 에너지 시장 환경 ·································································· 102

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망 ···························· 104

다. 설비 시장 진출 환경 ···························································· 112

라. 수주 현황 ··············································································· 117

마. 진출 전략 ··············································································· 118

Ⅴ. 동아시아 주요국들의 에너지 산업 환경 및 진출 전망 ··· 119

1. 인도네시아 ················································································ 119

가. 에너지 시장 환경 ······························································ 119

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망 ························· 120

다. 설비 시장 진출 환경 ·························································· 129

라. 수주 현황 ············································································· 132

마. 진출 전략 ··············································································· 133

2. 태국 ························································································· 135

가. 에너지 시장 환경 ···························································· 135

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망 ·························· 135

다. 설비 시장 진출 환경 ···························································· 143

라. 우리 기업의 수주 현황 ······················································ 147

마. 진출 전략 ············································································· 147

3. 미얀마 ························································································ 149

가. 에너지 시장 환경 ······························································ 149

나. 설비 분야별 현황 및 추진계획 ········································· 151

다. 설비 시장 진출 환경 ·························································· 155

iv

라. 수주 현황 ············································································· 158

마. 진출 전략 ············································································· 159

4. 인도 ····························································································· 160

가. 에너지설비 시장 환경 ···················································· 160

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망 ···························· 161

다. 설비 시장 진출 환경 ·························································· 171

라. 수주 현황 ··········································································· 176

마. 진출 전략 ············································································· 177

5. 베트남 ························································································ 181

가. 에너지 시장 환경 ································································ 181

나. 에너지원별 설비 시장 현황 및 전망 ································ 181

다. 설비 시장 진출 환경 ···························································· 192

라. 수주 현황 ············································································· 195

마. 진출 전략 ············································································· 196

Ⅵ. 권역별 진출확대 분야 및 진출전략 ··································· 199

1. 권역별 진출확대 분야 ······························································ 199

2. 진출 전략 ···················································································· 205

Ⅶ. 결론 및 정책적 시사점 ························································ 207

참고문헌 ···························································································· 210

차례 v

표 차례

<표 Ⅱ-1> 중동 및 동아시아 국가들의 재정투자 확대 계획 ··········· 5

<표 Ⅱ-2> 2009년 중동 에너지설비 부문의 대규모 수주 현황 ··········· 7

<표 Ⅱ-3> 지역별 경제성장 현황과 전망 ············································· 9

<표 Ⅱ-4> 세계 플랜트 시장 규모 ·························································· 9

<표 Ⅲ-1> 권역별 석유 생산 현황 및 전망 ········································· 11

<표 Ⅲ-2> 권역별 석유 순수출입량 ······················································ 12

<표 Ⅲ-3> 동아시아·중동 주요국 석유 생산 현황 및 전망 ················ 14

<표 Ⅲ-4> 권역별 전력 수요 현황 및 전망 ······································· 15

<표 Ⅲ-5> 동남아 국가별 전력보급률 현황 ········································· 17

<표 Ⅲ-6> Non-OECD Asia (중국, 인도 제외) 전력 발전 수요 전망 ···· 18

<표 Ⅲ-7> 동아시아 지역 전력 발전 현황 ··········································· 18

<표 Ⅲ-8> 중동지역 전력 발전 수요 전망 ··········································· 20

<표 Ⅲ-9> 중동 지역 전력 발전 현황 ·················································· 20

<표 Ⅲ-10> 권역별 천연가스 생산 현황 및 전망 ································ 21

<표 Ⅲ-11> 동아시아·중동 주요국 천연가스 생산 현황 및 전망 ····· 22

<표 Ⅲ-12> 권역별 천연가스 순수출입량 ··········································· 24

<표 Ⅲ-13> GCC 국가들의 태양광, 풍력 및 바이오매스 잠재력 비교 · · 27

<표 Ⅲ-14> 중동지역의 신재생 발전 현황 비교 ································· 28

<표 Ⅲ-15> 진행 중인 CDM 사업 세계 현황 및 CERs ···················· 30

<표 Ⅲ-16> 동남아시아 주요 3개국의 CDM 프로젝트 건수 및 CER 감축

예상량 ·················································································· 30

vi

<표 Ⅳ-1> 사우디아라비아의 전력수요 증가 전망 ······························ 36

<표 Ⅳ-2> 사우디아라비아의 발전용량 확장계획(2000-2023년) ········ 37

<표 Ⅳ-3> 현재 추진 중인 프로젝트 (2009년까지 완공) ··················· 40

<표 Ⅳ-4> 향후 추진 프로젝트 (2009년 이후) ···································· 41

<표 Ⅳ-5> 아람코의 현재 가동 중인 정유공장 ··································· 41

<표 Ⅳ-6> 아람코의 향후 추진 프로젝트 ············································· 42

<표 Ⅳ-7> 사우디아라비아 최근 수주 현황 ········································· 50

<표 Ⅳ-8> 전력 생산 및 공급 현황 ······················································ 54

<표 Ⅳ-9> 담수 생산량 및 공급량 ························································ 54

<표 Ⅳ-10> 오만 전력 관련 국영기업 ·················································· 55

<표 Ⅳ-11> 오만 전력 관련 민간기업 ·················································· 56

<표 Ⅳ-12> 오만 석유 생산량 추이 ······················································ 57

<표 Ⅳ-13> 오만 정유시설 프로젝트 (최근까지 완공한 프로젝트) ··· 58

<표 Ⅳ-14> 천연가스 생산량 추이 ························································ 58

<표 Ⅳ-15> 우리 기업의 최근 대형 공사 수주 실적 ·························· 65

<표 Ⅳ-16> UAE 지역별 전력 생산량(2007년) ··································· 70

<표 Ⅳ-17> UAE의 단계별 신재생에너지 개발정책 ··························· 76

<표 Ⅳ-18> 그린 기술 개발 및 친환경 기업 양성 ······························ 78

<표 Ⅳ-19> 우리 기업의 대형공사 최근 수주 실적 ···························· 86

<표 Ⅳ-20> 쿠웨이트 전원별 발전 설비 개발 계획 ···························· 90

<표 Ⅳ-21> 최근 2년간 우리 기업의 쿠웨이트 에너지설비 수주 현황 ··· 100

<표 Ⅳ-22> 카타르 담수화 발전소 발전 용량 ··································· 105

<표 Ⅳ-23> 석유 상류 및 하류 부문 확장 주요 프로젝트 ··············· 108

<표 Ⅳ-24> 카타르 주요 천연가스 상류 프로젝트 ···························· 109

차례 vii

<표 Ⅳ-25> 카타르 LNG 시설현황 ····················································· 110

<표 Ⅳ-26> 카타르 법인세율 ······························································· 114

<표 Ⅳ-27> 최근 2년간 우리 기업의 카타르 공사 수주 현황 ········· 118

<표 Ⅴ-1> 인도네시아 주체별 전력생산량 ········································· 120

<표 Ⅴ-2> 인도네시아 전력생산 및 소비량 ····································· 121

<표 Ⅴ-3> 인도네시아 지역별 전력 수요 및 용량 전망 ··················· 122

<표 Ⅴ-4> 2008년 인도네시아 석유 및 가스 소비 및 생산 ············ 124

<표 Ⅴ-5> 연도별 인도네시아 바이오에탄올 생산 현황 ··················· 127

<표 Ⅴ-6> 바이오 에탄올 시장 전망 ················································ 127

<표 Ⅴ-7> 인도네시아 CDM 프로젝트 분야별 현황 ························ 129

<표 Ⅴ-8> 최근 2년간 우리 기업의 인도네시아 공사 수주 현황 ···· 133

<표 Ⅴ-9> 태국의 전력 생산 및 구매 현황 ······································· 136

<표 Ⅴ-10> ‘태국 전력개발계획 2008-2021’ 기간별 프로젝트 계획 ·· 137

<표 Ⅴ-11> 원자력 발전소 건설 추진현황 및 계획 ·························· 137

<표 Ⅴ-12> 태국 분야별 CDM 프로젝트 등록 현황 ························ 142

<표 Ⅴ-13> 최근 2년간 우리 기업의 태국 공사 수주 현황 ············· 147

<표 Ⅴ-14> 미얀마의 에너지 공급 현황 ············································ 149

<표 Ⅴ-15> 산업별 투자동향 ······························································· 157

<표 Ⅴ-16> 안드라 프라데쉬의 메가급 전력 프로젝트 ···················· 165

<표 Ⅴ-17> 2012년까지완공예정인민간기업주도의발전소프로젝트···· 166

<표 Ⅴ-18> 인도 전력 발전 수요 전망 ·············································· 167

<표 Ⅴ-19> 국가별 신재생에너지 투자 매력도 ································· 171

<표 Ⅴ-20> 최근 2년간 우리 기업의 인도 공사 수주 현황 ············· 176

<표 Ⅴ-21> 2009년 주요 발전소 건설 프로젝트 ····························· 184

viii

<표 Ⅴ-22> 석유개발 프로젝트 ··························································· 186

<표 Ⅴ-23> 분야별 설비규모 및 발전량 베트남 석유화학 프로젝트 ·· 188

<표 Ⅴ-24> 베트남 재생에너지의 발전량 및 비중 ···························· 189

<표 Ⅴ-25> 베트남 DNA에서 승인한 CDM 프로젝트 현황(‘09.2월) ·· 192

<표 Ⅴ-26> 최근 2년간 우리 기업의 베트남 공사 수주 현황 ········· 195

<표 Ⅵ-1> 권역별 진출여건 및 진출확대분야 ··································· 201

<표 Ⅵ-2> 중동권 주요국들의 진출여건에 관한 SWOT 분석 ······· 202

<표 Ⅵ-3> 동아시아권 주요국들의 진출여건에 관한 SWOT 분석 ·· 203

차례 ix

그림 차례

[그림 II-1] 에너지설비(플랜트) 및 중전기 부문 수주 현황 ················· 7

[그림 Ⅲ-1] 2009-15년 지역별 추가 정제시설 필요용량 ···················· 14

[그림 Ⅲ-2] 세계 주요국 전력 수요 증가율 ········································ 16

[그림 Ⅲ-3] 세계 주요국 1인당 전력 수요량 ······································ 16

[그림 Ⅲ-4] 천연가스 종별 교역 전망 ·················································· 23

[그림 Ⅲ-5] 과거 7년간의 동아시아 신재생 전력 생산 규모 ·········· 25

[그림 Ⅲ-6] 동아시아 지역의 신재생에너지 잠재력 ··························· 26

[그림 Ⅲ-7] 동아시아 주요국들의 신재생에너지 비중 ······················ 28

[그림 Ⅳ-1] 중동 국별 재입찰 프로젝트 금액 비중 ··························· 69

[그림 Ⅴ-1] 인도네시아의 발전설비 용량 현황 ································· 121

[그림 Ⅴ-2] 인도네시아 석유연료 소비 및 생산 현황 및 전망 ······· 125

[그림 Ⅴ-3] 인도네시아 정유시설 현황 ·············································· 125

[그림 Ⅴ-4] 미얀마 에너지 수요 전망 ················································ 150

[그림 Ⅴ-5] 미얀마 설비별 발전용량 ·················································· 152

[그림 Ⅴ-6] 세계 풍력시장 비중 ························································· 171

[그림 Ⅴ-7] 원유 생산 전망 ································································ 187

[그림 Ⅵ-1] 동아시아권 주요국가들의 진출확대진출 분야 ·············· 204

[그림 Ⅵ-2] 중동권 주요국가들의 진출확대진출 분야 ···················· 204

I. 서 론 1

I. 서 론

우리나라는 국내 부존자원이 부족함에도 불구하고 지난 30년간의 압

축 경제성장 과정에서 전력과 석유, 가스 등 에너지설비 산업은 많은

발전을 해왔다. 초기에는 저임금을 기반으로 하는 노동력 위주 사업에

서 엔지니어링 기술 확보를 통해 플랜트 기술 및 시공경험의 진보를

가져왔다. 특히 정유공장 비축기지 건설 및 운영기술, LNG 수송 및 터

미널 운영 그리고 원전 기자재 수출 및 기술용역부문, 전력송배전 운영

및 설비관리 등은 미국과 일본, 유럽 등 주요 선진국과 대등한 경쟁이

가능한 수준까지 진보하는 등 우리나라 에너지 분야의 설비, 플랜트 기

술은 국제적 수준으로 인정받고 있다. 그러나 우리나라의 에너지수요는

점차 포화(saturation) 상태로 접어들면서 증가세가 크게 낮아져, 에너지

설비 수요 증가 역시 크게 둔화될 전망이며 이에 따라 중장기 국내 에

너지설비 산업의 침체가 예상되면서 내수 위주 성장 모형은 한계에 다

다르고 있다.

하지만 세계 시장에서는 BRICs와 함께 중동, 중앙아시아, 아프리카

등 신흥 자원보유국들의 급속한 경제 성장으로 에너지설비에 대한 수

요가 급증하고 있는 상황이다. 세계 전력시장은 2030년까지 10조 달러

규모의 신규투자가 계획되어 있으며, 지구온난화에 따른 청정연료 사용

증가 등으로 인해 전세계 LNG 수요가 지속적으로 증가할 전망이고,

이에 따른 가스관 및 가스수출입 설비, 저장설비, LNG 선 등의 급격한

2

수요가 예상된다.

또한 중동 등 기존 석유가스 자원보유국들은 여전히 석유가스 수출

이 국가 수익의 큰 비중을 차지하고 있기 때문에 꾸준한 개발 프로젝

트를 추진하고 있다. 또한 신재생에너지 산업은 기존 화석연료의 대체

연료로서 그리고 농촌이나 오지의 대체전력공급원으로서 부각되고 있다.

이와 같이 에너지설비 산업에 대한 국내외 환경을 고려해 볼 때, 차기

한국 경제의 신성장동력 산업 육성뿐만 아니라 자원확보의 전략적인

측면에서도 에너지 산업의 해외진출 정책을 적극 추진할 필요가 있다.

따라서, 본 연구에서는 특정 에너지설비나 기술, 산업보다는 지역 중

심의 에너지산업 해외진출전략 수립을 목적으로 하여 3년간에 걸쳐 에

너지설비나 기술, 산업수요가 크게 증가하는 개도국을 크게 동아시아

권, 중동권, 중앙아시아권, 아프리카권, 중남미권으로 분류하여 각 권역

을 중심으로 우리나라의 에너지산업 진출방안을 제시하였다.

이를 위해 각 권역별 및 주요국가별로 전력, 석유 및 가스, 신재생

및 녹색산업 분야로 특화해 이들 분야의 현황과 설비 수요 등을 전망

하고, 각 권역별 및 국가별로 우리나라 에너지설비 및 기술부문들이 진

출하는데 영향을 미치는 법 제도 현황, 진출 시 장애 및 위험요인, 경

쟁국의 동향과 전략 등을 파악하여 권역별 그리고 권역내 주요국별 향

후 우리 기업의 진출 확대 분야와 진출 전략 등을 수립하였다. 본 연구

는 기존의 특정 국가 중심 연구에서 특정 권역별로, 특정 산업이 아닌

각 권역에 진출확대한 다수의 에너지산업을 분석 대상으로 한다는 점

에서 기존 연구와 차별화되고 있다.

연구추진 방법으로는 개도국 및 진출확대가 필요한 국가들과 자원협

력위원회 활동에 적극적인 참여를 통한 정보 및 자료 수집과, KOTRA,

I. 서 론 3

수출입은행 등 공적 기관의 해외 지사와 수시 접촉을 통해 진출국 산

업 및 정책변화와 관련 정보를 파악하고, 에너지 진출 확대 산업체의

기업 실무자 및 기술전문가, 플랜트협회 등 관련 기관, 진출국의 현지

교포 및 전문가와의 위탁 추진이나 수시 자문회의 개최를 통해 진출국

의 애로점 등을 제시하였다.

올해 추진한 연구 범위는 동아시아권, 중동권이며 동아시아 주요 대

상국은 인도네시아, 베트남, 태국, 인도, 미얀마 등 자원보유국들이며

중동의 주요 대상국은 사우디아라비아, 쿠웨이트, UAE, 카타르, 오만

등 GCC 국가들이다. 본 연구는 중동 및 동아시아 국가들에 대한 우리

나라 에너지산업의 해외진출 전략 수립에 기본 자료로 활용하며 정부

의 에너지산업 해외진출 투자촉진 정책 수립을 위한 기본자료 제시 및

주요 개도국에 대한 외교정책에 활용하는 데 기여할 것으로 사료된다.

본 장은 다음과 같이 구성되어 있다. II장은 권역별 에너지설비 시장

분석으로 설비 및 인프라 투자 현황과 전망을 살펴보았으며, Ⅲ장은 에

너지원별로 2개 권역의 수요 현황 및 중장기 수요 증가 잠재력과 전망

을 살펴보았다. Ⅳ장과 V장은 각각 중동권 5개국과 동아시아권 5개국

들의 국가별 에너지 산업현황, 에너지원별 수급현황 및 전망, 에너지

정책, 법제도, 외국인 투자현황, 금융조달 및 공사수행환경 등을 살펴보

고 국가별 진출 전략을 제안하였다. VI장에서는 에너지산업 해외진출

진출확대 분야 및 진출 전략을 제시하였다. 그리고 마지막 VII장에서는

결론과 정책적 시사점 제시로 에너지산업 해외 진출 확대를 위한 국내

기업 및 정부의 역할을 제안하였다.

4

Ⅱ. 최근 중동·동아시아 에너지설비 시장 현황 및 전망

1. 해외 시장 현황

올 2009년은 전년도의 급격한 유가 상승으로 인한 에너지 위기가 글

로벌 경제 침체로 인해 새로운 전환을 맞이하였다. 해외 에너지설비 시

장에서는 글로벌 경제 위기와 유가의 하락안정세로 우리의 수출주력사

업인 에너지 플랜트 사업 수주에 큰 자리를 차지하고 있는 중동과 동

아시아 지역에서도 발주가 예정되었던 공사 입찰이 연기되는가 하면

아예 취소되는 사태까지 발생하였다. 우리 기업이 63억달러로 수주했

던 쿠웨이트 알주르 4 정유공장 프로젝트도 올 상반기에 취소되었고,

사우디의 주베일이나 얀부 정유프로젝트도 입찰이 연기되었다. 이는 국

가재정수입 감소와 국제 금융시장이 경색되면서 민간프로젝트들의 자

금 동원이 어려워졌기 때문이었다. 하지만 유가가 다시 상승하고, 세계

경기 침체가 회복하면 다시 투자는 재개되어 연기되었거나 취소되었던

프로젝트들도 다시 추진될 것으로 보인다. 실제로 올 중반기부터 유가

가 다시 상승분위기이며 경제위기의 침체에서 벗어날 조짐을 보이자

사우디아라비아의 주도 아래 걸프협력회의2)(GCC) 국가들의 석유, 가

스 및 석유화학 투자액은 약 7000억달러에 달할 것으로 예상된다. 이

와 더불어 각국들이 경제위기 극복을 위해 국가 간 공조가 강화되고

있으며 각국 정부가 경기 부양을 위해 <표 II-1> 처럼 대규모 인프라

2) GCC(걸프협력회의): 사우디아라비아, UAE, 쿠웨이트, 오만, 카타르, 바레인 등 걸프

지역 6개국들의 경제협력체 기구

Ⅱ. 최근 중동·동아시아 에너지 설비 시장 현황 및 전망 5

투자 지출 등의 재정 투자 확대 계획을 가지고 있다. 따라서 인프라 프

로젝트에서 포함되어 있는 전력관련 프로젝트(발전, 전력설비 증강)의

수주에 우리 기업들이 주목할 필요가 있을 것이다.

국가 재정확대 계획

사우디아라비아‘09년 정부지출 15.8% 증액신규프로젝트 600억달러 증액

UAE ‘09년도 정부지출 21% 증액두바이정부에 100억불 구제금융 지원

태국교통, 관개, 교육 등 400억달러 규모의

인프라 프로젝트 추진

인도네시아 인프라 개선사업에 93.6억달러 투입

베트남 2020 도시생활개선프로그램 98억불 투입

캄보디아28억달러 규모의 인프라 구축 및

기술지원사업 투자계획 승인

출처; 박철형(2008), Kotra(2009년 2월 및 8월 보고서)

<표 Ⅱ-1> 중동 및 동아시아 국가들의 재정투자 확대 계획

2. ‘09년도 우리나라 에너지설비 수주 현황

[그림Ⅱ-1]에서 본 바와 같이 2009년도 9월 30일 현재 우리업체들의

에너지설비 관련 전체 수주액은 플랜트를 포함한 에너지설비 부문에서는

110억달러, 중전기 부문에서는 40억불에 달한다. 최근 경제침체에 따른

경제상황을 고려하면 아주 선전한 실적인데, 이는 중동의 에너지 관련 프

로젝트가 중반기 이후 급격히 증가한 데 기인한다. 올 4월에만 해도 중동

지역의 플랜트 비중이 전체의 36%인 21억불에 달했지만, <표 II-2> 의

6

2009년도 사우디와 쿠웨이트의 대규모 가스시설과 복합화력발전 관련 프

로젝트로 인해 단기간에 100억불을 달성할 수 있었다. 다만 문제는 중동이

전체 에너지설비 수주액에서 차지하고 있는 비중이 85%를 차지하고 있어

특정지역의 의존도가 크다는 점은 우리 에너지설비 산업의 취약점이라고

할 수 있다. 또한 28건의 중동 에너지설비 수주건 중 50%인 14건이 모두

전년도 한국 기업이 수주한 에너지 관련 프로젝트 하청을 받은 중소기업들

의 수주이다. 전체적인 수주경향도 대규모 업체가 발주하고, 중소기업들은

하청을 받은 수준에 머물고 있다.

동아시아의 경우에는 작년 같은 동기(同期)의 8억달러 규모의 태국

게코원 화력발전소 공사수주처럼 대규모 프로젝트는 현 9월말까지는

전무하고, 작년 21건의 에너지 관련 플랜트 공사 수주가 올해 9월말까

지 수주는 6건에 그치고 있어 글로벌 경기침체의 영향이 가장 컸다고

여겨진다.

국가별로 보면 중동의 에너지설비 산업의 경우 사우디와 UAE가 각

각8건씩이고 중전기 부문에서는 사우디가 7건으로 중동권에서의 우리

나라 해외에너지설비 부문 수주에서 큰 비중을 차지하고 있는 사우디

가 올해에도 그 주도적인 역할을 담당하고 있다.


(‘09.09.30. 현재, 단위 : 천$,건)

출처 : 해외건설협회의 해외건설통계에 기초 저자가 계산

[그림 Ⅱ-1] 에너지설비(플랜트) 및 중전기 부문 수주 현황

업체 국가 프로젝트명 금액(천$) 수주일자

현대중공업 쿠웨이트사비아 복합

화력발전소1.384.980 ‘09.09

현대건설 사우디카란가스전

가스시설공사1,348,481 ‘09.03

SK건설 UAE밥 가스압축

플랜트818,835 ‘09.05

대림산업 사우디쥬베일정유공장

가스처리시설818,000 ‘09.07

출처: 해외건설협회 수주 현황에서 저자가 계산

<표 Ⅱ-2> 2009년 중동 에너지설비 부문의 대규모 수주 현황 (9월말 현재)

동아시아시아의 경우에는 베트남과 필리핀으로부터 중전기 부문에

각각 7건과 4건, 인도네시아로부터 에너지설비 부문에 2건의 수주를

8

확보하였다. 동아시아 지역의 플랜트나 중전기 수주에서 가장 큰 비중

을 차지하고 있는 인도네시아의 물량이 급감한 것이 수주물량의 감소

에 큰 영향을 미쳤다는 점이 특징이라 할 수 있다.

수주항목별로 보면, 중동의 에너지설비 수주 28건 중 14건이 발전관

련, 6건이 가스관련, 5건이 정유관련 프로젝트였으며, 동아시아의 경우 3

건이 발전으로 발전부문의 수주가 많았지만 중동의 경우에는 담수발전

이, 동아시아의 경우에는 화력이나 수력이 많았던 것이 특징이다. 중전

기 부문에서는 중동의 경우에는 22건 중 전기시설공사 및 유지보수건이

16건, 동아시아는 13건으로 전기설비공사가 중전기 수주물량의 대부분

을 차지하였다.

3. 세계 에너지설비 시장 전망

2009년 중반기 이후부터 중동시장의 회복으로 인해 에너지 관련 설비

수주액이 서서히 작년 수준3)에 도달하려는 경향으로 전환되고 있다.

현 경기침체 수준은 2010년부터 회복조짐이 보여 아래 <표 II-3>에

서 언급한 바와 같이 중동 및 아세안이 세계 평균 성장률을 넘는 경제

성장을 할 것으로 전망되며 더불어 세계 플랜트 산업도 2010년부터 지

속성장할 것으로 보인다.

3) 2008년도 우리나라의 플랜트 관련 총 수주액 462억$ 중 석유가스 및 발전 플랜트

수주는 총 246억$에 달했음.


단위 : 십억$

년 도 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12

시장규모 909 726 824 881 941출처: 해외건설 발전전략 세미나 발표자료, 2009 9월, 해외건설협회

<표 Ⅱ-4> 세계 플랜트 시장 규모

단위 : 년 성장율(%)

지역 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10

Asean 5* 6.3 4.8 0.7 4.0

인도 9.4 7.3 5.4 6.4

중동 6.2 3.4 2.0 4.2

세계 5.2 3.0 -1.1 3.1 *: 인도네시아, 말레이시아, 필리핀, 태국, 베트남

출처 : WEO(2009.09)

<표 Ⅱ-3> 지역별 경제성장 현황과 전망

지역별로 보면 2010년부터 2015년까지는 해외자금 유치 노력과 자

원개발 필요성이 증대하고 있으며 인프라 확충이 예상되는 중동과 동

아시아권이 세계 플랜트 시장 성장을 주도할 것으로 예상된다. 한국 플

랜트 협회의 자료에 따르면4) 향후 5년 동안 세계 플랜트 성장률이 7%

인데 중동이 8%, 중남미가 7.4%, 그리고 동아시아지역이 6.6%에 달하

는 것으로 전망하고 있다. 특히 중동지역의 경우, 유가하락으로 인한

세수부족으로 정부투자 규모는 축소된 반면, 해외자금 및 민간자금이

활성화되어 플랜트 산업에서도 민자 중심의 발주가 활성화될 것으로

보임에 따라 과거의 EPC5) 중심의 체제에서 발주자 중심의 시장으로

4) 플랜트협회, “아프리카, 남미지역 플랜트 진출동향”, 해외석유사업세미나(‘09.07) 발표자료 중

10

전환될 것으로 예상된다. 따라서 수주확대를 위해서는 발주자와의 관계

개선이 필요할 것으로 여겨진다. 중동 국가별로 보면 사우디와 UAE를

주축으로 석유, 가스, 발전 및 석유화학 분야에 대한 발주를 확대할 것

으로 보여 에너지설비 시장이 향후 크게 성장할 전망이다.

동아시아 지역의 플랜트 규모 증가는 이전에 언급했던 것처럼 대규

모 인프라 사업이 발주 예정이고, 특히 지속적인 에너지 수요에 따른

전력수급의 불안으로 다수의 전력관련 프로젝트 추진이 예상되어진다.

시장 측면에서는 선진 EPC 업체들은 수익성이 높고 리스크가 낮은

LNG 플랜트 사업이나 담수플랜트에 집중 수주할 것으로 보이며 반면

저가의 가격경쟁력을 앞세운 중국, 태국, 인도 등의 후발 EPC 업체들

은 시장경쟁력을 높힐 것으로 예상된다. 따라서 그 중간에 서 있는 우

리 기업들은 선진 EPC 업체들의 새로운 고부가치 사업시장의 진입 제

한과 후발 업체들의 추격을 받아 격렬한 생존경쟁에 나서야 할 것으로

전망된다.

5) EPC(Engineering, Procurement and Construction) 의 약자로 설계, 제품구매 및 시공

까지 종합건설서비스 회사를 지칭

Ⅲ. 중동·동아시아 지역의 에너지 원별 시장현황 및 전망 11

Ⅲ. 중동·동아시아 지역의 에너지원별 시장현황 및 전망

1. 석유 부문 시장 현황

가. 권역별 석유6) 생산 현황

아래 <표 Ⅲ-1> 에서 본 바와 같이 세계의 석유공급이 2007년에 84

백만배럴/일에서 2030년에는 106백만배럴/일로 공급이 지속적으로 증

가될 것이며 이러한 공급의 대부분을 중동 수출국가를 포함한 OPEC

국가에서 담당할 것으로 전망된다. 반면 비 OPEC 국가들은 2015년쯤

생산피크를 도달한 후, 차츰 그 생산량이 감소할 것으로 전망된다.

(단위 : 백만배럴/일)

2007 2015 2030 연평균성장률*

OPEC중동 23.7 30.7 37.9 1.7%OPEC 전체 35.9 44.4 52.9 2.1%

Non- OPEC

OECD 19.3 18.6 20.8 0.3%아시아 6.4 6.1 5.8 -0.4%

중국 3.7 3.6 4.1 0.5%인도 0.8 0.8 0.5 -1.8%

중동 1.7 1.4 1.1 -1.8%아프리카 2.5 2.1 1.9 -1.1%중남미 3.5 5.1 4.6 1.2%

Non-OPEC 합계 46.3 47.6 50.9 0.4%세계 총 생산량 합계 84.3 94.4 106.4 1%

출처 : IEA, 'World Energy outlook 2008'* : 2007~2030년 기간 연평균 성장률

<표 Ⅲ-1> 권역별 석유 생산 현황 및 전망

6) 전통오일생산, 콘덴세이트, 액체천연가스(NGLs) 포함

12

석유거래도 2030년에는 하루 55백만배럴에 달할 것으로 전망되며

이는 전체 석유생산의 절반이며 현 수준의 35% 상승한 수준이다. 수출

은 현재 생산이 가장 많은 중동 OPEC 국가들로부터 2030년쯤에는 일

일 28.5백만배럴로 공급되어 동시기의 전세계 수출의 52%를 담당할

것으로 예상된다. 따라서 이러한 수출 증가로 인해 수출교역항이나 수

출용 저장 탱크의 설비도 많이 확충될 필요가 있을 것으로 전망됨에

따라 이러한 부문에 우리나라 기업들의 진출이 확대될 것으로 여겨진다.

(단위 : 백만배럴/일)

2007 2015 2030순수출입 순수출입 순수출입

OECD

북미 -10.7 -9.3 -5.9유럽 -9.1 -10.6 -11.0아시아-태평양 -7.3 -7.2 -6.2합계 -27.1 -27.1 -23.1

Non- OECD

아시아 -8.4 -14.5 -24.7

중국 -3.8 -7.7 -12.5

인도 -2.1 -3.3 -6.6

중동 19.9 23.9 28.5아프리카 7.5 8.7 9.1

중남미 1.5 2.3 1.7

동유럽, 유라시아 8.1 8.6 10.7

세 계 40.7 46.6 55.1출처 : IEA, 'World Energy Outook 2008'주 : 순수출입량 부호가 양이면 순수출, 음이면 순수입을 의미

<표 Ⅲ-2> 권역별 석유 순수출입량


나. 동아시아·중동 석유 생산 현황 및 전망7)

본 연구대상인 중동 국가들과 동아시아 국가들의 향후 석유생산 전

망을 보면 우선 동아시아 국가들의 경우 인도가 430백만배럴 규모의

망알라(mangala) 유전 등 3개의 유전지역에서 2012년부터 2020년까지

일일 10-15만배럴 규모의 석유생산을 추진함으로써 중국과 함께 아시

아 지역의 석유 소비국이면서 생산국으로 주요한 위치를 차지할 것이

다. 반면, 베트남이나 말레이시아 그리고 태국 등도 새로운 유전개발이

예상되나 전체적 생산량에서는 소량에 불과할 것으로 전망된다.

중동의 경우 우선 사우디아라비아는 Khurais 광구를 포함한 5개의

주요 육상광구에서 2015년까지 일일 3백만배럴의 추가생산을 기대하고

있으며 장기적으로도 일일 1-2백만배럴의 생산을 위한 지속적인 설비

증강을 추진할 계획이다. 이라크는 사우디와 이란에 이어 세계 3위의

매장량을 가지고 있으면서도 안보상의 문제로 추가 생산에 대한 전망

이 불확실하며 쿠웨이트는 2011년에 생산완료될 Sabriyah와 Niqa 유전

광구 뿐 아니라 세계에서 두 번째로 큰 매장량을 가지고 있는 Burgan

광구에서 12만배럴정도를 2009년 말까지 생산할 예정이다.

이러한 석유개발 프로젝트가 추진됨에 따라 원유를 정제할만한 시설

도 2015년까지 약 6.1 백만배럴/일의 규모가 더 필요할 전망이다. 2012

까지는 동아시아 지역의 대규모 프로젝트가 추진될 것으로 보이는데

인도의 Jamnagar 프로젝트의 경우 추가 정제시설용량은 하루 약 58만

배럴 규모로서 2008년 말에 완료 예정이었으나 기술적인 문제로 2009

년까지로 연기되었다. 기타 지역에서는 베트남 Dung Quat 지역에 새로

운 정제시설이 건설될 예정이다.

7) IEA, World outlook 2008 와 OPEC의 World Oil outlook, 2008 에서 참조

14

(단위 : 백만배럴/일)권역 국가명 2007 2015 2030

동아시아 인도네시아 1.0 0.8 0.3.인도 0.8 0.8 0.5

중동

사우디아라비아 10.5 14.4 15.6쿠웨이트 2.6 2.9 3.3

UAE 3.1 3.7 3.9이라크 2.1 3 6.4

카타르 1.3 2 2.5출처 : OECD, 'World Energy Outlook (2008)'

<표 Ⅲ-3> 동아시아·중동 주요국 석유 생산 현황 및 전망

중동지역의 경우 비록 쿠웨이트의 알쥬어 프로젝트가 연기되었지만,

여전히 중장기 정제시설 확대 프로젝트가 추진 중이거나 계획 중이다.

2015년까지 추가적으로 약 130만배럴/일 규모의 용량이 확대될 것으로

전망되는데 이는 사우디의 쥬베일이나 얀부지역에서의 정제시설 확대 프

로젝트 추진에 따른 것이다. 동아시아 국가들과는 달리 사우디, UAE, 카

타르 지역 등의 석유정제시설 확충 프로젝트 추진은 2012년∼15년으로

계획되어 있다.

[그림 Ⅲ-2] 2009-15년 지역별 추가 정제시설 필요용량

출처 : OPEC, 'World Oil Outlook (2008)

mb/d


2. 전력 부문 시장 현황

가. 권역별 전력 수요 현황 및 전망

EIA의 'World Energy Outlook 2008'에 따르면, Non-OECD 국가들의

전력 수요는 OECD 국가에 비해 월등히 빠르게 증가할 것으로 전망된

다. EIA는 2006년~2030년 기간 동안 Non-OECD 국가의 전력 수요는

연평균 3.8%씩 증가하여, 동기간 전력 수요는 총 146% 증가될 것으로

전망된다.

(단위 : TWh)

2006 2015 2030 연평균성장률*

OECD

북미

미국

4,4133,723

4,8704,045

5,7744,723

1.1%1.0%

유럽 3,022 3,469 3,980 1.2%태평양

일본

1,413944

1,8371,061

2,0891,162

1.1%0.7%

OECD 합계 9,035 10,177 11,843 1.1%

Non-

OECD

Non-OECD 유럽

러시아

1,165682

1,514912

1,8601,081

2.0%1.9%

아시아 3,669 6,574 10,589 4.5%

중국 2,358 4,554 6,958 4.6%

인도 506 893 1,935 5.7%

중동 539 793 1,353 3.9%

아프리카 479 667 997 3.1%

라틴아메리카

브라질

777375

1,0321,498

6512.8%2.3%

Non-OECD 합계 6,630 478 16,298 3.8%

세계 총 생산량 합계 15,665 20,757 28,141 2.5%출처 : IEA, 'World Energy Outlook 2008'* : 2006~2030년 기간 연평균 성장률

<표 Ⅲ-4> 권역별 전력 수요 현황 및 전망

16

특히 아시아 지역의 전력 수요는 2006년~2030년 기간 동안 연평균 4.5%

의 증가를 보일 것으로 전망되며, 인도의 경우는 동기간 연평균 5.7% 씩증

가할 것으로 전망된다. 그러나 인도는 인구가 많아서 2030년이 되어도 일인

당 전력 소비량은 매우 낮은 수준에 머물 것으로 보인다. 이는 인도의 전

인구에게 전력 공급이 여전히 충분하지 않을 것이라는 것을 의미한다.

[그림 Ⅲ-3] 세계 주요국 전력 수요 증가율

출처 : IEA, 'World Energy Outlook 2008'

[그림 Ⅲ-4] 세계 주요국 1인당 전력 수요량



동남아 지역의 경우에도 전력공급이 부족한 베트남(94.84%), 필리핀

(88%), 인도네시아(60%)는 경제발전이나 산업성장 지속으로 전력수요

가 지속적으로 증가할 것으로 보여진다.

국가명 전력보급률 비 고

베트남 94.84% 2007년 기준, 2015년까지 100% 보급 추진

필리핀 88% 10년 전보다 3.6% 증가, 도서벽지까지 보급

인도네시아 63% 2008년 기준

캄보디아 16.41% 2007년 기준

출처: KOTRA 보고서 (2009년 8월)

<표 Ⅲ-5> 동남아 국가별 전력보급률 현황

따라서, 동남아 국가들은 신규발전소 건설을 통한 전력공급 증가를

가장 우선적인 정책으로 추진하고 있다. 이런 맥락에서, 신규 발전소

건설 프로젝트를 추진 중인 국가들은 민간분야의 참여와 외국인 투자

도 적극 장려하고 있어 이를 시장 개척의 루트로 활용해 볼 필요가 있

다.

World Energy Council에서는 중동지역, 특히 GCC 국가들의 경우에

도 향후 10년 이내에 지속적으로 증가하는 전력수요에 대비하기 위해

약 100GW의 추가 설비가 필요하다고 하였으며 이를 위해 250억달러

가 투자될 것으로 전망하였다.

나. 동아시아·중동 전력 생산 현황 및 전망

IEA의 동아시아의 전력 발전 수요 전망에 따르면, 석탄 발전이 절대

적인 비중을 차지하는데 2030년까지 비중이 다소 줄어들긴 하나, 연평

18

균 3.4%의 성장을 계속할 것으로 전망된다. 동아시아 지역의 전력 발

전량은 인도가 가장 크며, 인도네시아와 말레이시아가 그 뒤를 잇고 있

다. 2030년까지의 전력 수요 증가율도 연평균 3~4% 수준으로, 발전수

요는 지속적으로 증가할 것으로 전망된다.

발전 에너지원 수요(백만TOE) 원별비중(%) 연평균

성장률(%)2006 2015 2020 2025 2030 2006 2030

석탄 927 1,468 1,700 1,902 2,069 78 74 3.4

석유 54 57 54 52 49 5 2 -0.4

가스 92 135 163 200 247 8 9 4.2

원자력 30 79 95 114 134 3 5 6.4

수력 58 91 106 120 134 5 5 3.5

바이오매스&폐기물

4 15 25 43 72 0 0 12.4

기타재생에너지

16 35 47 59 73 1 3 6.6

합계 1,181 1,880 2,191 2,490 2,779 100 100 3.6


<표 Ⅲ-6> Non-OECD Asia (중국, 인도 제외) 전력 발전 수요 전망

(단위 : TWh)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 '07-'08증가율

인도 641.4 673.8 708.7 759.7 808.8 834.3 2.9%

인도네시아 112.9 120.2 127.4 133.1 142.4 151.2 5.9%

말레이시아 84.0 90.7 96.2 100.8 105.0 106.4 1.1%

필리핀 52.9 56.0 56.6 56.8 59.6 59.6 -0.8%

태국 117.0 125.7 132.2 138.7 144.6 147.5 1.8%출처 : BP, 'Statistical review of world energy report 2009'

<표 Ⅲ-7> 동아시아 지역 전력 발전 현황


EIA의 ‘World Energy Outlook 2008’에 따르면, 중동의 전력 발전

에너지원으로는 가스가 2030년까지 72%를 점유하고, 수요 증가 속도

도 연평균 4.6% 수준으로 예상된다. 가스 발전소 설비 투자는 높은 천

연가스 가격 때문에 다소 제약을 받을 가능성이 있지만, 건설기간이 짧

고 자본비용이 낮아서 투자자들에게 매력적인 장점도 가지고 있다.

일반적으로 가스 공급 인프라의 증설에 걸리는 시간이 가스 발전 설

비의 증설에 소요되는 시간보다 길기 때문에, 장기적으로 설비 용량에

병목이 발생하지 않기 위해서는 가스 공급 인프라의 선행 투자가 이루

어져야 한다. 또한 증설된 가스 발전 설비에서 생산된 전력을 송배전할

송배전망의 증설도 함께 이루어져야 한다.

현재 중동지역의 전력 발전량은 이란과 사우디아라비아의 발전량이

가장 크며, 역내 전력 수급의 가장 큰 역할을 하고 있다. GCC국가에는

약 75,000㎿의 발전용량이 설치되어있는데, 빠른 속도로 전력수요가 증

가하는 상황이어서, 2015년까지 55,000㎿이상의 전력이 추가적으로 필

요할 것으로 보인다. 또한 GCC 통합 전력망 첫 단계로 이미 사우디아

라비아, 카타르, 바레인, 쿠웨이트의 전력망 연결이 이루어진 상태이며,

UAE와 오만은 2011년에 통합망에 연결될 계획이다.

20

발전 에너지원 수요(백만TOE) 원별비중(%) 연평균

성장률(%)2006 2015 2020 2025 2030 2006 2030석탄 8 12 16 20 24 5 6 4.6석유 61 80 83 84 79 35 19 1.1가스 101 155 192 236 298 59 72 4.6원자력 0 0 1 2 2 0 1 -수력 2 3 3 4 4 1 1 2.9

바이오매스&폐기물

0 1 2 3 4 0 1 -

기타재생에너지

0 0 1 2 4 0 1 39.6

합계 171 252 298 351 414 100 100 3.7출처 : IEA, 'World Energy Outlook 2008'

<표 Ⅲ-8> 중동지역 전력 발전 수요 전망

(단위 : TWh)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 '07-'08증가율

이란 145.7 156.4 169.7 184.3 196.0 206.3 4.9%쿠웨이트 39.8 41.3 43.7 47.6 49.3 52.0 5.2%카타르 12.0 13.2 14.4 15.3 17.5 19.7 12.3%사우디아라비아

153.0 159.4 175.0 179.8 185.9 193.7 3.9%

UAE 49.5 52.4 60.7 66.8 71.9 77.2 7.1%출처 : BP, 'Statistical review of world energy report 2009'

<표 Ⅲ-9> 중동 지역 전력 발전 현황

3. 가스 부문 시장 현황

가. 권역별 가스 생산 현황

IEA에 따르면, 중동 지방에서의 가스 생산량은 2030년 약 1tcm으로 전망

되며, 2030년까지 세계 가스 생산량 증가분의 약 46%가 중동지방에서의 생

산 증가에 기인할 것으로 추정된다. 특히 이란, 카타르, 이라크, 사우디아라


비아에서 가스 생산이 증가하여 세계의 가스 생산 증가를 주도할 것으로 예

상된다.

가스 생산 및 수송 인프라는 건설에 시간이 많이 소요되고, 처리 능

력이 비탄력적이어서 장기적으로 가스 생산이 크게 증가될 것으로 예

상됨에 따라 상류부문 설비, LNG 설비, 장거리 파이프라인 등의 인프

라에 대한 투자가 적절히 이루어질 필요가 있다.

중국과 인도를 제외한 Non-OECD 아시아 국가는 주로 생산된 가스를

수출하는데, 이 지역의최대 가스 매장량보유국은 인도네시아로약 3tcm의

확인매장량을 갖고 있으며, 동시에 역내 최대 가스 생산국이기도 하다.

(단위 : bcm)

2006 2015 2030 연평균성장률*

OECD

북미

미국

761524

795535

765515

0.0%-0.1%

유럽 305 282 217 -1.4%태평양 51 72 104 3.0%OECD 합계 1,117 1,149 1,086 -0.1%

Non-

OECD

Non-OECD 유럽러시아

846651

963712

1,069794

1.0%0.8%

아시아 335 449 540 2.0%중국 59 104 115 2.9%인도 28 41 45 2.0%

중동 324 483 999 4.8%아프리카 197 286 452 3.5%라틴아메리카

브라질

13911

18217

28738

3.1%5.2%

Non-OECD 합계 1,842 2,363 3,348 2.5%

세계 총 생산량 합계 2,959 3,512 4,434 1.7%출처 : IEA, 'World Energy Outlook 2008'* : 2006~2030년 기간 연평균 성장률

<표 Ⅲ-10> 권역별 천연가스 생산 현황 및 전망

22

나. 동남아시아·중동 천연 가스 생산 현황

동아시아 지역의 천연가스 주요 생산국은 <표 Ⅲ-11>과 같이 5개국 정도

로 특히 인도네시아와 말레이시아의 생산량이 많다. 인도네시아의 경우 2030

년까지생산량전망치가 90bcm으로 2008년생산액에비해 29% 정도증가할전

망이다. 베트남이나 인도의 경우는 생산량이 꾸준히 증가하고 있는 추세지만

이에 능가하는 수요증가로 인해 국내 조달만으로는 부족한 상황이다. 중동

지역에서는 GCC 국가들 대부분이 가스 생산을 하고 있는데 특히, 사우디아라

비아와 카타르에서 가스 생산량이 많고, 2030년까지 이 생산량은두배 이상을

커질전망이다.

(단위 : bcm)

2007 2008 '07-08증가율

2030 '08-30 증가율

동아시아

인도네시아 67.6 69.7 2.7% 90 29%베트남 7.1 7.9 11.9%인도 30.1 30.6 1.4%미얀마 13.5 12.4 -8.5%말레이시아 60.8 62.5 2.5%

중동

사우디아라비아 74.4 78.1 4.7% 190 143%쿠웨이트 12.1 12.8 5.5%UAE 50.4 50.2 -0.7% 72 43%오만 24.1 24.1 -0.3%카타르 63.2 76.6 20.9% 170 122%

출처 : 실측치는 BP, 'Statistical review of world energy 2009', 전망치는 OECD, 'Natural Gas Information(2008)'

<표 Ⅲ-11> 동아시아·중동 주요국 천연가스 생산 현황 및 전망

천연가스 교역은 대부분의 수출물량이 LNG 형태로 수출될 것으로

전망되는데, 2030년에는 2006년과 비교하여 그 양이 약 3배 정도 많을

것으로 예상되며, LNG의 비중도 꾸준히 증가하여 2030년에는 약 70%


정도가 될 것으로 전망된다. 따라서 이러한 LNG 교역전망에 따라 이

와 관련된 인프라 설비의 확충이 기대된다.

[그림 Ⅲ-5] 천연가스 종별 교역 전망

출처 : Natural Gas information, 2008

<표 Ⅲ-12>에서 나와 있듯이, 중동 지역의 가스 수출량은 2006년

55bcm에서 2030년 320bcm으로 약 6배 증대될 것으로 전망된다. 인도의

가스 순수입량은 계속 증가하여 2030년에는 71bcm의 가스 순수입을

보일 것으로 전망된다. 중국과 인도를 제외한 동아시아 지역은 순수출

을 유지할 것으로 보이며, 주요 수출국은 역내 최대 가스 생산국인 인

도네시아가 될 것으로 보인다. 인도는 주요 가스 수입국으로 순수입량

이 2030년까지 계속 증대될 것으로 전망된다.

24

(단위 : 십억 입방미터, %)

2006 2015 2030순수

출입

수출

비중

순수

출입

수출

비중

순수

출입

수출

비중

OECD

북미 -15 2 -53 6 -143 16유럽 -241 45 -333 54 -477 69

태평양

아시아

대양주

-97-115

18

619138

-111-143

32

619747

-121-179

58

549858

합계 -353 24 -496 30 -741 41

Non-

OECD

유럽

러시아

137198

1630

185205

1929

224270

2134

아시아 46 14 36 8 -126 19중국 -1 2 -17 14 -106 48인도 -8 21 -16 29 -71 61

중동 55 17 105 22 323 32아프리카 99 50 162 57 284 63라틴아메리카 16 11 8 4 35 12 합계 353 19 496 21 741 22

세계 총 순수출입량 441 15 582 17 1,022 23출처 : IEA, 'World Energy Outook 2008'주 : 순수출입량 부호가 양이면 순수출, 음이면 순수입을 의미

수출비중이란 수출지역의 1차 에너지 수요(생산) 대비 순수출입량의 비중

<표 Ⅲ-12> 권역별 천연가스 순수출입량

4. 신재생 등 녹색산업 시장현황

가. 권역별 신재생 생산 현황

동아시아 지역의 신재생에너지를 활용한 전력생산 규모는 지난 7년간

추세를 보면, 2000년도 약 65,000GWh 수준에서 꾸준히 증가하여 2007

년에는 약 80,000GWh 수준에 이르렀다. 신재생에너지 중에서는 수력이

가장 많은 비중을 차지하며, 전체적인 신재생 전력 생산 규모 역시 수력


발전의 증감과 궤를 같이함을 알 수 있다. 수력 발전 다음으로는 지열발

전, 고체 바이오매스 순으로 신재생에너지를 이용한 전력 생산이 이루어

지고 있다.

[그림 Ⅲ-6] 과거 7년간의 동아시아 신재생 전력 생산 규모

출처: Forgathy(2009)

동남아 지역의 신재생 에너지 잠재력은 바이오매스가 가장 큰 것으

로 나타난다. 아시아개발은행(ADB)의 신재생에너지 잠재력 보고서 중

에서 신재생 보급 확대를 위한 기술력과 신재생 설비용량의 현황과 전

망을 표시한 아래 [그림 Ⅲ-6]8)을 보면 2007년 기준으로 바이오매스

잠재력과 지열발전 잠재력이 비슷한 규모로 가장 크게 나타나고 있지

만, 2014년이 되면, 바이오매스 잠재력이 지열발전 잠재력보다 좀 더

커지는 것을 알 수 있다. 기술수준은 지열발전이 가장 앞서 있으며, 바

이오매스 발전기술은 이보다 약간 뒤처지는 것으로 파악된다. 바이오매

스와 지열발전 다음으로는 소수력발전의 잠재력이 있고, 태양광발전,

8) 그림의 버블차트에서 횡축의 숫자는 기술단계를 1단계에서 6단계까지 표시한 것이며

버블의 크기는 보급규모를 의미함.

26

풍력발전 잠재력은 매우 미약한 것으로 나타났다.

[그림 Ⅲ-7] 동아시아 지역의 신재생에너지 잠재력

출처 : ADB

중동지역의 신재생에너지 잠재력을 보면, 집광형 태양열 발전과 풍력

발전 잠재력이 GCC 국가들에서 고르게 나타난다. 집광형태양열 발전

의 경우, 연간 2,000Kwh/m2 이상의 발전량이 가능할 때 경제성이 있다

고 보는데9) 쿠웨이트, 오만, 카타르, 사우디아라비아, UAE 모두 연간

2,000kWh/m2을 넘는 것으로 보고되었다. 이중에서도 사우디아라비아가

연간 2,500kWh/m2로 가장 잠재력이 큰 것으로 나타났다. 풍력의 경우에

는 연간 1,400시간(최대부하시간)을 넘어야 경제성 있는 것으로 보는데,

UAE를 제외한 대상국가 모두가 이 경제성 있는 구간에 속함을 알 수 있

다. 그중에서도 오만과 카타르가 모두 2,400시간이 넘는 것으로 보고되어

가장 잠재성이 큰 것으로 파악된다. 바이오매스 잠재력은 대상국가 대부

분이 연간 1TWh 전후로 나타났으나, 사우디아라비아의 경우 연간

9) UNEP, 'Current Status of Renewable Energies in the Middle East'


9.89TWh 규모의 잠재력이 있는 것으로 조사되어 바이오매스 잠재력이

가장 큰 것으로 나타났다. 반면 동아시아 지역에서 가장 잠재력이 큰 수

력과 지열은 물이 귀하고 지질학적인 사정으로 그 잠재력은 아주 미비한

편이다.

짐광형태양열

(kWh/㎡/y)풍력

(Full load hrs/y)바이오매스

(Twh/y)

쿠웨이트 2,100 1,605 0.85

오만 2,200 2,463 1.08

카타르 2,000 1,421 0.15

사우디아라비아 2,500 1,789 9.89

UAE 2,200 1,176 0.69

* 수력, 지역에너지는 매우 미약하여 표기안함.

<표 Ⅲ-13> GCC 국가들의 태양광, 풍력 및 바이오매스 잠재력 비교

출처: W.E. Alnaser 외 (2009)

국가별로 신재생에너지의 비중을 보면 우선 인도를 제외한 동아시

아의 경우 [그림 Ⅲ-7]에서 본 것과 같이, 미얀마는 50%, 베트남이

40%이상, 다음은 필리핀이 30% 순으로 재생에너지 비중이 높은 반면

인도네시아와 태국은 재생에너지 비중이 10% 안팎을 차지하고 있고,

여타 나머지 동아시아 국가들에서는 재생에너지 비중이 거의 없는 것

으로 파악된다. 국가별 신재생에너지 향후 전망을 보면(Samantha,

2009) 우선 필리핀과 인도네시아에서는 지열발전 분야에서 시장을 주

도할 것으로 파악되고, 태국은 태양광발전기술이 상당히 빠른 속도로

성장해감에 따라 태양광 사업을 주도할 것으로 전망된다.

28

[그림 Ⅲ-8] 동아시아 주요국들의 신재생에너지 비중

출처: Samantha(2009)

반면, 중동 지역의 신재생에너지 발전 비중은 아주 미약하다. 중동

각국의 재생에너지 발전량은 태양열, 태양광, 풍력을 전부 합쳐도 1천

kW에 미치지 못하는데, 사우디아라비아를 비롯한 대상국가 모두 총 발

전설비용량 대비 재생에너지비중은 0.1% 미만인 실정이다.

총발전설비

용량

(백만kW)

태양열

(백만kW)태양광

(백만kW)풍력

(백만kW)재생에너지

비중(%)

사우디

아라비아24.1 0.00005 0.0004 0 0.002

쿠웨이트 9.4 0 0 0 0

오만 2.8 0 0.00035 0 0.01

카타르 1.9 0 0 0 0

UAE 5.8 0 0 0 0 출처: Alnaser(2008, 2009)

<표 Ⅲ-14> 중동지역의 신재생 발전 현황 비교


나. 녹색산업10) 현황과 전망

Kotra 보고서(2009년 4월)에 따르면 2009년 3월 기준으로, 진행 중

인 전 세계 CDM 사업에서 동아시아가 차지하는 비중은 37.4%이며,

이 중 인도를 제외하고 UN CDM 집행위에 최종 등록된 사업 건수를

기준으로 할 때 동남아시아의 비중은 7.5%(1,550건 중 117건)에 불과

하나 현재 등록을 위해 진행 중인 사업 수는 10.8%(491건)로 향후 활

발한 저탄소 배출 관련 사업 수행이 예상된다.

동남아시아의 CDM 등록은 꾸준히 증가하고 있으며, 국가별 CDM

사업은 말레이시아, 인도네시아, 필리핀, 태국이 고르게 비중을 차지하

고 있다. 진행 중인 사업건수 기준으로는 말레이시아, 인도네시아, 태

국, 필리핀, 베트남 순이며, 2012년 기준 발행 CERs 규모로는 말레이

시아가 가장 크고 인도네시아, 태국, 베트남, 필리핀 순이다. 하지만 이

지역의 CDM사업을 하기 위해서는 CDM 프로젝트의 사업개발, 정부승

인, 등록, 검증, CER 발급에 이르기까지 장시간이 소요되며 위험요소

가 많다. 사업에 대한 성과를 계량적으로 제시하기 어려우며 외국기업

의 참여는 현지기업, 딜러 등 정보망을 통한 사전 정보입수나 절차적

문제에 성패가 좌우된다. 이는 정부의 지원이 활발하더라도 전문가 부

재, 기업인과 관련기관의 활용전략이 미비된 경우가 많고 부패, 관료주

의, 법체계 미비 등의 문제가 애로사항으로 작용하기 때문이다.

10) 친환경관련산업을 말하는 것으로 여러 산업이 있으나 여기에서는 저탄소 배출 관련

사업(CDM 사업 포함) 신재생관련 산업 및 친환경소재 및 기술 분야 등의 산업으로

만 한정함.

30

지역진행 중인 CDM 사업 2012년 기준 발행 CERs건수 비율(%) kCERs 비율(%)

아시아 3,493 76.9 2,338,282 80.4- 중국 1,682 37.0 1,949,687 67.0- 인도 1,208 26.6 573,266 19.7- 동남아시아 491 10.8 206,608 7.1중남미 854 18.8 422,243 14.5아프리카 95 2.1 94,038 3.2중동 55 1.2 37,981 1.3유럽, 중앙아시아 44 1.0 17,438 0.6출처 : UNEP Risoe Center ('09년 3월 기준)

<표 Ⅲ-15> 진행 중인 CDM 사업 세계 현황 및 CERs

국가명 UNFCCC 프로젝트 등록건수 연간 CER예상 감축량

인도네시아 23 3,256,000

베트남 3 828,000

태국 15 1,091,000출처 : UNFCC

<표 Ⅲ-16> 동남아시아 주요 3개국의 CDM 프로젝트 건수 및 CER

감축예상량

중동의 경우는 녹색산업이 활발한데 그 이유는 다음과 같은 3가지로

설명할 수 있다. 첫째는 전통적 수출품목인 석유 가스 등의 화석연료

고갈이라는 글로벌 이슈에 관심을 가지면서 새로운 에너지원의 수출에

대한 변화를 모색할 필요를 자각하게 되었다. 둘째, 중동 지역의 높은

에너지 소비, 부족한 수자원 등의 에너지 수급여건으로 인해 차세대 에

너지 공급원을 모색해야 될 필요가 있게 되었다. 셋째, 녹색산업의 특


성상 기술개발이나 보급확대에 따른 장기적인 투자 회수기간이 필요한

데 중동지역의 풍부한 오일머니가 이러한 자금공급원의 역할을 할 수

있기 때문이다. 2009년 1월 UAE는 150억달러를 재생 에너지에 투자한

사례나 사우디아라비아 국립대학 KAUST(King Abdullah University of

Science and Technology)가 미국의 스탠포드, 버클리 대학과 제휴 파트

너십(Academic Excellence Alliance partnership)을 맺은 후 태양 에너

지 기술 개발을 위해 스탠포드 대학에 2억 5천만 달러, 그린 콘크리트

개발을 위해 버클리 대학 연구소에 8천만 달러 투자건, 2008년 11월

카타르 정부는 영국 고든 총리가 영국의 저탄소 기술 개발에 15억~22

억 달러를 투자하기로 합의한 사례들은 모두 중동국가들이 녹색산업

투자를 확대하고 있음을 보여준 것이다.

현재 중동국가 중 녹색산업이 가장 활발한 국가는 UAE로서 마스다르

시의 신재생 도시 건설에, 태양 에너지와 관련해서는 독일이 아부다비

정부와 합작하여 2008년 Masdar PV사를 설립하였고 2014년까지 연간

1,000㎿의 전력 생산을 목표로 하여 20억 달러를 투자하였다.

한편, 스페인 엔지니어링 그룹 Sener Groupo De Ingenieria S.A.사는

마스다르와 2009년 합작 회사인 ‘Torresol Energy’를 설립해 선밸트

(sunbelt) 지역에의 고집광 태양에너지 발전소(CSP, Concentrated Solar

Power) 건설 및 운영 사업의 프로젝트를 착수할 예정이며 총 규모는

약 8억 유로가 투자될 것으로 전망된다. 그밖에 미국의 GE(재생 에너

지 솔루선), 핀란드의 WinWinD(풍력) 영국의 BP사와 호주의 Rio Tinto

사가 합작회사한 'Hydrogen Energy'(수소), 캐나다의 SNC Lavalin사 (탄

소포집,CCS) 등 세계의 재생에너지 관련 유수의 기업들이 UAE 마스다

르 시티의 재생에너지 사업에 참여 중이다.

32

재생에너지 분야 뿐 아니라 친환경 기술 분야에는 다수의 선진국들이

공동 기술 개발에 참여하고 있다. 스위스는 2009년 1월 UAE 정부와

수소 발전소 등 재생 에너지 분야의 상호 협력을 추진하기로 합의하였

다. 마스다르 시티 내에 스위스 빌리지를 설립하여 스위스 기업과 연구

소의 허브로 개발할 예정이다. 축적된 경험을 가진 스위스의 기술력은

UAE의 대중 교통과 고효율 빌딩 부문에 큰 도움을 제공할 것으로 예

상된다.

Ⅳ. 중동권 주요국들의 설비산업 환경 및 진출 전망 33

Ⅳ. 중동권 주요국들의 설비산업 환경 및 진출 전망

1. 사우디아라비아

가. 에너지 시장 환경

걸프지역 산유국 경제는 석유부문이 매우 큰 비중을 담당하는데, 사

우디아라비아는 특히나 그 비중이 커서, 2008년 기준 석유판매수익은

2,875억 달러로 GDP 대비 54.4%를 차지하였다. 2009년에는 국제유가

의 급락으로 석유판매수익이 크게 감소하여, 경상수지가 악화되고 정부

투자의 감소로 성장률의 하락이 불가피한 상황이어서, Global Insight의

2009년 경제성장률 전망치는 0.1%, EIU의 전망치는 0.4%에 그치는 것

으로 나타났다.

글로벌 금융위기로 부동산 시장과 주식시장 역시 크게 위축되면서

금융기관들의 재무건전성과 수익성도 크게 악화되었다. 이에 따라 사우

디아라비아는 금융경색을 해소하기 위해 약 30억 달러의 자금을 공급

하였고, 지불준비율과 기준금리를 낮추었다. 또한 민간은행의 대출이

축소되자 국부펀드와 국유은행을 통해 대출을 확대하고 있으며, 사우디

국부펀드는 국내기업 대출 확대와 만기연장을 하였다.

사우디아라비아 정부는 경기부양을 위하여, 재정지출을 통해 대규모

공공개발사업을 추진할 계획으로, 2009년 재정지출 규모를 전년대비

15.8% 증액한 1,267억 달러로 편성(GDP대비 38.2% 수준)하고, 이중

600억 달러를 신규 및 기추진 공공사업 투자에 투입할 예정이다. 국제

34

유가 하락으로 재정수입은 감소하고, 지출은 증가하는 상황으로 사우디

아라비아 정부는 2009년 예산안을 GDP대비 3.4%(173억달러) 재정적

자로 편성하였으나, 경제전망기관들은 GDP대비 10% 수준의 재정적자

가 발생할 것으로 보고 있다. 하지만 사우디아라비아의 2008년 외환보

유고는 약 4,600억 달러로 추정되는 반면, GDP에서 외채 비중은 2007

년 18.7%에서 2008년 13.5%로 감소하고 있는 추세여서 사우디아라비

아 정부의 투자지출 여력은 충분한 것으로 판단된다.

건설부문의 경우 정부의 비석유부문 육성을 위한 산업 다변화 정책

추진 및 외국인 투자 유치를 위한 적극적인 노력, 석유 수출입의 꾸준

한 증가에 힘입어 플랜트, 토목, 건축 등 다양한 분야의 프로젝트가 활

발히 추진되어 왔다. 하지만 최근 민간부문이 추진하는 대규모 플랜트

프로젝트의 경우 파이낸싱 문제 및 사업비 재검토 등으로 인해 발주가

지연되는 등 세계적인 경기 침체 및 금융위기의 영향을 받고 있는 상

황으로 2009년 2월 중순까지 사우디아라비아에서는 390억 달러 규모

의 프로젝트가 지연되기도 하였다. 그러나, 사우디아라비아 정부가

2009년도 지출을 확대하기로 결정함에 따라 공공부문 위주의 프로젝트

추진이 활발히 이루어질 것으로 예상되며, 특히 국가 발전을 위한 공

항, 철도, 도로, 발전 및 담수 관련 프로젝트가 우선 추진될 것으로 전

망된다. 반면, 석유, 가스 및 석유화학 등 대규모 플랜트 프로젝트의 경

우 발주처가 수요 감소 및 사업비 하락 추세를 관망한 후 사업을 추진

하려는 입장이다.

한편, 프로젝트 전문 기업인 Proleads사에 따르면, 2008년 10월 대비

2009년 4월 기준 GCC 국가의 재입찰 프로젝트 금액이 10배 가량 증

가한 것으로 나타났는데, 재입찰 프로젝트 건수로 보면 사우디아라비아가

42%로 가장 많았고, UAE, 쿠웨이트, 카타르, 오만 순으로 나타났다.


사우디아라비아는 향후 에너지부문에 1,400억 달러를 포함, 관련 산

업에 총 3,180억 달러를 투자할 전망이다. Kuwait Financial Centre

Markaz의 연구에 따르면 발전 분야에 900억 달러, 천연가스 프로젝트

에 500억 달러, 석유화학 분야에 900억 달러, 탈염시설 프로젝트에 880

억 달러가 편성되어 있다. Markaz에 따르면 이 계획을 실행하기 위해

사우디아라비아 정부는 민간 부문 및 국내외적으로 합작 프로젝트를

진행하여 발전용량 증대를 할 계획이며, 석유화학 분야는 저비용 및 석

유·가스 공급 확보의 잇점을 활용한 시장근접형 또는 대규모 프로젝트

로 추진될 것으로 보인다.

사우디아라비아는 이렇게 석유화학 분야에서 세계적인 전략적 허브

를 조성하는 것을 목표로 하고 있으며, 이에 관한 경쟁 우위를 확보하

기 위해서 집약적인 정제 및 석유화학 투자를 추진할 것으로 전망된다. 나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망

1) 전력

사우디아라비아는 인구 1인당 전력 소비율이 세계에서 가장 높은 국

가 중의 하나로, 향후 예상되는 급속한 인구증가와 정부의 산업화 계획

에 따른 전력수요 충당을 위해서는 발전설비 및 전력망 확충이 시급한

상황이다.

사우디아라비아 정부는 2000년 4월 10개의 지역별 전력회사

(SCECOs, Saudi Consolidated Electric Companies)를 통합하여 단일회

사인 사우디전력회사(Saudi Electricity Co.: SEC)를 설립하고 정부 보

조금을 철폐했다. 또한, 수요자, 운영자 및 투자자의 이익을 보호하기

위해 2001년 말 내각승인을 거쳐 전력부문 통합관리기구인 전력규제청

(The electricity & cogeneration Regulatory Authority: ECRA) 설립하였다.

36

전력규제청은 전력분야 민간 사업자에 대한 인허가 업무와 전력요금

결정, 공급자와 소비자 간의 이해관계 조정 등을 주요 임무로 한다.

SEC는 전력부문 시설 확충을 위한 신규 발전소 건설 및 기존 시설 개보

수에 국내 및 외국인 투자자의 참가를 적극 유도하고 있다. 송배전 부문

은 여전히 외국인 투자자들의 접근이 허용되지 않고 있지만, 현재 송전

부문의 개방이 추진되고 있어 좋은 사업기회를 제공할 것으로 전망된다.

사우디아라비아는 2024년 경에는 인구가 5천만명을 넘어설 것으로

예상되며, 이에 따라 전력수요 역시 지속적으로 증가할 전망이다. 수전

력부(Ministry of Water and Electricity)는 2023년까지 50,490㎿의 증

기, 가스 및 복합화력 발전소를 건설하여 수요를 충당할 계획이지만 석

유화학부문 및 산업용 인프라시설에서의 전력수요 증가에 따라 2020년

에 54,515㎿, 2023년에는 59,256㎿으로 급증하는 수요를 따라잡기에는

부족할 것으로 예상된다.

(단위 : ㎿)

년도 2010 2015 2020 2023전력수요 39,262 46,600 54,515 59,256

출처 : Ministry of Water and Electricity

<표 Ⅳ-1> 사우디아라비아의 전력수요 증가 전망

한편, 통합 전력망이 건설되어 지역 간 잉여 전력의 송전이 이루어지면

지역별로 보다 탄력적이고 효율적인 전력 수급이 가능해질 전망이다.

예를 들어 서부지역 전력망을 이미 통합이 이루어진 동부 및 중부지방

시스템과 연결하면 하지(Hajj) 기간 중 전력수요가 급상승하는 제다

(Jeddah) 및 마카(Makkah) 지역에 다른 지역으로부터 잉여전력을 공급

할 수 있게 된다. 하지만, 지역 전력망간 상호연결을 위해서는 현재 분

리 운영되고 있는 각 전력망에 대한 통합관리가 선행되어야 한다.


구 분 용량(㎿)

증기 터빈 발전소

홍해

지역

Shuaiba 1 2,100 350×6Rabigh 2 2,400 400×6Shuaiba 2 3,000 600×5

Shuqaiq 2,500 250×10소계 10,000

복합 화력발전소

걸프

지역

Qurrayah 2 2,448 408×6Half Moon Bay 1,632 408×4

Ras Assawr 2,856 408×7Replant Ghazlan 1,632 408×4

중부

지역

Refinery 2,853 317×9Howtat Sudair 1,140 285×4

Salboukh 1,995 285×7Muzahimiyah 1,140 285×4

Qassim 1,710 285×6

서부

지역

Yanbu 1,920 320×6Rabigh 640 320×2

Qunfudah 640 320×2Jizan 1,920 320×6

북부

지역

Hail 427.5 142.5×3

Tabuk 712.5 142.5×5Jawf 427.5 142.5×3

소계 24,094

가스 터빈 발전소

구분

동부 4,080중부 3,127서부 4,161남부 1,653북부 3,375소계 16,396

총 계 50,490출처 : Ministry of Water and Electricity

<표 Ⅳ-2> 사우디아라비아의 발전용량 확장계획(2000-2023년)

38

라빅(Rabigh) IPP11) 프로젝트는 라빅지역에 순발전용량 1,204㎿의

중유화력발전소를 BOO12)방식으로 건설하여 2033년까지 20년간 운영

하는 25억달러 규모의 프로젝트로, 지분구조는 낙찰사 80%, SEC 20%

가 될 예정이다. 진행상황은 2008년 12월 2일 입찰마감 되었으며, 사우

디아라비아 소재 아쿠아파워인터내셔널(Acwa Power International)과

한국전력공사 컨소시엄이 최저가 입찰하여, 한국전력공사는 우선협상

대상자로 선정되었다.

PP11 IPP는 사업비가 약 21억불일 것으로 예상되며 발전용량은

1,800㎿~2,100㎿이고 전력구매 계약기간은 25년, 지분구도는 SEC

60%, 개발사 40% 예정이다. 진행상황은 2009년 1월 28일

PQ(Pre-Qualification; 입찰참가자격 사전심사) 제출이 마감되었다. 사

우디아라비아에서는 향후에도 민간 부문과 합작으로 담수 및 전력 부

문에 대한 집중 투자가 이루어질 것으로 전망된다.

또한, 사우디아라비아는 SR60억13)에 달하는 대규모 전력망 프로젝

트를 전국에 걸쳐 곧 착수할 예정이다. 동 프로젝트는 사우디아라비아

전역에 전력공급이 중단되지 않도록 하는 것을 목표로 진행되는 것이

며, 사우디아라비아는 지속적으로 증가하고 있는 전력수요에 부응하여

전력생산을 증대할 계획이다.

사우디아라비아의 전국 전력망은 2010년 완공을 목표로 하고 있으

며, 동 전력망은 남부지역, 서부-중부, 서부-남부, 중부-동부지역을 연결

하는 것이다. 남부지역의 많은 곳에서 정전사태가 발생하기도 하였는

11) IPP는 Independent Power Producer의 약자로 민간발전사업자를 지칭

12) BOO방식이란 Build-Own-Operate의 약자로 사업시행자가 인프라 등의 공사를 수행

하고, 당해 시설의 소유권과 운영권을 가지는 방식을 지칭

13) SR은 Saudi Riyal의 약자로 사우디아라비아의 화폐 단위


데, 동 지역에는 기타 지역과 연결되는 전용 및 통합 전력망이 구축될

것이다.

사우디 서부-중부 전력망 사업비는 SR33.4억, 서부-남부는 SR5.2억,

중부-동부는 SR2.1억, 남부는 SR19.4억이 소요될 것으로 예상되며,

Madina와 Qassim을 연결하는 420㎞ 송전선로 공사에는 SR7.8억이 소요

될 예정이다. 상기 Madina-Qassim 송전선로에서 470㎞ 연장하여 중부지

역망과 연결할 예정이며, 사업비는 SR8.46억으로 추산된다. Madina와 서

부지역을 연결하는 송전선로 연장은 140㎞로, 사업비는 SR2.6억이다. 한

편, Madina와 Qassim지역에 발전소도 건설할 계획인데 그 규모는 각각

SR6.45억, SR7.76억에 달할 것으로 보인다. 동부-중부 네트워크의 전력

공급 용량은 2.8GW이다.

2) 석유·가스

사우디아라비아의 석유매장량은 2008년 기준 2,641억 배럴로 전 세

계 석유매장량의 약 21%를 차지하며, 12개 유정에서 1,084만 b/d의 원유

를 생산하였다. 2009년까지 석유생산능력을 1,250만 b/d로 증대하는 동시

에 현재의 생산량을 유지하고 증가하는 세계 수요에 대응하기 위해 유전

확장 프로젝트를 활발히 진행 중이며, 2013년까지 1,305만~1,350만 b/d의

원유 생산을 위해 135만 b/d를 추가 생산하는 'Post 2009' 프로젝트를 계획

중이다.

세계 최대의 석유 자원 보유국인 사우디아라비아는 생산능력과 정제

능력을 확대를 목표로, 신규 프로젝트들을 통해서 2009년부터 1,250만

b/d를 생산하기 위해 2008년 내에 Khursaniyah 유전은 50만b/d,

Shaybah 유전과 Nuayyim 유전에서 30만b/d, Khurais 유전에서는 2009

40

년부터 120만b/d의 생산을 개시하는 것을 목표로 추진해왔다. 사우디아

라비아의 석유생산 목표 실현은 바로 안정적인 원유생산유지와 최대 생

산능력유지를 의미한다.

유전 원유종류완공

년도

생산능력

(b/d)

Haradh Arab Light 2006년7월 30만

Khursaniyah, Abu Hadriyah, Al-Fadli Arab Light/Extra Light 2007 50만

Shaybah Arab Extra Light 2008 30만

Khurais Arab Light 2009 110만(최대120만)

Nuayyim Arab Extra Light 2009 10만

합 계 230만

당초 생산능력(2006.3월) 1,100만

2006~2009년 추가 생산 원유량 +230만

2006~2009 자연발생 손실 - 80만

2009년 최종 생산능력 1,250만

출처 : SNSAP(Saudi National Security Assessment Project)보고서를 바탕으로 작성된 해외

건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)에서 재인용

<표 IV-3> 현재 추진 중인 프로젝트 (2009년까지 완공)


유전 원유종류 완공년도 생산능력(배럴/일)

Shaybah Ⅱ Arab Extra Light 2010 20만

Neutral Zone Arab Medium 2010 15만

Moneefa Ⅰ Arab Heavy 2011 30만

Moneefa Ⅱ Arab Heavy 2013 30만

Moneefa Ⅲ Arab Heavy 2013 40만합 계 135만

현재 생산능력(2009년 예상 원유생산능력) 1,250만2009~2013년 추가 생산 원유 +135만2009~2013 자연발생 손실 - 80만2013년 최종 생산능력 1,305만출처 : SNSAP(Saudi National Security Assessment Project)보고서를 바탕으로 작성된 해외

건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)에서 재인용

<표 Ⅳ-4> 향후 추진 프로젝트 (2009년 이후)

사우디아라비아의 정유현황으로는 사우디 아람코(Saudi Aramco)가 현재

7개의 정유공장에 175만 b/d의 정유능력을 보유하고 있으며, 현재 각 40만

b/d 규모의 2개의 정유시설 건설을 추진 중이다.

정유공장 정유능력(배럴/일) 가동년도 소유지분(아람코 기준)

Jeddah 6만 1968 75% + 25% 민간

Rabigh 40만 1989 100%Ras Tanura 32.5만 1945 100%Riyadh 12만 1974 100%Yanbu 17만 1983 75% + 25% 민간

Sasref* (Jubail 지역) 30.5만 1985 50% + 50% ShellSamref* (Yanbu 지역) 36.5만 1984 50% + 50% Mobil

합 계 174.5만 - -출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)에서 재인용Sasref* : Saudi Aramco Shell Refinery Company Samref* : Saudi Aramco Mobil Refinery Company

<표 Ⅳ-5> 아람코의 현재 가동 중인 정유공장

42

프로젝트 명정유능력(배럴/일) 규모(달러) 진행상태

수출용 정유공장 2기 각각 40만 각각 50억 외국 파트너 선정단계

Rabigh 정유/석유화학 복합단지 기존

정유공장

현대화 및

석유화학

단지 신설

85억일본의 스미토모

화학과 합작 추진중

Ras Tanura 정유/석유화학 복합단지 60억 FEED업체 선정 단계

Yanbu 정유/석유화학 복합단지 미정 향후 추진예정

출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)에서 재인용

<표 Ⅳ-6> 아람코의 향후 추진 프로젝트

2008년 기준, 사우디아라비아의 천연가스 확인매장량은 267.3tcf14)으

로 이는 세계 가스매장량의 4.1%에 해당한다. 석유화학산업의 성장, 발

전·담수화공장 및 기타 산업용 연료 등 국내 가스 수요의 급증에 따라

생산용량 확장이 정부의 주요 과제 중 하나로 추진되고 있다.

1999년 말 아람코는 향후 25년간 450억 달러를 가스전 개발과 처리

시설 건설에 투자하기로 결정하는 동시에 외국인 투자 유치를 추진 중

이다. 사우디 아람코는 향후 20년 동안 세계 에너지수요가 57% 상승

하는데 그 중 가스수요는 100tcf15)에서 63% 증가한 163tcf가 될 것이

라고 전망하고, 또한 중동의 석유부문 거시적 전략 프로젝트 구축을 위

하여 향후 5년 안에 1.9조 달러가 추가투자 될 것이라고 밝혔다.

3) 석유화학

사우디아라비아에서는 1980년대 초까지 원유수반가스를 소각처리했

었으나, 이후 원유수반가스를 유효이용하기 시작하면서 사우디아라비

14) tcf는 trillion cubic feet의 약어로, 1조 입방피트

15) TCF는 Trillion Cubic Feet의 약자로 1 TCF는 1조 입방피트에 해당


아의 석유화학산업은 저렴한 원료 사용이라는 원가우위를 바탕으로 급

속도로 발전하였다. 원래 사우디아라비아의 석유화학사업은 SABIC(정

부지분 70%)을 중심으로 전개되었으나, 최근에는 사우디 아람코의 진

출이 늘어나고 있다. SABIC은 절대적인 원가우위를 바탕으로 생산능

력을 대폭 확대하여, 2007년에는 매출액 338억달러, 순이익 72억 달러

를 기록하며 화학기업 세계 1위를 기록했다. SABIC의 수출액은 사우

디아라비아 비석유부문 수출의 약 70%를 차지한다.

Saudi Kayan PC는 지난 2006년 4월 SABIC과 민간기업인 Kayan

PC의 합작으로 설립되었는데, Saudi Kayan PC는 총 90억 달러를 투자

해 에탄·부탄을 원료로 하는 크래커(에틸렌 135만톤, 프로필렌 60만톤),

PE(폴리에틸렌), PP(폴리프로필렌), EG(에틸렌 글리콜)를 비롯해 에탄

올아민 등의 EO(에틸렌 옥시드)유도품, 폴리카보네이트 수지 등의 특

수화학품 사업화를 실시하고 있다.

2009~2012년 완성을 목표로 Saudi Kayan은 135만톤, Saudi

Polymers co.(NCP)가 120만톤, Sipchem이 100만톤, Saudi

Aramco/DOW Chemical이 120만톤 등 외국사와의 합작을 통한 에틸렌

신설계획이 추진 중이다. 사우디 아람코와 일본 스미토모 화학이 합작

해 설립한 Petro Rabigh은 사우디아라비아 최초의 석유정제와 석유화

학의 통합이다. Petro Rabigh은 이미 차기 증설 계획인 ‘Petro Rabigh

2’를 검토하고 있으며, 특히 방향족계 석유화학제품 및 나일론 수지 등

의 석유화학 하류부문 제품에 중점을 두고 있는 것으로 알려졌다.

쥬베일 및 얀부 왕립위원회는 현재 11만명 수용 중인 석유화학공장

단지 인근 쥬베일에 제2석유화학공장단지 조성을 계획 중이며, 부지는

5,400㏊로 이미 확보하였고, 10만명 수용을 계획하고 있다. 규모는 기

44

반시설투자로 $35억이 소요될 것으로 예상되는데, 원유 및 가스 처리

시설, 전력 및 담수생산 공장, 석유화학제품·비료·철강제품 생산 플랜트

등에 투자될 것이다. 타당성 조사는 Bechtel사(미)가 수행하였고, 석유

화학 플랜트 건설 추진 주요 기업은 Sabic, Sipchem, Sahara 등이다.

추진계획 1단계는 2008년까지 1,600㏊ 개발, 2∼4단계는 단계별 사업

기간 5년씩으로 2022년까지이다. 향후에도 석유 자원, 기후 및 지형적

특성상 석유화학 공장 등의 지속적인 공사 발주가 예상된다.

4) 신재생 에너지

독일 함부르크 소재 Conergy의 아시아-태평양 지사는 사우디아라비

아 소재의 National Solar Systems와의 컨소시엄을 통해 사우디아라비아

King Abdullah 과학기술대(KAUST)에 2㎿ 규모의 태양광발전시설 건설

계약을 수주하였다. Conergy는 발전소 설계 및 자재공급을 담당하고

National Solar Systems는 설비 및 가동 관리를 담당할 예정이다. 태양광

발전시설은 Conergy의 마운팅 시스템과 Sunpower Corporation의 고효율

태양광 모듈 및 전력전자기기 등으로 구성된 최고 사양의 자재를 사용

할 예정으로, 1㎿급의 태양광발전설비 2기가 KAUST의 북실험실 및 남

실험실 각각의옥상에 설치될 계획이다. 이 설비는옥상 면적 11,577㎡를 차

지하며, 발전량은 3,332㎿h로 연간 1,666톤의 CO2 배출을 감축할 수 있다.

또한, 사우디아라비아의 두 번째 대도시인 Jeddah시 북쪽 Thuwal에

위치한 KAUST의 태양광발전 프로젝트는 사우디 아람코가 관리하며,

광전지부문을 관리하는 Saudi Oger를 비롯한 여러 건설 대기업이 참여하

고 있는데, 동 시설 건설비용은 €1,130만으로, GCC(Gulf Cooperation

Council) 회원국으로서는 최초의 대규모 태양광발전 프로젝트이다.


다. 설비 시장 진출 환경16)

1) 제도 및 투자환경

사우디아라비아는 투자청(SAGIA)을 설립하여 투자허가 및 유치활동

조직을 일원화하고 외국인 투자자에 대한 혜택, 보증 등에 있어 내국인

투자자와 동일한 대우를 하겠다고 발표하였다. 종전에는 국가발전계획

에 부합하고 기술이전을 촉진하는 분야에 한해 외국인 투자를 개방하

였으나 현재는 투자금지업종을 제외한 전 분야를 개방하였다. 석유탐사

및 생산 분야는 외국인 투자 금지 분야로 유전개발, 석유채굴분야에 대

한 외국인 투자는 금지되어 있으나 정유산업과 석유화학산업 등을 포

함한 석유관련 산업에는 아직도 투자기회가 많이 있다.

사우디아라비아에서는 외국인 100% 단독투자 및 합작투자 모두 가

능하며, 스폰서 제도가 폐지되면서 외국인 투자자와 직원 등은 허가 받

은 투자 프로젝트에 의한 스폰서를 받아야 한다. 그리고 종전에는 소득에

따라 20%에서 45%까지 누진 적용하던 법인세를 외국인 합작기업의

외국인 지분에 대해 소득수준에 관계없이 20% 단일 세율을 적용한다.

외국인 투자 인센티브로 플랜트 합작투자 시 사우디 산업개발 자금

을 융자, 전기·물·연료 등 공공요금 할인, 생산 원자재 및 설비 면세 통

관 등의 혜택과 사우디아라비아 측 합작 비율이 50% 이상일 경우 정

부 발주 프로젝트에 특혜 및 조달 시 우선 구매 혜택을 제공한다. 산업

도시 입주 시 정부가 요구하는 투자요건을 갖춘 경우 공장부지, 전력,

수도료 등 특별혜택도 받을 수 있다.

16) 각국의 설비 시장 진출 환경 부분은 해외건설협회의 ‘해외건설종합정보서비스

(www.icak.or.kr)’의 자료를 참조하였음.

46

외국인 투자 신청의 심사와 승인은 사우디투자청(SAGIA)이 전담하

며 사우디투자청의 승인을 근거로 상무성에서 CR(Commercial

Registration)을 발급한다. 건설회사의 경우 최소 자본금은 50만SR(약

13만 달러)정도이며 장비투자도 인정해준다. 사우디투자청의 감독 하에

종합서비스센터들이 실무절차를 수행한다. 종합서비스센터(Comprehensive

Service Centres; CSC)는 사우디투자청 산하 사무소로 리야드, 젯다와

담맘에 설치되어있다. 이 사무소에서는 투자신청서 양식을 배포하고,

모든 면허와 허가를 발급한다. 외국인투자자의 투자신청이 승인되면 상무

부(MInistry of Commerce)의 대표가 상업등기서류를 발급하고, 내무부의

여권국(General Directorate of Passports)과 고용관리국(General Administration

for Recruitment), 노동사회부의 노동실 대표가 투자신청을 확인한 후 노

동허가서와 거주허가서를 발급한다. 재무부의 자카트 소득국(Zakat and

Income Department)은 회계와 세무보고 준비 여부를 확인하고, 사우디

산업개발기금(Saudi Industrial Development Fund; SIDF)의 대표는 개

발프로젝트인 경우 동 기금의 지원 가능성을 확인한다.

투자자 또는 투자자의 대리인은 종합서비스센터에서 신청서 양식을

받고, 관련 서류들을 완비하여 제출하면, 종합서비스센터는 제출 신청

서류 완비 여부를 5일 이내에 확인하고, 심사를 시작하여 약 1개월 이

내에 승인여부를 결정한다. 1개월 이내에 승인여부 결정이 없으면, 자

동적으로 투자가 승인된 것으로 간주하는데, 승인이 거부된 투자자는

투자청에 이의를 제기할 수 있다.

허가와 관련 실무절차는 투자청의 감독 하에 투자서비스센터

(Investor Service Center; ISC)에서 수행하고 있는데 2000년 하반기에

투자서비스센터의 첫 사무소가 수도인 리야드에 설립되었고 이후 젯다,


담만, 메디나, 쥬베일 및 얀부에 추가로 설립되었다. 투자서비스센터는

외국어 양식을 배포하고, 모든 면허와 허가 업무를 수행하고 있다.

외국인 투자에 대한 조세 감면제도는 Tax Holiday가 적용되어 사우

디아라비아 합작 지분이 25% 이상인 경우 5~10년간 세금이 면제되는

데 투자형태 및 성격에 따라서 세금부과가 차등 실시되고 있다. 제조업

의 경우 10년간 면제된다.

법인세의 세율은 외국인 합작기업의 외국인 지분에 대해 소득수준에

관계없이 20%의 세율로 적용된다. 단, 석유부문은 85%, 가스부문은 처음

4년간은 30%, 5년째 67.95%, 6년째 85%로 상향 조정되고 사우디아라비

아 내국인의 경우 종전과 같이 회사 순수자본과 매출금에 대해 2.5%(자

카트)가 부과된다. 법인세 적용 대상은 외국인 주주의 자본금으로 설립

한 회사, 사우디아라비아에서 사업을 하는 외국인 거주자의 자본금으로

설립한 회사, 주재국에 거주하지 않지만 고정사업장을 통해 주재국에서

사업을 하는 개인들의 자본금으로 설립한 회사이다. 합작투자기업 또는

외국회사의 지점 등 형태와 관계없이 부과된다.

외국인 주주에게 지급되는 배당금은 원천 과세되지 않고 개인소득세

의 형태로 사후 과세된다. 대형 산업설비프로젝트와 같이 원자재 및 기

자재를 외국에서 반입하여 설치하는 경우는 공급 및 설치부문에서 발

생하는 모든 이익이 과세대상이 되나, 공급 및 설치계약이 분리되는 경

우에는 설치부문에서 발생하는 이익만이 과세대상이 된다.

합작기업의 로열티 지급은 전액 외국인 투자자의 이익으로 간주하여

법인세 과세대상이 되며, 로열티 지급 시에 로열티 지급 기업은 법인세

를 원천징수하여 조세국(Department of Zakat and Income Tax; DZIT)

에 신고해야 한다. 기술제공 수수료는 15%의 이익이 포함된 것으로 간

48

주되어 원천징수세 납부 대상이 된다. 사우디아라비아 내에서의 거래

를 분리하여 기록하지 않고 재무제표를 조세국에 제출하지 않는 외국

인기업의 경우에는 총수익의 15%를 이익으로 산정하여 과세하며, 경영

자문료는 15%보다 높은 비율을 적용한다. 외국인의 경우 1975년 이후

로 급여 소득자는 비과세이며, 자영업자는 과세 대상으로 소득수준에

따라 과세한다.

2) 금융조달

사우디산업개발기금(Saudi Industrial Development Fund; SIDF)의 제공 상

한 범위는 최초 투자비용의 50%이며 상환기간은 규정상 최장 15년이나, 실

제로는 9.5년인 경우가 대부분이다. 수수료는 최초 융자 시 5%의 개설료가

있고, 이후 매년 연 2%이다. 간혹 기술수수료와 관리수수료가 징수될 때도

있다.

제출서류는 대출신청서, 산업허가증(사본), FS17)(최근 1년내 자료),

사업자등록증(사본), 토지임대계약 또는 토지 대장(사본), 주주의 개인

소득 증명서, 3개 업체에서 발급한 기계와 장비에 대한 세부 가격 및

내역 견적서(카탈로그 첨부), 기계 배치를 포함한 건물 설계도, 3개 업

체에서 발급한 건축 및 토목공사 견적서(BOQ18) 첨부), 프로젝트 관련

(라이센스, 운영, 마케팅 등) 계약서 사본, 최근 3년간 재무제표(기존

프로젝트를 위한 기계 교체 및 현대화 시) 등이 있다.

대출조건은 프로젝트 수행 시 현지 자재 사용, 프로젝트 수행 기간

동안 현지 컨설팅업체 고용, 대출기간 동안 프로젝트 재무회계를 위해

현지 회계업체 고용 등이 있다.

17) FS는 Feasibility Study의 약자로 사업타당성 평가를 의미

18) BOQ는 Bill of Quantities의 약자로 건축시공 물량 산출 내역서를 의미


3) 설비공사 수행환경

육상 운송의 경우 철도 총연장은 1,390㎞로서, 이중 448㎞는 복선 구

간이다. 철도망은 사우디철도공사(Saudi Government Railroad Organization;

SRO)가 운영하고 있으며, 2001년 기준 연간 80만명의 여객과 80만톤

의 화물을 수송하였다. 도로는 2006년 현재 고속도로 5천㎞를 포함한

포장도로의 총연장은 5만㎞이며 비포장도로는 10만㎞ 이상이다. 주요

도로로는 서부지역 Jeddah, Makkah, Madinah와 동부지역의 Riyadh 및

걸프 유전지대를 연결하는 반도횡단 고속도로와 Dammam과 요르단과

의 국경지대를 연결하는 Tapline 도로 등이 있다. 도로망은 카타르, 요

르단, 쿠웨이트, UAE, 예멘, 오만 등 인근 아랍국가와도 연결되어 있으

며, 섬나라인 이웃 바레인과는 1986년 11월 Causeway 개통으로 연결

되었다.

해상 운송의 경우 주요항만으로는 Jeddah, Dammam, Jizan, Jubail,

Yanbu 등 5개의 상업항을 비롯하여 Yanbu와 Jubail에 2개의 산업항이

있으며, 원유선적 전용항만인 Ras Tanura항이 있다. 수입물량의 90%가

반입되고 있는 Jeddah가 최대 항만이며, 1997년 4월 19일부터 화물운

임을 20ft. 컨테이너당 $150로 인하하였다.

라. 수주 현황

2008년 이후 2009년 11월까지 사우디아라비아에서 우리나라 기업이

수주한 1억달러 이상의 대형 공사에는 다음과 같은 공사들이 있다.

50

(단위 : 천달러)업체 공사명 발주처 최종 금액 공기

대림

산업

NCP 석유화학 단지 건설공

사-South Plot

Saudi Polymers Company

1,087,065 2008/01/01-2011/05/11

대림

산업

쥬베일수출용정유공장프로젝

트PKG2B-산성가스처리시설SATORP 818,000 2009/07/07-

2013/07/31대림

산업카얀폴리카보네이트프로젝트

카얀 석유

화학회사1,347,295 2007/02/22-

2010/04/22두산

중공업

쿠라야 복합화력 발전설비

공사

사우디

전력회사1,043,460 2009/09/16-

2013/02/15삼성

ENG쥬베일수출용정유공장프로젝

트PKG3-방향족플랜트SATORP 699,098 2009/07/07-

2013/07/31한화

건설

마라픽STG5&6호기건설프로

젝트Marafiq 751,086 2009/07/27-

2012/07/26현대

건설

카란가스전개발프로젝트

PKG1-카란가스시설공사

사우디

아람코1,348,481 2009/03/01-

2012/02/28현대

건설

쿠레이스육상유전시설공사

(PKG3-CPF) 사우디

아람코806,590 2006/09/20-

2009/05/31현대

건설마니파 송변전 공사

사우디

아람코259,511 2008/06/10-

2011/06/30현대

건설

카심-메디나간380kV송전선공

사

사우디

전력회사208,094 2008/04/22-

2010/09/21출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-7> 사우디아라비아 최근 수주 현황

사우디아라비아에서 수주한 대형공사들을 보면 10억달러가 넘는 공

사들은 주로 NCP 석유화학단지 건설공사, 쥬베일 수출용 정유프로젝

트PKG2B-산성가스 처리시설 공사와 같이 석유가스 하류부문이나 석

유화학 단지 건설이다. 또한 카란가스전 개발 프로젝트 PKG1-카란 가

스시설 공사와 같이 상류부문 시설물 공사에서도 대형 수주를 기록하

였다. 상류부문에서는 쿠레이스 육상 유전시설공사(8억 달러대)가 있

다. 전력부문에는 쿠라야 복합화력 발전설비 공사와 같이 발전설비 공


사로 10억이 넘는 실적을 기록하였다. 발전설비 공사만큼 대형은 아니

지만, 송변전 공사나 송전선 공사, 전력선교체 등의 분야에서도 많은

수주를 하고 있다. 사우디아라비아의 주요 발주처는 사우디 아람코나

사우디 전력회사이며, 이외에 정유회사나 석유화학회사 등이 있다.

공사규모가 1억 달러에는 미치지 못하지만, 우리 기업들은 2008년

이래 사우디아라비아로부터 많은 공사를 에너지 및 전력 설비 부문에

서 수주해왔으며, 이는 중동 여러 국가들 중에서 가장 활발한 수주 실

적이다.

마. 진출 전략

사우디아라비아에서 우리 기업은 수십년 간 많은 건설공사를 수행한

경험이 있으며, 현재도 대형 공사를 수주하여 수행 중에 있다. 이러한 현

지에서의 우리 기업에 대한 인지도와 신뢰를 바탕으로, 설계 등 고기술

부문으로 사업 분야를 고도화해 나갈 필요가 있다. 이를 위해서, 자체적

으로 기술도입 및 연구개발 역량 강화와 함께 선진 기업과의 전략적 제

휴, 컨소시엄 구성을 통한 계약 수주 등으로 사업수행 경험을 확대해 나

가야 한다. 그리고, 사우디아라비아 설비 건설 경쟁국인 중국 등 동남

아시아 업체들과 현지 업체들의 기술력 및 가격경쟁력이 많이 높아져,

토목·건축부문 우리 기업들의 가격경쟁력이 상대적으로 하락한 상황이

다. 우리 기업은 공정기술 개발 및 혁신을 통한 원가경쟁력의 유지에도

노력해야 할 것이다.

또한, 내국인 의무고용 제도나 현지 스폰서와의 법적 관계 형성 등 사

우디아라비아에서의 사업수행에 걸림돌이 될 수 있는 부분에 대해서 신

52

중한 접근이 필요하다. 특히 스폰서 문제는 비용과 시간이 들더라도 합법

적인 절차를 거치는 것이 향후 법적인 문제가 발생을 예방하는 방법이다.

2. 오만


오만 경제는 석유·가스 부문에 크게 의존하고 있어서, 수년간의 고유가

로 오만 정부의 재정수입과 무역수지, 그리고 외환보유고가 증가했다. 그

러나, 2008년의 석유 가격하락과 국제 경제의 침체로 오만 재정수지가

악화되었고 만약 저유가가 지속된다면 2009년에는 재정적자가 발생할

가능성이 있고, 글로벌 금융 위기로 인해 외국인 투자가 위축되고 각종

프로젝트도 축소될 가능성이 있다. 오만의 경제성장률은 2006년에

6.0%, 2007년에는 7.7%, 2008년에는 7.8%를 기록하였으나, 이후 저유

가와 세계 경제침체로 인하여 2009년에는 4% 수준으로 낮아질 것으로

추정된다.

석유·가스 부문에 경제의존도는 매우 높지만, 이러한 자원은 점점 줄어

들어가고 있기 때문에, 오만 정부는 최근 들어 산업의 다변화, 공업화 및

민영화 계획을 추진함으로써, 석유·가스부문에의 경제 의존도를 완화시키

려고 노력하고 있다. 이를 통해 석유·가스부문에 대한 GDP 의존도를

2020년까지 9% 수준으로 낮추려는 계획이다.

특히 오만 정부는 지난 1995년에 ‘비전 2020 계획’을 발표한 이래

300억 달러를 관광 인프라 개발에 투자하는 등 2020년까지 3천만 명의

외국인 관광객을 유치하기 위해 의욕적으로 사업을 추진해 왔다. 정부

의 관광산업개발에 대한 의지가 건설관련 산업 전반에 긍정적인 영향을


미쳐서 항만, 공항, 부동산 개발 등에 대한 투자가 지속되어 왔으며, 대

외 신용도 상승과 함께 외국자본이 대거 유입됨으로써 전력, 담수 및

알루미늄 제련공장 등 많은 부분에서 민자개발 프로젝트들이 다양하게

추진해왔다.

그러나 2008년 하반기부터 시작된 세계 경기 침체로 상당한 타격을

받고 있으며 이런 상황은 당분간 지속될 것으로 보이고 있다. 또한 정

부가 2009년 예산 중 지출을 전년대비 11% 증가한 166억불로 책정하

였지만 유가하락 정도에 따라 예산 삭감을 고려할 수도 있다고 언급하

는 등 시장이 안정적인 상태는 아닌 것으로 판단된다. 이에 따라 최근

국제유가 급락과 세계 경제 침체의 영향으로 정부 정책에 상당한 차질

이 발생할 것으로 보인다. 하지만, 2007년 12월에 오만수전력조달회사

(Oman Water and Power Procurement Co.)가 인구증가와 경제발전으

로 인해 향후 7년간(2008~2014년) 2,985㎿ 용량의 발전소와 최소

29mg/d 용량의 담수설비가 추가 필요할 것으로 전망한 바 있어 동 부

문 관련 프로젝트의 발주는 계속될 것으로 기대된다.

오만의 산업발전계획은 가스 자원, 금속공업, 석유화학 및 국제환적

항건설 등에 초점을 맞추고 있으며, 오만 정부는 외국 투자자 유치를

위해서 활발히 움직이고 있다. 특히 공업부문과 정보기술산업, 관광산

업, 수송부문 및 고등교육부문에의 외국인 투자를 기대하고 있다.

나. 에너지 분야별 설비 시장 현황 및 전망

1) 전력

2008년 오만의 생산량은 약 16만 GW/h, 공급량은 15만 GW/h로 각각

전년 대비 11%, 10% 증가하였다.

54

(단위 : GW/h)

구분 2006 2007 2008

생산량 13,585.3 14,442.9 16,048.1

공급량 13,126.6 13,855.8 15,334.4출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-8> 전력 생산 및 공급 현황

오만의 전력 담당기관은 전력규제청(Authority for Electricity Regulation)

으로 3명의 임원으로 임원단이 구성되어 있다. 청장(비상임)은 Dr. Saleh

Mohammed Al-Alawi, 임원(비상임)은 Amur Mubarak Al-Kiyumi, 이사(상

임)은 John Cunneen이다.

담수의 2008년 생산량은 35만mg, 공급량은 35만mg으로 각각 전년 대비

3.2%, 5.3% 증가하였다. 2008년 12월 오만수전력조달회사(Oman Power

and Water Procurement Co.: OPWP)의 발표에 따르면, 산업 프로젝트 및

관광단지 개발 등으로 전력 및 담수 수요가 2015년 경에는, 2008년 3,291

㎿ 대비 79% 증가하여 5,900㎿에 이를 것으로 전망된다. 이에 따라 2015년

까지 총 2,420~3,470㎿의 추가 전력 생산 및 공급이 필요하다.

(단위 : 백만 갤런)

구분 2006 2007 2008

생산량 33,157.9 34,079.2 35,167.5

공급량 33,108.9 33,774.0 35,548.1출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-9> 담수 생산량 및 공급량

살랄라(Salalah) IWPP19)는 발전용량 400~430㎿, 담수용량 15MIGD

의 규모로 무스카트에서 1,000㎞ 떨어진 남부 타까(Taqah)에 위치해

있다. 2008년 6월 입찰제안서 접수를 받았고 2009년 4월 현재 입찰평가

19) IWPP는 Independent Water and Power Project의 약자로 독립수전력프로젝트를 지칭


중이다. 참여컨소시엄은 Saudi Orger+Mitsui+WJ Towell, International

Power+Mubadala+National Trading Co., Sembcorp+Oman Investment

Corp.이다.

알구브라(Al-Ghubrah) IWPP는 발전용량 500㎿, 담수용량 30MIGD의

규모로 무스카트 내 알구브라 지역에 위치해 있다. 추진 일정은 2010

년 1/4분기 입찰 제안 요청서를 발급하고 2010년 4/4분기 입찰 평가 및

낙찰사를 선정할 예정이다.

소하르(Sohar) IWPP는 발전용량 1,300㎿ 규모로, 추진일정은 2009년

2/4분기에 입찰 제안 요청서를 발급하여 2012년완공을 목표로 하고 있다.

두쿰(Duqum) IWPP는 발전용량 1,000㎿ 규모이며, 2010년 2/4분기에

입찰 제안 요청서를 발급하고 4/4분기에 입찰 평가 및 낙찰사 선정하여

2015년 완공 예정이다.

회사명 역할

Electricity Holding Co. 산하기관 규제 및 관리,감독 Oman Power &Water Procurement Co. 전력수요 전망, 수전력 조달

Oman Electricity Transmission Co. 전력 수송

Al Ghubrah Power and Desalination Co. MIS 전력 생산

Wadi Al-Jizzi Power Co. MIS 전력 생산

Muscat Electricity Distribution Co. 전력 공급

Mazoon Electricity Co. 전력 공급

Majan Electricity Co. 전력 공급

Rural Areas Electricity Co. Rural System 전력 공급

출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)주 : MIS(Main Interconnected System): 무스카트, 부라이미, 남북부 바티나, 다킬리야,

샤르끼야, 다히라 지역 전력 공급

Salalah System: 살랄라 및 도파르 지역 전력 공급

Rural System: 기타 지역 전력 공급

<표 Ⅳ-10> 오만 전력 관련 국영기업

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회사명 역할

AES Barka MIS 전력 생산

Al Kamil Power Co. MIS 전력 생산

United Power Co. MIS 전력 생산

Dhofar Power Co. Salalah System 전력 공급

Sohar Power Co. MIS 전력 생산

Al-Rusail Power Co. MIS 전력 생산

출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-11> 오만 전력 관련 민간기업

2) 석유·가스

오만의 주요자원은 석유와 가스이다. 2008년 기준 석유의 매장량은 약

56억 배럴로 전 세계 매장량의 0.4%를 보유하고 있으며, 오만의 석유 생산

량은 72.8만b/d로 전 세계 생산량의 0.9%를 생산한다. 최근 석유부 장관이

석유증산 계획을 발표해 2009년에 원유생산량이 다소 증가할 것으로 예상

되긴 하지만, 80만b/d로 증가하는데 그칠 것으로 전망된다. 오만에서 석유

는 정부 전체 수입의 약 75%, GDP의 40%를 차지하고 있을 만큼 중요한

자원이다.

오만 정부는 향후 5년간 석유·가스 부문에 100억 달러의 투자 계획

을 발표하였는데, 원유 생산량을 2010년∼2011년까지 90만b/d로 증대

시키고, 천연가스 생산량도 현재보다 두 배 가량 증대시켜 동 기간까지

7∼8000만㎥/d의 가스를 생산할 예정이다.

오만에서 석유의 생산은 국영석유개발공사(Petroleum Development

Oman: PDO)가 담당한다. 현재 원유 생산량의 2/3 정도를 장년기에 접어든

Fahud, Yibal, Nimr등 3개 대형유전에 의존하고 있기 때문에 12억 달러의


예산을 신규 유전의 원유생산에 집중적으로 투자하고 있다. 그 결과로

Burhan과 Mukhaizna 유전이 생산을 개시했다. 대부분의 개발 예정 광구들

이 탐사작업이 어렵거나 고비용이 요구되는 환경에 있기 때문에 신규 광구

개발 비용은 증가할 것으로 예상된다. 오만의 광구 중 13개 광구에서는 민

간업체들이 주로 생산을 담당하고 있는데, 주요 생산업체는 Occidental,

Amoco, Japan Petroleum Exploration Co.(일본), Nimr Petroleum Co.(사우디),

TotalFinaElf, Novus Petroleum(호주)과 Triton International(미국) 등이다.

(단위 : 천b/d)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 세계 생산량 중 비중(%)

824 785 782 747 701 728 0.9출처 : BP, Statistical review of world energy(2009)

<표 Ⅳ-12> 오만 석유 생산량 추이

오만 정부는 Mukhaizna 유정으로부터 발굴되는 원유, 가스를 현재 정유

공장이 있는 Muscat 지역 및 Sohar 지역까지 운송하기에는 물류비용이 많

이 들어가는 여건을 감안하여 무스카트 남동쪽으로 약 700㎞ 떨어진

Duqm 지역에 세 번째 정유공장 신설을 고려하고 있다. 수출용 정유공장으

로 건설될 동 프로젝트는 20만 b/d의 처리능력을 갖추며, 현재 마스터플랜

까지 완료된 상태이지만 총 사업비는 아직까지 알려진 바가 없다

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회사명/위치 프로젝트 용 량 완 공

Oman Refining Co./Mina Al Fahal

탈황설비 15,000b/d 2002.6월

FCC 50,000b/d 2001.3월

Sohar

Alkylation 7,222b/d 2004.3월

FCC 75,000b/d 2004.3월

Hydrogen - 2004.3월

Hydrotreater 30,824b/d -

Hydrotreater 1,309b/d 2004.3월

Treater 26,858b/d 2004.3월

Treater 40,540b/d 2004.3월


<표 Ⅳ-13> 오만 정유시설 프로젝트 (최근까지 완공한 프로젝트)

오만은 LNG 수출이 본격적으로 개시되면서 전망이 매우 밝아 LNG 생

산량을 50%정도 늘리는 방안을 적극 검토하고 있다. 가스 매장량은 현재

28tcf로 향후 증가할 수요를 충족시키기에는 부족한 형편이다. 가스 생산의

75%를 담당하고 있는 Oman LNG는 현재 개발단계에 있는 신규 민자 발전

/담수화(IWPP)프로젝트 및 관련 산업 플랜트에 가스를 공급할 예정이다.

오만 전체 수출의 80%, 전체 GDP의 40%를 차지하고 있는 석유·가스

분야의 프로젝트 발주는 계속해서 증가할 것으로 전망된다.

(단위 : bcf/d)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 세계 생산량 중 비중(%)

1.6 1.8 1.9 2.3 2.3 2.3 0.8

출처 : BP, Statistical review of world energy(2009)

<표 Ⅳ-14> 천연가스 생산량 추이


3) 석유화학20)

오만 정부는 정부가 100% 출자한 투자회사 OOC(Oman Oil Co.)를 중심

으로 한 석유화학 프로젝트를 추진하고 있다. 오만 정부는 Dow와 합작하

여 OPIC(Oman Petrochemical Industries Co.)를 설립하고, Sohar에서 연산

100만톤 규모의 에탄 베이스 에틸렌 플랜트와 각각 30만톤 규모의

LDPE/HLDPE/LLDPE21) 플랜트 건설을 추진하였는데, 건설비가 당초 예상

했던 26억 달러를 크게 웃돌아 지연되고 있는데, 완성은 2012년 이후가 될

것으로 보고 있다.

또한, OOC 60%(2007년에 IPIC에 20% 매각), LG상사 20%, GIC(Gulf

Investment Corp.)20% 지분 출자로 설립된 OPP(Oman Polypropylene Co.)

는 Novolen 기술을 채택하여 Sohar에 2계열 34만톤 규모의 PP 플랜트를

완성하고 2006년 10월에 가동을 시작하였다. 원료인 프로필렌은 신설 플랜

트인 Sohar Refinery Co.의 FCC 공장으로부터 공급받고 있으며, 생산되는

PP의 80%는 수출하고 있다. 또한, OCC 60%, Sohar Refinery Co. 20%,

LGI 20%의 출자로 설립된 합작기업 Aromatic Oman에서는 Sohar Refinery

Co.로부터 공급받은 나프타와 수입 나프타를 원료로 파라자일렌 79만톤,

벤젠 21만톤을 2009년에 생산하는 것으로 목표로 하고 있다.

오만은 또한 최근 Sohar 특별 경제 구역의 정유 시설에 고도화 설비 및

석유화학 방향족 제품 생산 플랜트를 건설한 데 이어 Duqm 특별 경제 구

역에 약 70억 달러 규모의 정유 연계 석유화학 단지(DRPC, Duqm

Integrated Refinery & Petrochemicals Complex)설립하였다. 또한 30만b/d 규

20) EBN 화학정보, 중동각국의 석유화학산업 현황 및 전망(4), 2008.6.20 기사문 발췌

21) LDPE는 Low-density polyethylene(저밀도 폴리에틸렌), HLDPE는 High-pressure LDPE(고압 저밀도 폴리에틸렌), LLDPE는 Low-pressure LDPE의 약어임

60

모의 석유정제 플랜트에서 생산되는 RFCC 프로필렌 120~150만톤을 원료

로 하는 폴리프로필렌 플랜트와 280만톤의 방향족 플랜트를 중심으로 하

는 석유화학 계획을 발표했다. DRPC는 2010년에 완공될 계획이지만, 2013

년 이후로 지연될 가능성도 높은 것으로 전해진다.


오만 정부는 늘어나는 에너지 수요의 충족을 위해 태양열 및 풍력 플

랜트 건설을 검토하고 있는데, 전력발전의 주요 연료인 가스에 대한 의존

도를 낮추기 위해 풍력, 태양열 등 재생 에너지로의 방향 전환을 모색하

고 있다.

오만에서는 내수뿐만 아니라 산업 및 인프라 프로젝트의 추진으로

연간 전기와 물 수요가 각각 15%, 10%씩 증가하고 있어서, 오만수전

력공급회사(OPWP)에 따르면 현재 하루 1,360만㎥인 가스 수요가

2015년에는 2천만㎥로 늘어날 전망이다. 비OPEC 국가인 오만은 발전

담수 플랜트에 연료를 보급하기 위해 2013년까지 가스 공급을 48% 늘

려 연간 72억㎥을 공급해야 하는데, 가스 수요를 충족시키기 위해서는

가스를 수입해야 하는 상황이어서 재생 가능하고 환경 친화적인 대체

에너지를 고려하고 있는 것으로 알려졌다.

오만 전력수자원청은 신재생에너지 보급정책의 일환으로 오만의 대

규모 태양열발전소 건설을 위한 타당성 조사를 실시할 예정으로, 태양

열발전소의 타당성이 확인되면, 오만 전력수자원조달회사(Oman Power

and Water Procurement Company, OPWP)가 2010년에 경쟁입찰을 실

시할 계획이다. 플랜트는 50~200㎿ 규모로 예상하고 있으나, 최적 용량

은 타당성 조사 결과 결정될 것으로 보인다.


또한, 오만은 태양에너지, 풍력 등 재생에너지 개발보급에 주력할 계

획으로 재생에너지 프로젝트 추진을 위한 세금혜택과 투자보조금, 중소

규모 프로젝트에 대한 발전차액지원제도, 신재생에너지 의무할당비율,

청정개발체제(CDM) 등을 제도화하고 관리할 특정 국가기관 설립 논의

가 이루어지고 있다.

다. 설비 시장 진출 환경


현재 오만은 국내 자본 및 기술 축적이 부족한 상태이기 때문에 경제

개발에 필요한 재원조달 및 기술 습득을 위한 외국인 투자유치 정책 적

극적으로 추진하고 있다. 특히, 국가경제의 석유부문 의존 탈피 및 산업

구조 다변화에 필요한 SOC확충, 기간산업 개발 및 중소형 공업화 프로

젝트 등 제조부문 개발을 위한 외국인 투자를 적극 권장하고 있는데, 이

는 주로 수출지향 산업, 자본 및 기술집약 산업, 식품가공 산업, 공구,

기계부품 및 고밀도 금속 가공하는 정밀공업 산업, 석유화학 산업, 국

내 천연가스 및 원자재 활용 산업, 대규모 오만인 고용 창출 산업, 관

광개발 등이다.

또한, 오만 정부는 외국인 투자 허용한도를 기존 49%에서 70%로 상

향 조치하고 외국인 투자 유치 확대를 위해 경제적, 제도적 및 법적 체

계를 지속적으로 정비하고 있다. 투자관련 전담기관으로 상공부 산하인

Omani Centre for Investment Promotion and Export Development는 1997

년 1월부터 원스톱 서비스를 제공하고 있다. 동 기관은 인터넷을 통해

서 투자 신청 절차를 대행해주고 정부의 외국인투자 승인 취득은 물론,

62

금융도 신속히 지원해 준다.

투자인센티브로는 제조업, 광업, 국내생산 또는 가공제품 수출, 관광,

어업 및 수산가공, 농업 및 농산물 가공, 공공설비부문 투자에 대해 5

년간 법인 소득세를 면제해주며, 동 면제기간은 5년 추가 연장이 가능

하고 개인 소득세는 없다. 또한, 프로젝트 수행에 필요한 기계, 설비,

부품, 원자재 및 중간재 수입시 5년간 관세를 면제해 주며, 오만 내에

서 생산되지 않는 원자재 및 중간재에 대해서는 추가 면제 연장이 가

능하다.

특기할 만한 투자제한은 없으며, 회수 자본금, 수익금 및 로얄티 송

금 등 자본유출입과 태환 및 외환거래가 자유롭다. 환율제도로는 미화

와 연계된 고정환율제를 채택하고 있다.

투자신청 절차는 합작투자의 경우 합작 투자 파트너와 계약을 체결

한다. 제조업 투자시를 예로 들면 상공부에 투자 승인 신청하고, 다음

에 상공부에 상업 등기(Commercial Registration)를 하고, 상공부에 제조

업 면허(Industrial Licence)를 신청한다. 그리고, 환경부에는 환경 승인

(Environmental Permit)을 신청하고 산업공단 관리청에 공장용지 사용

승인(Land Permit) 신청한다. 기술 및 재정 타당성 조사 보고서 제출하

여 상공부에 장기저리 정부융자를 신청하고 상공회의소 회원으로 가입

하면 신청절차는 종료된다. 투자 승인 신청 후 정부 융자까지 통상 2개

월 이내로 소요된다.

조세 종류는 법인소득세, 원천세, 지방정부세 등이 있고 개인소득세

및 증여세, 부가가치세 등의 기타 세금은 없다. 외국회사 법인세율은

2001년 이후에는 30% 누진세였으나 2010년 회계 연도부터 12%로 단

일세율이 적용된다. 현지 및 외국회사 구분 없이 적용되며, 외국회사의


경우 지사 및 법인 모두 대상이다. 과세대상 소득은 기존에 오만 국내

에서 발생된 소득분만을 적용하였으나, 현재는 오만 국내외에서 실현된

3만RO22)(약 7만 8천불) 초과 소득분에 대해서 과세한다.

원천징수 대상은 오만 내 상설 조직의 로열티, 임대료(장비, 기계 및 설

비), 경영수수료, 전문 기술지식 이전 및 연구개발에 대한 보수를 창출하는

외국회사이다. 세율은 10%로, 오만회사가 지불액에서 원천징수하여 납부

한다. 지방정부세(Municipality Tax)는 무스카트, 살랄라 및 일부 지역

에서만 부과하는데 부동산 임대업의 경우 3%, 호텔업에 5%, 레저시설

과 극장에 10%, 하수도사용 주택소유자에 10%의 세율이 적용된다.

2) 금융조달

현지금융조달은 오만개발은행(Oman Development Bank SAOC)을

통해 할 수 있으며, 오만개발은행의 자본금은 4천만RO(약 1억 달러)이

다. 대출 분야는 교육, 건강, 농업, 관광, 산업 등의 프로젝트이고, 제출

서류는 관련기관에서 발급한 프로젝트 승인 또는 등록증 사본, 프로젝

트의 법적형태를 규정한 공문, FS 등이다. 상환기간은 거치기간 최대 5

년을 포함하여 최대 10년이고, 이자율은 9%인데 정부지원 6%, 개인부

담 3%이다. 상한금액은 개인은 최대 100만RO(260만불)이고 일반 투자

자 지분이 40% 이상인 회사의 경우 최대 300만RO(780만불)이다. 단,

무스카트지역은 프로젝트 비용의 50%까지, 그 외 지역은 56%까지 지

원한다.

오만개발은행은 Export Guarantee & Financing Unit을 통해 상업적,

정치적 위험에 대한 수출신용보험을 제공하고 수출 환어음 할인을 통

22) RO는 오만의 화폐단위로 Riyal Omani의 약어

64

해 수출금융을 제공한다. 제공 기간은 선적 후 최대 180일이며, 보상범

위는 상업적 위험에 대해서는 손실의 80% 이내, 정치적 위험에 대해서

는 85% 이내이다. 이자율은 연리 5%(아랍국가 수출 시 원산지 비율

40% 이상, 기타 국가 수출 시 원산지 비율 25% 이상)~7%이다.


걸프만을 중심으로 하는 대규모 고속도로는 개통되어 있으나, 여전히

내륙지역의 도로여건은 미흡한 상태이다. 주요 교통수단은 버스, 택시,

철도이며, 무스카트 시내를 운행하는 가장 일반적인 버스는 12~15인승

중형버스(봉고 타입)이며, 최근에는 45인승 대형버스가 시내-공항의 간

선도로를 운행하고 있다. 시외버스로는 오만국영교통사인 ONTC

(Oman National Transport Company)가 운영하는 코치(coach)가 있으

며, 수도 무스카트에서 살랄라, 소하르, 니즈와, 수르 등 주요도시를 운

행한다. 오만은 현재까지 철도가 구축되어 있지 않기 때문에 건설기자

재의 수송과 인력이동은 도로를 이용한 운송이나 항공수송을 이용해야

한다.

해상운송의 경우 주요 항구는 술탄 카부스(Mina Sultan Qaboos)항, 파

흐일(Mina Fahel)항, 깔하트(Mina Qalhat)항, 살랄라(Mina Salalah)항 등

이다. 술탄 카부스(Mina Sultan Qaboos)항은 수도 무스카트에 위치한 항

구로 오만에서 최초로 건설(1974년)된 주요 상업항이다. 카부스항을 전

담하는 항만청으로 항만서비스공사(PORT SERVICES CORPORATION) 가

있다.

항공은 전국에 Buraimi (바티나 지역), Dibaa (무산담), Khasab (무산

담), Masirah Raf Stn, (샤르끼야), Seeb (무스카트), Salalah (도파르),


Sur (샤르끼야), Marmul (도파르) 8개의 공항이 있으며 수도 무스카트

에 위치한 Seeb 공항이 오만의 최대 주요 국제 공항이다.

라. 수주 현황

오만에서 우리나라 기업이 에너지 및 전력 설비 부문에서 최근 수주

한 공사들 중 1억 달러 이상의 대형 공사는 다음과 같다.

(단위 : 천달러)

업체 공사명 발주처최종

금액공기

두산

중공업

바르카2단계/루사일발전담수공사

SMN Barka Power Company 528,617

2006/12/14-2009/04/13

두산

중공업

오만소하르발전/담수설비건설공사

국가경제성 407,8522004/09/01-2007/05/28

GS건설

살랄라메탄올플랜트건

설공사

살랄라

메탄올 회사723,317

2007/04/01-2010/03/31

GS건설

오만 폴리프로필렌 프

로젝트

오만

폴리프로필렌174,799

2004/05/15-2006/09/15


<표 Ⅳ-15> 우리 기업의 최근 대형 공사 수주 실적

오만에서는 2008년 이후에는 대형 공사의 수주가 전무하다. 그나마

2004년 이후에도 오만폴리프로필렌 프로젝트, 살랄라메탄올플랜트 건

설등과 같은 석유제품이나 화학제품 설비 공사가 있었고, 발전 담수공

사 2건이 전부이다. <표IV-15>의 우리 수주 기업은 오만 현지에 지사

를 두고 있다. 오만에서 수주 실적이 저조한 이유는 기본적으로 오만의

66

경제규모가 GCC 인근국가와는 비교할 수 없이 작기 때문으로, 향후

오만의 경제개발 계획이나 추진 상황이 우리 기업의 진출에도 많은 영

향을 줄 것으로 보인다.

마. 진출 전략

오만 정부는 포스트 오일 시대를 대비하여 신정부의 강력한 사업 다

변화 및 인프라 확충 정책을 추진하고 있다. 우리 기업은 인프라 건설

부문에서 많은 경험과 기술을 축적하고 있다. 따라서, 오만에서 인프라

건설에서 실적을 쌓고, 이에서 얻은 인지도를 바탕으로 에너지설비 산

업으로 진출을 확대해가는 것도 하나의 방법이 될 수 있을 것이다.

또한 가스를 대체하기 위한 차세대 에너지원으로 신재생에너지개발

에 있어서도 태양광 발전 등에 우선적으로 집중투자함에 따라 태양광

설비 등을 수출하는 우리 기업의 진출이 유력할 것으로 전망된다.

그리고 선제적인 프로젝트 제안을 통해서 적극적인 공략을 하는 것

도 하나의 전략이 될 수 있다. 오만에서 필요하고 정부나 발주처에서

관심을 가질 만한 사업을 발굴하여 선제적으로 사업안을 제시하여, 이

를 발주 프로젝트로 이끌어낸다면 프로젝트 수주나 사업 환경에 있어

서 매우 유리한 상황으로 이끌어 갈 수 있을 것이다. 이를 위해서는 현

지의 정보에 매우 정통한 인재들이 필요하고, 사업을 발굴하는 능력이

필요한데 이를 위해서는 현지 전문가의 양성에 지속적인 지원이 요구

된다.


3. UAE(아랍에미리트 공화국)


2008년 중동경제는 6% 내외의 경제성장을 기록하였으나, 2009년에

는 세계경제 침체와 국제유가의 하락으로 1% 내외의 성장을 기록할

것으로 전망되는 가운데, UAE의 경제성장률은 마이너스를 기록할 것

으로 전망된다(Global Insight 전망치 -2.5%, EIU 전망치 -1.4%). 더구

나 외화차입이 많은 두바이는 외채상환 불능상태에 직면하여 2009년 2

월 아부다비로부터 100억 달러의 외환을 지원받기도 하였다.

UAE 은행들의 대출규모는 최근 4년간 연평균 35%씩 증가할 정도로

급증하였으며, 2009년 1월 말 기준 UAE 은행의 평균 예대율은 113%

에 이르렀다. 또한 전체 대출 중 35%가 부동산 관련 대출이었는데, 최

근 30% 가까운 주택가격 하락으로 은행 부실자산 규모가 확대되었다.

이러한 상황에서 금융기관들의 부실을 개선하기 위해서, 두바이 에미리

트는 양대 모기지 업체인 Amlak Finace와 Ta㎿eel을 국유화하고 합병

하였고, 아부다비 에미리트는 정부소유 은행의 유동성 개선과 대출 촉

진을 위해 정부자금으로 자본금을 확충하였다.

경제의 위축은 건설부문에도 영향을 주어, UAE에서 2,500억 달러

규모의 프로젝트가 지연되었으며, 두바이의 건설 및 부동산부문 고용자

수는 2008년 약 65만 명에서 2009년에는 52만 명, 2010년에는 47만

명으로 감소할 것으로 전망된다.

UAE는 경기부양을 위하여 재정지출을 확대하고 공공사업을 추진할

계획으로, 2009년 연방정부 재정지출 규모를 전년대비 21% 증액한 약

115억 달러로 편성하였다. 특히 두바이 지방정부는 공공부문 지출규모

68

를 전년대비 42% 증액한 103억 달러를 책정하였다. 두바이정부의 재

정지출규모는 2009년 368억 달러로 이는 두바이 GDP의 58%에 해당

하는 수준이며, 이는 전년대비 11% 증가된 규모이다. 이에 따라, UAE

의 재정적자 규모는 GDP 대비 5%수준에 달할 전망이다. 아부다비 정

부 역시 경제 활성화를 위하여 추가 경기부양책 마련을 논의 중이다.

2008년 세계 금융위기와 최근의 UAE 금융위기 이전에는, 2002년 이

후 유가의 지속적 상승으로 정부재정수입은 증가해 왔고, UAE는 그간

연기해온 각종 프로젝트를 본격적으로 발주하였다. 재정수입의 증가와

석유관련 대체산업의 일환으로 부동산 및 관광산업이 급속히 팽창하였

고 관련 건설수요도 증대했다. 주로 정부지분이 투자된 부동산 개발업

체인 나킬(Nakheel), 에마르(Emaar), 두바이정부, 수전력청(Dewa), 민간

항공국(Department of Civil Aviation), Free Zone Corporation 등에 의

해 개발이 주도되었고, 이 중 두바이정부만 260억불을 투입하였다.

상업 및 주거용 건축이 증가됨에 따라 향후 전력 및 물수요에 부응

하기 위해 대형 담수·발전프로젝트가 발주가 증가되었고, 2008년 하반

기 이후 세계적 경제 위기로 중단되거나 지연되었던 프로젝트이 재입

찰이 다시 늘어나기 시작하였다. 프로젝트 전문 기업인 Proleads사에

따르면 2008년 10월 대비 2009년 4월 기준 재입찰 프로젝트 금액이

10배 가량 증가한 것으로 나타났다. 이중 UAE는 GCC 국가 전체 재입

찰 프로젝트 금액의 45%를 차지하여 가장 큰 규모의 금액이 재입찰에

들어간 것으로 집계되었다. 건수로 보아도 UAE는 사우디아라비아에

이어 두 번째로 많은데, 그동안 UAE의 프로젝트 시장에 대한 의문이

많았으나, 최근 건자재 값이 급락하는 등 건설 비용이 전년 대비 줄어

들고 금융위기가 진정되는 국면을 보이며 재입찰 프로젝트가 늘어나는

것으로 판단된다.


[그림 Ⅳ-1] 중동 국별 재입찰 프로젝트 금액 비중

출처 : Proleads

UAE의 건설시장이 아부다비를 중심으로 다시 살아나는 모습을 보일

것으로 기대되는 가운데, 해외건설협회의 집계에 따르면, 2009년 1월 1

일부터 6월 22일까지 건설 건수 및 계약 금액이 전년도 대비 건설 건

수 140%, 계약 금액 132% 증가한 것으로 나타난 바 있어 전반적으로

시장 상황이 좋지 않은 가운데서도 우리 업체들이 선전한 것으로 나타

났다.


1) 전력

UAE는 4개의 지역별 수전력청이 독립적으로 수전력을 생산하고 발

전 설비는 각 지역별 수전력청에서 관할하고 있다. 4개의 수전력청은

아부다비 수전력청, 두바이 수전력청, 샤르자 수전력청, 연방수전력청

이다. 아부다비, 두바이, 샤르자 3개 지역을 제외한 움무 알꾸와인, 후

70

자이라, 라스 알카이마, 아즈만 지역은 연방 수전력청 관할이다. 2007

년 기준 UAE의 4개의 수전력청에서 생산한 총전력생산량은 16,657㎿

로 2001년 9,600㎿ 대비 약 두 배 가까이 증가했다. 또한, 아부다비 및

두바이 수전력청의 발전시설 증설 및 생산량 증가로 2010년 UAE의 총

전력생산량은 2007년 대비 약 60% 증가하여 26,000㎿에 이를 것으로

전망된다. UAE 전력 수요가 최근 두바이 및 아부다비를 중심으로 건

설 및 부동산이 발전하고 있어서 빠르게 증가하고 있다.

(단위 : ㎿)

아부다비

수전력청

두바이

수전력청

샤르자

수전력청

연방

수전력청합계

8,057 5,4481,901

(2005년)1,251 16,657

출처 : 지식경제부, ‘UAE의 전력산업 현황 및 우리 기업의 진출 방안’(2008)에 서 재인용

<표 IV-16> UAE 지역별 전력 생산량(2007년)

아부다비의 경우, 타 수전력청과는 달리 민영화 시스템(IWPP)을 통

하여 발전설비를 운영하고 있다. 현재 아부다비 최고 전력소비량은

4,790㎿에 불과하나, 아부다비 수전력청은 2010년까지 8,735㎿, 2020

년까지는 14,340㎿에 이를 것으로 예상하고 있다.

현재 아부다비의 최대 전력 공급량은 8,400㎿이나 전력수요는

2010~2013년간 연 10%의 증가율을 보여 900㎿까지 상승할 것으로 예

상되고 있어, 현재 가동 중인 시설의 최적화 및 발전량 확대, 신규발전

소 건설 프로젝트를 동시에 진행하고 있다. 또한 아부다비 수전력청은

Al Yasat al-Songhra Island에 200만 갤론의 수용력을 갖춘 담수화시설

을 포함하여 Western region, Zayed City, Ghiyathi, Abu Al Abyadh

Island, Jenanah Island 등에서도 대규모 전력발전소 건설을 추진 중이다.


두바이는 연간 12~14%씩 증가하는 전력 수요를 충당하기 위해 외국

투자자들에게 전력 생산 투자 기회를 마련할 계획이다. 두바이는 2011

년까지 11,100㎿, 2017년까지 25,000㎿ 전력을 생산하기 위해 필요한

13.5조 달러에 이르는 재원 마련을 위해 외국인의 투자가 필요하다.

두바이 수전력청은 지난 2007년 4월 170억에 이르는 Jebel Ali M 발

전소(두산중공업과 이탈리아 Fisia Italimpianti 합작) 공사를 통하여

1,330㎿의 전력과 70MIGD23)의 담수를 더 확보하였다. 이와 함께 9,000

㎿의 전력과 600MIGD 규모의 담수를 생산할 수 있는 발전소를 건설할

예정이다. 두바이 수전력청은 여전히 부족한 공급을 채우기 위해 Al

Habab의 발전소를 지어 5,000㎿를 생산하는 등 추가적인 프로젝트를

실시할 계획이다.

샤르자 지역은 두바이와 근접하면서도 생계비가 낮아 인구가 최근

매년 8~10% 증가하고 있어서, 전력 수요가 급증하고 있다. 샤르자 수

전력청은 2007~15년까지 전력 수요가 매년 9% 성장할 것으로 예상하

고, 향후 8년 안에는 2,200㎿ 추가 생산능력을 더해야 할 것으로 파악

하고 있다.

연방 수전력청은 2007년 10월과 2008월 4월 사이에 6개의 가스터빈을

포함, 2007년 말까지 북에미리트에 960㎿의 전력을 더 제공하였으며,

2009년까지 각각 180㎿급의 스팀터빈 2기를 추가 설치할 예정이다.

송전 및 배전은 두바이 수전력청, 샤르자 수전력청, 연방수전력청은 지

역별 사업을 주관하고 있으나, 아부다비 수전력청은 산하 송배전사 5개

사를 통하여 역내 송배전을 실시하고 있다. 또한 지역 간의 송배전은 각

수전력청의 합작사인 Emirates National Grid(ENG)사에서 수행하고 있다.

23) MIGD는 Million Imperial Gallon Per Day의 약어로, 하루 약 4,546톤의 담수생산 단위 용량

72

UAE는 경제 성장 지속에 따른 에너지원 확보와 향후 천연가스 및

원유 고갈에 대비한 대안 에너지 개발 필요성의 대두로, 원자력 개발이

필요하다는 판단 하에 UAE 정부는 2008년 4월 ‘평화적 원자력 에너지

개발 및 평가를 위한 정책 보고서’를 발표하였다.

UAE의 2020년 발전 원료별 전기 공급 계획은 가스 50%, 원자력

30%, 석탄 및 액체연료 15%, 풍력 및 태양에너지 등 재생에너지 5%

이다. 풍력 및 태양열 발전 등의 기타 에너지의 경우 2020년까지 전기

소비량의 6~7% 정도만을 공급할 수 있을 것으로 보여 대체 에너지로

서의 원자력 개발 필요성이 높아지고 있다. UAE는 이에 따라 2020년

까지 최소 3개의 원자력 발전소를 가동할 계획이며, 각 발전소를 건설

하는데 약 70억 달러가 소요될 것으로 예상된다.

UAE는 미국과 평화적 핵프로그램 협력을 위한 협정을 체결하였고,

국제원자력기구의 원칙을 준수하여 핵프로그램 실행에 대한 감독기구

를 설립할 것이며 대량살상무기 등의 중동지역을 겨냥한 핵무기확산금

지조약을 지지한다고 밝혔다. 또한, 프랑스와는 민간용 원자력부문 협

력 협정을 2008년 1월에 체결한 바 있다. 이외에도 UAE는 캐나다, 호

주, EU 및 중국과 원자로 수출협정을 체결한 바 있다.

UAE 정부는 원자력에너지 프로그램 운영 관리자로 국제 컨설팅 엔

지니어기업 CH2M Hill을 지정하고, ‘가능성 있는’ UAE 원자력발전

프로그램 토목공사 사업을 운영하기로 1차 계약을 체결했다. CH2M

Hill의 역할은 원자력발전시설의 설계, 하청계약 선정 및 감독, 그리고

ENEC이 IAEA의 권고사항을 준수하도록 자문하는 일인데, 상기 프로

젝트에서 ‘가능성 있는’의 의미는 원자력의 도입 여부에 대한 최종 결

정이 아직 내려지지 않았음을 나타내는 것이다. 그러나 UAE 정부는


이미 2009년 4월에 발간한 백서에서 원자력의 도입에 관해 면밀히 논

증한 사례를 제시한 바 있다.

일부 아랍 정부들, 특히 이집트와 마찬가지로 UAE가 원자력을 도입

하는 이유는 경제성장목표를 뒷받침하는 데에 소요되는 신규 발전·탈염

시설 가동을 위한 천연가스가 충분하지 않다는 인식 때문이다. 4월에

발간된 백서에서는 UAE의 2008년 설비용량이 15.5GW로 추정하였는

데, 이는 2015년에 2배, 2020년에는 40GW가 될 것으로 전망된다.

UAE 정부는 천연가스에 의한 발전용량을 20~25GW로 예상하며, 나머

지 최대 20GW는 다른 에너지원으로 충당해야 하는 것으로 추산하고

있다. 그러나 세계은행에서 프로젝트 자금조달이 점점 어려워지고 있는

상황에서, UAE 정부(구체적으로는 Abu Dhabi)는 궁극적으로 모든 재

정적 부담을 안게 될 가능성이 있다.

이렇게 UAE는 아랍 최초의 독립적 민수용 원자력 프로그램을 추진

하고 있다. 원자력산업 컨설팅 기업인 ESR 테크놀로지에 따르면, UAE

는 이미 원자력산업을 위한 법적, 제도적 체제를 구축 중에 있으며, 원자

력 프로그램에 대한 UAE의 잠재적 투자규모는 600억 달러로 추산된다.

2) 석유·가스

UAE의 석유매장량은 2008년 기준 978억 배럴로 세계 매장량의

7.8%를 보유하고 있다. 2008년 기준, UAE의 원유 생산량은 298만b/d

로 전 세계 원유의 약 3.6%를 생산하고 있다. UAE의 석유는 94% 정

도가 아부다비에 매장되어 있으며, 따라서 석유생산도 아부다비에서 대

부분을 차지하고 있다.

아부다비의 원유 생산 능력은 약 270만b/d로 2010년까지 원유생산

74

증가를 위해 200억 달러를 투자하여 생산능력을 350만b/d로 끌어올릴

계획이다. 주요 유전은 Upper Zakum 해상유전으로 2007년 60만b/d 수

준에서 2012년까지 90만b/d까지 증산할 계획을 추진하고 있다. Upper

Zakum 유전에는 약 500억 배럴이 매장되어 있는 것으로 추정되는데,

향후 160억~200억 배럴 정도가 추가발견될 것으로 예상하고 있다.

Bab, Al Dabbiya, Jar Yaphour, Rumaitha, Shanyel 육상유전에서도 약

46만b/d 수준으로 생산을 확대할 계획이다. 석유 수출은 아부다비 정부

수입의 80% 이상을 담당하고 있다. 최근에는 해상유전의 생산확대를

위한 소요비용이 당초 예상보다 낮을 것으로 추정되어 석유증산이 더욱

용이하게 이루어질 것으로 보인다.

UAE의 정유 능력은 2008년 기준 67.3만b/d로, 주요 정유공장과 정

유능력은 Ruwais 정유공장이 40만b/d, Umm Al-Nar 정유공장이 8.5만

b/d, Jabel Ali 정유공장이 12만 b/d 등이다.

UAE의 가스 매장량은 227.1tcf로 전 세계 매장량의 3.5%를 보유하

고 있다. 또한 원유와 마찬가지로 UAE의 가스매장량의 92.5%가 아부

다비에 집중적으로 매장되어 있다. 유명한 가스 매장지는 Umm Shaif

와 Abual-Bukhoosh이고, 가스 채굴 가용기간은 약 150~170년으로 추

산된다. Abu Dhabi Gas Industries(GASCO)는 육상가스전을 관할하고,

Abu Dhabi Gas Liquefaction Company(ADGAS)는 해상가스전을 관할

한다. UAE에서는 2008년 기준, 일산 4.8bcf(연간 50.2bcm)의 천연가스를

생산하였으며, 이는 전 세계 천연가스 생산의 1.6%에 해당하는 양이다.

UAE에서는 발전소, 담수화공장, 산업시설 등이 석유보다 가스에 의

존하고 있기 때문에 가스의 국내소비 비중이 매우 높다. 이렇게 가스

국내 소비가 증가함에 따라서, UAE는 Dolphin Energy 프로젝트를 추


진하였는데, 이는 카타르-아부다비-두바이-후자이라-오만을 잇는 가스

파이프라인 건설프로젝트로 1999년에 착공하여 2007년 초에 완공되었

다. 카타르의 최대 가스전인 North Dome에서 생산된 가스가 동 파이

프라인을 통해서 아부다비와 두바이에 공급되며, 오만에서 생산된 가스

는 후자이라에 공급되어 발전소와 담수화 공장에 공급되고 있다. 돌핀

프로젝트는 아부다비 정부가 51%, Total과 Occidental Petroleum이 각

각 24.5%의 지분을 소유하고 있다.

3) 석유화학

아부다비는 세계 최대 규모의 나프타 기반 석유화학 단지 건설을

추진하고 있다. 아부다비 정부는 Abu Dhabi National Chemicals

company를 설립하는 법령을 2009년 2월에 공포했는데, 이는 아부다비

주요 국영기업의 합작회사 형태로 설립될 것으로 알려졌다. 100% 아부

다비 정부 소유회사로 석유산업부문 투자를 위해 설립한 국제석유투자

회사(IPIC)와 아부다비인베스트먼트카운슬(ADIC)가 각각 40%씩의 지

분을 보유하고, 아부다비국영석유회사(ADNOC)이 나머지 지분 20%를

보유하게 된다. 최초 자본금 5억 달러로 설립되는 동사는 전 세계에서

가장 큰 규모의 통합 복합화학단지를 건설할 것으로 아부다비 산업의

다각화에 큰 역할을 할 것으로 전망된다.

이에 앞서 IPIC는 덴마크의 보레알리스(Borealis AG)와 아부다비에

세계 최대 규모 석유화학 복합단지를 건설하는 양해각서를 체결했다.

IPIC는 보레알리스의 지분 65%를 보유하고, 보레알리스는 아부다비의

석유화학회사 보루쥐(Borouge)의 지분 40%를 보유하고 있다. 이번 프

로젝트는 세계적인 규모의 나프타, 에틸렌, 프로필렌 및 석유화학 중간

제품 생산 공장들을 포함하고 있으며, 1단계 공사를 2013년에 마무리

76

할 계획이다. 1단계 공사가 완공되면 아부다비의 보루쥐는 세계 최대의

폴리올레핀 생산업체로 발돋움하게 된다.


UAE는 2020년까지 UAE의 총 발전량의 7%를 신재생에너지로 충당

하는 것을 주요 내용으로 하는 에너지정책을 수립하고, 세계미래에너지

최고회의(World Future Energy Summit, WFES)에서 아부다비(Abu

Dhabi) 정부의 신재생에너지 개발정책 추진에 의거, 신재생에너지로 공

급 계획을 추진 중이다.

UAE의 녹색도시 프로젝트가 추진될 주요 도시로서 아부다비 마스다

르시는 아부다비 국제공항 근처에 위치하고 있으며, 아부다비 도심에서

는 약 20㎞ 떨어져 있다. 규모는 약 6㎢(50,000명)로 개발비용은 220억

달러이다. 아부다비 정부 투자액 150억 달러의 1/3 수준인 50억 달러만

이 실질적으로 투입될 예정이며, 나머지 자금은 해외투자 유치를 목표

로 한다.

일정은 2008년 착공(2008년 1월 13일 프로젝트 발표), 7단계까지

2015년 전 단계 완료를 목표로 하며 상세 계획은 다음과 같다.

단계 연도 내용

1단계 2008~2010 발전과 인프라 부문

2단계 2009 마스다시 과학기술개발 대학(MIST)3단계 2010 주택 및 사무실

4단계 2010 ADFEC 본부 및 공공건물

5단계 2012 커뮤니티 센터

6단계 2013 과학박물관

7단계 2014 민간 공원 및 테마파크

출처: KOTRA 보고서(2009.04) “ 중동에 펼쳐진 친환경 녹색도시”

<표 Ⅳ-17> UAE의 단계별 신재생에너지 개발정책


주관회사는 Abu Dhabi Future Energy Company이며, 동사는 아부

다비 정부 소유 회사인 Mubadala사의 자회사로 마스다르 도시 개발을

총괄하게 된다. 미래 대체에너지 및 친환경 에너지에 대한 솔루션 제

공, 투자, Think Tank 기능 등이 주요 활동분야이다.

‘zero-carbon’, 'zero-waste', 'car-free'의 녹색 도시 건설을 모토로 하여,

마스다르는 세계 최초로 탄소 발생이 없고, 쓰레기량이 최소화되며, 차

량이 없는 친환경 녹색 도시로 기획·설계된다. 에너지 공급은 100㎿급

태양 에너지를 주요 에너지원으로 탄소 배출 절감을 목표로 하며 최적

의 에너지 절감을 목표로 기존의 전형적인 도시 에너지 소비량 800㎿

의 75%를 절약하여 200㎿의 에너지만을 소비할 계획이다.

수자원 활용과 관련해서는, 물은 태양열을 이용한 담수 플랜트를 통

해 공급하고, 도시의 조경 및 도시 외부에서의 농작물 재배 시 필요한

물은 공장폐수를 정화하여 재활용하여 공급할 예정이다. 현재 하루 평

균 20,000㎥인 물 소비량은 녹색 도시에서는 8,000㎥ 수준으로 절감하

게 된다. 쓰레기는 통합적인 관리 시스템을 통해 에너지로 재활용, 2%

이하만을 매립 처리할 계획이다.

또 다른 추진사항으로는 <표 IV-18>과 같은 그린 기술 개발 도모 및

친환경 기업 양성을 들 수 있다. 관련 프로젝트로는 태양광 발전소 프로

젝트와 태양열 발전소 프로젝트(Shams I)가 있다. 태양광 발전소 프로젝

트는 5천만 달러의 규모로 전력생산량은 10㎿이며 2009년 4분기에 완공

할 계획이며, 2009년 말에 완공될 Masdar Institute에 주로 공급될 계획이다.

발주처는 Abu Dhabi Future Energy Company, 수행업체는 Environmena

Power Systems(UAE), 컨설팅업체는 Environmena Power Systems(UAE)이다.

총 87,777개의 패널을 박막 50%, 크리스탈 라인 50%로 구성하여 사

용할 예정이며, 완공 후 전력망과 연결한다. 1시간에 17,500㎿의 전력

78

을 발생시킴으로써, 연간 15,000톤의 이산화탄소 감소를 목표로 한다.

박막형 태양광 모듈은 미국 First Solar에서 공급하며, 태양광 패널은

미국 Suntech Power Holdings에서 공급한다. 관련 프로젝트로는 태양

광 발전소 프로젝트와 태양열 발전소 프로젝트(Shams I)가 있다. 태양

광 발전소 프로젝트는 5천만 달러의 규모로 전력생산량은 10㎿이며

2009년 4분기에 완공할 계획이며, 2009년 말에 완공될 Masdar

Institute에 주로 공급될 계획이다. 발주처는 Abu Dhabi Future Energy

Company, 수행업체는 Environmental Power Systems(UAE), 컨설팅업

체는 Environmental Power Systems(UAE)이다.

총 87,777개의 패널을 박막 50%, 크리스탈 라인 50%로 구성하여 사

용할 예정이며, 완공 후 전력망과 연결한다. 1시간에 17,500㎿의 전력

을 발생시킴으로써, 연간 15,000톤의 이산화탄소 감소를 목표로 한다.

박막형 태양광 모듈은 미국 First Solar에서 공급하며, 태양광 패널은

미국 Suntech Power Holdings에서 공급한다.

구 분 내 용

마스다르 과학기술연구소

(MIST, Masdar Institute of Science and Technology)

미국 MIT 공대와 협력하여 재생 에너지 및 친

환경 기술의 중심지로 개발

마스다르 클린테크 펀드

(Masdar Clean Tech Fund)

2006년 11월 Credit Suisse, Consensus Business Group과 제휴하여 출범한 2억 5천만 달러 상당

의 민간 주식 펀드로, 청정 에너지, 수자원, 환경

솔루션 등 친환경 분야의 기술력을 보유한 글로

벌 기업에 지분 투자

친환경 기술 및 조사 프로그램

(STAR, Sustainable Technologies and Advanced Research)

태양열 에너지, 광전기, 해수 담수, 행물 연료

분야에 초점을 둠

마스다르 비즈니스 인큐베이터

(Masdar Business Incubator)아부다비의 중소기업 및 신생기업을 후원하여

성장과 상업적 성공으로 이끄는 것을 목표로 함. 출처: 국제무역연구원(2009)

<표 Ⅳ-18> 그린 기술 개발 및 친환경 기업 양성


태양열 발전소 프로젝트는 마스다르 도시 개발의 일환으로 걸프지역

최초의 태양열 발전소 건설 프로젝트다. 4억 달러의 규모로 전력 생산

량은 100㎿이며 2011년 1분기를 완공 시기로 잡고 있다. 발주처는

Abu Dhabi Future Energy Company, 컨설팅업체는 Aerospace

Centre(DLR), Fichtner Consulting Engineers, 금융자문은행은 BNP

Paribas Bank(프랑스)이다. 공사는 Generators, Switchgears,

Transformers, Power towers, Collector towers, Associated facilities 등

을 포함한다. 생산전력은 아부다비 수전력청이 장기 계약을 통해 구매

할 계획이다.

Masdar(Aby Dhabi Future Energy Company)의 자회사인 Masdar PV

GmbH는 박막형 태양광 모듈 제조사인 Colexon Energy의 합작투자회

사를 설립하고, Masdar는 2020년까지 태양열발전용량을 1.5GW로 확대

할 목표로, 향후 5년내 300㎿ 규모의 설비를 건설할 예정이다. 동 사는

2008년에 100㎿급의 Shams-1 태양열발전소 건설계획을 발표한 바 있

으며, 2010년 하반기에도 각 100㎿급 발전소 2개를 건설할 계획이다. 5

년 후부터 2020년까지는 각 200㎿급의 발전소 6개를 건설하여 태양열

발전용량 1.5GW 목표를 달성할 계획이다.

Shams-1 태양열발전소 계획은 독립발전사업자가 건설할 발전소 예

정지는 Madinat Zayed이며, 현재 2개 우선적격 입찰자와 협상 중에 있다.

또한, Torresol Energy는 총 17㎿ 규모의 Gemasolar 태양열발전시설

계획을 추진 중으로, Instituto Credito Official, Banco Popular 및

Banesto로 구성된 스페인 자금인수조합을 통해 €1.71억의 융자금을

조성하였다. 동 융자금은 Andalusia의 Fuentes에 건설될 예정인 3기의

태양열발전설비 건설에 투자할 계획인데, 건설은 2011년 완공을 목표

80

로 하고 있으며, 이산화탄소 배출량은 연간 5만 톤 감축될 것으로 예상

된다.

UAE의 또 다른 주요 녹색도시 두바이는 Dubailand 내에 위치하고

있으며 243,000㎡(7,000명)의 규모이다. 2008년 마스터플랜을 수립하고

2012년 완공을 예정하고 있으며 주관회사는 Dubai Properties이다.

녹색도시를 위한 추진사항으로, 도로에 태양전지를 설치하여 에너지

원으로 사용, 태양 에너지의 효과적 활용을 고려한 건물의 방위 선택,

극한의 사막 기후에 적합한 친환경 건축 소재의 사용으로 에너지 효율

성의 증대, 환기 및 냉방을 조절하는 빌딩관리 시스템 도입을 통한 에

너지 사용량의 10% 감소를 위한 친환경 건축물의 건설을 들 수 있다.

동 프로젝트는 X_architects사, SMAQ사 등과의 협력 하에 진행된다.

한편 영국 정부와 UAE Masdar(Abu Dhabi Future Energy

Company)는 신재생에너지 및 청정에너지기술 분야에서의 협력을 골자

로 하는 양해각서를 체결하였다. 양국의 협력은 UAE에서의 육상․해

상 풍력발전시설, 탄소포집․저장, 기타 혁신적인 신재생에너지 개발,

마케팅 및 확대에 집중하는 것이며, 신기술개발, 기술이전 및 도시개발

에 대한 투자도 포함하고 있다.

한편, Masdar는 최근 독일 E.ON과 영국 Array 풍력발전시설에 대한

합작투자계약을 체결한 바 있다. 동 시설은 런던 근교에 풍력발전시설

을 조성하는 것으로, 총 1GW 규모의 271기 터빈으로 구성된 2개 단지

로 개발하는 것이다.

2008년 9월 아부다비 송전회사는 Tokyo전력과 전력 송전에 관한 기

술컨설팅 계약을 체결하였으며, 계약금액은 약 ¥1.5억으로 동 사가 해

외에서 실시하는 컨설팅 사업으로는 최대 금액이다.


한편 아부다비 정부는 COSMO석유와 동경공업대학을 통해, 2010년

부터 아부다비에서 집광형 태양열발전(Concentrated Solar Power)에 대

한 실증실험에 착수할 예정이다. 집광형 태양열발전은 일반적인 태양열

발전과 비교해서 초기 투자비용이 고액인 단점이 있어, 이에 관해 2009

년 11월까지 Masdar의 부지 내에 실증플랜트를 설치할 계획을 추진하

였다.

이렇게, UAE는 산유국임에도 불구하고 신재생에너지 기반을 확대하

려는 것은 산업다각화 및 자국 내 에너지공급의 다변화를 추진하는 것

으로 사료된다.



UAE는 경제의 발전 및 비석유산업의 육성을 통한 산업다각화를 위

해 외국인 투자유치에 매우 적극적이나 국내 산업보호 및 외국인에 의

한 산업지배를 방지하기 위하여 기본적인 제한을 가하고 있다. 대부분

의 업종에 대해 외국인 투자가 허용되어 있지만, 정부가 수행하는 특별

프로젝트, 원유 및 천연가스 생산, 정제산업, 운송사업 등 일부 업종은

외국인 투자가 허용되지 않고, 외국인에 의한 산업지배 등을 방지하기

위해 자유무역지대 내 외국인 투자를 제외하고는 기본적으로 UAE 자

국민의 출자비율이 51% 이상이어야 한다.

내국인에 비해 외국인 투자에 따른 직접적인 인센티브 제도는 없으

나, 다음과 같은 유리한 측면이 있다. 공장부지, 전력, 산업 용수 등의

비용이 저렴하다.

82

석유회사와 은행에 대한 소득세를 제외하고는 소득세, 법인소득세 등

공식적인 세금부과 또한 거의 없다. 석유 관련업의 경우 두바이 지역은

순이익의 55%, 기타지역은 순이익의 50%이다. 두바이와 샤쟈에서 임

대 건물에 대하여 상업용인 경우는 임대료의 10%를, 주거용인 경우에

는 5%를 적용하여 부과하는 지방세를 제외한 기타 세금은 없다.

물품수입관세는 GCC 공통관세인 5%만을 부과하고 있지만, 이 관세

도 6개월 내 재수출되면 100% 환급된다. 투자된 제조업에 직접 사용되

는 원자재, 반가공품, 기계류 및 장비 수입시 관세를 면제해 주고 외환

통제가 전무하며 원리금의 본국 송금 자유를 보장한다. 판매세, 부가가

치세, 상속세, 증여세 및 사회보장세 등 각종 세금부과도 없다. 다만,

각 에미리트정부는 각종 수수료를 징수한다.

마약, 주류, 무기류 등 일부 품목을 제외하고는 수입규제도 전무하다.

토지와 건물에 대한 지원으로 아부다비는 설립허가를 받은 외국 기업

에 대하여 필요한 단지를 5년간 무료로 제공하며 5년경과 후에는 적절

한 가격으로 판매 하거나 임대를 허용한다.

두바이, 아부다비, 샤르자 등 각 에미리트 정부는 자유무역지대를 운

영 중이며, 대표적인 자유무역지대 중의 하나인 두바이 지역 내 제벨알

리 자유무역지대는 다음과 같은 주요 인센티브를 부여한다. 100% 외국

인 투자를 허용하고, 외국인 근로자 채용이 자유로우며, 과실송금에 대

한 규제 및 외환통제 전무하다. 법인소득세가 부과될 경우, 15년간 면

세되며 추가로 15년간 면세가 가능하고, 개인소득세가 부과될 경우에

고용인력에 대해서는 면세된다. 수입·수출세가 전무하고 도로, 항만, 통

신, 전력, 용수 등 제반 사회간접시설도 양호하다.

회사설립에 대한 것은 대부분 설립 지역의 개별 에미리트가 요구하


는 조건에 따른다. 개별 에미리트의 정부로부터 Trade Licence를 발급

받아야 하는데, 이는 1년 단위로 발급되며 계속 연장이 가능하다. 또한

관할 상공회의소 등록해야 하며 연방정부의 Ministry of Economy and

Trade에 등록해야 한다. 관할지역 에미리트 정부로부터 발급되는

License는 해당 에미리트에서만 유효하므로, 여타 에미리트지역에서도

사업을 하고자 할 경우에는 해당 에미리트 정부로부터 별도의 License

취득을 해야한다. 외국인 투자 관장기관은 각 에미리트 정부, 경제·무

역부, 상공회의소, 에미리트 산업은행(Emirates Industrial Bank)이 있다.

법인 진출은 투자 진출시 등록절차와 거의 동일하다. 다만 Jevel Ali

Free Zone 등 자유무역지대 내 현지 법인 설립 시에는 자유무역지대당국

및 관할 상공회의소에만 등록하되, 세관등록 등의 추가절차가 필요하다.

두바이에 진출해 있는 대부분의 우리 지·상사가 해당되는 Liaison

Office로서의 지사 설립시에도 상기 투자 진출 등록절차와 동일하며,

현지 UAE회사 또는 UAE 국민과의 스폰서 계약이 필요하다. 스폰서는

외국인이 UAE 체류비자 등을 발급받기 위한 일종의 보증인으로서 쌍

방간 합의에 의한 수수료를 매년 지불해야 한다. 외국 정부기관에서 파

견된 직원 등을 제외하고는, 기본적으로 UAE에 체류하는 모든 외국인

은 스폰서가 필요하다.

UAE 내직접판매행위는 UAE 국민 또는 UAE 국민 소유 회사만이 가능

하다. 따라서, 일반적으로 현지 서비스 에이전트로 통용되는 에이전트는 생

산, 수출업체 등을 대신해 UAE 시장 내 판매행위를 해주는 일종의 대리인

이다.

84

2) 금융조달

금융 면에서 단기 자금은 상업은행, 중장기 자금은 UAE

Development Bank로부터 유리한 조건으로 차입할 수 있다. 아부다비

Development Finance Corporation은 이자율 5%로 상공업 분야 및 각

종 건설 활동을 지원해준다.


UAE 내에 철도는 없으나 도로, 항공 및 수상 운송 인프라는 양호하다.

UAE 내 운송은 거의 육상 운송에 의존하고 있으며, 국내선 항공편이

나 배편은 발달해 있지 않다. 두바이, 아부다비 등을 비롯한 주요 도시

의 도로망이 잘 발달해 있고, 예산이 부족한 북부의 에미리트에서도 다

소 미흡하지만 투자가 계속 되고 있다. 화물 확보를 위해 각 에미리트

들간 경쟁적인 개발하여 해상 인프라도 잘 발달해 있다. 각 에미리트에

국제공항이 있는데, 두바이 공항은 시내에 위치하고 있으나, 아부다비

공항은 시 외곽에 위치하고 있어 시내까지 택시로 약 25분 소요되고

아부다비-두바이는 약 150㎞로서 보통 택시를 이용하여 이동한다.

대부분의 공사용 주자재는 제3국으로부터 수입되고 있으나 일부 토

건 자재는 현지 생산하며 일부 품목은 계약조건에 따라 특정업체 제품

을 사용토록 하고 있다. 시멘트, 골재, 철근, 목재 등은 가격 경쟁력이

있다. 수입산은 4%의 수입관세를 납부하지만, 발주처가 승인한 공사용

자재의 경우에는 면세된다. 수입에 따른 제약사항은 없다. 담수 플랜트

주요 기자재 조달 국가는 한국, 일본 등이고, 발전 플랜트 주요 기자재

조달 국가는 독일 등 유럽이다.


라. 수주 현황

우리 기업들이 2008년 이후 UAE에서 에너지 및 전력 설비 부문에서

수주한 실적은 <표 IV-19>와 같다. UAE에서는 우리기업의 수주 실적

이 최근까지 아주 활발한데, 중동 국가들 중에서는 사우디아라비아 다

음으로 UAE에서의 우리 기업의 수주 실적이 양호하다. 특히 최근에는

GASCO를 중심으로 석유화학 플랜트 건설투자가 늘어나서, 2009년 7

월에 우리 기업이 관련 프로젝트를 2건 수주하였다. 이 두 건의 공사는

모두 10억 달러가 넘는 대형 공사로, 우리 기업이 UAE에서 플랜트 부

문에서 입지가 좋아졌다는 것을 보여준다. 이외에도 10억 달러가 넘는

수주 공사로 아부다비정유회사가 발주한 그린디젤프로젝트가 있으며,

10억달러에는 미치지 못하지만 아부다비 수전력청에서 발주한 민자담

수발전프로젝트도 대형공사로 우리 기업이 수주하였다. 수주한 공사는

이외에도 다수가 있으나, 대부분은 1억 달러에 크게 못 미치는 소형 공

사로 국내 기업이 일괄도급 수주한 공사에서 부분 하청받은 공사들이

대부분을 차지한다.

86


업체 공사명 발주처 최종금액 공기

두산

중공업(합작)알슈와이핫에스투

민자담수발전공사

아부다비

수전력청798,900

2008/08/07-2011/08/31

삼성 물산알슈와이핫에스투

민자담수발전공사

아부다비

수전력청809,817

2008/05/14-2011/09/04

SK건설 밥가스압축플랜트공사 ADCO 818,8352009/04/23-2012/06/07

GS건설 그린디젤프로젝트아부다비

정유회사1,140,243

2008/01/03-2011/07/02

GS건설루와이스제4NGL 트레인프로젝트

GASCO 1,202,1292009/07/29-2013/07/28

현대 건설

통합가스개발시설공사PKG2-Habshan5부대시설

공사

GASCO 1,702,3112009/07/29-2013/05/28


<표 Ⅳ-19> 우리 기업의 대형공사 최근 수주 실적

마. 진출 전략

UAE는 원자력 추진에 따라 원자력 선진국들의 기술적 지원이 필요

하기에 우리나라의 국내 원전 발전 및 운영 경험을 토대로 UAE 시장에

진출하기 위한 정부간 협력, 민간 네트워크의 확대가 지속적으로 필요

하다. 또한, 태양광 발전소 설비 등 녹색도시 관련 에너지설비 산업에

도 우리나라의 녹색성장 비전을 제시하고, 양국간에 녹색성장 동반·협

력 관계를 구축하는 등 녹색성장 외교가 필요할 것이다.

현재 UAE에서는 유럽계 기업의 입지가 매우 공고하다. 따라서 우리

기업의 수주 경쟁력을 확대하기 위해서는 적극적인 기업 홍보 등에 노

력과 더불어 현지 박람회나 전시회에 적극 참여하여 우리 기업의 인지

도를 높이는 홍보전략에 노력할 필요가 있다.


4. 쿠웨이트


쿠웨이트의 석유판매수익은 2008년 기준 806억달러로 GDP대비 비

중은 50.5%에 달한다. 최근 국제 유가의 하락으로 석유수입이 감소하

고 금융시장이 경색되어 쿠웨이트의 경제도 크게 위축되었다. Global

Insight의 경제전망에 따르면 2009년 쿠웨이트의 경제성장률은 0.9%,

EIU의 전망에 따르면 0.7%에 머무를 것으로 보인다.

쿠웨이트 정부는 국제유가 급락에 따른 재정수입의 감소로 재정지출

규모를 전년대비 36% 감액한 400억 달러로 편성하였으나, 경기 부양을

위해 총 52억 달러 규모의 경기부양책을 시행할 계획이다. 52억 달러

규모의 경기부양책은 은행 지급보증 및 은행 지분매입 등 금융시스템

안정화를 목적으로 사용될 계획이다. 유가하락으로 인한 재정수입의 감

소로 쿠웨이트 정부의 재정적자는 GDP 대비 약 5% 수준이 될 것으로

전망된다.

쿠웨이트의 건설부문은 공공부문 계약에 의해 좌우되고 있어 정부의

지출규모에 크게 영향을 받는다. 최근 수년간 고유가로 인한 여유재원

을 활용하여 북부유전개발(70억 달러), 석유화학 플랜트(34억 달러), 제

4차 정유단지건설(63억 달러), 기존 3개의 정유공장 업그레이드(41억

달러), 16년간 5단계 공사를 계획인 부비얀섬 내 신항구 건설(20억 달

러), 대규모 발전소 및 담수공장 건설 등 산업인프라 확충을 위한 대형

건설 프로젝트가 추진되는 등, 건설공사 발주가 증가해왔다. 2020년까

지 원유생산 400만b/d, 정유생산은 150만b/d를 목표로 석유부문에 680

억 달러이상의 신규투자가 예상되며 생산, 수출 및 정유용량 확대를 위

88

한 프로젝트 발주가 지속적으로 확대될 전망이다.

또한, 최근 자주 발생되고 있는 가스 및 석유누출사고 방지를 위해

노후화된 각종 파이프라인 교체 등 석유산업시설의 현대화를 위한 프로

젝트 발주도 우선적으로 추진 중이다. 또한 개발 또는 운영 중인 유전에

물 유입이 증가하고 있어 향후 수처리 프로젝트 발주도 증가할 전망이다.

최근 쿠웨이트 정부는 자국 건설업체의 기술수준이 점차 향상됨에

따라 자국 업체에 대한 정부공사 발주를 확대하고 외국 업체가 수행하

는 공사에 대해서도 자국 업체 하도급을 확대하는 등 자국 내 건설시

장 활성화를 위해 노력하고 있다. 파이프라인, 탱크 추가 등 기술력이

그다지 필요치 않은 소규모 프로젝트의 경우 국제 경쟁 입찰을 실시하

지 않고 현지 업체만을 대상으로 입찰을 실시하고, 설계부문만 외국 전

문 엔지니어링 업체에게 하청 주는 사례도 있다.


1) 전력

쿠웨이트는약 10,000㎿의 발전 시설을갖추고 있으나, 발전소의 노후화와

운영상의 문제로 인하여실제 전력생산은 설치용량대비약 80% 수준에머

물러 매년 7%의 전력수요 증가로 인한 전력난을겪어 왔다. 2006년 여름성

수기에는 9일간 쿠웨이트 일부 지역에 전력 공급 중단 사태가 발생하기도

하는 등 전력 공급 문제가 심각해지고 있다. 쿠웨이트의 일인당전력 사용량

은 16,544㎾h로서 세계 7위 수준으로 높으며, 수년간 급속도로 증가해온 쿠

웨이트의 전력수요는 인구증가와 산업시설 확장으로 앞으로도 연간 7∼9%

씩 증가할 전망이어서 향후 신규 발전설비 건설이 필요하다.


쿠웨이트의 발전사업과 송전사업은 모두 수전력부에서 전담하며 기

타 관련 국영기업이나 민간기업의 참여는 없다. 이에 따라서 쿠웨이트

는 전력프로젝트 전량이 정부발주공사이다. 수전력부는 2005/6년에 8억

9천만불의 발전소 투자 계획을 수립하였으나, 쿠웨이트의 복잡하고 까다로

운 입찰 규정 등으로 세계 유수 건설업체들이 발주공사 입찰을 회피하여

전력 증강 계획에 차질이 생겼고 전력 증강 예산 중 6억 7천만불만 집행되

었다. 2,500㎿ 규모의 Azour North발전소, 1,500㎿ 규모의 Sabiya발전소,

750㎿ 규모의 Shuaiba 복합화력발전소, 500㎿ 규모의 Azour South발전소,

Doha 담수공장 개보수 등이 계속 단독 입찰되어, 중앙입찰위원회(CTC) 규

정에 의해 입찰이 취소되었다.

수전력부는 이러한 전력수급 문제 개선을 위해서 2006/7 Emergency Power

Program Plant(총 1,585㎿)를 발주하였으나, 프로젝트 일정의 차질이 빚어

지는 경우가 많아서, 향후 신규 발전소 건설까지는 이러한 여름철 전력부

족 현상이 반복될 것으로 예상된다. 또한, 숙련된 엔지니어의 부족문제를

해결하기 위해 2008년 4월 건설된 Sabiya 복합화력 발전소를 시작으로

주계약자에게 발전소 건설뿐만 아니라 약 7년간의 발전소 운영까지 의무

화했다.

쿠웨이트 수전력부는 2020년까지 건설공사 기간이 비교적 짧으며 친

환경 복합화력발전 중심의 장기전원개발을 계획하고 있다. Sabiya 복합

화력발전소, Az Zour North 복합화력발전소, Kiran 복합화력 발전소를

건설한 이후 2030년 건설이 계획되어 있는 770억 달러 규모의 Silk

City발전소 건설 외에는 당분간 신규 발전소 건설은 없을 것으로 보이

며, 1970-1980년대에 건설된 노후 발전설비의 개보수 공사가 주로 발

주될 것으로 전망된다.

90

수전력부는 2007년 현재 전체 발전설비용량의 88%를 차지하고 있는

석유화력발전소의 설비용량을 유지하면서, 2010년까지 가스화력의 발

전량을 244만㎾, 2020년까지는 970만㎾를 추가할 계획이다.

또한, GCC 국가간 전력망 연결을 위한 송배전 투자계획이 활발할

것으로 예상되고 전망되고 있다.

2007년 2010년 2020년수력 용량(만㎾) 비율(%) 용량(만㎾) 비율(%) 용량(만㎾) 비율(%)

화력 - - - - - - - 석탄화력 1,019 100 244 100 970 100 - 석유화력 897 88 - - - - - 가스화력 122 12 244 100 970 100원자력 - - - - - -풍력·신에너지 - - - - - -기타 - - - - - -합계 1,019 100 244 100 970 970출처 : 지식경제부, ‘쿠웨이트의 전력산업 현황 및 우리 기업의 진출방안’(2008)

<표 Ⅳ-20> 쿠웨이트 전원별 발전 설비 개발 계획

2) 석유·가스

쿠웨이트의 2008년 기준 석유 매장량은 1,015억 배럴로, 이는 세계 전체

매장량의 8.1%에 해당한다. 일부 유전의 매장량은 확인된 양보다 훨씬 많

을 것으로 추정되며, 특히 이라크와의 국경지대에 위치해 있는 2개의 유전

중 하나로서 1993년 양국간 국경 재설정에 따라 쿠웨이트에 귀속된 Abdali

유전의 경우, KOC(Kuwait Oil Company)의 조사 결과에 따르면, 당초 생각

했던 것보다 유전이 훨씬 더 쿠웨이트 쪽으로 확장되어 있으며 매장량도

알려진 양의 두 배 정도이다. 이밖에도 Saudi Arabian Texaco는 현재 Wafra

유전의 제3기 시신세(Eocene) 저유층에 90억 배럴의 원유가 매장되어 있다

고 발표하였다.


쿠웨이트의 산유량은 2008년 278.4만b/d로 세계 생산량의 3.5%를 차지

한다. 대부분의 원유는 Burgan, Magwa 및 Ahmadi 유전으로 이루어진

Greater Burgan 지대에서 생산되며 산유량은 150만∼180만 b/d이다. 쿠웨

이트 원유는 고유황 중질유가 주종으로, 수출원유는 미국석유협회지수

(API) 31.4도, 유황함량 2.52%의 ‘Kusait Export Crude(KEC)’라는 단일 품

종으로 수출한다.

주요 유전지역은 Burgan 유전, Raudhatain 유전, Minagish 유전, Neutral

Zone이다. Burgan 유전은 1938년 발견되었고, 매장량이 70억배럴로 사우디

Ghawar 유전에 이어 세계 2위 규모로, 160만b/d를 생산하여 쿠웨이트 원유

생산의 60% 이상을 차지한다. Raudhatain 유전은 매장량이 6십억 배럴이고

25만b/d를 생산 중이다. Minagish 유전은 매장량이 2십억 배럴이고 16만b/d

의 원유를 생산하고 있으며, Neutral Zone에서는 27만b/d를 생산한다.

Ratqa 유전(4만 b/d)은 이라크 남부의 Rumaila 유전의 연장선 위에 놓여

있어 걸프전의 원인 중 하나가 되었으나, 1991년 걸프전 종전 이후에 UN

조사단은 Ratqa 유전의 11개 유정이 쿠웨이트에 속한다고 판정했다. 현재

도 쿠웨이트에서 신규 유전에 계속 발견 중이며, Sheikh Ahmed Al Sabah

전 에너지부 장관은 2005년 3월 가스전과 더불어 Sabriya 및 Umm Niqqa

지역에 100억 배럴 규모의 신규 유전이 발견되었다고 발표하였다.

쿠웨이트 국영석유회사 KPC(Kuwait Petroleum Corporation)는 국내

외 대규모 투자계획의 일환으로 2020년까지 탄화수소 생산 및 정제능

력 확대 사업에 약 $800억을 투자할 계획이라고 밝혔다. 동 사의 상류

부문 프로젝트는 국내 생산량 증대에 초점을 맞출 것으로 예상되는 반

면, 하류부문은 투자의 절반이 해외 정제시설 및 석유화학부문에 배정

될 예정이다. 이로써 쿠웨이트는 산유량을 2010년까지 300만b/d, 2020년

92

까지 4백만b/d로 증대시키는 계획을 추진 중이다.

쿠웨이트 국영석유기업 KPC는 향후 5년간 KD24)200억 규모의 석유

프로젝트 투자를 계획하고 있다. 이 투자금액은 Mina Abdullah와 Mina

Al-Ahmadi의 정제시설 개선사업에 소요될 예정인 KD50억을 포함한

금액이다. KPC의 자회사인 KNPC(Kuwait National Petroleum

Company) 정유기업은 상기 두 정제시설의 정제용량을 현재 60만b/d에

서 80만b/d로 확대할 프로젝트 입찰계획을 발표한 바 있으며, 상기 프

로젝트에는 61.5만b/d 규모의 Al-Zour 정제시설 건설비 KD40억이 포

함되어 있다.

쿠웨이트에는 현재 슈아이바, 미나 알-압둘라, 알-아흐마디 3개 정유

공장이 있으며, Shuaiba가 19만 배럴, Mina Abdullah가 26만 배럴,

Mina Al-Ahmadi가 47만 배럴을 생산하여, 이들의 총 생산능력은 하루

약 93만 배럴이다. 이 가운데 가동된 지 40년이 경과된 슈아이바 플랜

트는 4기 정유공장 플랜트가 신설되면 폐쇄할 계획이다. 하지만 알 아

흐마디와 미나 알-압둘라 플랜트의 현대화 작업과 제 4정유소 신설로

정유능력은 오히려 하루 140만 배럴 이상으로 크게 증대될 것으로 예

상된다.

쿠웨이트는 현재 단일 공장으로 세계최대 규모인 일 61만 5천 배럴 생산

규모로 2010년 완공을 목표로 하는 제 4차 정유공장을 Al-Zour지역에 건설

추진 중이다. 2006년 12월 17일 실시된 입찰에서 우리 업체가 4개 패키지

모두 최저가 입찰을 하였으나, 당초 발주처 측의 예상가를 훨씬 초과하여

재입찰을 실시할 예정이다. 4차 정유공장이 생산할 예정인 60만 배럴 중

22.5만 배럴은 국내 발전소 연료로 사용하고, 34만 배럴은 수출할 예정이다.

24) KD는 쿠웨이트 화폐단위로 Kuwait Dinar의 약어


한편, 쿠웨이트 최고석유위원회(SPC)는 쿠웨이트의 4번째 정제시설

건설을 위한 입찰이 2009년 3월 16일 중단된 이후 동 계획을 재평가하

고 있다. 하지만, $150억 규모의 정제시설을 건설하기 위한 입찰을 중

단하기로 한 결정이 그 프로젝트를 완전히 취소하는 결정은 아닌 것으

로 알려졌다. KNPC는 동 정제시설이 발전 연료를 공급하기 위해 필요

한 시설로서 전력수요가 높은 쿠웨이트에 반드시 필요한 시설이므로,

SPC의 재평가를 거치게 될 것이라고 밝혔다. KNPC는 쿠웨이트가 정

제시설 건설비용을 낮출 경우 프로젝트 실행가능성이 높아질 것이며,

이는 SPC 재평가에 큰 영향을 미칠 것이라고 하였다.

쿠웨이트는 또한 원유를 수출하는 단순 산업구조에서 벗어나 정유시설,

석유화학산업 등 고부가가치 위주 산업구조로 전환을 위한 인프라 건설 추

진 중이며 안정적인 수출선 확보를 위해 중국, 인도 등 신흥공업국과의 석유

산업 분야 공동개발 등을 모색하고 있다. 최근고유가로 인한막대한 재정흑

자를 바탕으로 걸프 지역 내 무역 및 물류 중심지로 성장하기 위한 산업다

변화 정책으로 석유 이후 시대 대비 중이다.

쿠웨이트의 확인된 천연가스 매장량은 2008년 기준, 62.9tcf이며, 매장된

가스는 모두 수반가스이다. 천연가스 생산량은 2008년 기준, 일산 1.2bcf

(연간 12.8 bcm)로 쿠웨이트는 전 세계 가스 생산량의 0.4%를 생산하였다.

쿠웨이트는 전통적으로 가스가 부족하여 카타르 등지로부터 가스를 수입

해왔으나, 최근 북부지방에서 대규모 가스전이 발견되어 원유생산과 연계

되지 않은 가스만으로 35tcf를 확보하였다.

쿠웨이트는 수입에 의존하고 있는 가스 공급에 국내 생산분을늘려가려고

가스 생산에도 박차를 가하고 있다. KOC는 쿠웨이트 북부 가스전에서

2011년까지 6억 f3를 생산하고, 2014~15년까지 10억 f3까지 확대할 계획이

94

다. 동 가스 생산설비가 완성되면 기존 발전소와 수비야 지역에 설립중인

1,500㎿ 발전소 및 국영석유화학산업회사(Petrochemical Industries

Company; PIC)의 Olefin Ⅲ 석유화학공장에도 가스 공급이 가능해질 것으

로 예상된다.

쿠웨이트 정부는 자체의 가스 증산 뿐만 아니라, 발전소, 담수화 시설, 석

유화학공장 등에 공급할 가스를 충당하기 위해 이란, 이라크 등에서의 가스

수입을 추진 중이다. 2005년 3월 쿠웨이트와 이란의 양국 정부는 향후 25

년간 일 3억 f3의 가스 수입을 위한 가스관 건설에 대한 MOU를 체결하였

으나 이후 진전은 없다. 카타르의 북부가스전으로부터의 가스 수입 및 가

스관 건설에 대한 논의가 있었으나, 사우디 정부가 자국 영해로 가스관 통

과를 반대하여 2006년 초 계획이 폐기된 바 있다.

3) 석유화학

쿠웨이트의 석유화학산업은 석유부 산하 KPC(Kuwait Petroleum Corp.)

의 자회사인 PIC(Petrochemical Industries Co.)를 중심으로 전개된다. 쿠웨

이트의 석유화학 산업은 비교적 소규모이지만, 정부는 이 부문의 개발을

적극적으로 추진 중이다. 석유화학 산업이 늦게 출범한 것은 석유화학 산

업의 주 공급원료인 천연가스가 부족한데 기인한다.

Equate 석유화학회사(Equate)의 석유화학 단지와 국영석유화학산업회사

(Petrochemical Industries Company; PIC)가 개발한 연 10만톤 규모의 폴리

프로필렌 플랜트가 1997년 가동을 개시하여 운영 중이다. Equate는 PIC와

미국 Union Carbide Company(현 Dow Chemical의 일부)가 각각 45%의 지

분을 보유하고 있으며, 현지 민간 기업인 부비얀 석유화학회사가 나머지

10%의 지분을 보유하고 있다. PIC가 슈아이바에 첫 번째 질소비료 공장을


가동한 1966년 이래 비료산업을 운영해왔으며, 현재 두 번째 확장공사가

진행 중이다. 진행 중인 2건의 신규 프로젝트 중 Equate-2는 PIC와 40∼

45%의 지분을 갖게 될 외국 파트너 컨소시움에 의해 개발된다. Equate-2는

Equate-1과 같이 에틸렌을 공급 원료로 하는 올레핀 단지가 될 것이며 에

틸렌 연간 85만 톤, 저밀도 폴리에틸렌(LDPE) 연간 45만톤 및 에틸렌글리

콜 연간 65만 톤의 생산 용량을 가진 에탄 및 프로판 크래커로 구성된다.

20억 달러 규모의 동 프로젝트는 PIC의 폴리프로필렌 플랜트에 원료를 제

공하게 될 연 7만 톤 규모의 프로필렌 장치를 포함한다. 이밖에 소규모 화

학 공장 및 질소 비료 공장이 가동 중이고, 현재 Equate-3도 계획 중이다.


쿠웨이트의 주요 녹색도시는 The City of Silk와 Khabary Future City

를 들 수 있다. The City of Silk는 Madinat al Hareer, Subiya에 위치하

고 있으며 면적은 250㎢(700,000명)로 두바이 ‘Dubai Waterfront’,

‘Business Bay’를 합친 규모보다 크다. 투자비용은 860억 달러로, 수도

인 Kuwait City의 과밀과 교통 체증을 해소하고, 과거 쿠웨이트의 중동

교역 및 경제 중심지로서의 과거 위상 회복을 목표로 한다. 녹색도시는

전체가 강과 호수, 공원 등으로 둘러싸이게 되며, 도심 중앙에 환경 지

역이 조성되어 친환경적 생활을 제공하게 된다. 또, ‘무바라크 알 카비

르 타워’는 친환경 건축물로 에너지 효율성을 높이는 디자인으로 설계

될 예정이다.

Khabary Future City는 Fahaheel(Kuwait City 근교)에 위치하고 있으

며 770,000㎢의 규모로 투자비용은 55억 달러이다. ‘Khabary’는 아랍

어로 사막의 ‘오아시스’라는 뜻으로 쿠웨이트의 사막에서 인간의 행복

96

과 평화를 추구하는 도시건설을 목표로, 공사는 2009년 하반기부터 입

찰을 시작하여 순차적으로 진행할 예정이다. 녹색도시 추진사항으로,

태양에너지 집열판과 에너지 보호장치 등의 첨단 기술을 활용한 전력

소비량의 최소화, 수압을 낮추지 않으면서도 물 사용량을 40% 감소시

키는 기술의 적용, 진공 장치를 이용한 쓰레기 처리 및 발생 즉시 실내

에서 외부로 이동시켜 각종 분리수거 시스템을 통한 재활용 등의 친환

경 테크놀로지의 사용 등이 있다.



쿠웨이트 상공부는 자국 경제에 유용하다고 인정되는 분야에 대해서

외국기업의 100% 단독투자를 허용하며, 일반 부문의 외국인 최대 출자

비율은 49%이다. 법인(주식회사, 비공개주식회사, 유한회사 등)의 경우

외국인의 최대 투자지분은 49%, 은행 및 보험회사는 40%이다. 외국법

인에 대한 투자인센티브로는 투자 후 최대 10년간 외국투자기업 법인

세 면제, 투자관련 기계·설비 등의 부품 세금면제, 미 가공재료·반가공

상품·포장재 등 생산목적의 각종 재료 세금면제, 과실송금 및 투자자본

의 이전 완전보장, 외국인 투자기업의 국유화 금지, 외국투자기업에 불

리한 법규의 소급적용 금지, 외국투자기업의 쿠웨이트인 고용의무 완

화, 투자용도의 부동산 소유권 인정, 외국인 노동자의 고용 등이 있다.

기타 형태로 정부공사 입찰 참여, 계약 등 기업 활동을 하는 경우,

반드시 에이전트나 스폰서를 임명해야 한다. 국가 천연자원인 석유의

생산, 특히 원유개발에 외국기업의 직접 참여가 불가토록 헌법상에 명


기되어 있으나, 정부는 원유생산 확대 및 국가안보 강화 차원에서 70억

달러 규모의 쿠웨이트 북부지역 유전개발, 일명 ‘Kuwait Project'를 외

국 석유회사가 참여할 수 있도록 추진하고 있다. 그러나 국회의 반대로

수년간 지연되고 있다.

외국인투자 신청 및 허가절차는 상공부 ‘상업등기부’(Commercial

Register)에 등록하고, 법인설립에 관한 공식문서를 관보에 게재한다.

상장 주식회사 설립을 위해서는 ‘국왕 칙령’(Amiri Decree)이 반포되어

야 한다. 허가분야에서 석유가스 탐사 및 생산 부문은 제외되어 있으

며, 전력프로젝트 및 관련 인프라 건설 참여는 허용된다. 석유개발, 정

유산업 및 석유화학부문에 미국, 영국, 일본 등 선진국 기업이 직접 투

자하여 참가하고 있다.

조세는 재무부 산하 소득세국(DIT)이 관장하는데, 외국기업에 대해

부과되는 외국기업 법인세 이외에는 일체의 조세가 없다. 쿠웨이트 국

회는 외국법인 법인세율을 55%에서 15%로 인하하되, 주식거래를 통해

얻는 순익에 대해서는 비과세 한다는 내용으로 법인세법 개정안이

2008년 2월 3일 관보에 게재되어 효력이 발생되었고, 개인소득세는 없다.

배당이윤, 이자, 렌트, 로얄티 등에 대해서는 외국기업이 쿠웨이트에

서 획득한 소득액에 따라 일정한 세율을 적용하여 징수한다. 관세는

GCC 관세단일화에 따라 5% 관세율을 적용하고 있다. 단, 사회보장 분

담금, 쿠웨이트 장학진흥재단 출연금 등은 조세로 분류되지 않는다. 현

지인 및 현지기업은 소득세 과세 대상이 아니다. 조세 관련 분쟁은 관

련 규정이 없어 상호 이견시 최종적으로 민사법원에서 해결해야 하지

만, 보통 소득세국(DIT)내에서 협상을 통해 해결한다.

98

2) 금융조달

걸프협력이사회(GCC) 6개국이 창설한 GIC(Gulf Investment

Corporation)는 쿠웨이트에 위치하고 있으며, 기업이나 개인에게 금융

서비스를 제공하고 있다. 금융은 출자나 대출 형식으로 제공되며, 신디

케이트론 주선, 채권이나 주식 발행 등도 수행한다. 주요 참여 부문은

제조업, 농업, 광업 등이며 이밖에도 IIG(International Investment

Group) 등 민간 이슬람 금융사도 프로젝트 파이낸싱과 수출금융을 제

공한다.

또한, 외국기업도 현지에서 차입, 신용장 발행, 이행보증이나 지급보

증 등의 각종 보증서 발행 등의 금융서비스를 이용할 수 있다. 기업 자

체의 신용 또는 한국이나 제3국의 신뢰성 있는 은행의 복보증을 통해

은행들이 금융서비스를 제공하며, 현지 대리인이나 현지인과 합작한 합

작사를 통해서도 받을 수 있다. 또한 계약기간 중의 환위험을 피할 수

있는 현지화 표시 채권을 현지 투자회사나 은행을 통하여 발행할 수

있는데, 이를 위해서는 중앙은행의 허가가 필요하다.


쿠웨이트에는 도로망이 잘 개발되어 현대식 고속도로가 국가의 주요

도시를 연결하고 있고 철도는 없다. 항공 운송은 쿠웨이트시 남쪽에 위

치한 쿠웨이트 국제공항이 있어 중동, 유럽 및 아시아 주요 국가들이

정기노선으로 연결되며, 쿠웨이트 시내와 고속도로로 연결된다.

항구는 현재 6개가 있으며, 이중 Shuwaikh, Shuaiba, Doha는 무역항

이고 나머지 Ahmadi, Abdullah, Zoor는 원유 수출항이다. 쿠웨이트에

서 주요항구는 Shuwaikh, Shuaiba이고, 대부분 무역물품은 이 두 개 항


구에서 취급되는데, 모든 종류의 화물 처리시설을 보유하고 있다.

Shuwaikh는 컨테이너를 통해 수입되는 소비재를 취급하고, 정유 및 산

업단지에 위치한 Shuaiba는 산업용 수입품을 취급하는 동시에 쿠웨이

트의 석유화학, 유황, 석유제품 수출항이다. Shuwaikh 항구는 가장 물

동량이 많은 항구로 쿠웨이트 시티 북단에 위치하고 있으며, Shuaiba

항구와 더불어 쿠웨이트 최대 상업항구이다. 총 21개의 부두로 구성되

어 있으며, 부두별 수심은 1~14번은 10m, 15~17번은 6.7m, 18~21번은

8.5m이며 부두의 총 길이는 4,055m이다. 부두별 사용 용도는 1번은 곡

물선, 8번은 벌크 시멘트선, 11~13번은 콘테이너선, 19~20번은 냉동선,

21번은 가축전용선이며, 나머지는 일반 화물선이 사용하고 있다.

쿠웨이트 정부는 이라크전 이후 폭발적으로 늘어나는 물동량 수요에

대비하기 위해 부비얀 섬에 신 항구 건립을 추진하고 있다.

라. 수주 현황

쿠웨이트에서 우리 기업들이 최근 수주한 1억 달러 규모 이상의 대

형공사는 <표 IV-21>과 같다. 이중에서 쿠웨이트에서 10억 달러가 넘

는 대형 공사 수주 실적은 대부분 국영정유회사에서 발주한 아주르신

규정유공장 관련 공사로 아주르신규정유공장 건설프로젝트는 패키지

(PKG로 표기됨)별로 발주되어 4개의 우리 기업이 각각 수주하였고, 제

4가스분류설비공사와 같은 프로젝트는 약 7억달러 규모로, 이 역시 상

당한 규모의 공사이다. 수전력부에서 발주한 사비아복합화력발전소건

설공사도 10억달러가 넘는 대규모 공사이다. 쿠웨이트의 전력 부문 사

업은 모두 수전력부에서 발주하였고, 석유 및 정유 프로젝트는 쿠웨이

트 국영석유회사나 국영정유회사임을 알 수 있다. 이는 아직까지 주로

100

정부가 직접 또는 국영기업을 통해서 에너지 및 전력 부문을 관리하는

쿠웨이트의 특징을 보여준다. 1억달러 미만의 프로젝트들은 에너지부

나 수전력부에서 발주한 송전선 공사나 변전소 공사 등, 발전담수공사

등이 있다.


대림산업 아주르신규정유공장-PKG4 국영정유회사 1,184,1332008/07/24-2012/03/23

SK 건설 아주르신규정유공장-PKG2 국영정유회사 2,062,0452008/07/24-2012/04/24

SK 건설 제4가스분류설비공사 국영정유회사 694,9152007/12/31-2011/02/28

GS 건설 아주르신규정유공장-PKG1 국영정유회사 1,995,5832008/07/24-2012/04/24

현대건설 아주르신규정유공장-PKG5 국영정유회사 1,120,6142008/07/24-2012/03/28

현대중공

업사비아복합화력발전소건설공사 수전력부 1,384,980

2009/09/13-2012/06/01

현대건설AlZourNorth400kV송전선설치공사

(MEW/25/2009-2009) 수전력부 163,216

2009/11/30-2011/11/29

<표 Ⅳ-21> 최근 2년간 우리 기업의 쿠웨이트 에너지설비 수주 현황

마. 진출 전략

쿠웨이트 석유공사(KPC)는 정치적 혼란으로 인해 거의 매번 큰 어려

움을 겪어 왔다. 빈번하게 발생하고 있는 의회와 행정부간 갈등 및 각

료 변경 등의 영향 때문이다. 참고로 지난 3월에도 국왕은 갈등을 빚어

온 의회를 해산했으며, 이는 2006년 이후 3번째이다. KPC는 유능한 기

술관료로 구성된 안정적인 관리팀을 보유하고 있는 것으로 평가되어


왔음에도 불구하고, 정치적 혼란 등으로 인해 제 기능을 하지 못하였

다. 지난 20여 년간 KPC는 자회사인 국영 석유회사(KOC)와 정유회사

(KNPC)를 통해 석유 및 가스 관련 광범위한 개발계획을 추진해 왔지

만, 정치적 혼란과 정부 고위층의 지원 부족 등으로 인해 매번 큰 어려

움을 겪어 왔다. 이로 인해 150억불 규모의 알주르 정유소 건설 및 7억

불 규모의 미나 알 아흐마디 정유소 확장 등 에너지 관련 주요 프로젝

트의 재입찰이 빈번하게 발생했으며, 이는 결국 풍부한 석유자원(1,015

억 배럴, 세계 4위)을 보유하고 있어 중동지역의 진출확대국가로 평가

되었던 쿠웨이트의 신용도에서 큰 타격을 주었다. 주요 부처 또한 정책

집행 및 중장기적 사업계획 추진도 큰 어려움을 겪어 왔으며, 앞으로도

정치적 혼란이 해소되지 않는 한 계속해서 이와 유사한 상황이 재연될

수 있다는 문제가 있다.

쿠웨이트에 진출하기 위해서는 우리 기업간 협력을 적극적으로 모색

할 필요가 있다. 대규모 발주공사의 경우, 분리 발주되고 있는 추세를 감

안하여 기업간 강점이 있는 주력 사업부문에 대한 전략적인 협력이 필

요하다. 현지 진출 경험이 없는 경우, 기 진출 기업과의 공동 또는 하도

급 참여를 통해 리스크 분산 및 노하우 축적이 가능하다.

그리고 외국 및 현지기업과의 전략적 제휴도 진출 가능성을 높여준다.

플랜트 부문에서 우리 기업이 상대적으로 취약한 고기술 분야의 라이센

스 및 기초엔지니어링 보유 선진기업과의 전략적 협력관계 구축함으로

써 수주 가능성을 높이는 것이다.

또한, 전통적으로 쿠웨이트는 인간관계를 중시하므로, 기업담당자와

정부관계자의 관계가 매우 중요하다. 따라서 사전에 현지의 관련 인사

들과의 인맥관리에 노력해야 한다.

102

5. 카타르


중동지역 유력 경제 주간지 MEED(‘09.6.12, 18일자)에 따르면 경제학

자들은 대부분의 선진국이 2009년에 경기 후퇴로 어려움을 겪는 동안

카타르가 GDP 9% 성장을 기록함으로써 가장 빠른 성장을 하는 국가

중 하나가 될 것으로 예측하였다. 이는 다른 GCC 국가들의 2009년 평

균 GDP 성장 예측치 2%를 훨씬 앞서는 것이며, 지난 5년간 달성한 평

균 11% 성장에 비해 크게 뒤떨어지지 않는 것이다. 도하은행 CEO인

Raghavan Seetharaman은 2009년 GDP가 최소한 9.6% 성장할 것으로

예측하고, 카타르는 금융이 아닌 실물이 경제를 주도하고 있어서 경제

가 견고하다고 언급하였다.

카타르의 경제 성장을 이끄는 주요 동력은 급속하게 성장하고 있는

LNG 산업으로, 카타르는 이미 전 세계 1위의 LNG 수출국이며 생산량

도 2009년 4월 현재 연간 43백만톤에서 2010년 77백만톤으로 급격히

증가할 것으로 전망된다. 2008년에는 처음으로 가스부문이 GDP의 32%

를 차지하여 27%를 차지한 석유부문을 앞질렀다.

그러나, Sheikh Hamad Al-Thani 국무총리는 국가의 경제성장은 견

실하게 유지될 것으로 보이나 은행들은 다른 GCC 국가들과 마찬가지로

저성장, 부실채권의 증가 및 자본 제한 등으로 인해 수익성에 영향을

받을 것으로 보인다고 언급하였다. 카타르의 은행부문에 대해 무디스는

지난 2월 신용 전망을 안정(stable)에서 부정(negative)로 변경하였다.

카타르 중앙은행(QCB)은 3월초 시중 은행이 가지고 있는 악성 채권을

구매함으로써 은행의 자본 압박을 개선하고 주식시장에서 은행 주가의 하


락을 방지하였고, 5월말에는 유동성 지원을 위해 국립은행들로부터 부동

산 투자 지분을 사들이는 41억불 규모의 패키지를 발표하였는데, 이는 부

동산에 대한 과잉투자로 인한 부정적인 영향이 경제 전체로 파급되는 것

을 방지하기 위한 사전적 조치였다. 이 패키지는 은행들로 하여금 30-40%

까지 가격이 떨어진 부동산 시장에 계속해서 대출을 해줄 수 있기를 기대

한 조치였다. 또한, 카타르 투자청(QIA)은 지난 2월 카타르 9개 은행 중

7개 은행에 53억달러를 투입함으로써 지분의 5%를 획득하였으며,

2009년 말까지 지분을 10%로 확대할 계획이다. 런던의 금융 전문가는

경제적 호황 기간 동안 급증한 대출금에 대해 미상환이 급속히 증가할

것으로 보이며, 따라서 자산의 질을 유지하는 것이 2009년에 카타르의

은행이 당면한 가장 큰 이슈가 될 것이라고 언급하였다.

이러한 은행 부문의 취약함이 있기는 하지만 정부는 공공인프라에 수십

억달러를 투자함으로써 프로젝트 시장이 계속해서 경제성장에 기여할 수

있도록 지원하고 있다. 카타르 정부가 지난 4월에 발표한 2009/10 회계연

도 예산 259.7억 달러의 40%인 104억 달러가 석유·가스와 관련이 없는 사

회 인프라 개발 프로젝트 예산이었는데, 이는 전년도 개발 프로젝트 예산

인 111억 달러에 못 미치는 수준이다. 카타르 정부는 석유가격 40달러를

기준으로 하여 세입을 244억 달러로 예측하였지만, 현재 석유가격이 60달

러를 상회하는 점을 감안하면, 재정 상황이 흑자 기조를 유지할 수 있을

것으로 전망된다.

카타르는 단기 계약을 통한 석유 수출에 의존하고 있는 이웃 국가들

과는 달리 장기 계약을 통한 LNG 수출에 기반하고 있어서 장기적인

자본 유입이 훨씬 안정적이다. IMF는 석유 생산국들 중에서 카타르가

유일하게 세계적인 경제위기를 큰 타격 없이 벗어날 수 있을 것으로

104

예측하였으며, 무디스도 카타르에 대한 국가 평가를 Aa2로 유지하고

있는 등 거시적인 기반은 견고하다. 카타르 내셔널 은행은 LNG 수출

에 힘입어 2009년 GDP 성장률 9.6%에서 2010년 23.5% 성장할 것으로

예측하였다.

MEED 보도에서 언급되었듯이 카타르는 2008년을 기점으로 국가 재

정수입의 중심이 경기에 민감한 석유에서 장기적인 수출계약에 근거한

가스로 전환되었으며, 현재 진행중인 LNG 플랜트 프로젝트들(연간 총

31.2백만톤)이 2~3년 내에 완료될 계획임을 감안할 때, 향후 안정적이

면서도 급속한 경제성장을 이룰 것으로 전망된다.

단기적으로 카타르는 세계경제 위기, 기존 국부펀드의 운영손실, 자

국 은행들의 부실 대출 증가 등으로 인해 다소 방어적으로 경제를 운

영하고 있으나, 900조 f3의 가스 매장량(세계 가스 매장량의 15%) 및

LNG 생산능력 확장(2012년 총 77백만톤/년)에 따른 수출증가 전망 등

을 고려할 때, 향후 카타르의 경제는 매우 낙관적이다. 카타르의 견고

한 경제 기반 및 비전 2030에 따른 다변화 전략 등을 감안할 때, 석유

화학 플랜트를 비롯한 고부가가치 분야의 신규 프로젝트가 재개되는

것은 시간문제라고 보이는바, 카타르의 시장상황을 면밀히 주시할 필요

가 있다.


1) 전력

2008년 기준, 카타르의 발전량은 19.7TWh이며, 전력 수출 및 수입은없고,

전력공급은 주로 아래 7개 시설에서 분담하여 공급하고 있다.


담수화 발전소 추정 용량

Ras Abu Fontas B 990㎿

Ras Abu Fontas A 618㎿

Wajba 301㎿

Sailyah 134㎿

Ras Abu Aboud 88㎿

Doha South Super 67㎿출처 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-22> 카타르 담수화 발전소 발전 용량

수·전력 담당 기관은 카타르 수전력공사(Qatar General Electricity &

Water Corporation(Kharamaa); QEWC)으로 1999년 7월 수전력부(Ministry

of Electricity & Water, MEW)를 대신하여 신설되었다. 카타르 수전력공사

는 전력 전 분야에 걸친 계획의 수립, 수요예측, 전력요금 확정, 민영화될

송·배전 관리 및 이전 MEW가 관장한 기존 발전소의 처리 등을 수행한다.

최근에 수·전력 수요가 급증함에 따라 전력 부족이 심각한 상태로 제한

송전과 정전 가능성에 대한 우려가 증대되고 있다. 2015년까지 추가 전력

필요량은 6,500㎿ 규모로 전력 수요증가율은 중동지역에서 두바이와 함께

12% 수준으로 가장 높다.

Ras Laffan 민자 발전·담수(IWPP) 프로젝트는 Ras Laffan 지역에 카타르

최초의 민자 발전·담수화 플랜트(IWPP)로 1단계 건설이 2004년에 추진된

이래, 2단계 공사가 현재 시공 중으로 수/전력 750㎿, 7,500만 g/d까지 생

산용량을 확대할 계획이다. 2001년 8월 설립된 Ras Laffan Power사가 운영

을 담당하고 있으며, 지분구조는 AES(미) 55%, QEWC 25%, QP 10%,

Gulf Investment Corporation(쿠) 10%이다. 최근 추진 중인 Ras Laffan 3단

106

계 프로젝트의 발주처는 카타르 수전력공사(QEWC)이고, 규모는 25억 달

러이다. 설치용량은 2,600㎿/40Mg/d로, 제안서 입찰공고가 임박했으며 예

상 지분구조는 외국기업 40%, QP/QEWC 60% 이다.

메사이드 Qatalum 발전소 공사는 발주처는 QP/Hydro로, 규모는 약 9억 달

러의 1,350㎿로 알미늄제련소용이다. 기술컨설턴트는 Mott MacDonald사 수

행하고 있으며 입찰마감은 2007년 3월말이었고 EPC공사는 현재 입찰평가 중

이다.

카타르 석유공사와 Qatar General Electricity and Water Corp.는

Suez, Mitsui사와 Ras Laffan 산업도시의 수전력부문 프로젝트 수립을

위한 협정을 체결하였다. Suez와 Mitsui사는 향후 27년간 227억 달러

의 수익을 달성할 것으로 기대하고 있다. 프로젝트 참여 회사들의 지분

구조는 Suez와 Mitsui사가 40%, 카타르 석유공사 15%, Qatar General

Electricity and Water Corp. 45%이다. 동 프로젝트의 발전용량은 2,730

㎿, 수자원 일일 6,300만 갤런이 될 것이며, 2011년 4월에 프로젝트 첫

단계를 완공할 예정이다.

2) 석유·가스

카타르는 전 세계 매장량의 15%에 달하는 풍부한천연가스 자원을 보유하

고 있는 데 반해 석유 자원 보유량은 적은 편으로 2008년 기준, 석유 매장량

은 273억 배럴이다. 석유 자원의 대부분이 매장되어 있는 육상 유전인 두칸

(Dukhan)은 카타르 최대 석유 생산 유전이다. 카타르는 또한 이드 알 샤르기

노스 돔(Id Al-Shargi North Dome), 불 하니네(Bul Hanine), 마이단 마흐잠

(Maydan Mahzam), 알 샤힌(Al-Shaheen), 알 라이얀(Al-Rayyan), 알 칼리지

(Al-Khalij) 등의 6개해상 유전을보유하고 있다. OPEC에따르면 카타르의 석


유 생산량은 2008년 기준 137.8만 b/d로 OPEC 13개 회원국 중에서는 매우 적

은 양이다. 탐사, 생산, 정제, 수송 및 저장 등 카타르의 모든 석유 관련 활동

은 카타르석유공사(QP)가 관장하고 있어 카타르의 모든 석유자원에 대한 소

유권을갖고 있으며, 외국기업들에게는 매장량의 약 40%인 해상 광구에 대

해서만 탐사권을 부여하고 있으며, QP와의 생산물분배 협정을 체결을 통해

개발하고 있다.

2007년 기준 석유 및 가스부문이 전체 세입에서 차지하는 비중은 64.6%

였고, 주로 미국 및 일본 등의 아시아태평양 지역에 석유를 수출하고 있다.

카타르에는 움 사이드(Umm Said), 하룰(Halul)섬, 라스라판(Ras Laffan) 등

3개의 주요 수출 터미널이 있는데, 이 중 라스라판은 가장 최근에 건설되

었으며, 주로 LNG를 수출하고 있다.

카타르는 다른 GCC 국가들과 마찬가지로 경제 성장을 뒷받침하고, 아시

아의 석유 증대 및 국제 고유가에 대응하기 위해 몇 건의 상류 및 하류 부

문 확장 프로젝트를 추진하고 있다. 투자를 주도하고 있는 QP는 석유 및

천연가스, GTL, 정제, 석유화학, 산업도시 등에 총 QR25)3,025억(약 831억

달러)을 투자하는 5개년(2007-11) 투자계획을 추진하고 있다. 이를 통해

QP는 2010년 말까지 현재 74.5만 b/d인 육상 및 해상 유전의 석유 생산량

을 102.5만 b/d까지 확대할 계획이다.

25) QR은 카타르 화폐단위로 Qatar Riyal의 약어

108

프로젝트증산규모

(1천b/d)가동

시기

추정사업비

(10억불) 비고

알샤힌 유전개발 285 2009 5.00 상류

알샤힌 컨덴세이트 정제 250 2011 0.40 하류

라스라판 컨덴세이트 정제 146 2008 0.67 하류

라스라판 컨덴세이트 정제 확장 146 2011 1.00 하류

출처 : Zawya, EIA, OGN

<표 Ⅳ-23> 석유 상류 및 하류 부문 확장 주요 프로젝트

2008년 기준 카타르의 천연가스 매장량은 전 세계의 13.8%인 899.3tcf이

다. 세계 3위의 천연가스 보유국인 카타르의 천연가스 매장량의 대부분은

이란과 영해를 공유하고 있는 노스 가스전(North Gas Field)에 매장되어 있

다. 국제 고유가로 인해 전 세계적으로 가스 수요가 증가하면서 카타르의

가스전 탐사 및 시추활동도 적극 추진되었다. 카타르 정부는 2010년 말까

지 노스 가스전으로부터 25 bcf/d의 가스를 생산할 계획이다. QP는 현재

노스 가스전의 상세 매장량 조사를 실시하고 있는데 당초 2007년 종료될

예정이었으나, 2010년까지 연장해서 수행할 계획이다.

카타르의 천연가스 생산량은 2008년 기준, 일산 7.4 bcf(연간 76.6 bcm)

로 가스 생산량의 거의 대부분이 수출되고 있기 때문에 국내 수요분은

LNG로 수입하고 있는 실정이다. 석유화학 및 발전분야를 중심으로 수요가

계속해서 증가하고 있는 점을 감안할 때, 국내 가스 수요량은 2011년까지

매년 7%씩 증가할 것으로 예상된다. 따라서 앞으로 생산되는 천연가스의

상당 물량은 내수용으로 공급할 계획이며, 카타르의 가스 생산량은 2011년

까지 매년 7.5% 정도 증가할 것으로 기대된다.


프로젝트증산규모

(Bcf/d) 가동시기추정사업비

(십억달러)

바르잔 가스전 개발-1단계 1.5 2012 1.7

바르잔 가스전 개발-2단계 2.0 2013 -

노스 가스전 개발 25.0 2010-12 20.0출처 : Zawya

<표 Ⅳ-24> 카타르 주요 천연가스 상류 프로젝트

천연가스의 생산은 QP가 관장하고 있지만, LNG부문은 카타르LNG회사

(Qatargas)와 라스라판LNG회사(Rasgas)가 담당하고 있다. Rasgas의 지분은

QP가 70%, ExxonMobil이 30% 보유하고 있다. Qatargas에도 QP 외에

Total, ExxonMobil, Mitsubishi 등 다수의 기업들이 지분 참여하고 있다.

카타르 정부는 지속적인 가스 수출을 위해 대규모 천연가스 생산 확대

사업을 추진하고 있어, 천연가스 생산 확대 사업에 따라 노스 가스전의 생

산량이 2012년까지 9,000 bcf로 증대될 것으로 예상된다. 또한, 바르잔

(Barzan) 가스전의 2단계 확장사업이 끝나는 2013년에는 1,260.1 bcf의 가

스 물량이 추가 확보될 수 있을 것으로 전망된다.

카타르는 현재 세계 최대 규모인 연간 1.5 tcf의 LNG를 생산하고 있으

며, 카타르 정부는 2010~12년까지 LNG 생산능력을 연간 3.8 tcf까지 확대

할 계획이다. 그러나 카타르 정부는 LNG 생산량의 목표 달성이 예상되는

2012년 이후에는 LNG 프로젝트를 더 이상 추진하지 않을 계획인 것으로

알려져 있다. 카타르는 현재, 아시아 시장의 세계 최대 LNG 수출국으로

수출선 다변화의 필요성을 인식하고 유럽을 주요 목표시장으로 설정하였

다. 또한, LNG 생산 확장 계획에 따라 지속적 수출의 필요성을 인식하여,

미래 주요 고객으로 평가받고 있는 중국에의 수출도 적극 추진하고 있다.

110

라스라판 공단에서 생산되는 LNG 수출만으로도 향후 5년간 2,920

억달러를 벌어들일 것으로 예상된다. LNG의 수출에 힘입어 GDP가

2009년 1,022억 달러에서 2010년에는 1,394억 달러로 상승할 것으로

보이지만 이렇게 벌어들인 돈을 어디에 사용할 것인지는 분명하지

않다.

트레인 액화능력(Bcf) 가동시기 주요 수출시장

Rasgas

트레인 1&2 640 1999 한국

트레인 3 230 2004 인도

트레인 4 230 2005 유럽

트레인 5 230 2007 유럽 및 아시아

트레인 6 380 2008 미국

트레인 7 380 2009 미국

합계 2,090

Qatargas

트레인 1-3 1,404 1996 일본 및 스페인

트레인 4&5 1,520 2008 영국

트레인 6 380 2009 미국

트레인 7 380 2010 미국 및 유럽

합계 3,684 출처 : RasGas, QatarGas, EIA

<표 Ⅳ-25> 카타르 LNG 시설현황

카타르 정부는 과다한 사업비 소요 및 일부 기술적 문제에도 불구하고

GTL 산업에 대해서는 적극 지원 및 투자할 계획이며, 이미 관련 프로젝트

가 활발하게 추진되고 있는 상태이다. GTL 프로젝트는 주로 생산물 분배

협정을 체결한 외국 에너지 회사에 의해 수행되고 있다. 대표적인 GTL 프

로젝트인 펄(Pearl) GTL의 경우 석유 메이저인 Shell 100% 자금을 투자하

고 있다.


3) 석유화학

2008년 10월 정부는 앞으로 국가의 사회적 경제적 미래에 대한 청사

진이 될 카타르 국가 비전 2030을 발표하였는데, 이는 탄화수소 부문

에 대한 의존도를 줄이고 다른 산업부문을 확대하는 쪽으로 전환한다

는 것이다. 가스 및 석유 하류부문의 활동을 위해 정부가 2003년 설립

한 IQ(Industries Qatar)가 비전 2030을 시행하는데 중심 역할을 할 것

으로, IQ는 QP(Qutar Petroleum)가 지분의 70%를 가지고 있으므로 다

른 지역보다 훨씬 싼 가격에 카타르 국내 산업에 가스를 공급할 수 있

으며, 이에 따라서 석유화학, 비료, 제철 등의 산업이 놀라운 속도로 성

장하고 있다.

카타르 정부는 QP를 중심으로 세계 최대 규모의 노스필드 가스전의

풍부한 천연가스를 이용한 산업을 적극적으로 추진해왔는데, 2007년

정부는 가스자원을 보호하기 위해 신규 LNG, GTL 프로젝트를 당분간

동결하고, 하류부문의 프로젝트를 적극 추진한다는 방침을 발효했다.

QP는 노스필드 가스전의 천연가스를 이용한 대규모 에탄 베이스 석

화 계획을 추진중이다. QP는 제1기 계획으로 Q-Chem II와 Qatofin을

설립하고 이 두 회사와 QP의 공동 투자로 Ras Laffan Ethylene Co.를

설립하여, 에틸렌 생산 능력 130만톤의 에탄 크래커를 2009년 완공 계

획으로 추진하였다. 여기서 생산된 에틸렌은 라스라판에서 메사이드로

파이프라인을 통해 운송하고, QChem II가 HDPE 35만톤과 리니아a-올

레핀(LAO) 35만 톤, Qatofin이 LLDPE 45만톤을 생산한다는 계획이다.

또한 QP는 석유정제와 석유화학 통합계획을 추진하고 있으며, 우선

한국의 호남석유화학과의 합작으로 에탄나프타 혼합원료를 이용한 에

112

틸렌 플랜트를 건설한다는 계획이다. 에틸렌 생산량은 130만톤이며, 스

타이렌 등 그 외 에틸렌 유도품, OCT를 이용한 프로필렌 70만톤과 PP

70만톤을 생산할 계획이다. 그리고 가동 시기는 2012년 정도로 예상하

고 있다. ExxonMobile의 에탄베이스 석화계획은 계속 검토 중에 있으

며, 2013년 가동이 될 것으로 예상된다.


카타르 정부는 영국과 신재생에너지 관련 동반자협정 및 양해각서를

체결하였다. 영국 Carbon Trust Company와 카타르투자청(Qatar Investment

Authority, QIA)은 전략적 동반자협정을 체결하였다. 이에 따라, £2.5억

(4.03억 달러)규모의 '카타르-영국 청정기술투자기금' 조성을 위해서

QIA가 £1.5억을 출자하고 영국 Carbon Trust는 자체적으로 £0.1억을

출자하여, 여타 민간부문에서 £0.9억의 자금을 모집하기로 하였다. 동

기금은 청정에너지기술에 대한 연구지원에 사용될 계획이며, 운영은

Carbon Trust Investment가 담당하게 된다. 또한, 대기 중 이산화탄소

저감기술 이전에 관한 내용도 담았다.



카타르에서 투자프로젝트, 사업수행 절차, 정부 인센티브 등을 포함한

사업환경 관련 정보는 카타르 투자청(IPD)에서 포괄적으로 제공하고 있다.

외국 투자자들은 지분이 51%를 초과하지 않는 한, 그리고 법적으로

회사 설립이 허용되는 한 모든 부문에 투자할 수 있다. 개인소득이나


수출에 대해서는 관세 이외에는 특별히 세금을 부과하지 않고, 관세는

4%로 낮은 편이며, 중장비 및 그 부속품에 대해서는 관세를 면제해준

다. 금융체계도 매우 선진화되어 있으며, 자본의 이동에 아무런 제약이

없어 카타르 전역이 자유 경제 지구라 할 수 있다.

해외 투자자들을 위해 마련된 인센티브로 투자자가 원하는 데이터

및 정보를 공개하고, 안정된 환율 및 외국환의 자유로운 거래를 허용한

다. 장비, 기계부품, 원료에 대해 무관세 혜택을 주고 5년간 소득세를

면제해 준다. 또한 자본의 해외송금과 소득 및 임금의 해외송금 자유화

하고 수출과 관련된 수수료를 면제해준다. 카타르 조달청의 제품구매

시 국내 제품에 대한 특혜를 주고 GCC에서 생산된 제품보다는 5%, 그

외의 다른 나라에서 생산된 제품보다는 10% 더 높은 수익률을 보장한

다. 전력 요금(watt/hour)은 할인하여, 산업용 전력 요금이 0.106달러이

다. 저임금의 외국인 노동력의 수입을 위해 비자발급을 간소화하고, 카

타르 산업개발은행이 간편한 대출 지원을 한다. 또한 투자 협정에 정해

진 기간 동안에는 법인세는 부과되지 않는다.

재무, 경제, 통상 장관은 석유와 천연가스에 대하여 외국인들의 자유

로운 활동을 보장하는 인프라를 구축하고, 금융 제도 및 투자환경을 정

비하는 등 선진 투자환경 조성방침을 밝혔는데, 인센티브로 적정가격의

자재 공급과 자본 회수를 가능케 하는 금융제도, 각종 조세 및 관세의

감면, 자유로운 송금보장 등이 있다.

단, 카타르 내 지사 또는 사무소 설치는, 설치목적이 카타르 기업체

와 경쟁 관계가 되지 않을 시에만 허용되며, 사업자 등록을 필해야 한

다. 외국인이나 외국업체는 카타르 내 부동산 취득이 허용되지 않는데

부동산 및 주택 소유와 관련해서 외국인은 ‘Pearl of the Gulf Island’,

114

‘West Bay Lagoon’, ‘Al Khor Resort’ 등에서는 99년간 그리고 같은

기간을 연장하여 소유할 수 있다. 또한 부동산소유법에 따라 입국비자

및 거주허가도 획득할 수 있다.

외국 기업이나 외국인 투자자는 투자 관련 정부부처 혹은 해당 국영

기업과 직접 투자협정을 체결해야 하는데 구체적인 개발 프로젝트의

시행계획이 협정의 중점사항이다. 외국 기업은 경제통상부에 기업개설

승인요청서를 협정서와 함께 제출해야 하며 통상적으로 경제통상부가

직접투자를 승인하고, 현지 기업의 이름으로 회사를 개설할 권한과 특

정사업의 종류를 부령으로 포고한다. 부령에 의거하여 현지 대리인이

경제통상부 상업등기소에서 새로운 외국기업을 등기한다.

조세관련 기관은 경제재정부(Public Revenue and Taxes Dept.)이고,

과세대상은 카타르 내에서 영업활동을 수행하고 있는 외국 Entity(외국

회사, 합작사, 개인의 지사 및 법인)이다. 카타르 내국인 및 GCC 기업

은 비과세 대상이다. 과세범위는 영업소득, 배당 및 이자 등 자본 소득

포함한 전체 소득이나 EPC(설계, 구매, 시공을 포함한 일괄공사계약방

식) 공사의 경우 국외 수행 EP(설계, 시공)는 면세된다.

과세소득(QR) 세 율

100,000 이하 면 제

100,001-500,000 10%

500,001-1,000,000 15%

1,000,0001-1,500,000 20%

1,500,001-2,500,000 25%

2,500,001-5,000,000 30%

5,000,001 이상 35%자료 : 해외건설협회 해외건설종합정보서비스(www.icak.or.kr)

<표 Ⅳ-26> 카타르 법인세율


외국회사의 법인세는 프로젝트 수행 및 기타 용역 계약을 체결하기

이전에 관계 부서와 협의한 결과, 카타르 정부에 이익이 된다고 판단될

경우 왕령에 의거하여 면세가 가능하다. 카타르 및 GCC 국적자의 경우

개인소득세가 부과되지 않는데, 타국적자는 사업 활동에서 유발된 카타

르 내 소득에 대해서는 개인소득세를 납부하게 된다. 부동산세, 사회보

장세, 인지세, 교통세, 부가세 등 기타 대부분 조세가 없다. 관세의 경우

모든 식료품과 기타 제조품은 CIF금액 기준으로 4%의 종량세를 부과한

다. 철강제품 및 시멘트에 20%를 부과하고, 기계류의 경우 국영 기업에

서 수입하는 기계류는 면세되고, GCC 회원국에서 생산되는 품목의 경우

면세 통관된다.

2) 금융조달

현지 금융기관이 열악하고, 최근의 글로벌 금융위기의 영향도 있어서

외국업체가 금융을 조달하기는 쉽지 않은 실정이다. 외국기업이 현지

금융기관으로부터 자금을 대출받을 경우, 현지인 스폰서의 보증서를 제

출해야 한다. 대출 이자율은 신용상태, 스폰서의 보증 여부에 따라 이

자율이 상이하며 협상이 가능하다. 국내은행의 보증이 있는 경우는

11%정도, 보증이 없는 경우는 13.5% 이상이다.

공사계약 체결 후 발주처로부터 기성을 수령하기 위해서는 CR을 취

득한 후 회사 명의의 계좌를 개설해야 하는데 발주처와 계약이 체결되

면 계약서에 의거하여 임시계좌 개설이 가능하며, CR 취득 후 정식 계

좌로 대체 가능하다. 회사 명의의 계좌가 개설될 때까지 우선 개인명의

로 계좌를 개설해 본사에서 송금 받아 초기 자금을 사용할 수 있다.

116


카타르는 국토면적이 작기 때문에 철도, 버스 등 대중교통이 없는 실

정이고 다만, 제한적으로 일부에서 특정 노선의 버스가 운영 중이다.

대중교통 수단으로서는 택시가 있지만, 이 역시 빈번하게 이용하기에는

불편한 점이 많다. 따라서 체재기간이 다소 긴 경우에는 차량 렌트도

고려해 볼 필요가 있다. 국제 운전면허증의 유효기간이 6개월 이상 남

은 경우에는 렌트가 가능하며, 렌트카 회사도 많은 편이다. 거주허가를

발급받으면 차량구입도 자유롭다.

해상운송의 경우 대표적 항구로 Doha, Umm Sa'id, Ras Laffan의 3

개 항이 있으며, 총 677,992GRT/1,049,447 DWT의 규모를 갖는 25척

의 상선이 있다. 도하 항구에는 수심 9.14m의 4개 정박장과 7.5m의 5

개 정박장이 있으며, 정박장의 총 길이는 1,699m이다. 현재 4개의

LNG 정박장과 11개의 일반 정박장 및 컨테이너항 등을 갖추고 있다.

Umm Said 항구는 9개 정박장을 갖추고 있으며, 카타르로 반입되는 대

부분의 적하화물은 동 항구에 정박한 후 트럭을 통해 카타르 전역으로

운반되고, 대규모 상업항과 석유 수출항을 갖추고 있다. Ras laffan 항

구는 주로 LNG 상선 정박장 이용이 많으며 일반 정박장에는 Ras

Laffen에서 진행되고 있는 프로젝트에 필요한 건설 자재 등이 들어오

고 있다.

카타르에는 4개의 공항이 있으며, 도하 신공항 공사는 추진 중이다.

도하 국제공항은 도하 남동부에 위치하며 도심에서 자동차로 10분 정

도 거리이다. 16개 항공사가 취항하고 있는 가운데 두바이, 아부다비,

바레인, 무스카트 등 주변국은 물론 파리, 프랑크푸르트, 런던, 봄베이,


카라치, 다카 등에 직항편이 운항 중이다.

유무선 전화 현황은 2007년 기준 유선전화 회선 수 23.7만, 무선전화 가

입자 수 126만명이다. 전 세계 158개국으로 직통전화가 가능하다. 국제 전

화료가 비싼편이며, Collect Call 제도는실시하지않는다. 인터넷은 2002년

2월부터 서비스 개시되었고, 이용자 수는 2007년 기준 약 35만명이다. 통신

요금은 주변국에 비해 다소 비싸지만, 비교적 양질의 인터넷서비스를 제공

한다.

라. 수주 현황

카타르에서 최근 우리 기업이 수주한 1억달러 이상의 대형공사는

<표 IV-27>과 같다. 2005년에 4억 달러 규모의 석유화학플랜트 공사를

각각 두 건 수주하였고, 2008년에는 카타르 수전력공사에서 발주한 라

스라판 CIWPP 프로젝트를 20억 달러가 넘는 금액으로 수주하였다. 이

는 당시 단일 해외 플랜트 수주 사상 최대 규모로 화제를 모았었다.

동 프로젝트는 카타르 수도 도하에서 북쪽으로 80㎞ 떨어진 지점에 위

치한 라스라판 산업단지 내에 2,728㎿규모의 복합화력 및 일일 4,500

톤 규모의 담수설비 시설을 건설하는 공사이다.

또한 카타르수전력공사에서 발주한 전력네트워크강화 변전소 공사도

우리 기업이 수주하여 공사를 하고 있으며, 많은 중소기업들이 일괄도급

수주한 대형공사에서 하청된 소규모 공사들을 진행하고 있다.

118



대우

건설

Q-Chem II 석유화학플랜트

건설공사

Q a t a r C h e m i c a l Company

405,3152005/12/01-2008/11/30

GS건설

라스라판산업단지내콘덴세

이트처리공장

QP&Total&ExxonMobil 409,053

2005/06/20-2009/10/27

현대

건설라스라판CIWPP프로젝트

카타르수전

력공사2,071,423

2008/05/01-2011/04/01

현대

건설

카타르전력네트워크강화8단계-220Kv변전소공사

카타르수전

력공사201,948

2008/01/08-2010/07/15

<표 Ⅳ-27> 최근 2년간 우리 기업의 카타르 공사 수주 현황

마. 진출 전략

카타르는 GCC국가들 중에서도 높은 경제 성장을 지속해 가고 있는

국가이다. 또한 두바이를 벤치마킹하여 자유롭고 기발한 아이디어를 가

지고 도시를 개발하는 프로젝트들이 한창이다. 또한 교육이나 의료부문

에도 투자가 진행 중으로, 이러한 점을 살려서 의료부문이나 교육부문

에서의 협력을 추진하면서 현지와의 협력관계를 강화할 필요가 있다.

또한 고도 압축 성장의 경험을 공유하는 정부간 협력체계를 추진하여

양국간에 관계를 강화할 필요가 있다.

카타르는 가스 부국으로 해양광구는 외국업체의 투자도 허락하고 있

다. 해양 시추선 건조 능력은 우리나라가 세계적인 경쟁력을 가지고 있

으므로, 이러한 분야에 있어서 수출 확대를 노려볼 필요가 있다.

Ⅴ. 동아시아 주요국들의 에너지 산업 환경 및 진출 전망 119

Ⅴ. 동아시아 주요국들의 에너지 산업 환경 및 진출 전망

1. 인도네시아


인도네시아는 2008년부터 시작된 경제위기 이전에는 지속적인 경

제성장과 공공지출의 확대로 도로, 철도와 함께 전력부문 등의 인프

라 확충에 힘썼지만 경제 위기 이후에는 재원부족으로 공공설비 부문

이 다소 위축된 가운데, 외국차관을 통한 인프라 개발 사업이 지속적

으로 추진되고 있다. 하지만 규모 있는 대공사가 없어 발주물량은 많

이 부족한 상태이며, BOT26) 나 시공자 금융을 요구하는 설비공사가

대부분이다. 그럼에도 불구하고 지속적인 에너지 수요와 석유가스 개

발 사업에 대한 국가재정수익이 많은 부분을 차지하고 있는 만큼, 석

유 및 가스 전력 등 에너지관련 개발사업에 대한 국내외 투자가 활기

를 되찾을 것으로 전망된다. 최근에는 글로벌 금융위기 영향에 따른

국내 경제 침체 극복을 위해 2009년 1월초 약 45억불(50조 루피아) 규

모의 경기부양 예산을 투입하기도 하였다.

26) Build, Operate and Transfer 의 약자로 건물이나 인프라 시설 등을 설계,시공한후

일정 기간 동안 시설물을 운영하여 투자금액을 회수한 다음 그 시설물과 운영권을

정부나 관계 단체에게 무상으로 이전해 주는 방식으로 국가재정이 미흡한 개발도상

국에서 외채 도움 없이도 개발 프로젝트 추진이 가능한 사업방식임.

120


1) 전력

인도네시아는 국영전력회사(PLN), 민간발전사업자(IPP : Independent

Power Producer), 전력리스회사(Auto-generation/Leased Generator)가

전력을 생산하여 공급하고 있다. 국영전력회사는 총 전력용량의 87%를

생산하며, 600개 이상의 독립된 송배전시스템을 소유․운영하고 있다.

2007년 전력발전 중 47.5%가 석탄을 사용하고 있으며, 뒤를 이어 석유

26.5%, 가스 24.3%, 수력 1.7% 순이다.

(단위 : GWh)

전력공급처 2003 2004 2005 2006 2007

국영전력회사 90,046 93,113 98,177 107,664 107,984

민간발전사업자 20,549 23,978 26,088 28,639 31,199

전력리스회사 2,435 3,154 3,105 2,804 3,257

총계 113,030 120,245 127,370 139,107 142,440

출처 : National Electric Company

<표 Ⅴ-1> 인도네시아 주체별 전력생산량

인도네시아 인구의 80%가 자바-발리 지역에 집중되어 있어서 인도

네시아의 총 발전용량 30,000㎿중, 자바발리 지역의 발전용량이 22,236

㎿에 달한다. 발전설비용량은 아래 그림 [V-2] 에서와 같이 꾸준히 증

가하고 있으나, 2004년 이후로부터는 5,061㎿ 증가에만 그치고 있어

전력공급이 많이 부족한 실정이며 전력공급에 필요한 전력인프라도 열

악하다. 전력 수요증가율은 연평균 7.1%로서 연평균 GDP 성장률인

6.2%를 능가하고 있으나, 전력공급용량 부족으로 인도네시아의 전력보

급률은 2008년 10월 현재 64.3%에 그치고 있다. 게다가 최근 전체 발


전설비의 74%가 집중되어 있는 자바-마두라-발리지역의 향후 전력수요

도 증가할 것을 대비해 인도네시아 정부는 대규모 발전증설을 내용으

로 한 발전 프로젝트를 단기간 내에 추진 할 것으로 전망된다

[그림 Ⅴ-1] 인도네시아의 발전설비 용량 현황

출처 : PT, PLN 내부자료

(단위 :GWh)

2004 2005 2006 2007 2008

생산 120,244 127,370 133,108 142,440 113,080

소비 99,425 107,031 112,609 121,554 129,018

출처 : Department of Energy and Mineral Resources

<표 Ⅴ-2> 인도네시아 전력생산 및 소비량

122

지역 설명 단위 2008 2012 2017 2022 2026

자바-마두라-발리

(JAMALI)

수요 TWh 105 137 189 256 327최대부하 GW 18 22 31 42 53추가발전용량 GW 6.3 13 31 45 61

기타지역


전체


출처 : KOTRA (2009)

<표 Ⅴ-3> 인도네시아 지역별 전력 수요 및 용량 전망

작년 2008년에는 경기호조로 인한 산업 및 가정 부문의 경제활동 증

가가 인도네이사의 전력소비 증가를 유인하였으나, 전력생산은 전년 대

비 21% 감소하였다. Tanjung Jati B 스팀가스발전의 전력 공급 중단은

노화된 설비, 물류 프로세스상의 문제점으로 인한 석탄 공급 지연 등의

이유로 발생하였다. 그리고 기타 PLN 소유 발전소 (Suralaya/Gresik

/Cilacap의 스팀가스발전 등)와 민간발전사업자 시설에도 생산 공정

중단 사태로 생산량이 감소하였다.

인도네시아 정부와 국영전력회사는 2008년과 같은 전력부족분의 해

소를 위해 자체 혹은 민간발전사업자를 통해 2018년까지 국내 발전량

을 57,400㎿까지 끌어올려, 2025년까지 전기보급률을 95%까지 늘리려

는 계획을 수립하였다. 이를 위한 중단기 계획으로서 2011년까지

10,000㎿의 발전용량을 확보하기 위해 발전소 건립을 계획하였다. 1차

프로그램은 총 사업(발전소 및 송배전망 구축)에 6조 1천억 루피아가

소요될 전망이며, 2010~2011년까지 총 35개의 발전소 건립을 목표로


하고 있다. 2차 프로그램은 11,144 MV 추가 건설을 위해 약 21억 3천

만 달러 규모의 비용이 소요될 전망이며 이 중 64%가 민간부문 투자

로 조달될 계획이다. 총 발전용량의 7,366㎿는 국영전력회사(PLN)의

투자 (총 자본지출계획의 66%) 그리고 나머지는 민간발전사업자(IPP)

에 의해 건설될 예정이다.

인도네시아 발전 및 전력 시장에는 유럽, 미국, 일본 등 세계 유수의

회사가 진출해 있다. 유럽계 회사는 Asea(Brown) Boveri(ABB),

Siemens, 미국계 회사는 GE, 일본계는 Mitsubishi와 Hitachi가 시장을

독점하고 있다. 하지만 최근에는 정부에서 추진하고 있는 주요 프로젝

트의 대다수가 석탄발전건설에 전문성을 지닌 중국계 기업에 의해 주

도되고 있다. 중국계 주요 기업은 DongFang Electric, Harbin Electric,

China National Technical Export-Import Company (CNTIC) 등이다.

2) 석유 가스

인도네시아는 동남아 국가 중 유일한 OPEC(Organization of the

Petroleum Exporting Countries)회원국이며, 최대 원유 및 가스 생산국으

로 원유 매장량은 약 50억배럴, 천연가스 매장량은 약 92조5,000억 입방

평방미터를 가지고 있다. 기존 유전의 노후와 신규 투자 미흡으로 최근

원유 생산량은 완만한 감소세를 보이고 있으나, 석유 및 가스산업은 여

전히 재정수입의 26.3%, 상품수출의 23.4%를 차지하는 최대 산업 중의

하나이다.

124

에너지원 소비 생산

석유(mtoe) 57.4 Mtoe(1.2%) 49.1Mtoe(0.3%)가스(mtoe) 34.2 Mote(2.3%) 62.7Mtoe(2.3%)

주: 괄호안은 세계 비중을 표시함.출처 : IEA, Balance of Statistics (2009)

<표 Ⅴ-4> 2008년 인도네시아 석유 및 가스 소비 및 생산

석유의 경우 비록 생산국이긴 하지만 소비가 더 많아서 부족분을 수입

하고 있는 반면 가스 생산은 역내에서 가장 많아 그 중 LNG 의 경우 일

본에 약 188억 M3 한국에 40억m3 규모를 수출하고 있다. 향후, 정부는

전력 생산에 석유 의존도를 줄이고 연료원으로서의 가스 이용을 늘릴 계

획이어서, 가스산업에 대한 투자 비중이 지속적으로 증가될 것으로 전망된다.

3) 석유화학

석유화학 분야는 인도네시아의 석유관련 연료 사용의 지속으로 인해

특히, 디젤, 가솔린의 소비가 지속적으로 증가하고 있다. 매년 연료용

석유수요가 약 100만배럴/일 규모가 되고 있으나 공급은 약 60만배럴/

일 규모만 공급하고 있는 실정이다. 2009년에 Tri Wahna(6천배럴/일)

와 Muba (800배럴/일)가 가동 예정이고, 또한 2013년에는 30만배럴/일

규모의 정제시설인 Banton 정유시설도 가동 예정이어서, 2013년 정도

되면 연료용 원료 생산이 약 90만배럴로 증강하게 될 것으로 전망하고

있다. 또한 인도네시아 정부는 가정에서 쓰고 있는 저효율 등유를 LPG

로 대체하려고 하기 때문에 향후 LPG 생산공장 신규설비 증대가 예상

되고, 에너지부에서도 화석연료보다는 바이오 연료 사용을 국내 연료

원자재로 적극 활용하려고 하기 때문에 이 부문에 대한 생산 증대도

기대된다.


[그림 Ⅴ-2] 인도네시아 석유연료 소비 및 생산 현황 및 전망

출처: OPEC(2009)

[그림 Ⅴ-3] 인도네시아 정유시설 현황

출처: OPEC(2009)

126

4) 신재생에너지

인도네시아에서 진출 확대한 신재생 에너지 분야는 지열과 바이오연

료이다. 하지만 세계에서 가장 큰 지열발전 잠재력을 가지고 있으면서

도 높은 투자비용과 낮은 경제성, 생산위험성 그리고 기술력 부족등과

함께 투자의 유인책 등이 없는 실정이다.

바이오연료의 경우, 2006년 대통령령 5호로 2025년까지 바이오연료

를 전체 연료의 5%까지 확대하기로 하였으며, 그 이후에도 2008년에

는 에너지광물부 장관령 32호를 규정하여 산업별 바이오연료 사용에

대한 목표량을 설정하였는데, 동 규정에는 공공분야는 사용연료의 1%,

비공공분야는 5%, 제조분야는 5%의 바이오에탄올을 사용할 것을 규정

하고 있다. 하지만, 인도네시아의 에탄올 생산량은 매년 3~4%의 증가

율을 보이고 있는데 반해, 생산되는 에탄올 중의 대부분이 에탄올 함량

95~97%의 에탄올로 대부분 비연료 목적으로 사용되어지고 있다. 바이

오 연료로 사용이 가능한 99.5%의 에탄올 생산은 2008년 현재 2,000

㎘에 그치고 있다. 99.95% 이상 에탄올 함량을 가진 바이오 에탄올 생

산 기업은 동부자바주의 말랑지역에 위치한 PT Molindo Raya Industri

Co. Ltd가 유일하며, 정부 보조금 지원정책의 불확실성, 원료공급 안정

성 확보문제, 초기투자에 대한 위험 부담 등으로 인하여 생산확대 진행

이 더딘 상황이다.


연도 에탄올(㎘) 증가율(%) 바이오 연료용 에탄올(㎘) 증가율(%)

2005 167,984 3.0 - -

2006 175,500 4.5 120 -

2007 180,500 2.9 750 525

2008 186,000 3.1 2,000 166.7출처: Indocommercial

<표 Ⅴ-5> 연도별 인도네시아 바이오에탄올 생산 현황

하지만 바이오 에탄올 시장은 2009년 52,000㎘에서 매년 200% 가까

이 증가하여, 2013년에는 2,844,000㎘로 확대될 것으로 기대된다. 분야

별로는 교통분야에서 2009년 48,000㎘에서 2013년에는 2,830,000㎘로

성장하며, 제조분야에서는 2009년 3,000㎘에서 2013년에는 14,000㎘로

시장이 확대될 것으로 예상되고 있다.

(단위 : 1,000㎘)

분야 2009 2010 2011 2012 2013 연증가율

교통 48 213 585 1,930 2,830 197,9제조 3 7 10 14 14 47.3합계 52 219 595 1,944 2,844 192.2

출처 : Indocommercial

<표 Ⅴ-6> 바이오 에탄올 시장 전망

이는 바이오연료의 사용 의무화에 따른 바이오연료 수요가 점차 증

대될 것으로 기대되고, 인도네시아 지역에서는 카사바, 옥수수 등 바이

오 에탄올의 연료작물 재배가 광범위하기 때문에 원료공급 면에서 경

쟁력을 갖추고 있어 바이오에탄올 시장의 투자에 대한 관심이 증대되

고 있기 때문이다.

128

CDM 시장27)의 경우 2009년 3월 기준 UNFCC에 승인된 프로젝트

가 23건이다. 현재 CER 발급 실적은 베트남, 태국, 말레이시아에 비해

저조한 편이나, 현재 국내에 등록된 사업에서 예상되는 CER은 동남아

국가 중 가장 높은 수준이다. 그러나 인도네시아 정부는 CDM 사업개

발에 적극적이지 않아 프로젝트 발굴과 평가 프로세스는 원활하지 못

한 편이다. 등록된 23개의 CDM 프로젝트를 분석해보면 바이오매스 활

용, 폐기물, 메탄가스 재활용, 재생에너지 프로젝트, 수력 및 지열 발전,

가스발전 등이 주를 이루고 있다. CDM 사업과 관련하여 외국기업 진

출현황을 살펴보면, 인도네시아의 대규모 CDM 사업은 일본, 유럽기업

들이 주도하고 있다. 일본기업이 9건의 프로젝트를 등록하였고, 네덜란

드(3건), 스위스․영국 합작(2건), 스위스(2건), 독일(1건), 영국(1건) 등

이다. 프랑스와 캐나다가 가스소각 감축과 관련된 Grobal Gas Flaring

Reduction Partnership(GGFR) 프로그램을 인도네시아 석유가스청

(BP-MIGAS)과 공동으로 수행하고 있으며 EB 등록을 추진하고 있다.

인도네시아 환경보고 공익단체인 YBUL(Yayasan Bina Usaha

Lingkungan)과 외국기업, 기관들이 협력하는 사업도 있다. 우리나라도

최근 대우나 삼성 등 대기업들을 중심으로 진출을 모색하고 있으나 일

본이나 유럽에 비해 미미한 실정이다.

27) 코트라 보고서(2009) “ 동남아 CDM 시장 현황과 전망”에서 인용


프로젝트 종류 개수연간

감축규모

2012년 기준

감축예상량

CER발급량

바이오매스 7 791,009 3,667,825

바이오가스 5 528,870 2,887,534

메탄회수재활용 3 180,192 840,984

기타 신재생에너지 2 655,673 3,991,885 1,077

시멘트 2 614,163 4,354,204 80,967

에너지 효율 2 53,461 198,581

폐가스/열 재활용 1 390,893 2,429,689 113,446

연료전환 1 42,622 227,317

총계 23 3,256,883 18,598,019 195,490

* 출처 : 일본 Integrated Capacity Strengthening (IGES)* 감축량 단위 : tCO2

<표 Ⅴ-7> 인도네시아 CDM 프로젝트 분야별 현황(‘09년 3월 현재)



외국건설업체가 인도네시아에서 수주 및 영업활동을 하기 위해서는

지사나 현지법인 설립이 필수적이며, 이와 더불어 공공사업부(Ministry

of Public Works)에서 설비업 관련 면허(건설업 면허)를 취득하여야 한

다. 반면, 현지법인의 경우 외국인이 100% 직접투자하거나 현지업체와

합작법인 형태로 구분될 수 있다. 현지법인의 설립은 ‘외국인투자법’에

의거 30년간 운영이 허가되는 유한회사 형태를 취하게 되지만, 현지 합

작회사의 경우 서류상의 파트너에 불과할 뿐 외국업체가 활동하는 데

있어서 별다른 장애요인이 되지 않는다.

투자부문에 있어 발전소, 송변전소와 같은 에너지 인프라 관련 부문

에서는 외국인 100% 단독투자가 허용되어 있지 않으며, 사업영역에 따

130

라 외국인 최대지분이 정해져 있다. 에너지설비 부문인 전력 송배전 전

력생산, 원전건설과 같은 사회간접시설 및 플랜트 프로젝트의 경우에는

외국지분의 최고 95%까지 국영기업 등과의 합작투자로만 허용하고 있

다. 또한 외국업체가 250억 루피아 이상의 에너지 관련 프로젝트를 수

주하려면 반드시 인도네시아 국내업체를 하청업체로 선정하여 합작운

영형태로 추진하여야 한다.

공사발주기관은 각 관련 국영기업들이 대부분인데 예를 들어, 발전

소, 송배전등 전력관련 프로젝트는 PT.PLN 이라는 인도네시아 국영전

력공사가 IBRD, ADB 등 국제금융기관 재원을 통해 발주하고 있으며,

가스관 설치 및 가스관련 프로젝트는 PGN 국영가스공사가, 석유관련

프로젝트는 인도네시아의 대표적 국영석유기업인 Pertamina가 석유·가

스 관련 플랜트 담당하고 있다. 반면 민영발주기관은 주로 외국이나 현

지 업체간의 합작투자로 설립된 프로젝트 회사에 의해 이루어지고 있

으며, 또한 외국업체나 국영기업과 합작투자를 구성해서 프로젝트를 추

진한 후 EPC를 발주하는 경우가 많다. 하지만 대규모 개발공사는 국내

외 업체가 현지법인을 설립해 사업을 수행하며, 당해 현지법인에 참여

한 업체들이 직접 시공하는 경우가 대부분이다.

ADB(아시아개발은행)나 JBIC(일본국제협력은행)에서의 국제금융기

관 차관프로젝트는 국제경쟁입찰방식으로 사전자격심사(PQ) 후에 기술

및 자격을 평가하는 2단계 입찰방식이 일반적으로 행해지고 있다. 입찰

방법으로는 일반경쟁, 제한경쟁, 지명입찰, 수의계약 형태를 운용하고

있으며 보통 경쟁입찰을 주로 사용하나, 공사규모가 작은 경우는 수의

계약을 택하고, 지명경쟁입찰은 공사의 특수성 또는 이전 공사와의 연

계성 때문에 많게는 3개 업체까지를 선정하여 기술 및 가격 등을 협상


하여 낙찰자를 선정하고 있다.

외국의 투자현황으로는 1994년 중반 이후부터 석유화학업종을 대상

으로 영국, 미국, 일본 등 다국적 기업의 투자가 활기를 띄웠으나, 현재

는 중국, 일본 그리고 싱가포르가 주도하고 있다. 특히 중국은 석유화

학 및 정제 그리고 석탄 등 프로젝트에 약 200억 달러를 투자함에 따

라 중국의 투자액이 동남아 진출 강대국인 일본과 같은 수준(약 300억

달러)이 될 것으로 전망하고 있다.

2) 금융조달

일반적으로 대출이자율이 국제금융시장보다 높은 편이며 실질적으로

1∼3년 중기 또는 장기자금 대출은 어려워 기업들은 대개 3∼6개월 만

기의 변동금리 회전방식으로 자금을 차입하고 있다. 대출은 주로 대형

상업은행(주로 외국계 은행) 및 역외금융기관을 통하고 있는데 외국계

은행으로부터 1년 이상의 중장기 대출을 위해서는 중앙은행의 승인이

반드시 필요하다. 외국기업은 지분투자 및 현지 사업운영을 위한 자금

을 달러 등 의 저금리 통화로 역외금융시장에서 차입하고 있으며, 합작

기업의 경우 역외금융 시장보다는 외국인투자 지분에 의존하는 경향이

있다. 하지만 전통적으로 자국내 기업들의 중장기금융은 국영은행을 통

해 이루어졌고 아직도 인도네시아 국영은행이 중장기금융에 중요한 역

할을 하나 은행규제완화 노력으로 자국내 상업은행들도 점차 중장기

금융상품 비중을 높이고 있는 것이 특징이다.

132


전기는 인도네시아 전기공사(PLN)에서 관할하고 있다. 하지만 심각

한 전력난으로 잦은 정전이 발생하고 있어 현지 업체들은 대부분 자가

발전기를 이용하여 공사를 수행하고 있다. 외국차관 공사의 경우 외국

업체가 시공하는 해당 공사의 필요장비, 자재 등에 대해서는 관세 유보

조항에 의거 수입시 해당관세를 당해 사업 완료 시까지 유보하고 있다.

수입관세는 품목에 따라 5∼25%로 차등 부과하고 있으며, 모든 자재는

부가세 10%가 부과하고 있다. 각 장비별 수입관세 적용은 정부 관할기

관별로 상이하며, 장비수입은 장비수입면허를 보유하고 있는 현지업체

나 Agent를 통해서만 가능하다.

라. 수주 현황

2008년 1월부터 2009년 10월말까지의 인도네시아에 진출했던 에너

지설비 관련 우리기업의 수주 현황을 보면, 글로벌 경기 침체에 따른

전체적인 에너지설비 수주가 적어짐에 따라 수주 물량도 그리 많지 않

고 무엇보다 수주액 규모가 많이 감소하였다. 이는 과거 2년동안 인도

네시아의 에너지설비 부문은 재정 부족으로 인프라 사업이 저조함에

따라 규모있는 신규발전 물량이 거의 발주 되는 것이 없었기 때문으로

해석된다. 중전기 분야에서의 진출은 최근 2년동안은 거의 없었으며,

두산중공업, 삼탄, 중부발전의 콘소시엄이 진출해 있는 찌레본 석탄화

력 발전소 건설사업에서, 한전전력기술이 타당성 조사 및 기술 지원과

같은 용역에 대한 진출은 있었지만 용역 사업 여건상 규모는 크지 않

았다.


(단위 : 천달러) 업체 공사명 발주처 최종금액 공기

쌍용

건설

딴중쁘리옥 탱크

터미널

PT. Jakartatank terminal 36,342

2007/12/01-2009/08/01

현대

ENGDalle 복합화력발전

증설 프로젝트

PT. dalleEnergyBatam 44,290

2008/05/26-2010/05/25

현대

ENG미트라 복합화력발

전증설공사

PT. MitaEnergi Batam

39,7002009/10/31-2011/08/31

출처: 해외건설협회 통계자료에서 저자가 도출

<표 Ⅴ-8> 최근 2년간 우리 기업의 인도네시아 공사 수주 현황

마. 진출 전략

2008년말부터 인도네시아 정부는 글로벌 금융위기 영향에 따른 국내

경제침체 극복을 위해 경기 부양책을 편 결과, 석유 및 가스 그리고 전

력 부문에 대한 개발사업 등에 국내외 투자가 확대되었다. 따라서 우리

기업들도 이러한 기회를 이용하여 사업자 또는 시공자 자격으로 적극

적인 참여를 모색해야 할 것이다. 특히 주요 세수원인 석유·가스 부문

프로젝트와 경제발전과 더불어 전력수요가 증가하고 있어 관련 프로젝

트에 수주역량을 집중할 필요가 있다. 수주확대 도모를 위해서는 다음

과 같은 몇가지 추진 전략이 제시될 수 있다.

첫째, 앞에서 언급했던 것처럼 인도네시아 발전 및 석유프로젝트 등

의 에너지 관련 부문에 진출하기 위해서는 국내 현지 기업과의 합작형

태이어야 하므로 인도네시아 정부나 국영에너지 회사 공사 입찰에 참

가하기 위해서는 현지 파트너가 국영회사에 등록된 Vendor여야 한다.

따라서 이러한 공공부문에 기진출한 경험 있는 파트너를 찾는 등의 현

지화 전략과 발주처와 유대를 강화해야 할 것이다.

134

둘째, 기진출했던 선진국들과의 경쟁을 위해서는 대규모 프로젝트의

입찰경쟁에 맞서기 보다는 수의계약 형태의 일부 프로젝트, 탄광 인접

발전소, 재생에너지 활용 발전소 등 직접 협상을 통해 수주가 용이한

틈새시장을 공략하는 것도 하나의 전략이 될 것이다.

셋째, 자금 문제에서도 국영전력회사 및 민간발전사업자는 신용등급

이 낮아 장기적인 지급 능력을 보유하고 있지 못해 높은 조달 비용을

기업이 감수해야 하므로 적절한 자금조달 계획이 필요하다.

그 밖에 인도네시아는 세계 최대 팜 농장과 생산량을 자랑하고 있

어 이들 농장을 중심으로 부산물들을 재활용하는 소규모 고효율 발전

프로젝트를 적극 개발하고, 이를 통해 전력과 CER 판매를 결합함으로

써 투자자본 회수 속도와 수익률도 상대적으로 높일 수 있을 것으로

예상된다. 또한, 폐기물 처리와 CDM 사업을 연결시키는 프로젝트도

가능하다. 메탄가스 채집 및 이를 활용한 발전을 통해 여타 부수적인

수익 창출도 가능하다.

하지만 진출에 대한 제약요인으로 첫째, 인도네시아의 CDM 성장가

능성이 알려지면서 많은 브로커들이 등장하여 사기성 프로젝트에 대한

우려가 많고, 둘째, 선진국 컨설턴트들이 이미 많이 진출해 있어 기존

영역에서의 경쟁력 확보가 용이하지 않으며, 셋째, 정부의 인식부족으

로 행정절차에 많은 시간이 소요된다는 점 그리고 마지막으로 이 분야

에 대한 자금 조달이 용이하지 않다는 점 등은 향후 진출에 앞서 풀어

야 할 과제가 될 것이다.


2. 태국


태국은 1980년대 후반부터 경제성장과 함께 인프라 수요가 급속히

증가함에 따라 2005년부터 올해까지 가스파이프라인, 송전망 확충 등

의 400억달러 규모의 인프라 개발사업을 추진하였다. 향후 태국정부는

태국을 역내 에너지 중심국가로 육성할 계획으로 우리기업들이 관심을

갖고 있는 석유화학을 비롯해 특히, 가스자원 활용제고에 따라 관련 처

리시설 및 파이프라인 공사발주가 기대되고 있으며, 전력수요 확충에

따라 발전, 송·배전 등 전력관련 프로젝트 발주도 예상된다.


1) 전력분야

태국의 전력은 정부소유 기업인 EGAT(Electricity Generating

Authority of Thailand)에서 전체 전력생산 중 55%를 담당하고 있으며

나머지는 국내 민간 발전소와 해외로부터 구매하여 사용하고 있다. 전

력생산의 70%는 천연가스에 의존하고 있으며, 나머지 부분은 석유, 석

탄, 수력으로 충당하고 있다. 2007년의 원별 전력생산 현황을 보면 전

체 전력발전량이 147,026GWh 인데, 가스가 98,148GWh, 석탄이

30,081GWh 로서 전체 발전의 88%를 담당할만큼 가스와 석탄에 대한

의존이 크다.

‘태국 전력개발계획 2008-2021‘에 의하면 태국의 전력수요는 매년

증가하여 2009년 경제성장률을 2%로 가정할 때에는 2.19%에서, 2013

136

년에는 경제성장률 5.5%에서는 6.16%로 증가율이 높아질 것으로 예상

하고 있다.

발전소종류2007 2006

㎿ 비율(%) ㎿ 비율(%)EGAT 발전소 22.33 - 화력 6,370.00 18.04 6,370.00 23.50 - 복합발전 5,146.95 12.00 5,146.95 18.99 - 수력 3,424.18 2.97 3,424.18 12.63 - 가스터빈 847.00 0.02 847.00 3.13 -재생에너지 4.40 - 1.04 -소계 15,793.57 55.36 15,794.57 58.27구매

- 국내구매 12,096.69 42.40 10,672.64 39.37 - 해외구매 640.00 2.24 640.00 2.36소계 12,736.69 44.64 11,312.64 41.73총계 28,530.26 100.00 27,107.21 100.00출처 : EGAT(Electricity Generating Authority of Thailand)

<표 Ⅴ-9> 태국의 전력 생산 및 구매 현황

따라서, 이러한 중장기적 전력 수요 증가에 대응하여 ‘태국 전력개발

계획 2008-2021‘에서 태국의 향후 발전소 건설 및 전력구매 계획을 다

음과 같이 크게 두 기간별로 나누고 있다. 2008년부터 2015년까지는

국가예산이 크게 들어가는 국가 차원의 신규발전설립 보다는 민간에서

구매하는 양을 늘리는데 주력하고 2016-21년부터는 신규발전 건설을

추진할 장기 계획을 가지고 있다. 민간구매방식도 기존의 대규모 IPP에

서 소규모 발전사업자까지 폭넓게 수용하고 있다는 점은 소규모 발전

사업을 담당하게 될 신재생부문에 대한 공급부문이 확대될 것이라는

전망이 함께 있다는 점에서 태국정부의 신재생발전 확대에 대한 추진을 기대

할 수 있을 것이다.


기간 발전소 프로젝트 용량(㎿)

2008~2015

EGAT 발전소 프로젝트 3,768.7IPP 발전 구매 프로젝트 4,400.0SPP 발전 구매 프로젝트 1,985.5VSPP 발전 구매 프로젝트 264.0인근국으로부터 전력 구매 2,186.6

2016~2021

EGAT 발전소 프로젝트(석탄) 2,800EGAT 발전소 프로젝트(핵발전) 2,000VSPP 발전소 프로젝트 300인근국으로부터 전력 구매 2,850기타 새로운 발전소 건설

- EGAT 3,200- IPP 1,600- 기타 4,800

<표 Ⅴ-10> ‘태국 전력개발계획 2008-2021‘ 기간별 프로젝트 계획

태국은 또한 원자력발전소의 건설을 계획하고 추진하고 있는데 이는

전력 생산에 크게 의존하고 있는 천연가스의 매장량이 제한되어 있고,

태양에너지와 같은 대체에너지의 개발은 진전이 느리거나 비용대비 생

산 측면에서 아직까지는 효율성이 떨어지기 때문이다.

단계 기간 연도 내용

1단계 3년 2008~2010발전시스템 계획

타당성 조사

위치 조사

2단계 3년 2011~2013위치 선정

사업자 선정

장비 및 재료 구입

3단계 6년 2014~2019 발전소 건설

4단계 2020~2021 발전소 운영

출처 : EGAT(Electricity Generating Authority of Thailand)

<표 Ⅴ-11> 원자력 발전소 건설 추진현황 및 계획

138

2007년 EGAT에서 60억 달러를 투자하여, 2020년까지 4,000㎿ 용량

의 원자력 발전소를 건립하는 계획이 승인되었다. <표 V-11>의 태국의

원자력 발전소 건설계획 추진 계획에 따르면, 현재는 1단계인 타당성

및 위치 조사 단계인데, EGAT에 의하면, 타당성 조사에만 13.4억 바트

(38백만 달러)의 비용이 예상되는데, 이중 절반은 EGAT에서 부담하고

나머지 부분은 에너지보존기금에서 충당할 예정이다. 이러한 타당성 조

사가 완료되고 발전소를 건설할 위치가 선정되면 사업자 선정을 위한

입찰이 진행될 예정이다. 현재까지 발전소 건설에 관심을 보이고 있는

업체로는 프랑스 국영회사 Areva, 미국 General Electric, 일본의

Mitsubishi와 Toshiba 이상 4개 업체이다. 태국의 원자력발전소 건설

에 관심을 보이고 있는 상기 4개 업체들 중, GE와 Toshiba는 비등경수

로 기술을 제공하고 있으며, Misubishi와 Areva는 가압경수로 기술을

제공하고 있는데, 비등경수로와 가압경수로는 비용 측면에서는 비슷하

나 발전소 운영인력의 안전성 측면에서 가압경수로가 약간 우위를 보

이기 때문에 더 많이 활용되고 있으며, 실제 사업자 선정에도 유리한

측면이 있다.

2) 석유 가스

태국은 석유 및 천연가스를 생산하고 있으나, 국내수요를 충족하지

못하는 석유 및 가스 순수입국이다. 석유는 제한적인 생산과 보유 매장

량으로 인해 국내 석유소비의 상당 부분을 수입에 의존하고 있으며 동

남아국가 중 싱가포르에 이은 제2의 석유 수입국이다. 천연가스는 상당

규모의 확인 매장량을 보유하고 있다. 최근 몇 년간 적극적인 개발사업

추진으로 생산량이 증가추세에 있으며 주로 타이만(Gulf of Thailand)


해상에서 석유 및 가스개발사업을 추진 중에 있다.

석유산업은 이전 국영석유공사(Petroleum Authority of Thailand)였던

PTT가 독점하고 있으며 상류부문(upstream)과 하류부문(downstream)

등 모든 분야에서 PTT의 시장영향력이 절대적인 상황이다. 특히 하류

부문에서 PTT는 자회사인 Thaioil(Thai Oil Company)과

Thappline(Thai Petroleum Pipeline Company) 뿐만 아니라, 국내 4개의

모든 정유공장에 대한 지분을 보유하고 있으며 사업을 주도하고 있다.

관련 정부기관으로 에너지부(Ministry of Energy) 산하 에너지정책&기

획청(EPPO, The Energy Policy and Planning Office)이 있는데 석유,

천연가스, 전력 등 에너지부문에 대한 정책수립을 비롯하여 모든 업무

를 관장하고 있다. 또 다른 정부기관으로 국가경제사회개발청(NESDB)

은 대규모 에너지 인프라 사업을 감독하고 정책입안 과정에도 참여하

고 있다.

파이프라인의 경우 PTT의 자회사 Thappline(Thai Petroleum Pipeline

Company)이 메인 파이프라인으로 남부 Sri Racha 터미널 ~ 북부

Lumlukka와 Saraburi 터미널 간 등 총 160마일(mile)의 송유관과 70마

일의 지선망을 보유하고 있으나, 현 파이프라인은 늘어나는 석유수요를

충족하기에는 부족한 것으로 평가되고 있다. 정유부문에서는 가동중인

4개 정유공장을 통해 729,100배럴/일 규모의 원유정제 능력 보유하고

있다. Map Ta Phut 소재 ARC(Alliance Refining Company, Chevron +

PTT J/V) 정유공장(301,000배럴/일)이 가장 규모가 크며, Thai Oil Co.

가 운영중인 Sri Racha(192,850배럴), ExxonMobil의 Sri

Racha(173,500배럴), PTT의 Bangkok(61,750배럴) 등이 있다. 여기에

태국정부는 늘어나는 국내 석유수요를 충당하고 역내 석유수출을 위해

140

추가로 정유시설 확충사업을 추진중이며 태국을, 역내 정유 및 석유 현

물거래의 중심지로 육성할 계획이다.

천연가스 확인매장량은 14.8조f3(2007.1 기준)이며 대부분 타이만 해

상에 분포되어 있다. 생산은 최근 몇 년간 꾸준히 증가하고 있으나, 늘어

나는 국내수요를 충족하지 못해 부족분을 수입하고 있는 실정이다. 천연

가스부문 역시 PTT가 국내 가스파이프라인 등 배송라인 및 관련인프라

시설을 보유하고 있으며, 천연가스부문의 중류 및 하류 분야 사업을 주도

하고 있다.

파이프라인의 경우 PTTNFGD(PTT Natural Gas Distribution)가 현재

전국에 2,300마일 이상의 천연가스 파이프라인망을 보유, 운영 중에 있

다. Erawan 해상에서 Rayong을 연결하는 3개의 메인 파이프라인은 총

40억f3 의 가스를 수송하고 있다. 국가간 파이프라인망으로 1999년 완

공된 태국-미얀마간 파이프라인(410마일)과 태국 JDA 가스전과 말레시

아 및 자국내 운송라인을 연결하는 TTM(Trans-Thailand-Malaysia)을

통해 말레이시아 및 자국시장에도 가스공급을 하고 있다. TTM 파이프

라인망 건설로 현재 구상단계에 있는 동남아주요 가스생산국과 소비국

을 연결하는 아세안횡단 가스파이프라인(TAGP, Trasn-ASEAN Gas

Pipeline) 시스템 구축이 보다 현실화될 것으로 기대된다.

LNG의 경우 LNG 인수기지 및 저장터미널 건설을 추진중이며, 이에

대한 타당성조사를 위해 PTT는 LNG 관련 자회사로 PTTLNG를 설립하

였다. PTTLNG는 Map Ta Phut에 일년에 2,440억f3 규모의 시설을 2011

년까지 완공, 가동될 예정이다.


3) 석유화학분야

태국은 2005년 기준 에틸렌 생산능력이 230.6만톤으로 동북아를 제

외한 아시아 지역에서 인도 다음으로 많은 설비용량을 보유하고 있으며

관련 플랜트시장도 가장 큰 규모를 형성하여 동남아 석유화학산업을 선

도하고 있다. 석유화학산업 발전은 공급원료인 가스자원의 보유, 우호

적인 투자여건 조성을 위한 정부의 정책적인 지원, 시장선점을 위한 국

영석유기업인 PTT그룹과 관련업체들의 투자 지속 등에 따른 것으로 분

석되고 있다.

국내 석유화학산업을 주도하고 있는 PTT는 2007년부터 2011년까지

향후 5년간 44억불을 투자하여 정유시설, 가스분리플랜트(GSP) 등과

연계된 프로젝트를 중점 추진하고 있다. 3.5억불을 투입하여 완공한

GSP 5호기에 이어 우선적으로 GSP 6, 7, 8호기를 건설할 계획이며,

2007년 하반기에 6호기를 착공하여 2010년 3/4분기 완공, 가동에 들어

가고 이후 7, 8호기를 순차적으로 신설할 예정이다. GSP 6호기의 생산

물은 2009년 완공목표인 에탄크래커 및 PDH(프로판탈수소)법 프로필

렌 설비의 원료로 활용할 계획이다. 또한, 2007~2009년 기간중 라이트

나프타 및 리포메이트(Reformate, 개질나프타) 등 생산설비에 13.2억불

을 투자하여 안정적인 석유화학 원료 확보와 수익성 제고를 모색할 계

획이다.

4) 신재생에너지 분야

태국정부는 전력생산 에너지원 중 천연가스 및 석탄에 대한 의존도를 낮추

기 위해 신재생 에너지 보급확대 정책을 펴고 있으며 2008년 6.5%의 신재

생 비중을 2011년까지 8%, 15년까지 17%로 확대할 계획을 가지고 있다.

142

2011년 신재생 비중 8%를 위해 현재 신재생 비중 중 가장 큰 부분을 차지

하고 있는 바이오매스 규모를 1500㎿ 추가 확대하고, 수력발전 규모를 460

㎿, 폐기물을 이용한 병합발전에 100㎿ 를 추가하기로 하였다. 풍력 및 태

양광 보급 확대를 위해서 풍력 및 태양광 단지조성 계획을 가지고 있으며,

또한 3-5%의 신재생에너지 의무할당제 RPS 제도도 도입을 고려중이다.

CDM시장의 경우 2009년 3월 기준으로 총 15건의 CDM 프로젝트가 등

록되었다. 정부지원저조, 관련기관의 인식 부족, 금융기관의 자금지원 부족

등으로 인도네시아, 말레이시아에 비해 추진 중인 프로젝트가 적다. 최근

태국 재무부에서는 TGO(Thailand Greenhouse Gas Management Organization)

의 요청에 따라 CDM 프로젝트에 대해 세금 인센티브를 제공하는 방안을

검토 중이다. UNFCCC에서 승인받은 프로젝트 15건을 분야별로 보면

바이오가스(가축분뇨) 4건, 바이오가스(폐수처리) 4건, 바이오매스 5건

등이다.

(감축량 단위 : tCO2)

프로젝트 종류 개수연간

감축규모

2012년 기준

감축예상량

CER발급량

바이오가스(축산폐기물) 4 48,595 346,809바이오가스(폐수처리) 4 310,239 3451,572 714,546바이오매스 활용 5 320,131 2884,160매립가스 회수, 이용 2 94,370 390,872

총계 13 678,965 6,684,553 714,546출처 : IGES CDM Project Database('09년 3월 기준)

<표 Ⅴ-12> 태국 분야별 CDM 프로젝트 등록 현황

태국의 CDM과 관련하여 UNFCCC에서 승인받은 프로젝트에 투자

한 선진국은 영국 5건, 일본 4건, 덴마크 3건, 독일 1건, 기타 컨소시움

3건이다. 외국기업이 태국의 CDM 프로젝트에 참여하는 분야는 크게


자금지원과 기술 컨설팅이다. CDM 프로젝트에 자금을 지원하는 외국

기업은 아시아개발은행(ADB), 일본의 Mizuho 은행, 프랑스의 Agence

Francaise de Developpement(AFD) 등이 있다. 태국의 CDM 프로젝트

에 참여하는 대부분의 외국기업들은 자본투자 또는 기술 컨설팅에 한

정된다. 기술 컨설팅은 스위스, 일본, 덴마크의 기업들이 참가하고 있다.


1) 제도 및 투자환경 설비관련 제도

설비사업업체는 현지업체와의 합작형태로 현지법인을 설립하여 진출

이 가능하며, 외국인 투자지분은 최대 49%로 제한되어 있으나, 현실적

으로는 편법을 통한 외국인의 완전소유가 가능하다. 입찰 및 계약체계

는 표준입찰, 계약절차가 규정되어 있지 않아 발주기관의 성격(공공/민

간), 규모(소형/대형), 형태(일반/국제입찰) 등에 따라 각각 상이하며, 민

간발주공사 또한 단순 합의방식에서 복잡한 입찰절차까지 다변화된 자

유계약형태를 나타내고 있다. 우리나라 해외건설협회의 자료에 따르면

태국의 설비사업에 진출에 따른 제약 요인을 다음과 같이 제시하고 있다.

첫째, 우리나라 조달청과 같은 중앙조달기관이 없고, 중앙정부의 국

단위, 76개 지방자치 단위, 각 군대의 부대단위, 각 국영기업체가 개별

적으로 발주하기 때문에 조달기관이 최소한 400여개를 넘고 있다.

둘째, 같은 기관의 동일사업에 대해서도 예산확보에 따른 시기별, 품

목별, 규격별로 분리하여 발주하고 있다.

셋째, 국제입찰이 아닌 경우 입찰공고와 서류작성이 태국어로 되어

있어 접근이 어렵다.

144

넷째, 입찰정보는 발주기관 내 게시판, 신문·방송 등 언론매체, 총리

실 홍보국(www.prd.go.th)에 태국어로 공고하나, 조달 품목별 규격, 설

명서, 수량, 금액, 절차, 자격요건, 국내 시공경험 요구, 사후평가 등 상

세한 입찰정보는 입찰서를 구매해야만 알 수 있다.

다섯째, 입찰공고 후 마감기일이 짧고 입찰보증이나 이행보증에 있어

국내 은행이나 조달기관이 인정하는 외국계은행이 발급한 것만 인정된다.

여섯째, 입찰서 마감 후 사후평가절차가 있는 경우 이해관계자 입회

가 배제되며 시공경험과 기술에 대한 평가결과만 발표될 뿐 평가과정

의 투명성을 공개하거나 보장하지 않고 있다.

따라서 정부 및 국영기업 발주공사의 입찰에 참여하기 위해서는 태

국업체와 공동으로 참여하는 방법이 현실적이다. 조달기관의 고려로 외

국업체의 참여를 허용하는 경우에도 태국업체와의 컨소시엄을 요구하

는 경우가 많으며, 이는 자국업체의 육성, 시공경험 축적, 외국과의 합

작을 통한 기술습득을 장려하기 위함이다. 민간공사의 경우는 일반적으

로 지명경쟁입찰로 부쳐지며, 공공공사의 경우에도 특정 기술을 요구하

거나 일정한 자격요건을 필요로 할 경우 지명경쟁입찰을 채택하고 있

어 발주처와 지속적인 유대관계를 맺어온 업체가 유리하다. 정부 및 공

공기관에서 발주하는 공사 중 국제입찰을 실시하는 경우는 국제금융기

관 및 외국정부의 차관에 의한 공사가 많으며, 국내재원(예산) 발주공

사에도 기술적으로 설계, 시공, 감리가 어려운 공사는 국제입찰을 실시

하고 있다.

에너지설비와 관련한 주요발주기관은 다음과 같다.

첫째, EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand)는 태국

전력공급 전담기관으로 발전소, 변전소의 건설과 운영을 담당하고 있다.


발주방법은 90% 이상은 공개입찰로, 반면 대규모 공사는 제한입찰로

시행하고 있다. 자회사로는 Electricity Generating Public Company

Limited(EGCO), Ratchaburi Electricity Generating Holding Public

Company Limited(RATCH)가 있다.

둘째, MEA(The Metropolitan Electricity Authority)은 내무부 산하기

관으로 수도권 지역에 전력공급을 담당하고 있는 기관이다. 주로 전력

시설 프로젝트를 발주하고 있으며 전력청(EGAT)으로부터 송전된

230kV 전력을 115kV/69kV로 전환하여, 12kV/24kV회선을 통해 방콕

및 인근지역에 220V/30V로 공급하고 있다. EGAT는 큰 규모의 발전소/

변전소공사 발주기관으로 우리업체의 참가 가능성이 작은 반면, MEA

는 비교적 작은 규모의 변전소/선로공사를 발주하여 중소업체의 참가

가능성이 높다.

셋째, TTM(Trans-Thai-Malaysia(Thailand) Limited)은 태국-말련공동

개발지역(JDA) 개발을 위해 태국 국영석유&가스공사(PTT, Petroleum

Authority of Thailand)와 말레이시아 국영석유&가스공사(Petronas)가

각각 50:50 지분을 참여하여 설립한 회사로, 관련 가스파이프라인, 가

스분리 플랜트 등 발주하였다.

이 밖에도 에너지부 산하기관으로 석유 및 가스 관련 프로젝트를 발

주하고 있는 PTT(Public Company Limited.), BCP(Bangchak Petroleum

Public Company Limited.)가 있다.

최근 건설관련 외국인 투자 규제를 완화하였으며 에너지 관련 사업은

투자장려 우선사업으로 지정하여 특별히 우대하고 있다. 이에 대한 특

별 우대로 법인소득세를 지역에 관계없이 8년간 면제해주고, Ministry

of Finance Notification No. C13/2533(1990.9.18)에 해당되지 않는

기계류의 수입관세를 50% 감면해주고 있다.

146

2) 현지 금융조달

외국계 기업에게만 적용되는 규제는 없지만 고금리와 금융기관을 지

배하는 화교들의 배타적인 성향 때문에 실제 외국계기업의 현지자금조

달은 용이하지 않다. 또한 태국의 금융위기의 원인 중의 하나가 금융기

관들이 무차별하게 해외 자금을 차입하여 건설업체의 부동산개발에 부

동산을 담보로 하여 자금을 제공한 것이었는데, 부동산가격의 폭락으로

담보자산이 부실화되어 현지 금융기관들이 큰 피해를 봄에 따라 금융

기관들은 건설업체에게 자금제공을 꺼려하고 있는 실정이다.

3) 설비공사 수행 환경

태국정부는 해외자재를 수입하는 경우 관세를 부과하고 있으며, 자국

업체 보호 및 무역 역조 개선 차원에서 국영기업에 대해서는 국산 사

용비율을 확대하고 수입원자재의 비율을 축소하도록 장려하고 있다. 태

국 산업표준원(Thai Industrial Standards Institute)은 소비자 보호, 안전,

품질제고 등을 목적으로 품목별, 용도별로 공업규격을 정하여 고시하고

있는데 이들 중 강제규격 대상품목은 인증을 획득하여야만 수입 및 유

통이 가능하다. 강제규격은 대부분 소비자 보호, 안전등을 목적으로 하

지만, 시장개방의 확대에 대응하여 국내산업 보호를 위한 기술적 장벽

으로서 강제규격의 도입을 확대하는 경향이다.

외국인이 투자한 현지법인은 정상적인 무역거래 방법으로 장비를 반

입하고 있고, 정부 발주 프로젝트를 수주한 외국업체의 경우 입찰명세

서에 명시된 조건에 준하여 장비 반입이 가능한 실정이다. 무역과 경제

개방으로 대부분의 장비는 별다른 어려움 없이 수입할 수 있으며, 장비

임대업도 발달하여 장비의 수급에는 별 다른 문제가 없다.


라. 우리 기업의 수주 현황

우리 설비산업 관련 기업들이 최근 2년동안 동남아 지역에서 가장 큰

규모의 수주 성공을 이끌었던 국가가 태국이다. <표 V-13> 에서 정리된

것처럼 1억달러 이상 규모의 설비프로젝트 수주가 어려웠던 최근 2년

을 고려한다면 태국에서의 성과는 가히 놀랄만한 실적이다. 발전소 및

LNG 인수기지 공사와 우리가 경쟁력을 가지고 있는 석유화학 플랜트

까지 고루 수주에 성공하였다. 그밖에 중전기 분야나 용역 분야에서는

6차 가스분리 플랜트 전기공사 등 우리가 수주에 성공했던 공사의 전기

계장공사 하청 등 중소기업 차원에서 수주한 공사도 소수 있었다.


업체 공사명 발주처 금액 공사기간

두산

중공업

게코원 화력발전소 건

설공사

게코원 812,008 2 0 0 8 - 0 6 - 1 8 - 2010-10-18

SK건설 클린퓨얼 프로젝트 PTT Aromatics & Refining PCL

105,096 2 0 0 9 - 0 6 - 0 1 - 2011-12-31

GS건설

한양합작 LNG 인수기지건설공사 PTT LNG Co. 525,620 2 0 0 8 - 0 2 - 0 1 -

2011-05-31

현대

ENGPTT Chem. 전력 및

증기 공급 프로젝트

PTT Chemical Public Co. Ltd.

104,113 2 0 0 8 - 0 8 - 2 0 - 2010-12-20

<표 Ⅴ-13> 최근 2년간 우리 기업의 태국 공사 수주 현황

마. 진출 전략

태국은 역내 2번째 경제규모로 잠재 에너지 수요가 충분하며 태국

정부의 경기 부양정책의 일환으로 인프라 개발사업이 지속 추진될 예

148

정이므로 석유 및 가스, 석유화학 등 관련공사, 발전, 송배전 등 전력사

업 관련 프로젝트 참여를 적극 검토하는 것이 필요하다. 또한, 대규모

에너지설비 시장의 특성상 발주처의 영향력이 크므로, 발주처와 지속

적이고 우호적인 신뢰관계 구축을 통해 수주확대를 모색하고, 발주처

및 관련기관 유력인사와 유대강화를 통해 사전에 공사정보를 입수, 초

기 수주전략을 마련하는게 필요하다. 이 밖에도 외국업체가 건설공사

를 수행하기 위해서는 현지법인의 설립이 필수적(Onshore, Offshore 분

리 계약)이며 따라서 법인설립시 적합한 현지 파트너 선정이 중요하다.

따라서 현지화를 추진하며 가격경쟁력이 있거나 비가격적인 면에서 전

문 또는 특화되어 강점이 있는 현지업체와 전략적 제휴를 강화할 필요

가 있다.

태국의 CDM은 바이오가스를 활용한 사업이 주를 이룬다. 농업국가

로서 팜 오일, 녹말, 돼지농장 등을 이용한 바이오가스, 바이오매스 분

야가 발달되어 있으며, 성장 가능성이 큰 에탄올, 바이오 디젤, 바이오

가스 등 바이오 에너지 활용 프로젝트, 산업폐기물의 에너지 전환 프로

젝트, 태양열․풍력․수력 등 재생가능한 에너지 활용 프로젝트, 연소,

냉각시스템, 빌딩에너지 효율성 개선 및 에너지 생산방식을 변화시키는

프로젝트, 교통 효율성 증대를 통한 온실가스 감축 프로젝트가 진출확

대하는 중이다. 하지만 태국은 상대적으로 정부의 인식과 지원은 부족

하며 또한 태국의 온실가스 담당사무국(TGO) 승인을 얻은 후 국제적

인증을 얻은 프로젝트가 아직 없다. 따라서 프로젝트의 유효성 여부를

정확히 판단해야 한다.


3. 미얀마


미얀마는 1989년에 시장경제체제로 전환이 되면서 많은 경제적 활동

을 추구하였고 이로 인해 에너지 수요가 급증하게 되었다. 최근의 에너

지 공급은 <표 V-14>에서 본 것처럼 매년 증가세이지만, 석유의 경우

는 2001년에 2Mtoe에서 2007년에는 1.7Mtoe로 하락하였다. 반면 수력

발전의 공급은 2001년에 비해 약 2배 이상 확대되었다. 에너지 소비의

경우 주로 전통적인 에너지원인 나무와 연료탄(charcoal) 이 대부분

(60%)이며 나머지는 원유나 가스 그리고 수력 석탄이 담당하고 있다.

2007년의 경우 전체 에너지 소비량은 14MToe에 달하는데, 그중 원유

가 1.7 Mtoe, 가스가 1.77Mtoe 수력이 1.4MToe를 차지하였다.

(단위 : Mtoe)2001 2006 2007

석유 1.991 1.751 1.753가스 1.03 1.582 1.775석탄 0.71 0.5 0.56수력 0.72 1.28 1.416바이오매스 8.0 9.05 9.28전체 11.903 14.157 14.782성장률(전년도대비) 5.4% 4.4%출처: BP(2009) " Statistical Review of World energy report"

<표 Ⅴ-14> 미얀마의 에너지 공급 현황

미얀마는 석유 가스 및 석탄의 공급 초과분은 대부분 수출하고 있다.

2005년에 에너지 전체 생산 중 석유는 35.5%, 석탄은 86.5%, 그리고

천연가스는 82%를 수출하였다. 이러한 에너지 수출은 미얀마의 경제성

장에 주도적 역할을 하면서, 미얀마 정부가 에너지 수출을 위해 향후

150

대규모 수력발전 및 전력설비 구축 등 에너지 인프라 시장이 보다 더

확대될 것으로 보여 미얀마의 GDP성장률은 2005년부터 2030년까지

약 8.6%에 달할 것으로 전망하고 있다.(ADB(2009))

또한, 에너지 수요도 2030년까지 연 2.6%의 성장세가 전망되며, 이

중 가장 수요가 많아질 부문은 수력발전이다. 2005년에 0.3Mtoe에 달

했던 수력비중이 2030년에는 약 3.1Mtoe로 연간 10.5% 성장할 것으로

보인다. 이는 미얀마와 태국간의 전력수출에 대한 국가간 합의로 인해

수력발전에 대한 수요가 증가될 것으로 기인하기 때문이다. 참고로 이

러한 전력수출의 합의에는 태국이 발전에 필요한 건설 및 관련 전기공

급선에 대한 자금조달을 담당하기로 되어 있다.

LNG 수요도 연 5.2% 증가할 것으로 보이는데 이는 수송부문의

CNG 보급이 확대되기 때문이며, 반면 가장 큰 에너지 수요를 차지했던 바

이오매스는 석유나 가스 그리고 석탄 사용 증대로 인한 대체효과로 인해

연 0.4%에 그칠 것으로 예상된다.

[그림 Ⅴ-4] 미얀마 에너지 수요 전망

출처 : ADB(2009)


나. 설비 분야별 현황 및 추진계획

1) 전력분야

미얀마의 전력부문 체계는 전력관련 정책을 입안하는 전력부(MEP),

개발계획을 기획하는 기획과(DEP) 그리고 전력을 생산하여 각 소비처에

공급하는 미얀마전력공사(MEPE)로 구성되어 있다. 전력공사가 보유하

고 있는 발전설비는 수력이 32%로 6개의 중규모 수력발전소(최대규모는

168㎿의 Baluchaung No. 2)와 20여개의 소규모 수력발전소를 통해 생산

되고 있으며, 70%를 차지하는 화력발전은 150㎿급 규모인 Ahlone 발전

소와 Hlawga 발전소를 제외하고는 대부분 소규모이다. 화력발전설비는

대부분 노후화되고 발전효율성이 낮은 Simple cycle이었으나, TharKayta,

Hlawga, Ahlone 등 3개 발전소는 성능개선을 위해 복합화력발전으로 전

환시켰다.

미얀마의 전력사정은 매우 열악해서 제1도시인 양곤시조차 단전사례

가 자주 발생하는데, 이는 발전용량 자체가 낮은데다 송배전설비가 낡

아 전압이 일정치 않고, 전력손실률은 35%에 이르기 때문이다. 또한,

에너지 인프라의 부족과 1인당 소득이 낮은 미얀마는 동남아 국가들

중에서도 1인당 화석연료 사용이 0.3Toe로서 가장 낮다28)

하지만, 미얀마는 수량이 풍부하고 산악지역의 경우 수력발전에 유리

한 여건을 갖추고 있으며, 현재 수력발전소가 대규모로 건설되고 있어

향후 2~3년 내에 전력부족현상이 대부분 해소될 것으로 전망된다. 미

얀마의 2007~2008년도 발전용량은 66억 4백만 KWh, 발전설비별 생산

량은 수력발전이 36억 1,900만 KWh로 가장 크다.

28) 인접국 태국의 경우 1인당 1.6Toe

152

(백만 KWh)

출처 : 미얀마 통계청

[그림 Ⅴ-5] 미얀마 설비별 발전용량

디젤과 증기발전 가동률이 낮은 이유는 석유제품의(휘발유나 경우

등) 부족 때문이며 외환사정 악화로 연료 수입이 어렵기 때문이다.

전력수요는 2005년에 0.3Mtoe의 전력수요에서 2030년에는 2.7Mtoe

로 연 9%에 달할 전망이며(ADB 2009) 전력공급량은 더 빠른 속도로

증가하여 2005년에 6TWh에서 2030에는 56.2TWh로 연 평균 9.6%에

이를 것이다. 전력공급량의 빠른 증가세는 태국과의 전력수출 계획으로

인한 수력발전공급이 크게 증가할 것이라는 전망 때문이다.

ADB(2009) 보고서에 의하면 미얀마의 장기 전원구성 변화는 에너

지 수출과 지형적 특성 때문에 수력발전의 비중이 보다 더 강화되어

2030년에 이르면 발전 전원의 약 94.65%를 수력으로 사용할 것으로

예상된다. 반면 가스와 석유의 비중은 점차적으로 감소하여 2005년의

38.3%의 가스비중이 2030년에는 4.3%, 석유의 경우 2005년에는

10.3%에서 2030년에는 1.1%로 떨어질 것으로 예상된다.


2) 석유 및 가스

상류부문에서의 석유 및 가스개발은 미얀마가 시장체제로 변환되면

서 에너지 부문 중 가장 우선적으로 개발했던 분야였다. 육상 광구에서

나오는 원유의 경우 생산량이 일일 1만배럴에 그치고 있지만, 가스의

경우 평균 1억f3을 생산하고 있다. 해상광구의 경우에는 에타군

(Yetagun) 가스광구에서 12,000배럴의 규모의 콘덴세이트가 생산되고

있으며 가스의 경우 에타군과 와다나(yadana) 가스전에서 천연가스가

일일 약 12억 f3생산되고 있다. 와다나 가스전의 경우 약 7조 8천억f3

가스 매장량을, 에타군의 경우에는 4조 3천억f3 규모의 가스 매장량을

보유할만큼 천연가스의 잠재력은 풍부한 편이다. 2007년부터 2008년까

지 4768억 f3의 가스 및 콘덴세이트를 생산하여 그중 일일 약 12억f3를

태국에 수출하였다. 반면, 에타곤에서 생산한 가스와 콘덴세이트는 국내

소비를 위해 사용되었다.

3) 정유 및 석유화학

국영기업인 미얀마 석유화학공사(Myanmar Petrochemical Enterprise,

MPE)에서 정유, 비료, 메탄올, LPG 등 석유화학 제품을 독점 생산하

고 있다. 하지만 MPE가 보유하고 있는 이들 석유화학 플랜트는 내수

공급을 위한 것으로 규모가 작으며 대부분 노후화되어 제 기능을 발휘

하지 못하고 있다. Thanlyin, Chauk 그리고 Thanbayakan에 설치된 정

유설비는 명목상 규모가 57,000 배럴/일이나 노후화로 인해 실제 가동

이 가능한 설비는 1/3 수준에 불과한 실정이다.

현재 연평균 7백만 배럴과 3백만 배럴이 각각 수입되고 있는 원유와

디젤유는 앞으로 수입수요가 더욱 확대될 것으로 예상된다. 따라서 미

154

얀마정부는 석유제품에 대한 수요가 확대됨에 대비하여 양곤강 어귀에

Single Mooring Buoy(SMB)를 설치하고 SMB와 Thanlyin 정유공장을 연

결하는 파이프라인 건설을 계획하고 있다. 동 프로젝트의 투자비용은

98.4백만달러로 추정되는데, 이 시스템을 이용할 경우 연간 26.8백만배

럴의 원유를 운반할 수 있게 된다. 또한 에너지부는 정유제품의 부족난

을 극복하고 국내 유제품 시장의 성장을 충족시키기 위해 신규 정유 플

랜트 건설을 계획하고 있다. 중동산 원유를 정제하게 될 동 플랜트는

50,000배럴/일 규모로 건설될 예정인데, 프로젝트 비용은 250백만 달러

로 추정되고 있다.

4) 신재생 에너지와 녹색산업

미얀마의 신재생 에너지원은 수력, 지열, 태양, 풍력 그리고 바이오

연료가 있다. 수력의 경우 전술한 바와 같이 강우량이 풍부할 뿐 아니

라 수력발전에 적합한 수많은 산과 강이 있어 지형적 여건을 갖추고

있다. ADB(2009)에 따르면 향후 수력발전의 잠재력은 108,000㎿가 될

것으로 전망하고 있다. 지열은 1986년에 미얀마 석유가스청에서 지열

발전 후보지를 모색한 결과, 현재 93개의 지역이 적합한 것으로 알려져

있다. 하지만 아직까지는 조사수준에만 머물고 있는 실정이다. 태양열

의 경우 도시 외곽지역의 에너지 공급원으로서 가장 부각되고 있으며

1987년 일본의 신에너지산업개발기술(NEDO)의 잠재력 평가에 의하면,

연간 약 51,973.8TWh 의 잠재력을 갖는 것으로 평가되었다. 풍력에 대

한 NEDO의 메콩강 주변의 잠재력 평가 결과에 따르면, 약 365.1 TWh

에 달하고 있으며 지형적으로는 미얀마 서부지역이 진출확대한 것으로

평가되고 있다. 현재는 연구목적으로 만들어진 10KW 규모의 풍력발전


터빈이 가동되고 있으며 200가구가 있는 한 마을에 전력을 공급하고

있다. 바이오연료의 경우에는 보급 확대를 위해 민간투자 방식으로 자

트로파 재배를 확대하고 있으며 특히 국가 전체적으로 약 7백만 에이

커 정도의 재배프로그램을 수행 중이다. 또한 사탕수수로부터 바이오에

탄올 생산도 민간 부문에서 크게 활성화 되고 있다.

미얀마는 농업 중심의 저개발국가로 CDM이 아직 제도화되어 있지

않으며, 정부의 관심도 미약하다. 하지만 지리적으로는 최적의 CDM

개발 여건을 갖고 있다. 풍부한 강우량과 적당한 기후, 비옥하고 광대

한 토지를 보유하고 있어 녹색기술 및 환경사업 수행에 적합하다. 1억7

천만 에이커(67만 평방킬로미터)에 달하는 광대한 국토 면적에 따라 남

북 및 동서로 다양한 기후대가 나타나 미얀마 특유의 농업생태환경이

조성되어 있어 바이오연료 재배에 최적지역이기도 하다. 하지만 미얀마

내에서는 비록 외국기업이나 정부의 기술적 보급에 대한 관심은 있으

나 제도 미비, 재원부족으로 인해 CDM 시장의 사업 여건은 열악하기

떄문에 도입되지는 못하고 있다. 일부 NGO의 지원 및 외국정부의 원

조(JETRO 등) 차원에서 환경기술도입 시도가 있었으나, 실행된 사례는

없다.



설비산업 제도의 경우 표면상으로 면허나 허가 등의 규정을 가지고

있지만, 실질적으로 모든 것에 대한 결정권을 가지고 있는 군부의 영향

력이 큰 편이다. 외국인의 건설업 100% 투자는 허용되지 않고 정부기

156

관 또는 민간기업과 합작으로 참여할 수 있도록 되어 있다. 또한 미얀

마 정부는 외국업체의 지사 설치도 허용하지 않고 있다. 외국인이 투자

하는 대형 프로젝트의 경우 현지은행의 보증발급이 불가하여 싱가포르

은행을 통해 준비하며 하청공사의 경우 하청자의 취약한 재무구조상 보

증제출은 불가능하며, 따라서 원청자는 위험을 감수하며 보증없는 계약

을 체결해야한다.

시공업체는 크게 정부산하 공공건설업체와 민간업체로 구분되고 있

다. 공공건설업체는 도로 보수를 위시한 정부의 주요 공사를 수행하며,

민간건설업체의 경우 외국인 투자공사에 주로 참여하고 있다. 등록된

민간 건설업체는 약 50여 개 정도이나, 이들 현지업체들은 공사기간 준

수에 대한 개념이 매우 희박하여 공사 중 여러 가지 어려움에 봉착하

면 공사를 중단하는 업체가 대부분이며, 실제 신뢰할 수 있는 업체는

소수에 불과하다. 설비산업의 발주는 주로 정부에 의해서 이루어지는

데, 특히 발전분야의 경우 에너지부의 MEPE부서에서 관리하고 있다.

투자 신청과 허가절차는 미얀마 투자위원회(Myanmar Investment

Commission)에서 관리하고 있다. 투자유치정책에 따라 경제 전분야에

걸쳐서 외국인 투자가 허용되고 있지만, ‘외국인 투자법’ 시행세칙에 근

거해 석유/천연가스의 시추, 탐사, 판매 및 동 제품의 생산 등의 12개 부

문에 대해서는 외국인 투자를 금지하고 있다. 외국인 투자기업은 3년간

소득세가 면제되고, 경영성과 여부에 따라 소득세의 면제나 경감기간이

연장되고 생산품 수출을 통한 이익의 50% 범위까지 소득세 경감, 건설

공사 완공후 최초 3년간 상품생산을 위해 수입하는 원자재에 대한 관세

및 내국세의 면제, 경감하는 투자우대 및 감면조치를 취하고 있다. 외국

인 투자법 12장 26조 - 28조에서 언급되고 있지만 내수이익의 과실송금


이 현실적으로 어렵다. 미얀마 정부가 공식환율과 시장환율을 모두 인정

하므로 공식환전소를 통하여 시장환율로 환전이 가능하지만, 기업의 달

러환전시 공식환율과 시장환율과 차익에 대하여 세금을 부과하여 차익

을 거의 환수하고 있는 문제점이 있다.

최근 산업별 투자동향은 아래 <표 V-15>와 같다.

단위 : US백만

구분 2004 2005 2006 2007 2008-09

전력 0 6,030.0 281.2 0 0

석유, 가스 142.6 35.0 471.5 137.0 114.0

광업 6.0 0.7 0 5.0 856.0

출처 : 미얀마 통계청, Selected Monthly Indicators

<표 Ⅴ-15> 산업별 투자동향


국영은행의 융자 80%가 정부 또는 국영기업에게 지원되기 때문에

민간의 차입은 어려운 실정이다. 시장경제 체제의 도입 이후 국영은행

인 미얀마 투자상업은행(MICB)과 대외무역은행(MFTB)이 새롭게 설치

되었으나, 금융기관으로서의 기능이 극히 취약한 실정이다. 현재 파행

중인 은행이 정상화될 경우 외국인도 생산설비 혹은 기계 등을 담보로

현지화 조달이 가능할 것이라 예상된다. 한편 12개국의 45개 외국계

금융기관이 진출해 있으나, 이들의 기능이 단순 조사업무에 한정되어

있어 업체에게 자금을 지원하는 등의 실질적인 지원은 못하고 있다. 지

금까지의 사례에 따르면 대부분 본사신용을 통해 싱가포르, 말레이시아

에서 미얀마 프로젝트에 자금이 동원되었다.

158


미얀마는 기본적으로 풍부한 강우량을 가지고 있어 공업용수의 공급

에 문제가 없으며, 특히 미얀마의 주요 산업이 밀집해 있는 양곤지역의

경우 대규모 하천이 소재하고 있어 유리한 입지를 갖추고 있다. 다만,

용수 공급체계가 갖추어져 있지 않아 대규모 용수가 필요한 산업의 경

우 별도의 투자가 필요하다.

한편 자재와 장비의 현지조달은 여러 가지로 어려움이 따르는 편이

다. 장비 임대 전문업체가 있으나 임대여건은 그리 좋은 편이 아니며,

그나마도 공사가 집중되는 건기에는 중장비 수요가 급증하여 장비 확보

에 많은 어려움이 있고 임대가격도 계절이나 건설경기에 따라 등락폭이

심하다.

라. 수주 현황

최근 2년간 특별한 에너지설비 수주는 없었으나, 2009년 8월 대우인

터내셔널이 총 2조957억원(16억7900만달러) 규모의 미얀마 A-1·3 광구

가스전 개발사업을 추진하기로 한 것이 대규모 수주실적으로 평가된다.

가스공사와의 공동 투자를 통해 오는 10월부터 2014년 9월까지 5년

에 걸쳐 일일 6억4000입방피트 생산 규모의 해상플랜트, 825㎞의 육상

파이프라인, 110㎞의 해상 파이프라인 등을 건설하게 될 것이다. 가스

생산 및 해상파이프라인 운송사업의 각 사별 참여비율은 대우인터내셔

널 51%, 한국가스공사 8.5%, 인도국영석유회사 ONGC 17%, 미얀마국

영석유회사 MOGE 15%, 인도국영가스사 GAIL 8.5%이다.

미얀마 A-1·3 광구에서 생산되는 가스는 2013년 5월부터 파이프라인


을 통해 5억 f3/일의 양이 미얀마 현지와 중국에 공급될 예정이고 플랜

트가 본격 가동되면 5억 f3 가스가 25~30년간 생산될 전망이다. LNG

생산량으로 따지면 연간 380만톤에 달하는 거대한 양이다.

마. 진출 전략

미얀마에 진출 시에는 여러 가지 애로사항이 뒤따른다. 그 중 첫째가

정보의 부재로써 언론이 군부의 통제를 받다보니 프로젝트와 관련하여

현지 영자신문에서 구할 수 있는 정보는 거의 없으며, 오히려 주변국인

태국의 언론에서 더욱 많은 정보를 얻을 수 있다. 또한 특정 사안에 대

해 소문만 무성하고 확실한 정보는 거의 알려지지 않고 있어, 현지에

있어도 오히려 외부보다 모르는 경우가 허다하다. 이 밖에도 모든 것을

군부의 편리대로 시행하고 있어 법이나 규칙에 일관성이 없고, 이로 인

해서 미얀마의 민간업체 혹은 정부와 합작으로 사업을 할 경우 피해를

보는 경우도 많다. 따라서 미얀마의 민간업체 혹은 정부와 합작으로 사

업을 할 경우에는 사전에 현지에 주재하고 있는 우리나라 정부 및 기

관들의 도움이나 정보 요청이 필요하다.

미얀마에 진출확대가 필요한 에너지 산업으로는 바이오에너지 작물,

대체연료(Wood Pellet : 목재압축연료), 폐기물을 이용한 열병합 발전

을 통한 CDM사업들이다. 바이오에너지 작물부터 살펴보면, 앞에 전술

한 바와 같이 자트로파는 미얀마 정부가 가장 관심을 가지고 있는 바

이오에너지 작물로서 미얀마 풍토에 적합하다. 그러나 일반 작물 경작

과 비교할 때 수익성과 생산성이 떨어진다는 단점을 가지고 있다.

대체연료로서 목재 부산물을 이용한 Wood Pellet 사업도 진출확대하

다. 미얀마는 목재가공 산업이 발달하였으나 환경산업에 대한 인식 및

160

기술 부족으로 부산물을 그대로 버리거나 헐값에 판매하고 있다. 이를

재활용하여 Wood pellet으로 전환할 경우 큰 성과를 기대할 수 있다.

Wood Pellet 투자는 그 성격상 대규모 산림벌채권을 가진 현지 목재가

공업체와의 합작투자가 필수이다. 미얀마에는 현재 4~5개의 대형 목재

가공업체가 가동 중이나 국제 원자재의 가격 하락으로 큰 어려움을 겪

고 있다. 따라서 현재가 투자 적기라고 할 수 있으며 동시에 국산설비

수출효과도 거둘 수 있다. Wood Pellet 사업은 한국의 중장기 저탄소

연료 공급선 발굴, 국산설비 수출기회 확보 측면에서 매우 진출확대한

사업으로 중국, 일본 등 경쟁국이 진출하기 전에 시정선점이 필요하다.

이 외에 각종 생활쓰레기를 위시한 폐기물이 그대로 방치, 방류되고

있는 상황이므로 이를 이용한 열병합 발전도 진출확대하다.

하지만 이러한 CDM 사업을 위한 천혜의 자연조건을 갖추고 있으나

세계 최하위의 경제자유화와 소득수준으로 사업 여건은 어렵기 때문에

단기적인 이익 창출보다 향후 시장개방 시 선점을 위한 소규모 진출

전략과 네트워크 구축에 초점을 맞추는 것이 중요하다.

4. 인도

가. 에너지설비 시장 환경

경제성장에 걸림돌이 되고 있는 인프라를 대대적으로 정비할 필요가

있음을 인식하고 있는 인도정부는 제11차 5개년 계획(2007.4-2012.3)중

인프라 분야에 14조 5천억 루피(약 3천2백억불) 규모의 투자가 필요할

것으로 보고 있다. 이를 반영하듯 최근의 인도의 설비 시장은 세계은행

과 ADB가 도로, 전력부문에 차관을 제공하고, 도로공사(NHAI), IOC


NHPC 등 정부산하 공기업들이 적극적으로 프로젝트를 발주하고, 아울

러 민간의 개발형사업 참여가 늘어남에 따라 인프라, 부동산 및 각종

플랜트를 중심으로 지속적인 성장을 하고 있다. 설비 시장 규모는 약 2

조8천억루피(약 700억 달러)로서 2007년 6월 기준 지난 12분기 동안

두자리수 성장을 지속하고 있으며, 약 3,200만명의 고용효과를 유발하

고 있다. 이러한 성장추이가 향후 3년간 지속될 경우, 설비산업은 2010

년까지 3조7천3백억루피(약 930억 달러)규모로 성장할 것으로 예상된

다. 이에 정부는 인프라 프로젝트 추진시 소요되는 재원문제를 해결하

기 위해 BOT(Build Operate Transfer) 혹은 PPP(Public Private

Partnership) 방식 등 다양한 방안을 강구하고 있는 등 인도의 설비 시

장은 더욱 확대될 것으로 예상된다.


1) 전력29)

전력부문 관리는 연방기관과 주전력청으로 이원화되어 있다. 전력부,

중앙전력청(Cental Electricity Authority) 등 연방기관은 국가차원의 정

책을 입안하고 전력사업을 관리하며 각 州에서 추진하는 신규프로젝트

의 기술적·경제적 타당성 판정 등의 감독권한을 가지고 있다. 그리고

주정부의 위임을 받은 각 주전력청(SEB : State Electricity Board)에서

해당 주의 발전, 송.배전, 판매 등 전력에 관한 모든 권리와 책임을 가

지고 있다. 1991년 정부는 전력수급의 불균형을 해소하기 위해 산하기

관과 일부 사업자에게 국한되었던 전력사업을 민간에게 개방하는 신전

29) 해외건설협회, 해외시장- 인도편에서 전력부분을 참조

162

력정책을 발표하였다. 동 정책에 따라 ‘전기법(Indian Electricity Act)’과

‘전기공급법’이 개정되면서 민간의 발전사업 참여가 가능해져 원자력

을 제외한 화력, 수력, 조력 및 태양열 발전소는 규모의 제한없이 건설

할 수 있게 되었다.

인도는 1990년대 후기에서 2000년대 초기까지 오릿싸, 하르야나,

라자스탄, 안드라 뿌라데쉬와 같은 주에서는 민영화를 통하여 전력 시

스템 개혁을 시도했으나, 대부분 실패에 그쳤다. 이로 인해 오릿싸주에

서는 현재까지도 송배전 과정의 손실율이 36~42%에 달하고 있는데,

인도의 전력 송배전 과정에서 손실율이 높은 이유는 변압기, 케이블과

같은 장비가 노후화되어 있고 등록되지 않는 주거지역에서의 전력 유

출이 높기 때문이다.

2009~10년도30) 예상 수요량은 11만 8,794㎿이고, 생산량은 10만

3,816㎿으로, 전력 부족량은 1만 4,978㎿(12.6%)이다. 이는 2008~09년

의 부족량인 1만 3,024㎿에서 오히려 증가한 치수이며, 2009년에 1만

2,000㎿의 신규발전량이 확보되었음에도 불구하고 부족분은 오히려 증

가하고 있다. 정권이 바뀌고 새로운 예산안이 발표될 때마다 인도정부

는 전력생산을 증가시키기 위한 프로젝트를 담은 장기계획안을 내놓곤

하지만, 인도의 전력사정은 나아지기는 커녕 부족량이 늘어나고 있다.

2009~10년, 인도 28개 주 가운데, 10개 주가 최대전력 소요시기

(Peak Time)에 20% 이상의 전력부족난을 겪을 것으로 예상되며, 특히

인도 북부에 위치한 주(州)는 최대전력시기(Peak Time)에 30% 이상의

전력 부족을 일어날 전망이다.

만성적인 전력 부족 원인으로는, 2008~09년에 인도의 발전소가 보유

30) 인도의 회계연도는 4월~익년 3월로, 2009~10년은 2009년 4월~2010년 3월에 해당함.


한 총 전력생산량은 14만 8,000㎿이나, 실제 가동률은 65%인 6,785㎿

에 그쳤기 때문이며, 또한 낙후된 시설 및 도전으로 인해 송배전 과정

에서 40%이상의 손실을 겪는 주가 16개에 달하기 때문이다. 또한, 농

민표를 의식한 정부의 지나친 선심성 정책으로 수익구조를 무시한 요

금을 설정하여 민간기업의 참여유도에 실패하였고, 인도 중앙정부는

2001년 주(州)전력부(SEB, State Electricity Board)의 4,147만 3,000만

루피에 달하는 부채를 면제했음에도 불구하고 적자규모는 나아질 기미

를 보이지 않고 있다.

정부가 전력부문을 개방하여 민간의 참여가 허용된 이후 약 15만㎿

에 달하는 IPP사업자의 투자 제안이 쇄도하였으나, 실제투자로 이루어

진 가동설비는 2%에 달하고 있으며 사업추진도 부진하다. 주 전력사업

에 독점권을 행사하고 있는 주 전력청들이 IPP가 생산한 전력을 구매

해 주어야 하나, 재정상태가 부실하여 전력 구매 약속을 미루었고, 그

과정에서 대다수의 외국인 투자가들이 사업을 포기하고 철수를 시작하

였다. 여기에 대표적인 IPP 프로젝트로 손꼽히는 Dabhol Power

Company의 프로젝트마저도 전력을 공급받던 Maharashtra주 전력청이

대금 지급을 수차례 거절함에 따라 분쟁으로 비화되었고, 이는 투자가

들에게 인도는 IPP 사업이 어려운 시장으로 각인되어 신규 투자는 거

의 찾아 볼 수 없게 만들었고, 이 같은 현상은 당분간 계속될 전망이다.

중점을 두고 추진해 온 발전부문이 시행착오를 겪고 있는 중이다.

한편 중앙전력청은 신규설비 확장이 당초 계획에 못 미치자 2012년

까지 기존 설비를 개․보수하여 확장할 계획임을 발표하였다. 중앙전력

청은 2012년 발전설비 중 노후화되는 화력 및 수력발전설비가 각각

30,000㎿, 9,000㎿에 달할 것으로 예측하고 있는데, 이들 설비를 개․

164

보수할 경우 수명연장(20년) 및 비용절감(신규발전소 건설보다 50-75%

절감)이 가능한 점을 감안, 화력 25,536㎿, 수력 7,751㎿를 개·보수할

계획이다. 개·보수비용은 총 2,655억루피(58억달러)로 ㎿당 화력 8.5백

만루피, 수력 6백만루피가 소요될 전망이다. 그러나 정부 관계자는 계

획된 33,000㎿ 설비 가운데 실제로는 15,000㎿만이 확장될 것으로 예

측하고 있다. 또한 신규발전 설비 확충계획으로는 2012년까지 10만㎿

의 발전설비를 추가한다는 중장기 투자계획을 추진중이며, 제10차 경

제개발중(2002. 4. 1 ～2007. 3. 31)에는 약 4.1만㎿의 발전설비를 추가

하였다. 설치 설비중 50%가 넘는 2.2만㎿ 이상은 중앙정부 산하의 수

력발전공사와 화력발전공사(NTPC)가 추진하였다.

인도의 전력확충 계획과 관련하여 관심을 가져야 할 지역은 안드라

프라데쉬 주다. 이 지역은 수자원과 석탄 등 풍부한 천연자원을 보유하

고 있다. 안드라 프라데쉬 주의 총발전용량은 1,422㎿ 정도로 2009년

주 정부는 30,000㎿ 발전 용량을 추가 생산할 수 있는 87개의 프로젝

트를 발표한 바 있는데, 87개의 전력 프로젝트 중 59개 프로젝트가 민

간전력기업에 의해 수행되는 등 전력 분야의 프로젝트 중 60%는 민간

투자자에 의해 이루어지고 있다.


발주처 프로젝트명 발전용량(㎿)

Coastal Andhra Power

Krishnapatnam Ultra Mega Power 4,000

East Coast Energy Pvt. Bhavanapadu Coal based Power 2,640Athena KakinadaPower(P)

Gas Based Power(Komarigiri) 2,400

NTPCSimhadri Super Thermal Power-Stage II

2,100

Andhra PradeshPower Development co.

Krishnapatnam Power 1,600

출처 : 프로젝트투데이

<표 Ⅴ-16> 안드라 프라데쉬의 메가급 전력 프로젝트

안드라 프라데쉬 주는 현재 여러 분야의 프로젝트를 계획 및 진행하

고 있으며, 다양하고 장기적인 목표달성을 위해 2020년까지 6,200억

달러 규모의 자금조달이 필요할 것으로 보인다. 지난 2년 동안 안드라

프라데쉬 주 프로젝트 투자의 대부분은 외국인 투자자를 포함한 민간

투자자들이 주를 이루는 바, 현재 주 정부 차원에서 이들의 원활한 프

로젝트 투자 진행을 위한 환경 조성에 주력하고 있다. 이에 따라, 주정

부는 투자 유치를 위한 각종 세제 지원 및 인센티브 제공 등의 정책안

을 제시할 것으로 보여 주시할 필요가 있다.

166

(총전력생산량: 9,300㎿)

프로젝트 주관업체 규모예상비용

(단위:천만루피)Sterlite thermal power project(Orissa)

Sterlite Energy 2,400㎿ Rs 7,700

Sugen gas power plant(Gujarat)

Torrent Power 1,147㎿ Rs 3,200

Jallipa Kapurdi thermal power project(Rajasthan)

Raj 1,080㎿ Rs 5,000

Udupi thermal power project(Karnataka)

Udipi Power Corp. 1,015㎿ Rs 4,300

Karcham Wangtoo hydel power project

Jaypee Karcham Hydro Corp.

1,000㎿ Rs 6,000

Mundra thermal power project, Ph.1(Gujarat)

Adani Power 660㎿ Rs 2,300

Rosa thermal power plant(Uttar Pradesh)

Rosa Power Supply 600㎿ Rs 2,600

Lanco Amarkantak thermal power plant(Chhattisgarh)

LAP(Lanco) 600㎿ Rs 2,600

Teesta stage-6 hydro electric project(South Sikkim)

Lanco Energy 500㎿ Rs 3,300

Alaknanda hydel power project(Uttrakhand)

GMR Energy 300㎿ Rs 1,400

출처 : Ministry of Power, State Governments and Central Electricity Authority

<표 Ⅴ-17> 2012년까지 완공 예정인 민간기업 주도의 발전소 프로젝트

인도의 2030년 장기 발전 전망으로는, 인도의 발전에너지원으로는 석탄

이 가장 많은 비중을 차지하는데, 2030년까지 73%로 비중은 줄어들 전

망이다. 그러나, 발전량은 연평균 3.8% 수준으로 계속 증가할 것으로 예

상된다. 또한 가스발전 역시 그 비중이 2030년경에는 10% 수준으로 증

가될 것으로 전망된다. 원자력의 비중은 9%까지 증가할 것으로 전망하

는데, 현재 인도에서는 2008년 8월 말 기준, 6개의 원자로가 건설 중에

있으며, 완공시 이 원자로의 발전용량은 2,910㎿에 달할 계획이다. 인도


는 현재 총 412만kW 규모의 원전 17기를 운영하고 있으며, 오는 2020년

까지 2000만kW 규모로 원전을 새롭게 건설할 계획이다. 특히 한국형 원

전과 같은 가압경수로 25∼30기를 짓는다는 계획을 갖고 있어 우리 원전

관련 기업들의 관심이 증대되고 있다. 발전량의 증가와 함께 발전소의 증

설 뿐만 아니라 송배전망의 확충도 함께 필요할 것으로 보인다.

발전 에너지원 수요(백만TOE) 원별비중(%)평균

성장률(%)2006 2015 2020 2025 2030 2006 2030

석탄 166 228 275 336 407 81 73 3.8석유 9 9 9 9 8 4 2 -0.2가스 13 22 29 40 54 6 10 6.2원자력 5 16 23 30 38 2 7 9.0수력 10 13 16 19 22 5 4 3.5바이오매스&폐기물

1 3 6 10 17 1 3 12.0

기타 재생에

너지1 5 6 7 8 0 1 10.8

합계 204 297 364 450 554 100 100 4.2출처: world energy outlook(2009)

<표 Ⅴ-18> 인도 전력 발전 수요 전망

2) 석유 가스

인도는 연간 105MMT31)의 원유를 소비하고 있지만, 국내 생산량이

부족하여 필요량의 70%를 수입에 의존하고 있어 국가 재정에 막대한

부담을 지고 있는 실정이다. 따라서 석유 및 천연가스 공사(Oil and

Natural Gas Corporation)는 2005년부터 2009년까지 석유 및 가스 증

산과 유전개발에 330억루피(7,264백만달러)를 투자하는 등의 국내 원

유가스 개발에 많은 노력을 기울이고 있다. ONGC는 뭄바이 연안 유전

31) 원유환산단위로서 1백만톤(million metric ton)은 733만배럴임.

168

의 플랫폼을 개보수하고 해저 파이프라인을 교체하는 등의 공사를 발

주되고 있다. 이러한 노후화 시설 공사의 발주는 당분간 지속될 될 것

으로 예상된다.

인도의 LNG 소비는 지난 15년 사이에 3배로 확대되었으며, 가격이

저렴하고, 대기오염을 줄일 수 있다는 점에서 각광받고 있는 LNG는

향후 소비가 더욱 확대될 것으로 예상된다. LNG 확보를 위해 파이프

라인을 통한 주변국으로부터 수입 방안이 수송 비용과 인접국과의 정

치적인 대립으로 별다른 진전을 보이지 못하게 되자, LNG 터미널의

건설이 대안으로 제시되었다. 이로 인해 총 40억 m3의 LNG 처리시설

을 갖춘 9개의 프로젝트가 발표되고 난 후, Petronet이 추진하는 Dahej

프로젝트를 포함한 5개만이 활발히 추진되고 있으며, 나머지 프로젝트

는 완만한 진행을 보이고 있다. 일부 프로젝트의 추진이 부진한 원인은

LNG 터미널을 통하여 수입된 LNG는 주로 발전소와 비료공장의 연료

로 활용될 예정이나, 발전, 비료 프로젝트의 추진이 부진하여 사업주들

이 소비처를 제대로 확보하지 못하고, 결국 이로 인해 자금문제가 해결

되지 못했기 때문으로 보인다. 따라서 당분간 발전과 비료부문에 대한

투자 부진은 계속 이어질 것이고, 대량 소비처가 나오기는 어려울 것으

로 예상되고 있어, LNG 터미널과 부대시설의 추가적인 건설은 크게

기대할 수 없을 것으로 예상된다.

3) 석유화학

원유의 70%를 수입에 의존하고 있는 인도는 연간 150억 달러 이상

을 원유수입에 지출하였다. 인도의 석유화학 산업 초기에는 정부가 정

책적으로 외자에 많은 제한을 두었기 때문에 철저히 자국기업 중심으


로 성장하였다. 현재까지 17개 정유공장의 가동으로 아직까지 수급에

는 커다란 어려움이 없으나, 석유제품에 대한 수요 증가율이 연 7.4%

임을 고려할 때 정제 수요가 2001-2002년에는 118백만톤, 2006-07년에

는 155백만톤으로 확대될 것이 예상된다. 이로 인해 정부는 국영석유

업체의 설비확장 허용, 외국인 합작을 통한 국영석유업체의 신규정유공

장 설립, 민간의 신규정유공장 설립 허용 등의 3가지 방법으로 설비확

충을 시도하고 있다. 정부의 노력으로 민간부문에서도 Reliance

Petroleum Ltd(RPL)이 대규모 정유 프로젝트(27백만톤)를 추진하였다.

그러나 정유공장의 대부분이 완공됨에 따라 그 개발 활동은 다시 자국

공기업에게로 중심이 이동하였는데 현재 신규설비 개발과 아울러 설비

의 확장이 진행되고 있다.

지난 수년간 꾸준히 성장해 온 석유화학 플랜트 시장의 규모는 발주

물량만을 놓고 볼 때 인근 아시아 국가와는 비교할 수 없을 정도로 크

다. 과거 중단되었다가 재개 움직임을 보이는 대형 정유공장 건설 및

석유화학 공업 단지 조성 계획을 제외하더라도, 이미 입찰이 진행되고

있는 정유 프로젝트, 석유화학 플랜트 및 환경오염 방지설비 공사는 순

수한 공사 금액만도 수십억 달러를 초과하고 있다. 각 정유업체들의 지

속적인 설비확장과 아울러 제품의 고급화에 필요한 설비의 확충이 계

속 이어질 것으로 예상된다. 정유설비의 과잉공급으로 일부 기업들은

제품을 주변국으로 수출하고 있는 상황이다. 이에 따라 인도 석유공사

는 신규 정유설비의 확장을 중단하고 지난 2002년부터 기존 정유 플랜

트에서 생산되는 제품의 고급화에 투자를 집중해 왔으나, 지속적인 경

제성장과 중장기적인 관점에서 보았을 때 설비의 확충은 계속되어야

한다는 판단하에 그동안 중단했던 Paradip 정유 플랜트(16억달러)의 건

설을 재추진하고 있다. 토목공사와는 달리 소수의 업체만이 참여하는

170

관계로 입찰시 우리업체의 수주 가능성이 높다. 또한 인도석유기업

(Indian Oil Corporation)은 향후 석유화학제품의 수요 증대에 대비,

2012년까지 총 1,500억루피(33억달러)를 투자하여 석유화학 플랜트를

건설한다는 중장기 마스터 플랜을 추진 중인데 현재 진행 중인 1단계

프로젝트에 삼성과 대림이 참여하고 있다. 추진 예정인 2단계에서는 인

도의 동부와 서부에 석유화학단지가 건설될 예정으로 사업비는 각각

350억루피(7.7억달러), 630억루피(약 14억달러)에 달할 것으로 예상된다.

한편 정유부문 외에 환경기준이 강화됨에 따라 Diesel Hydro

De-sulfarisation 부분에 막대한 투자가 집중될 것으로 예상된다. 최근의

주요설비확장 계획에 있는 기업으로는 Indian Oil Corporation Ltd,

Channal Petroleum Ltd, Kochi Refinery가 있다.


글로벌 회계법인인 Ernst & Young이 2008년에 발표한 국가별 신재

생에너지 투자매력도를 보면 아시아에선 중국에 이어 인도는 종합순위

4위이며, 육상풍력, 태양광 바이오매스 그리고 지열 부문에서 투자 매

력도가 상위 5위안에 들 정도로 신재생에너지 시장이 활성화 되어 있

다. 그 중 특히 풍력은 시장 규모도 크고 투자 매력도가 높아 향후 우

리기업의 진출도 확대 될 것으로 전망되나, 선진 기업들의 시장 점유로

인해 시장진출에 어려움이 있을 것으로 예상된다. 전력 발전의 신재생

에너지 사용은 앞에서 본 것처럼 수력발전이 대부분을 차지하고 있지

만, 향후 2030년까지의 기타 신재생에너지원의 성장은 폐기물을 이용

한 열병합 다음으로 약 10% 성장률에 이를 정도로 그 중요도는 커질

전망이다.


종합 풍력 지상풍력 해상풍력 태양광 바이오스 지열

1 미국 66 67 72 53 71 60 651 독일 66 66 65 70 72 67 533 중국 62 67 70 56 46 50 504 인도 61 62 69 41 61 58 425 스페인 60 62 66 47 65 54 365 영국 60 63 61 69 48 56 347 이탈리아 58 57 62 44 66 55 598 캐나다 56 60 64 47 40 48 319 프랑스 55 56 58 52 58 53 2710 프로투칼 54 56 61 43 57 46 32출처 : Ernst & Young, 2008년 3분기 기준, Ernst & Young에서 매분기별 발표

<표 Ⅴ-19> 국가별 신재생에너지 투자 매력도

[그림 Ⅴ-6] 세계 풍력시장 비중

출처 : 해외건설협회, 시장정보-미얀마


1) 제도 및 투자환경32)

외국 기업의 인도시장 진출은 현지법인(100% 단독투자 혹은 합작투자),

지점(branch)，연락사무소(liaison office), 공사 사무소(project office)로

32) 해외건설협회 미얀마 건설시장 제도 및 투자환경을 인용

172

가능하다. 특히 건설업에 관해서는 100％ 외자에 의한 현지 법인의 설

립이 가능하고, 설립 후에도 원칙적으로 인도 내 기업과 동일시 취급한

다. 외국업체가 인도 내에서 공사 수행이 가능한 사업체는 크게 공사사

무소(Project Office)와 현지법인(Subsidiary)의 두 가지로 구분된다. 공

사사무소는 현지업체와 합작이 가능하나, 공사수행 이외의 영업활동은

허용되지 않고 있다. 공사사무소의 설치는 프로젝트 발주처와 계약을

체결하고 정부의 공사계약 승인(약 2주 소요)을 거친 후 중앙은행에 신

청함으로서 가능하다. 공사사무소의 단점을 보완할 수 있는 Entity는

현지법인으로 공사수행뿐 아니라 모든 영업활동이 가능하다. 현지법인

은 국내입찰(Domestic Bidding)을 포함한 모든 영업행위와 자금운용이

가능하고, 세제상 약간 유리한 점이 있으나 법인설립 승인을 얻기까지

2 - 3개월, 이후 중앙은행으로부터 최종적인 설립 승인을 취득시까지 4

- 6개월 등의 기간이 필요하고 철수 또한 복잡하여 업체가 선호하는 방

법은 아니며, 중장기적인 진출을 고려하는 차원에서 설립을 검토해 볼

수 있다. 또한, CPWD(Central Public Works Department)에 업자로 등

록할 경우 공공사업성(Public Works Department)를 비롯한 일부 공공

기관과 주정부에서 발주하는 프로젝트에 참여할 수 있으나, 공사 대부

분이 외국업체가 참여할 정도의 기술과 규모의 공사가 아닌 관계로 외

국업체들은 등록에 별다른 신경을 쓰지 않고 있는 상황이다.

CPWD(Central Public Works Department)에 업자로 등록시 업종마다

등급이 분류되며 입찰 금액의 상한이 정해 있는데, 각 등급에 속한 업

체는 과거 5년간의 시공실적, 보유 기술자 및 기자재 등에 대한 세부

조건을 충족시켜야 한다.

입찰은 크게 국내입찰과 국제입찰로 구분되는데, 국제입찰은 1991년


경제개방화 이후 과거의 분할발주(piece meal)방식에서 일괄발주

(turn-key)방식으로 전환되어 가고 있는 추세이다. 또한 2억 루피 미만

의 공사계약에 대해서는 발주자가 엔지니어링과 물량명세서를 준비하

고 직접계약에 참여하나, 고도의 엔지니어링 작업이 필요한 대형 계약

은 일괄발주 계약이 일반적이다. 건설계약이 점차적으로 복잡해져 가는

관계로 턴키 계약이 선호된다.

한편 인도는 차관공사와 정부기금을 재원으로 하는 프로젝트 가운데

공개경쟁입찰로 업체를 선정할 경우 현지업체에 대해 가격우대조항

(local preference)을 적용하고 있다. 이는 아직 재정, 기술, 실적 및 장

비보유 측면에서 외국업체에 비해 열위를 보이는 현지업체를 보호하기

위한 수단으로 작용하였다.이외도 전력부문에서는 PPP 규정이 있어 외

국업체의 진출을 막고 있는 실정이다.

인도의 현지 건설업체는 수십만 개로 추정되고 있다. 그 중에는

Larsen & Toubro Ltd.와 같이 연간매출액이 수억 달러에 달하는 대형

종합건설업체도 있으나, 대부분의 업체는 매우 영세한 수준이다. 플랜

트 및 엔지니어링 부문은 Larsen & Toubro(L&T)를 포함한 몇몇 업체

를 제외하고는 외국업체와 경쟁이 되지 못하는 실정이다. 그나마 L&T

도 엔지니어링 능력이 부족하여 대형 공사에서는 단독으로 EPC를 수

행할 수 없는 실정이다. 엔지니어링 부문에 있어서는 Punj Oil Lloyed

정도를 꼽을 수 있으나, 입찰에 있어서 두각을 나타내지는 못하고 있

다. Indian Oil Company Ltd 등 국영기업이 발주하는 각종 플랜트 프

로젝트에 PMC로 활동을 하고 있는 Engineers India Ltd는 엔지니어링

부문에 많은 경험을 축적하고 있으나, 재정, 규모면에서 EPC 프로젝트

참여는 어려운 실정이다.

174

시공능력 외에도 현지업체들은 공기개념이 희박하여 공정이 지체되

는 사례가 만연되고 있지만 시공업체가 책임을 지는 경우는 매우 드물

다. 공기지연 문제는 과거에 비해서 많이 시정되고 있으나, 해외건설협

회 자료에 따르면 466건의 정부발주 프로젝트 가운데 174건이 공기가

지연되고 있고, 짧게는 1개월에서 최장 204개월까지 공기가 지연되고

있다. 또한 비용초과가 발생한 프로젝트도 213건으로 초과 비용은 공

사비용의 총 74%에 달하여, 이에 대한 개혁이 시급하다고 보고 있다.

이와 함께 인도에는 많은 외국업체가 진출해 있는데 선진 업체중에서

는 엔지니어링 부문과 EPC 플랜트 프로젝트에 Technimont(伊),

Bechtel(美), Skanska(스웨덴) Uhde(獨) 등이 진출해 있다. 도요 엔지니

어링, 다이세이, 니쇼이와이 등이 활동을 하고 있는 일본업체들은 일본

국제협력은행(JBIC) 차관을 재원으로 하는 프로젝트에 참여하는 것을

기본원칙으로 하되, 단순 토목공사는 참여하지 않고, 정유, 발전, 석유

화학, LNG터미널 등 대형 EPC 플랜트 프로젝트와 엔지니어링 프로젝

트에 참여하여 선진업체 및 우리업체들과 경쟁을 하고 있다. 특히 다이

세이건설은 해외수주를 강화하기 위해 2004년 10월에 들어 기존 연락

사무소를 대신한 현지법인을 설립하고, 건설 분야에 대규모 투자가 시

행됨에 따라 인원을 늘리고 영업 지역을 넓히는 등, 본격적인 수주 활

동을 전개해 나갈 예정에 있다.

한편, 저임금을 바탕으로 한 가격경쟁력을 무기로 세계 각지에 진출

하고 있는 중국업체는 인도 진출이 제대로 이루어지지 못하고 있는 실

정이다. 특히 석유화학부문에서는 중국업체들은 기술이 부족한데다가,

중국업체가 제시하는 시방이 국제규격에 따른 것이 아닌 중국에서 사

용되는 것이기에 중국업체의 진출은 한 동안 봉쇄될 것으로 전망된다.


인도정부는 설비투자에 관련 1991년 7월의 신경제정책 도입을 계기

로 자국경제에 도움이 되는 모든 투자에 문호를 개방, 외국인투자의 승

인절차 간소화, 외국인 소유지분이 40% 이상인 기업에 대한 송금규제

완화 및 외국기업과 국내기업의 세제상의 동등한 대우를 시행하고 있

다. 또한 외국인의 직접투자를 장려하기 위해 FDI 허가를 완화하고, 과

실송금도 허용하고 있다.


인도에 진출한 외국업체 대부분이 이용할 수 있는 대출 금리는 연

14∼16%대 수준인 것으로 알려지고 있으며, 경우에 따라서는 20%를

넘는 경우도 있다. 현행 금융기관의 대출은 사안별로 큰 차이가 있어

투명성이 부족한 것으로 알려지고 있는데, 금융기관의 건설부문에 대한

여신은 미미하여 2000년도에는 1.37%에 불과하였던 것으로 나타나고

있다.


설비공사 현장에서 용수는 발주처에서 공사현장의 지하수를 개발하

여 이용한다. 지하수 개발은 가능하나 District Authority의 사전허가 필

요(New Delhi 기준)하다. 전기도 공사 착공 3개월 전에 지방전력청에

신청하여 가설할 수 있으며, 가설 여부가 불확실할 경우 시공자들은 연

료비 상환조건으로 발전기 사용이 가능하다. 기자재 공급 역시 관급공

사에 우선하여 자재를 공급하고 있어 일부 자재의 확보가 늦어지는 경

우가 있으나, 별다른 어려움은 없으며 품질도 양호한 편이다. 플랜트건

설에 소요되는 기자재는 주로 Vendor에 기자재의 P.O(Purchase Order)

로 주문하여 제작 및 설치를 하는 경우가 대부분이며, 공사에 대한

176

Bulk류 자재는 통상적으로 하도급업체의 계약범위에 포함을 시켜서 발

주한다. 철근, 시멘트 등 대부분의 건설자재를 현지 시장에서 구입이

가능하고, 대부분의 자재 품질도 무난한 수준이다.

라. 수주 현황

최근 2년간의 우리 기업의 수주 현황의 주요 내용을 보면 1억불 이

상의 대규모 사업은 석유화학 관련 프로젝트 사업으로 인도 석유공기

업인 ONGC에서 발주한 에틸렌 프로젝트가 유일하다. 하지만 규모는

중소규모라도 다양한 분야에 진출하여 발전 O&M, 전기선 및 에너지

비축 건설 등에 진출하였다. 최근 2009년 중반기에는 한전과 인도 원

자력 공사가 공동개발 사업에 대한 협정을 체결함으로써 약 40조원에

달하는 대규모 인도시장의 진출의 시작을 알렸다. 앞으로 이러한 공동

협력을 통해 한국형 원전인 APR1400의 건설 타당성과 경제성에 대한

연구조사를 수행해 인도시장의 해외진출의 본격화에 들어설 것으로 예

상된다.

(단위 : 천달러)업체 공사명 발주처 최종금액 공기

삼성ENG ONGC 에틸렌 프로젝트

인도국영석유기업

(ONGC) 930,4032008/12/23-2012/12/22

SK건설

망갈로 원유비축기지

건설

전략석유비축

회사47,564

2009/04/16-2012/04/15

삼성물산

인도 델리지하철

TVS 공사델리지하철공사 33,490

2008/05/26-2010/05/31

한전KPS 발코화력발전 O&M

바랏알미늄

주식회사20,651

2009/04/01 -2014/03/31

출처 : 해외건설협회 통계자료를 통해 저자가 도출

<표 Ⅴ-20> 최근 2년간 우리 기업의 인도 공사 수주 현황


마. 진출 전략

우리 기업이 인도의 에너지 산업에 진출하는데 여러가지 제도적, 관

습적 애로점이 많이 발생하고 있다. 이러한 애로점은 다음과 같다.

첫째, 적합한 현지 파트너 구하기가 힘들다. 인도 현지에 진출시 협

력관계의 수직, 수평적 구조에 관계없이 어떠한 형태로든 현지파트너와

의 협력은 필수적이다. 현지업체와 합작으로 공사에 참여할 경우 현지

업체로 인정되어 차관공사의 경우 현지업체 우대(Local preference)의

혜택을 받고, 공사 견적에 있어도 현지업체의 노하우를 적극 활용할 수

있어 입찰에서 가격 경쟁력이 생긴다. 여기에 공사를 추진하면서 발생

할 수 있는 각종 인.허가를 비롯한 대 발주처 행정업무에 있어 유연성

을 발휘할 수 있다는 장점도 있는데 실제 우리업체가 합작을 할 수 있

는 파트너는 상위 몇몇 업체에 지나지 않는다. 웬만한 기술과 장비를

보유하고 있는 상위 업체의 경우 단독입찰을 선호하고 있고, 이들을 제

외한 업체들은 기술력과 자본력에 있어서 기대에 미치지 못하고 있어,

실제로 합작으로 프로젝트에 참여할 현지업체가 상위 몇몇 업체에 국

한되어 있다. 하지만 대형기업일수록 사업의 수익창출과 성과보다는

경영권 확보에 더 관심을 두는 경우가 많고, 자기 지분 이상으로 영향

력을 행사하려는 경향이 많다. 공공부문에 종사하는 기업들도 협력대

상이 될 수 있으나, 최종 의사결정이 느리며, 또한 정치적 영향력에 노

출되는 경우가 많아 특별한 경우가 아니면 파트너로서 적합하지 못하

다. 따라서, 현지에 연고가 없는 상태에서는 입찰파트너 선정시 전·현

직 발주처 간부들의 추천을 받아 보는 방법도 고려될 수 있다.

둘째, 보증, 송금 및 인허가 제도의 복잡성이다. 입찰보증 등 각종 공

사용 보증발급에 있어 복보증(counter guarantee)이 필요하여 비용과 시

178

간이 낭비된다. 게다가 발주처에서 요구하는 보증은 대부분이 인도 국

영은행 혹은 지정은행에서 발급한 보증만이 허용되고 있다. 외환 송금

시도 중앙은행의 승인이 필요하다. 중앙은행의 승인에 필요한 자료가

제대로 갖추어 지는 경우 단기간에 승인될 수 도 있으나, 그렇지 못할

경우 수개월씩 지연되고 추가 자료를 준비해야 하는 경우가 빈번하다.

또한 과실송금은 공사를 완공하고 업체의 모든 의무사항이 완료되었다

는 것이 확인되었을 때에 가능하다는 것도 인지할 필요가 있다. 인허가

사항의 승인지연의 경우, 일부의 경우는 정부가 프로젝트를 발주하기

이전에 관련 부처의 각종 인허가 사항을 완료한 후에 시공업체를 선정

하지 않고, 재원은 확보되었으나 인허가 취득이 완료되지 않는 상황에서

프로젝트의 시공업체를 선정한다. 따라서 시공업체로 낙찰된 경우에도

나머지 인허가를 취득하기 전까지 공사를 시행하지 못하고 장기간 대기

해야 하며, 때로는 승인이 나지 않아 발주처에서 프로젝트를 포기하여

중단되는 경우도 있다.

셋째, 차별적인 세제로서 현지법인을 포함한 현지업체에게는 이익의

35%를 법인세로 부과하나, 외국업체에게는 13%가 높은 48%를 부과하

고 있다. 게다가 장비 임대업이 활성화되어 있지 않은 관계로 시공업자

는 공사에 필요한 주요 장비를 반입할 경우, 인도 정부는 재반출을 조

건으로 장비를 수입할 경우에도 면세 적용을 하지 않고 100%의 관세

를 부과하고 있다. 다만 재반출시 사용기간에 따라 환불해주고 있으나,

그 기간도 최장 3년으로 한정되어 있고, 30개월을 사용한 경우 환급금

액은 원금대비 30% 수준에 불과하다. 따라서 외국업체들은 이러한 관

세 비용을 산정하여 가격에 반영시켜야 한다. 결국 이는 공사단가에

직․간접적으로 반영될 수밖에 없어 외국업체에게는 현지업체에 비해


가격경쟁력을 저하시키는 등의 불리한 요소로 작용한다.

넷째, 부실한 정부의 재정도 문제인데 중앙정부의 재정적자는 GDP

의 5.3%로 지방정부의 재정적자를 포함시킬 경우 적자폭은 9.7%대로

확대된다. 여기에 대외 채무는 전년대비 2.1%가 증가한 1천억달러로

계속 증가추세에 있다. 이에 따라 중앙정부나 각 주정부가 우선순위를

두고 계획한 프로젝트가 재원부족으로 추진되지 못하고 산적해 있는

상황이다. 따라서 입찰을 실시하고도 입찰자 선정을 늦추거나 프로젝트

를 취소하는 경우가 비일비재하다. 주정부의 재정도 부실하여 민간 사

업자의 예치금을 임의로 전용하는 경우가 빈번하여 사업이 제대로 추

진되지 못할 경우 예치금을 환급받기 어려운 사례가 있어 주의가 요망

된다.

하지만, 이러한 인도 진출의 애로점에 하나의 긍정적인 요인으로 작

용할 수 있는 사례로서 2009년 8월에 한-인도 포괄적 경제협력협정

(CEPA) 비준 처리가 승인되었다는 점은 고무적인 사실이 아닐 수 없다.

양국간의 세밀한 조항은 앞으로 처리해야 되겠지만, 이러한 인도시장

진출의 애로점을 협상당국자가 잘 인지하여 규제 및 시장진입 비용이

다소 낮아질 수 있도록 정부차원의 노력이 필요하다. 이러한 애로점들

을 고려하여 인도의 설비 시장에 진출하기 위한 전략들은 다음과 같다.

그 진출전략 중 첫째는, 공동진출 도모다. 인도진출에 경험이 많은

기업이 아닌 경우에 우리기업 단독 진출은 분야의 전문성 부족 및 막

대한 금융부담과 사업위험이 따르고 그 구조가 복잡하여 수많은 이해

관계자가 개입되기 때문에 시도자체가 쉽지 않다. 따라서, 이를 극복하

기 위해 기존 진출하고 있던 선진국 기업과의 제휴도 당연히 강구해야

할 방안이지만, 국내 유관업체간의 공동진출 방안이 좀 더 심도있게 연

180

구될 필요가 있다.

둘째, 국내업체간의 과당경쟁을 지양할 필요가 있다. 에너지 관련 시

설 프로젝트를 중심으로 인도 국제입찰 프로젝트에서는 이미 우리업체

간 과당경쟁이 종종 발생하고 있으며, 심한 경우 총 7개 응찰자 중 6개

의 한국업체가 경쟁을 벌인 사례도 있었다. 최근에는 민자발전 입찰에

서도 우리업체간 중복입찰사례가 발생하고 있다. 전력을 포함한 에너지

시설관련 해외진출은 「해외건설」부분과 「플랜트수출」로 이원화되

어 있기 때문에 소관부처도 각각 국토해양부와 지식경제부로 나뉘어져

있다. 해외건설의 경우 업자간 자율협의 기능이 있으나, 플랜트 관련

산업설비 수출은 과열경쟁에 대한 최소한의 보완장치도 없고, 각각 다

른 루트를 택한 업자간 경쟁시에도 조정기능이 없는 실정이다. 행정기

능의 통합문제는 별개로 하더라도, 우리기업간의 과열경쟁에 대해서는

양부처간 협의기능을 활성화시켜 사안별로 자율협의를 유도하는 등 적

절한 해소방안이 강구되어야 할 것이다.

셋째, 현지화의 추진이 있다. 문화적 이질감, 사회적 폐쇄성, 정치적

이해관계, 까다롭고 복잡한 조세 제도 및 상거래 관행 등 현지 특수성

을 제대로 이해하지 못하고 사업을 추진하다 보니 수익성을 확보하기

가 어렵게 되었다. 또한 사업을 무리하게 추진하다 보니 막대한 손실과

함께 이젠 스스로 흥미를 잃고 철수하는 사례가 발생하고 있다. 향후

수년간 지속적으로 시행될 것이 확실하며, 이는 수요와 공급 측면에서

반드시 필요하다는 국가적 예측에 따른 것이다. 따라서 어렵기만 한 인

도 시장의 성공적인 진출방안의 일환으로 현지화를 검토해 볼 필요가

있다.


5. 베트남


베트남은 전기에너지, 교통, 상하수도, 통신 등 기본적인 인프라 공급

이 저개발국 평균치에도 미치지 못하는 실정으로, 향후 인프라 건설수

요는 매우 큰 편이며, 특히 남과 북의 인프라 편차가 심하다. 베트남

정부는 이러한 인프라 부족을 극복하기 위해 8차 사회경제개발계획에

따라 2006-2010년 동안 신규에너지설비 확충 및 각종 설비에 청정기술

적용을 주핵심사업으로 추진중이다. 베트남은 최근의 글로벌 침체기를

제외하고 지속적인 경제발전으로 인한 인프라 개발 수요가 2020년까지

크게 증가 할 것으로 보이며, 정부투자 비중은 정체 및 감소세를 보인

반면, ODA 및 외국인 투자 관련 프로젝트가 늘어날 것으로 보인다. 이

는 베트남 정부가 도이모이(개방정책) 실시 이후 교통, 에너지, 지역개

발 등 사회간접자본 구축을 위해 지속적인 투자와 유치활동을 벌인 결

과, 베트남에 대한 외국인 투자 및 ODA 자금투입이 계속 증가세에 있

기 때문이다. 이러한 자금 여력과 풍부한 천연자원 및 인적자원을 활용

가능하고 대규모 에너지설비 수요가 풍부함에 따라 성장잠재력이 동아

시아국가 중 가장 큰 시장으로 장기전망이 밝다.

나. 에너지원별 설비 시장 현황 및 전망

1) 전력분야

베트남 전력 생산은 2006년 591억 ㎾h, 2007년 668억 ㎾h로 꾸준히

증가하였으며, 2008년은 800억 ㎾h를 돌파하였다. 베트남 수력발전은

182

베트남의 주요 전력공급원으로 1만㎞에 이르는 2,200여개의 강과 풍부

한 강수량으로 인해 연간 3,000억 ㎾h의 전력생산이 가능한 잠재력을

보유하고 있다. 베트남에는 수력, 화력(석유, 석탄, 디젤, 가스터빈 등

이용) 발전소들이 있다. 전통적으로 수력발전생산량이 가장 많았으나,

가뭄 등으로 인해 2007년 화력발전소가 전체의 59%를 차지하였다. 베

트남 석탄화력발전은 최근 무연탄 생산 확대와 저렴한 원료비용으로

베트남 전체 전력생산의 30%에 가까운 발전량을 보이고 있으며, 가스

화력발전소는 베트남의 가스생산이 증가하면서 점차 비중이 증가하였다.

2008년말 현재 베트남의 전력 생산 능력은 15,000㎿이며, 2009년도

14개 발전소(3,500㎿) 신규가동을 통해 18,500㎿로 증대시키고,

2010~2011년까지는 전력 부족현상을 해소하겠다는 것이 정부의 단기

목표이다.

2006~2010년간 베트남의 전력수요는 매년 17~22% 증가할 것으로

추정된다. 2008년 기준 베트남의 전력수요는 68.1TWh로 추정되며, 향

후 2013년 116.8 TWh, 2020년 294 TWh, 2030년 562 TWh까지 급격

히 증가할 전망이다. 2000년말 73.5%이던 가구당 전력보급률은 2007

년 94.84%로 상승하였으며, 2015년까지는 100%가 달성될 것으로 예

상된다.

향후 베트남정부는 급증하는 전력수요(과거 10년간 연평균 15.71%

증가)에 대처하기 위해 2020년까지 약 28,000㎿ 규모의 화력 및 수력발

전소를 확충하기 위한 ‘장기전원개발계획’을 수립 시행 중이며, 2015∼

20년에는 베트남 최초로 약 2,000㎿ 규모의 원자력 발전소를 도입, 상

업운전을 통한 안정적인 전력공급을 계획 중이다. 특히, 베트남 정부가

‘장기전원개발계획’의 적극적 추진을 위하여 법령 제정 등 여러 가지


인센티브를 부여하는 제도적 장치를 마련하고 있다는 점에서, 베트남

전력사업부문에의 민간부문 참여 및 외국인 투자가 크게 확대될 것으로

전망된다.

베트남 정부는 상시적인 전력부족 현상에 대처하기 위해 6차 전력개

발계획(6th Master Plan)을 마련하였다. 베트남은 2006~2015년간 총설

비용량 58,000㎿ 규모의 98개 발전소 설립을 계획 중이며, 2011

년~2025년간 추진 계획인 7차 마스터플랜도 준비 중이다. 베트남 정부

는 전체 발전량의 8~9%를 차지하는 민간부문의 비율을 향후 10년간

20%로 확대하기 위하여 외국인 투자 및 민간발전사업자(IPP) 참여와

BOT 및 합작투자 프로젝트 방식을 허용할 예정이다.

화력발전 생산량이 우위를 점하고 있는 베트남은 급수, 수방, 가뭄예

방 등 종합적인 수자원 활용과 연계하여 수력발전소의 건설을 추진 중

이다. 베트남 정부는 현재 중부지방 꼰뚬(Kon Tum)성에 총 82개 수력

발전소 건설 계획(총 700㎿)을 갖고 있으며, 현재 10개 프로젝트는 시

공중(총 125㎿)이고, 2015년까지 총 80개 수력발전소 건설을 추진(총

500㎿) 할 예정이다.

응에안(Nghe An)성은 최근 5개월간 수력발전소 2건, Xong Con 수

력발전소(24.6백만불), Suoi Chang발전소(4.3백만불)을 승인하였고, 같

은 기간 25개 기타 프로젝트 승인(1.2억불)하였으며, 현재 총 49㎿ 규

모의 12개 중소형 수력발전소(1.2억불)를 계획하고 있으며, 향후 2020

년까지 가능한 모든 곳에 수력발전소를 개발할 예정이다. 그리고, 화력

발전소는 연료 믹스를 통한 전력자원개발의 다양화에 중점을 두고 있다.

석탄발전소는 향후 기저부하를 담당할 수 있는 용량으로 확대하고, 가

스발전소는 가스공급 역량에 따라 확대 또는 현상유지를 목표로 한다.

184

(단위 : ㎿)

프로젝트생산

용량투자자

Hai Phong I#2 thermal power plant 300Hai Phong Thermal Power JSC

Dong Nai 3#1&2 hydro power plant 180 EVN

Qunag Ninh I#1,2 thermal power plant 600Quang Ninh Thermal Power JSC

Hai Phong II#1 thermal power plant 300Hai Phong Thermal Power JSC

Mao Khe#1 thermal power plant 220 VINACOMIN/IPPSmall Individual hydro power plants 370 IPPs출처 : EVN(베트남 전력청)

<표 Ⅴ-21> 2009년 주요 발전소 건설 프로젝트

전력분야를 관장하는 관련부서로는 산업부 (MOI ; Ministry of

Industry), 계획투자부(MPI ; Ministry of Planning & Investment), 원자

력위원회(VAEC ; Vietnam Atomic Energy Commission), 베트남전력

공사(EVN ; Electricity of Vietnam)가 있다. 각 기관의 역할로서, 산업

부는 전력분야의 정책기획, 제도수립, 사업검토 및 승인 등을 담당하며,

계획투자부는 국가 사회경제개발 전략에 관련된 종합적인 정책, 국내외

투자에 관련된 경제정책, 차관도입 관리 등을 담당한다. 원자력위원회

는 과학기술환경부 산하로 원전도입 타당성 연구 및 원전개발을 종합

적으로 수행하고 있으며, 산하에 원자력기초종합연구소(INTS)를 별도

로 운영하고 있다. 베트남전력공사는 발전, 송변전, 배전 등 전력사업을

총괄 관리하는 국영기업으로, 산하에 독립채산제 형태의 에너지연구소

(IOE), 배전 및 판매 담당 전력회사(PC), 송변전 설비운영 전담 송전회

사 (PTC), 전력프로젝트 엔지니어링 및 컨설팅회사(PECC) 등을 운영

하고 있다.


베트남 정부의 전력분야 발전전략과 발전방향을 베트남 수상 지침에

정하면서 다음과 같은 5가지 정책을 펴고 있다. 첫째, 농촌, 고산지대,

섬 등 오지에의 전력공급을 촉진하고 수력, 가스, 석유, 석탄 등 자원의

효율적 사용을 위하여 선진 과학기술을 활용하는 한편, 환경오염 감소

에 역점을 두는 것이다. 둘째, 전원개발의 다양화와 안정적 전력공급을

위하여 2015년 이후 원자력발전소 건설에 대비하는 것이다. 셋째, 국내

전력시장에 점진적으로 경쟁요소를 도입함으로써, 전력분야의 경영·투

자방식을 다양화하고 다양한 경제요소들의 시장 참여를 촉진하는 것이

다. 넷째, 대용량 화력발전소(100㎿이상), 원자력발전소 건설 및 송변전

등 전력계통망 운영은 정부가 독점 유지하는 것이다. 마지막 다섯째,

전국을 연결하는 전력계통망을 건설하는 한편 중국, 라오스, 캄보디아

등 인접국에서의 전력 수입을 적극 추진하는 것이다. 이를 통하여 국제

경제의 다양화, 국내 경제 및 사회발전 욕구에 부응하고, 국방 및 안전

보장 등에 필요한 전력 수요 대처를 기본방향으로 설정하고 전력분야

의 발전을 꾀하고자 하는 데 있다.

2) 석유 가스

베트남 정부는 1986년 경제개방정책이 시행된 이후, 「석유법」

(1987년), 「외국인 투자법」 및 개정 「석유법」(2000년) 등을 통해

석유대륙붕 개발을 활성화시켰으며, 「광물자원 법령」(2005년)의 개정

을 통해 광물자원에 대한 투자절차, 규정에 대한 제도적 장치를 마련해

오면서 석유산업의 기반을 구축하였다. 석유분야의 경우 1975년, 모빌

(당시)사가 Cuu Long에서 Bach Ho유전 발견이 효시가 되어 1990년초

석유개발붐을 계기로 각국 기업이 개발사업에 착수하였다. 그 결과 BP

186

사가 Lan Do/ Lan Tay(1993년), 미쓰비시석유가 Rang Dong(1994년),

한국석유공사가 Rong Doi(1995년)에서 석유개발에 성공하였다. 이후

남베트남 정부 몰락 후 모빌의 개발권한은 Vietsovpetro가 계승하였고,

2002년 26만b/d를 정점으로 베트남에서의 생산량은 감소추세에 있다.

하지만 기존생산지역인 Cuu Long, Nam Con Son 지역에서 잇달아 경

제성 있는 유전이 발견되면서 개발대상 프로젝트가 발주 준비 중이며,

향후 진출확대한 지역으로 북부 통킹만, 중부 심해지역 등을 들 수 있다.

광구 장소 운영권자확인

매장량

생산개시

(예정)

(15-1광구)Su Tu Trang

Cuu LongCuu Long JOC* (PV, ConocoPhilips, KNOC, SK)

7.2억bbl 2011년

(52/97, B광구)Kim Long 외

Malay쉐브론

(유노칼 자산 매수)4.2Tcf* 2010년

*Tcf=trillion cubic feet, JOC=Joint Operating Company출처 : 김도훈(2008)

<표 Ⅴ-22> 석유개발 프로젝트

향후 석유생산 전망을 살펴보면 2000년에 발견된 Su Tu Den유전이

2003년부터 본격 생산에 들어갔으며, 기타 개발중인 유전들도 2011년

부터 순차적으로 생산 예정이다. 다만, Bach Ho유전 생산량이 감소추

세를 보이고 있어 신규 유전발견 및 개발이 시급하다.


(단위 : 천b/d)

출처 : 김도훈(2008)

[그림 Ⅴ-7] 원유 생산 전망

가스분야의 경우 생산수준이 아직 초기 단계에 머무르고 있다. 1993

년 BP가 발견한 Lan Do/ Lan Tay가스전이 2002년부터 생산에 들어갔

으며, 유노칼(당시)이 1997∼2004년에 걸쳐 발견한 남서부해안 52/97,

B광구 개발계획 등이 추진 중에 있다.

3) 석유화학

PetroVietnam(Vietnam National Oil and Gas Group)은 2009년 9월

까지 제3정유공장을 착공하기 위하여 외국업체와 JV를 추진할 계획이

라고 밝히고 있으며, 현재 투자 희망업체는 공개되지 않고 있는 가운

데, Petronas(말레이시아), IPIC(UAE), GS Group(한국) 등이 동 프로젝

트에 관심을 표명한 것으로 알려지고 있다. 동 프로젝트는 지난 2006

년 9월 총리가 승인하였으며, 석유자원이 풍부한 남부 Ba Ria-Vung

188

Tau 성이 부지로 선정되었으며, 정부는 JV, 100% 외국인 투자, 자체사

업발주 등 총 3개의 투자방식을 허가하기로 하였다.

베트남은 현재 총 2개의 정유공장을 보유하고 있으며, 중부 Quang

Ngai 성의 Dung Quat 정유공장에서 액화천연가스, 항공용 ZA1 가스,

무연 가솔린을 생산하고 있으며, 북부 Thanh Hoa 성의 Nghi Son에 위

치한 제2정유공장을 현재 시공 중으로 투자평가와 부지정리 작업을 완

료한 상태이다.

프로젝트 규모 위치

Crude oil vessels 100만 DWT -Ethylene and poly ethylene plant 450천톤/연간 Ba Ria-Vung TauPoly terephthalat acrylic plant 320천톤/연간 Thanh HoaLinear alkyl benzene(LAB) plant 30천톤/연간 Dung Quat-Quang NgaiSynthesis fiber(PET) plant 300천톤/연간 남부지역

Olefin and plastics(PE, PP,EDC/VCN) plant

600천톤/연간 남중부지역

Polystyrene plant 100천톤/연간 Dung Quat-Quang Ngai 출처 : PetroVietnam

<표 Ⅴ-23> 분야별 설비규모 및 발전량 베트남 석유화학 프로젝트


베트남은 바이오매스를 기반으로 신재생에너지원을 과거 20년동안

사용해 왔으나, 기술보급은 아직 미미한 수준이어서 소규모 수력발전과

바이오매스정도만 상업화가 가능하고 태양열 풍력 바이오가스 부문은

아직 연구개발중이다. 2007년 총 발전량 11.458㎿에서 신재생에너지원

은 287.48㎿로 약 2.5%에 달하고 있다.


에너지원 발전량(단위: ㎿) 비중(%)풍력 1.23 0.01소수력 135 1.2태양열 1.25 0.01바이오매스 150 1.3신재생합 287.48 2.5총발전량 11458.48 100출처 : KOTRA, 2009(베트남 진출확대 전략)

<표 Ⅴ-24> 베트남 재생에너지의 발전량 및 비중

에너지원별로 살펴보면 소수력은, 2007년말부터 총 300㎿ 규모의

700여개 규모의 소규모 발전이 가동되고 총 전력생산량의 1.5%를 담

당하고 있다. 대개의 소수력 발전 프로젝트는 북부 산악지역과 남부 중

심 해안지역에서 실행되고 있다. 하지만 2015년까지 베트남 정부의 지

원 및 투자가 집중될 것으로 전망되는 분야로서 0.1∼30㎿의 발전량으

로 1000여개의 부지 개발을 고려중이다.

바이오매스는, 총생산의 78%를 가정용 취사용을 위한 열에너지 생산

에 쓰고 있고, 나머지는 소규모 산업 및 수공업 분야에서 사용하고 있

다. 바이오매스는 총소비량 중 목재가 64.6%로 가장 큰 비중을 차지하

고 짚, 쌀겨 같은 농산 폐기물이 그 다음으로 나타나고 있다. 사탕수수

찌꺼기로 열과 에너지를 생산하는 복합열병합설비에서 약 150KW 정

도를 생산하고 있다. 열 발생률은 15%로 낮지만, 에너지 효율수준이

높다는 특징을 가지고 있다. 바이오가스 부문은 소규모로 2008년말 기

준 약 12만개가 베트남 전역에 있으며, 여기서 생산한 가스는 주로 가

정에서 조명용이나 취사용으로 사용되고 있다. 매립지에서 발생하는 가

스로도 전기를 생산해 내고 있는데, 2006년 호치민시에 준공된 첫 번

째 쓰레기 매립장에서 약 2.4KW 규모의 전기를 생산해 내고 있다.

190

베트남의 넓은 해변과 국토의 70%를 차지하는 산악지형은 풍력발전

에 적합한 지형적 여건을 갖추고 있어서 그 잠재력은 풍부하나, 연간

총생산량이 1.2㎿정도에 그치고 있다. 설치비용이 높고 관리유지비용이

높아 경제성이 떨어지긴 하지만, 향후 베트남의 전력난이 예상됨에 따

라 단기간 내 설치와 전력생산이 가능한 풍력발전에 대한 투자 계획이

검토되고 있으며, 특히 전력보급망 구축이 힘든 오지나 섬 지역 주민을

위한 전력공급원으로서 큰 도움이 될 것으로 평가되고 있다.

태양에너지는 주로 태양광 전지와 태양열 온수 설비가 대표적인 설

비로서 태양광 전지는 산악지역의 오지에 전기를 공급하는 용도로 사

용되어 왔다. 2007년말 기준 태양광시스템의 총생산량은 1.25㎿ 이며

태양열 온수는 실린터 파이프에서 물이 자가순환을 해 태양열을 흡수

하는 원리로 작동하는 것으로, 제조가 쉽고 가격이 저렴하다는 이점을

가지고 있어 베트남 교외 지역에 많이 설치되었다.

신재생에너지 활성화를 위한 정부 정책으로는 신재생에너지 산업을

육성하기 위해 단기적으로는 경쟁력이 있고 합리적 가격의 신재생에너

지 기술개발에 집중하고 장기적으로는 정부차원의 인센티브 제도를 통

해 기업의 신재생진출을 용이하도록 장려할 계획이다. 특히 농촌지역의

신재생에너지를 최소비용으로 지원하여, 이 지역에 대한 국내외 NGO

등의 신재생에너지 활성화를 적극 유도할 계획이다. 하지만 다양한 신

재생에너지원과 그 잠재력에 비해 시행 중인 정책이 부족한 실정이며,

계획으로만 치중되고 있는 실정이다. 하지만 무엇보다 베트남 신재생에

너지 계획상의 큰 문제점은 초기 투자비용과 생산비용으로 경제적 효

율성이 떨어져 베트남의 주력에너지원으로서의 가치가 많이 떨어지고

있으며, 이를 어떻게 높힐 것인가가 관건이 될 것으로 전망한다.


베트남의 CDM시장을 살펴보면 베트남 정부는 기후변화에 대한 3단

계 (1단계 : 2008~2010년, 2단계 : 2010~2015년, 3단계 : 2015년 이후)

국가 대응프로그램을 추진하고 있으며, 2009년~2015년의 7년간 기후변

화 대응 사업에 총 1억 3,500만불을 투자할 예정이다(재원은 ODA

50%, 정부예산 40%, 민간자본 10%로 구성).

베트남에는 10여개의 CDM 프로젝트 개발기업이 있는 것으로 추정

된다. 베트남에서 추진 중인 CDM 프로젝트 중 UNFCCC에 등록된 프

로젝트는 현재까지 3건에 불과하며, 일본과 영국 컨소시움, 일본, 베트

남 단독 추진이 각 1건이다. 투자분야는 원유탐사지역 가스 회수, 매립

지 가스, 수력발전 각 1건이다. 한국기업의 진출사례로는 한국기업

KMDK가 REE(Refrigeration Electrical Engineering Corp)사와 공동으로 최근

베트남 Dong Thanh 쓰레기 매립지에서 폐기물 가스를 활용한 발전소를 건설

하여 2만 세대에 전력을 공급하는 프로젝트 착공식을 개최하였다.

베트남 환경부는 2005년 JBIC(일본국제협력은행)와 CDM 협력협정

을 체결하였는데, 주요 의제는 베트남 내 CDM 프로젝트 활성화를 통

한 GHG 배출감소이며, 이를 위한 양국간 협력 강화를 골자로 한다. 베

트남은 JBIC에게 추진 가능한 사업에 대한 정보를 제공하고, JBIC는

해당 사업을 탄소배출권의 구매자이자 투자자이며, 공급자인 일본탄소

금융회사에 정보를 제공하기로 하였다.

KOTRA(2009.4)의 보고에 따르면 향후 베트남은 국제 ODA의 최대

수혜국이 되고 CDM 프로젝트에 각국 정부 및 기업의 참여 경쟁이 치

열해 질 것이며, 베트남 국내에서 승인된 건수가 180여건에 달해

UNFCC에 등록되는 프로젝트 수도 급증할 것으로 예상되고 있다. 하

지만 정부의 인식과 지원은 활발한 편인데 반해, 전문가 및 인프라 시

설의 부족, 부패와 관료주의 법체계 미비 등이 CDM 활성화의 걸림돌

로 작용하고 있다.

192

분 야 건수

1 Hydro power 972 Power generate from living organism 283 Power generate from CH4 garbage dumping ground 284 Burning CH4 from garbage dumping 85 Using Biological gas 46 Wind Power 47 Reducing HFCs emission 28 Geothermy 2

출처 : KOTRA, 20009.4

<표 Ⅴ-25> 베트남 DNA에서 승인한 CDM 프로젝트 현황(‘09.2월)


베트남에서 설비사업을 시행하려면 대표사무소를 설립해야 하며, 각

프로젝트마다 건축허가가 필요하다. 따라서 외국업체는 베트남 현지에

서 지사형태로 영업활동을 하는 것이 불가하다. 또한 베트남 투자프로

젝트 유형에 따른 건설 및 공공입찰제도 규정에 따르면, 현지건설회사

를 위해 외국건설회사와 동등한 입찰자격 부여, 현지업체 낙찰시 지원,

외국건설회사의 현지합작 유도 등의 현지업체 우대 조건이 있다.

프로젝트에 대해서는 인프라건설 등과 같이 특별한 경우 정부보증을

받을 수 있으나, 실제 보증제공에는 인색하므로 BOT 등 투자사업의

투자회수보장이 미약한 상태이다. 설비산업 현황을 살펴보면 공업부,

건설부 및 교통부 산하 국영건설업체는 최신장비 및 기계를 보유하여

대규모 관개사업, 수력발전소 및 산업단지를 건설할 능력을 보유하고

있다. 그러나, 지방 공영 및 민간 건설업체는 국영 건설업체에서 폐기

한 장비, 기계 및 낙후된 방법을 사용함으로써 단순 기술만을 요구하는


소규모 공사에만 참여하고 있는 실정이다. 전력, 송배전 분야에 있어서

공공발주는 Electricity of Vietnam(EVN)에서 주로 담당하고 있으며,

민간발주의 경우 외국투자회사를 중심으로 이루어지나 대부분 지명하

청의 형태로 이루어지고 있다.

베트남은 1986년 도이모이(베트남식 개방정책) 채택 이후 외국인 투

자유치에 적극적이다. 특히 2006년 7월에 내외국인으로 나누어져 있던

「투자법」이 통합되어 공표되었고, 이 「투자법」은 내외국 기업차별

철폐(이중가격), 투자장벽 완화, 규제축소, 분쟁해결, 우대책 등을 반영

하고 있다. 또한 이는 베트남 시장에 대한 외국기업의 용이한 접근, 모

든 경제부문간 평등한 경쟁을 통한 투자 유치라는 목적을 갖고 있다.

「통합투자법(신)」의 주요내용은 다음과 같다. 첫째, 투자신고시 투자

금액별로 등록처를 명기하고 3,000억VND(1,900만불)이하, 조건부투자

대상이 아닐 경우에는 15일 이내 투자허가를 취득하게 된다. 둘째, 투

자승인은 3,000억VND(1,900만불)이상이거나 조건부투자대상일 경우에

는 투자심사를 받도록 되어 있으며, 투자 신청 후 최소 30일, 최대 45

일 안에 투자허가의 취득이 가능하다. 셋째, 기존에 있던 현지자본비율

30%, 법정자본 30% 등의 규제를 폐지하고 원칙적으로 자유화한다. 넷

째, 투자허용분야도 원칙적으로 자유이며(단, 금지분야는 제외), 국제협

정에 준하여 투자분야를 개방한다는 내용을 기재하였다. 다섯째, 투자

장려분야의 투자시 토지가 무상제공되거나 또는 토지사용료가 감면되

고, 그 사용기간은 50년으로 제한된다(최대 70년까지 허가). 여섯째, 청

산시에도 기존에는 정부에 의해 종료되었으나 개정법에서는 투자자 스

스로 종료시킬 수 있다고 규정하고 있다.

에너지설비 사업에 투자 장려책의 구체적인 내용으로는 투자보장, 재

194

산이전 보장, 과실송금 보장, 외국기업 근로자의 권리보장, 2년간 소득

세 면제 및 2년간 50% 감면(일반투자장려분야 4년, 특별투자장려분야

8년), 합작기업의 5년간 손실이월, 재투자시 이익세 환급, BOT, BTO,

BT 및 산간오지사업 임차료감면, 투자장려품목 수출입세 감면, EPZ,

IZ에 대한 우대세율 적용 등을 마련해놓고 있다.


현지에서 금융조달이 필요할 경우 1999년 8월 이후 단기외국금융은

외국인 대출조건을 충족하는 경우 더 이상의 승인이나 등록이 필요없

으며, 외국인 투자 기업이 운용자본을 보충하기 위한 목적으로 단기외

국 대출을 받는 경우는 동 대출이 총자본의 증가로 간주되지 않는다.

베트남에서 외국은행이 행하는 대부분의 대출은 공산품과 농산물을 위

한 단기무역금융인 경우가 많다. 반면에 달러화 표시 중장기 금융은 중

앙은행이 고시한 대출요건을 충족시킨다 하더라도 대출 이전에 중앙은

행에 등록을 요하며, 그 밖의 다른 통화로 중장기 대출을 할 경우에도

집행 전 중앙은행의 승인이 필요하다.

2) 공사 수행 환경

생활용수는 지표수를 비롯하여 총연장 41,000km의 하천 급수원을

갖추고 있어 상수공급여건은 양호하다. 그러나 아직 공급율이 낮아 전

체 도시인구의 절반정도만 상수도 공급을 받고 있으며, 나머지는 하천

수, 빗물, 지하수 등을 이용하는 실정이다. 또한 급수관이 노후하여 누

수율이 50%를 넘는다. 공업용수는 전체 25억톤 정도 공급가능하며 주

요 공단과 수출가공구내 용수사정이 아직 미흡한 상태이나, 1997년 착

공된 송배성 급수장이 완공되면 호치민시와 인근 Than Tuan EPZ,


Linh Trung EPZ, Bien Hoa IZ의 상수여건은 다소 개선될 전망이다.

자재의 경우 시멘트, 철강, 알루미늄 등의 주요 자재는 생산이 가능하

나, 최근 수요급증으로 가격이 급속히 상승하고 있다.

라. 수주 현황

2009년 09월 SK에너지는 베트남 BSR(Binh Son Refining &

Petrochemical Co. Ltd.)사에 공장운영 및 유지보수(Operation &

Maintenance) 서비스 계약을 체결하였다. BSR사는 베트남 국영석유회

사인 페트로베트남(PVN)이 약 25억 달러를 투자한 베트남 최초의 정

유공장인 Dung Quat Oil Refinery(중꽛 정유공장)의 운영을 담당하고

있는 회사로서 페트로베트남이 100% 출자한 자회사이다. 베트남 최초

의 정유공장인 중꽛 정유공장은 15만 배럴/일의 정유시설(CDU)과 7만

배럴/일의 중질유 분해시설(FCC) 등 14개 공정으로 구성되어 있으며,

올해 2월 공장 건설을 완료하고 10월부터 정상운전을 목표로 현재 시

운전 중에 있다. 그 밖에는 석유화학 프로젝트인 딘브 폴리에스테르 프

로젝트를 현대 ENG가 1억9천달러에 수주를 성공하였다.



삼성

ENG이산화탄소 회수

프로젝트

vietnam 화학주식회사

27,1652009/1/09-2011/1/8

현대

ENG딘브 폴르에스테르

프로젝트

petrovietnam석유화학 및 섬유

자회사

187,2502009/07/01-2011/06/30

포스코

건설냉연공장 기전공사

포스코

베트남40,914

2008/04/18-2009/09/30

출처 : 해외건설협회 통계를 통해 저자가 도출

<표 Ⅴ-26> 최근 2년간 우리 기업의 베트남 공사 수주 현황

196

마. 진출 전략

베트남은 투자진출시 풍부한 천연자원 및 인적자원 활용가능, 인프라

스트럭쳐 등 건설수요 풍부, 외교관계 개선에 따른 정치위험 감소, 높

은 경제성장율 지속, 인구규모, 국민소득증가에 따른 높은 시장성 등의

장점을 가지고 있다.

하지만 베트남 현지에 진출할 경우 많은 애로사항이 뒤따르는데 그

경우는 크게 세 가지로 나누어 볼 수 있다. 첫째, 재원부족에 따른 문

제점을 들 수 있다. 재정부족으로 대부분을 외자에 의존, 국제차관공사

를 제외하면 투자동반 없이는 진출이 곤란하다. 둘째, 베트남은 외국인

진출과 관련한 각종 법 제도가 아직 미비한 상태이며, 이 또한 자주 개

정되고 있다. 게다가 법령(특히 세금분야)을 소급 적용하기 때문에 계

약상의 분쟁발생소지가 많으며, 특히 장기 BOT의 경우 이러한 관행에

서 리스크대비책이 각별히 요구된다. 셋째, 당조직과 행정조직의 이원

적 구조에서 오는 문제점이 있다. 당조직과 행정조직이 이원적으로 운

영되고 있으며, 실제로 보수적인 당조직의 입김이 행정에 강하게 작용

하고 있어 상부 행정부서의 지침사항들이 지방 인민위원회의 반대에

부딪혀 제대로 시행되지 못하는 경우가 많다. 이러한 이중적 구조는 공

무원들의 부정부패와 맞물려 진출회사들의 커미션부담을 가중시키며,

행정 처리의 무일관성과 각종 인허가취득의 지연 원인으로 작용한다.

다음으로 공사수행과 관련한 애로사항으로는 첫째, 인프라시설의 낙

후를 들 수 있다. 공사수행에 필요한 각종 인프라시설이 낙후되어 비효

율을 초래하고 있다. 둘째, 현지파트너와의 계약에 리스크가 존재할 수

있는데, 특히 베트남에서의 합작사업인 경우 현지파트너에 대한 정확한

정보와 계약내용에 대한 세밀한 검토가 요구된다. 즉, 합작계약을 체결


한 후 파트너의 일방적인 계약파기, 파트너실체의 변경 등 각종 위험에

대한 안전장치가 필요하다. 셋째, 자국업체에 대한 우대조치가 있다. 베

트남은 오래 전부터 자국기업 보호를 위해 외국업체로 하여금 국제입

찰시 국내업체를 포함하도록 권유해오고 있었는 바, 최근에는 해외 자

금원과 Loan Agreement 체결시 원천적으로 자금공여국과 자국기업의

보호와 지원을 위해 제3국의 입찰참가를 제한하는 형태의 합의서 형식

을 취하는 경우가 늘고 있다. 넷째, 베트남에서는 자금공여국가의 건설

업체에 유리한 조건이 제시됨으로 인한 우리 기업의 불이익이 문제이

다. 우리업체가 관심을 갖는 주요 에너지 인프라 프로젝트는 일본자금

인 JBIC 자금이 주로 지원되고 있는데, JBIC는 우리 업체에게 불리한

조건을 해당공사 차관제공 조건에 부여하여 베트남 당국이 이행토록

강제함으로써 우리 업체의 수주참여가 제한받고 있는 상황이다. 다섯

째, 복잡한 행정절차로 인해 소요되는 시간이 많다. 석유화학 프로젝트

의 자체 준비 및 입찰조건 승인 등으로 많은 시간이 소비되어 전체 프

로젝트 추진일정이 지연되는 경우가 많고, 이를 만회하기 위하여 상당

히 짧은 입찰준비 및 공사기간을 제시하여 이를 따르도록 하고 있다.

석유화학의 경우, 경험있는 인력을 보유하고 있지 않아 입찰시 입찰자

에게 필요한 사항을 적절히 통보해 주지 않는 경우도 발생할 수도 있다.

따라서 베트남 진출은 적절한 전략을 가지고 접근할 필요가 있다. 우

선 설비산업 내에서 진출확대분야의 발굴이 필요하다. 현지여건의 정밀

조사와 더불어 기업자체의 진출여건과 방향이 조화를 이룰 수 있는 진

출확대분야를 발굴하고, 단계별 진출전략을 수립하는 자세가 요구된다.

에너지설비 사업은 에너지 수요 증가에 따른 시설확충 필요성으로 인

해 베트남 정부의 우선 순위 정책 중의 하나이며, 국제적 사회 지원도

198

활발해 이 부문에 대한 진출은 활발히 추진해야 할 필요가 있다. 진출

확대한 분야로서는 우리기업이 기술경쟁력을 가진 발전소 건설 및 에

너지 효율화, 절전분야 프로젝트를 특화하여 진출하면 유리하다. 기타

재생에너지, 광산 및 폐수처리장으로부터 메탄가스(CH4) 및 석유 생산

시 수반가스 회수, 활용이 주를 이룬다. 또한, 최근 현지 풍력발전기기

공장, 바이오에탄올 농장 프로젝트 등 한국기업의 현지진출 확대가 되

는 분야에 CDM 프로젝트를 연계하여 추진하는 것도 진출확대할 것으

로 판단된다.

또한, 제3국 및 현지제휴를 고려해볼 필요가 있다. 이는 진출위험을

분산시키고 보다 안정적인 투자회수를 위해 필요하다. 제 3국의 경우

이 지역에서 주도권을 행사하고 있는 화교권을 비롯하여, 유럽 각국을

포함한 선진권, 그리고 향후 주요 협력파트너가 될 아세안과의 제휴를

들 수 있을 것이다. 이 밖에도 정부의 경제외교 강화차원에서 현지공관

은 현지 유력제휴선을 발굴하여 이들과 우리기업의 유대강화를 지원하

는 한편, 시장경제 도입초기에 발생하는 현지의 제도, 행정, 관행상 애

로사항의 사전예방 또는 최소화를 위한 외교적 지원, 현지 재원부족과

국가위험도를 동시에 감안한 다양한 금융동원능력의 향상이 필요하다.

또한 기진출 업체와 후발업체간 진출정보 공유는 특히 중요하므로 이

를 위해 지사, 공사관계자 등 현지 종사자들간의 협의회운영 등 정보교

류시스템 개발을 검토해야 할 것이며, 우리 기업이 진출하려고 하는 주

요 사업의 발주처 및 시공사 담당자들과의 긴밀한 유대관계 형성을 통

해 정보습득, 네트워크 형성도 함께 필요하다.

Ⅵ. 권역별 진출확대 분야 및 진출전략 199

Ⅵ. 권역별 진출확대 분야 및 진출전략

지금까지 권역별 주요국들의 에너지원별 시장여건과 설비 시장의 제

도적 특성등을 살펴보았다. 이 장에서는 이를 토대로 권역별 진출확대

분야 및 진출 전략을 살펴본다.

1. 권역별 진출확대 분야

동아시아권과 중동권의 진출확대분야의 특징으로는 첫째, 자원수출

을 통한 지속적인 산업화의 추진과 꾸준한 경제성장으로 전력수요가

급증하고 있어 신규 설비가 필요하고 기존 노후설비를 교체하거나, 개

보수가 필요하다는 점이다. 하지만 중동권은 물부족으로 인해 담수화

를 위한 발전설비가 필요한 반면, 동아시아권은 낮은 전력보급률 확대

와 지속적인 전력수요에 대응하기 위한 신규발전 설비가 필요하다는

점이 차이가 있다. 또한, 발전도 중동권의 경우 담수화 발전을 위한 가

스발전 위주의 공사가 많은데 반해, 동아시아권의 경우 자연적 여건에

따른 풍부한 수량과 지형적 여건으로 인한 수력발전 확충이 많다는 점

이 차이가 있다.

둘째, 이처럼 전력수요가 급증하다 보니 기존의 발전설비 확충과 자

원의 부족을 예상하여 원자력 발전의 도입을 추진하기 시작하였다. 중

동권에서는 UAE, 그리고 동아시아권에서는 태국, 베트남, 그리고 장기

적으로 인도네시아가 그 대상국들이다. 또한 본 연구 대상국에서 유일

200

하게 원전을 가지고 있는 인도조차도 원전 확충 계획을 가지고 있어,

이는 해외 원전 수출을 꾀하고 있는 우리나라에게는 원전 진출의 호기다.

셋째, 신재생 에너지사업의 경우 동남아 권은 전반적으로 농작물이

잘 자라는 등의 자연적 및 지형적 여건이 양호하고, 정부의 신재생 에

너지개발에 대한 인식 변화로 적극적인 지원책을 펴고 있어 진출여건

이 우수한 편이다. 이 지역들은 대부분 농촌지역과 오지지역에는 전력

부족이 심각하고 소규모 발전 수요가 많기 때문에 신재생에너지와 연

계한 발전사업의 진출 확대가 필요하다. 인도네시아의 경우 대규모 팜

농장과 생산량으로 이들의 부산물을 이용한 바이오매스, 베트남의 경

우 풍력발전, 바이오에탄올 농장 프로젝트 추진, 태국의 경우 농업국가

로서 농축산물 폐기물 등을 이용한 바이오가스 연료 등 바이오 에너지

활용, 미얀마는 자트로파, 목재가공 산업이 발달하여서 목재 부산물을

우드펠릿으로 전환하는 경우 대체연료 개발 및 환경 개선에 기여할 수

있을 것으로 예상된다. 반면, 중동권 특히 GCC 국가들은 대규모 신재

생시설단지 건설 프로젝트 일환으로 녹색도시 프로젝트를 추진하고 있

다. 그래서 기존의 신재생에너지설비 공사 뿐 아니라, 에너지 효율, 스

마트 그리드 등 우리가 추진중인 녹색성장 산업과 연계한 진출이 확대

될 것으로 예상된다.

석유 가스 분야는 두 지역 공히 정유시설 확충과 노후화 설비 개선

사업이 진출확대할 것으로 예상한다. 비록 전반기에 글로벌 위기로 인

한 유가 하락세가 이러한 프로젝트 추진의 제약요인으로 작용하고 있

지만, 향후 유가 상승이 예상되고, 여전히 석유 가스가 이러한 지역들

의 주요 수익원으로 작용하고 있어 이 부문에 대한 투자는 대내외적

여건에 상관없이 지속적으로 수행되어질 것으로 전망된다.


다음의 <표 Ⅵ-1> 은 권역별 진출 여건과 진출확대분야를 간단히 요약

해 본 것이며, 표 <Ⅵ-2, 3> 은 권역내 주요국들의 진출여건의 기회와 위

협요인 등을 분석한 것이다.

구분 중동권 동아시아권

여건

• 향후 10년동안 100GW 추가 전력설비 필요

• 사우디 UAE, 카타르 등의

석유정제 시설 확충계획

(‘12-’15) • 새로운 에너지원의 모색

및 수출 다변화 추진이

필요

• 신재생에너지의 종합체인

녹색도시 건설 추진

• 전력공급 및 보급율이 낮

아 전력설비 확충이 최우

선 정책목표이며 외국인

투자도 적극 장려

• 2012년까지 인도 및 베트

남 신규 정제시설 확충

프로젝트 추진

• 신재생에 대한 정부인식

제고 및 제도적 기반 마련

• CDM사업을 위한 천혜의

자연조건과 적극적인 정

부지원

진

출

확

대

분

야

전력

• 담수화민자발전(IWPP) • 가스발전 위주의 신규발

전소 건설

• 원전(UAE) • 노후 발전 개보수

(쿠웨이트)

• 노후 발전 및 송배전

개선 및 교체 -전력설비

•신규발전 건설

- 수력(미얀마, 베트남) - 원자력(태국, 인도, 베트남) - 화력 (베트남)

석유

가스

• 정유, 정제 시설 확충

• 노후화된 시설 교체

• LNG 플랜트

• 가스시설처리 및 파이프

라인 (태국) • 석유정제시설 확충(미얀마,

인도, 베트남)

신 재 생

및 녹색

산업

• 태양열 관련 부품소재 수출

• 친환경 설비(LED, 스마트

그리드)

• 바이오플랜트 사업

- 팜오일(인도네시아), - 자트로파(미얀마, 베트남) • 우드펠릿(미얀마) • 바이오에너지(연료, 가스)

<표 Ⅵ-1> 권역별 진출여건 및 진출확대분야

202

항

목사우디 오만 UAE 쿠웨이트 카타르

강

점

·낮은외채비중

·정부투자지출 여력풍부

·플랜트 최대

수출국

·우리나라와

우호적 관계

·한국은 오만

의 LNG 최대 바이어

· 연 방 공 공

지출 확대

· 우리기업

진출 활발

·52억달러 경

기부양책

·정유,석유화

학시설 신규

투자 확대

·LNG 사업을

기반으로 건실

한경제

·자본유입이

안정적

약

점

· 기 술 인 력

부족

·저성장

·석유·가스 부문 의존도가 큼

(GDP 40%)

·많은 외환

차입으로국가 재정 부실

·정치적불안정

·자국업체선호

·복잡한 입찰

제도

·향후 전력부족

심각(년 12%수요성장)·가스개발

투자 중단

기

회

·재입찰 프로

젝트다수

·송전부문

외국인개방

추진

· ‘ 2 3 년까지

발전설비

확장계획

·가스산업육성·낮은 세율

(12% 단일) ·공사계약거래 관행이선진화

·재생에너지

추진을 위한

제도마련

· 석 유 가 스

관련 재입

찰 프로젝

트 다수

· 원전투자

확대($600억) ·법인세면제

(석유제외)

·우수한 공사

환경

·전력설비제조

기술 전무

·신재생도시건

설에 $800억투자조성

· 외국인 투자제한없음·경제성장률

G C C 국가중

가장 높음

위

협

· 선진국들의 시장지배심화 ·동남아등의

후발국 가격

공세 심화

·배전부문 외

국인투자 금

지

·설비공사 수행

환경은 열악

·현지 진출시

스폰서 계약

필요

·유럽계 기업

들의 시장지배력견고

·쿠웨이트 자

국기업 보호정

책

·정부발주 대

형프로젝트

감소추세

·당분간 LNG 프로젝트 동

결

<표 Ⅵ-2> 중동권 주요국들의 진출여건에 관한 SWOT 분석


항

목인도네시아 태국 미얀마 인도 베트남

강

점

·에너지 인프

라투자지속

·지속적 경제

성장

·동남아 역내 2번째경제규모 ·역내 우리기

업 수주 최

대

· 개 발 수 요

풍부

·미개발 자원

풍부: 가스, 보석, 수자원 등

·포괄적경제협

력협정(CEPA) 체결

·신재생 매력도

세계 4위

·정치안정

·풍부한 천연,인적 자원 ·설비수요

풍부

약

점

·합작운영체

제 필요

·전력난

·제도적 미비 ·정책지원

부족(신재생)

· 정치불안

· 법제도미비

·SOC 부족

·금융기관 투

명성 부족

· 유능한 현지

업체 부족

·지역별 편차

가 심함

·부패 관료주

의 심함

기

회

·경기부양책으로인프라개선사업

추진 ·가스산업 투

자지속

·석유가스 프

로젝트 재활

기

·전력개발 사업

추진

·원전추진 ·역내 석유거

래의 중심지

로 육성

· 시 장 선 점

가능

· 중국과 인

도의 진출교

두보

·에너지 수요

성장세 지속

·가압경수로 위

주의 원전건설

계획

· 8차 사회개발

계획수행 ·IPP 사업자

확대 추진

위

협

·BOT나 시공자

금융요구 ·중국및 일본

기업 진출심

화(전력 및

신재생)

·일본 시장

점유가 큼

·자국 기업 보

호 정책

· 에너지수요

부족

·경제빈국

· 중국과인도의 커다란 영향력

·전력 IPP 추

진이 미흡

·현지기업 우

대정책

· 대형 EPC에일본 등 선진

국 기업 진출

심화

·신재생에 대한 정부인식

부족

· 정부보증

미흡

<표 Ⅵ-3> 동아시아권 주요국들의 진출여건에 관한 SWOT 분석

204

다음은 권역별 주요국들의 진출 여건에 따른 진출확대 분야를 국가

별로 표시한 것이다.

[그림 Ⅵ-1] 동아시아권 주요국가들의 진출확대진출 분야

[그림 Ⅵ-2] 중동권 주요국가들의 진출확대진출 분야


2. 진출 전략

전력사업 진출의 경우 주력인 수화력사업과 송배전사업 또는 발전사

업과 녹색사업을 연계 추진할 필요가 있다. 이는 진출국가들이 겪고 있

는 전력설비 부족과 전력보급문제, 그리고 기후변화 대응 등을 동시에

해결해 줄 수 있기 때문이다. 이를 위해서는 우리 기업들이 복합적 전

문성을 키워나갈 필요가 있는데, 발전 및 송배전 기술 노하우가 있는

한전과 시공 노하우가 있는 건설 시공사의 동반진출을 통해 공기업의

기술적 노하우를 활용하여 우리 플랜트 수출기업들의 수주 확대에 힘

써야 할 것이다. 또한 발전 시공업자와 녹색사업 투자회사와의 공동투

자나 콘소시엄형태의 공동 수출전략도 함께 고려해 볼 수 있을 것이다.

또한, 동남아권 진출의 경우에는 개도국 지원 프로그램에 의해 인프라

지원사업과 동반진출도 가능할 것으로 예상된다.

원전사업의 경우는 우리나라의 원전 경험 및 우수한 운영을 강조한

마케팅 활성화를 통해 독자적으로 진출하는 방식과 현지 유력기업들과

의 파트너십을 통한 공동 수주 추진 방식을 고려할 수 있다. 또한, 희

망국 정부의 원전정책 결정권자와 우리나라 정부 간의 협력채널을 통

한 수출 기회 증대, 국내 원전 견학, 기술교육 확대, 우리나라 급성장

모델 전수 등 비경제적 요인들과 연계한 원전 외교 전략 등을 생각할

수 있다.

석유 및 가스 관련 프로젝트는 우수한 정유공장 비축기지 건설 홍보

확대, 발주처와의 관계 개선, 운영기술 전수 및 산유국 기술자 초청연

수를 통한 홍보강화 그리고 장기적으로 LNG 액화 플랜트등 고부가가

치 전문성을 키워나가야 할 것이다.

206

신재생에너지 분야는 정부차원의 협력과 지원사업 구축, 원전사업이

나 정유산업과 연계한 동반형 진출모색, 양국간 녹색성장 동반 협력체

계 구축 등을 통한 녹색 외교가 필요하다. 또한, 유럽계, 일본 기업 진

출이 이미 이루어져 있어 신규 시장진입이 어렵기 때문에 적극적인 기

업홍보, 현지 박람회 및 전시회의 참여를 통해 우리 기업의 인지도를

높여가는 우회 전략이 필요하다.

중동권의 경우에는 대규모 녹색 신도시 건설 위주로 신재생에너지

사업이 이루어지고 있으므로 신도시에 필요한 교육, 의료 서비스와 같

은 비에너지 부분과의 공동 진출 방안도 모색할 필요가 있을 것이다.

동아시아권의 경우, 대규모 프로젝트 참여보다는 농촌시범사업을 중심

으로 진출한 후, 그 진출범위를 늘리거나 바이오연료의 플랜테이션 개

발 추진을 모색하여 CDM사업에 진출할 수 있을 것이다. 다만, CDM

사업은 사업의 개발부터 투자승인까지 위험요인과 불투명한 투자요소

가 많으므로 철저한 사전정보 수집과 검토가 필요하며, 특히 동아시아

권이 새로운 CDM 강국으로 부각되면서 나타나고 있는 사기성 프로젝

트에 관련되지 않도록 사전 조사와 각국별 최근 CDM정책 동향과 가

이드라인을 입수하도록 해야 한다.

Ⅶ. 결론 및 정책적 시사점 207

Ⅶ. 결론 및 정책적 시사점

지금까지 중동 및 동아시아 권역별 에너지 시장 현황과 전망, 에너지

설비 진출 관련 권역내 주요국들의 법, 제도, 등의 진출여건과 이에 따

른 진출 진출확대분야 및 전략 등을 살펴보았다.

2008년도 우리나라의 플랜트 관련 총 수주액은 462억$이며, 이

중 석유가스 및 발전 플랜트 수주는 총 246억$에 달했을 정도로 에

너지설비 산업의 중요성이 크고 462억불 중 전체 57%가 중동권, 동

아시아권에서 수주한 것이다. 2009년도에 글로벌 경기침체에도 불

구하고 에너지설비 산업 수주가 전년도와 비슷한 수준이 되었던 것

도 중동지역의 석유 및 담수발전과 관련된 프로젝트 수주에 성공했

기 때문이므로 에너지설비 산업 해외 진출에서 중동 및 동아시아

지역이 차지하는 비중이 얼마나 큰지 알 수 있다.

향후 이 지역들의 설비 시장 진출 전망을 보면 중동지역의 경우 해

외자금 및 민간자금이 활성화 되어 플랜트 산업에서도 민자중심의 발

주가 활성화 될 것으로 보임에 따라 과거의 EPC 중심의 체제에서 발

주자 중심의 시장으로 전환되리라 예상된다. 따라서 수주확대를 위해서

는 발주자와의 관계 개선이 필요할 것으로 여겨진다. 동아시아 지역의

플랜트 규모 증가는 이전에 언급했던 것처럼 대규모 인프라 사업이 발

주 예정이고, 특히 지속적인 에너지 수요에 따른 전력수급의 불안으로

다수의 전력관련 프로젝트 추진이 예상된다.

208

중동 및 동아시아 지역은 꾸준한 산업화 추진과 지속적인 경제성장

으로 인한 전력수요 발생과 기후변화라는 글로벌 이슈에 대응하기 위

한 정부 인식 변화로 신규발전, 노후시설 개선, 신재생에너지 및 CDM

사업 등에 대한 진출기회가 많다. 하지만 권역별, 그리고 권역내 주요

국들의 고유 특성에 따른 잠재력과 진출확대 분야에는 차이가 있고, 이러

한 지역별 국가별 기회요인과 위협요인을 명확히 파악하는 것이 중요하다.

에너지설비 사업의 진출 확대를 위해서는 무엇보다 핵심기술 확보

를 통해 고부가가치 설비업으로의 진출이 필요하다. 고부가가치 설

비사업은 LNG 플랜트 및 액화사업, 원전, GTL/CTL 사업 그리고

친환경 사업을 들 수 있는데, 관련 기술 확보는 향후 이 지역의 시

장 확보에 보다 더 유리하게 작용할 것이다. 현재 이러한 자주적 기

술 확보를 위한 정책적 로드맵은 짜여 있으나, 실행에서는 자금부족

과 정책일관성 부족으로 지연되고 있어 개선이 요구된다.

해외 에너지설비 사업에 참여하고 있는 우리기업들은 다음과 같은

점을 고려해야 할 것이다. 첫째, 치열한 수주 경쟁으로 인한 수익률 감

소을 보전하기 위해서는 조기 완공을 통한 시공자의 비용절감이 필요

하므로 이에 대한 대책 고민이 필요하다. 둘째, 꼼꼼한 현지 조사로 시

행착오를 통한 비용 부담을 줄여야 할 것이다. 셋째, 유능한 현지인 및

에이전트를 고용해야 한다. 넷째 발주처와 협력 프로그램 추진 및 사전

벤더 등록으로 공사 수주확대에 주력하거나 외국 개발자와 컨소시엄을

구성할 필요가 있다. 중동의 경우 미국이나 유럽의 기술력에 대해 신뢰

하고 있어 시공능력이 우수한 우리나라의 경우에 경쟁력 향상에 도움

이 될 것이다. 현대건설이 세계 10위권 에너지설비업체인 이태리의

ENI와 15억달러 규모의 이란 사우스파 가스처리 공사를 공동참여해

Ⅶ. 결론 및 정책적 시사점 209

34개월이라는 최단기간에 조기 완공해 수익률을 높인 사례가 있음을

벤치마킹할 필요가 있다. 다섯째, 각 국가별 제도 및 관습을 숙지할 필

요가 있는데, 중동의 경우 대부분 복보증을 요구하고 있으며 공개입찰보

다는 면대면 상담을 중요시하므로 동아시아권 국가들이 설비사업에 진

출하기 위해서는 현지 업체와의 제휴가 필수이며, 자국기업 보호정책과

부정부패가 심하고 인허가 승인이 지연되는 사례가 있으므로 여러 사항

을 살펴봐야 할 것이다.

한편, 에너지설비 산업의 해외진출 확대를 위한 정부의 역할로는 첫

째, 국가차원의 현지 인력 및 에이전트 육성 및 관리 체계 수립이 필요

하다. 해외에 진출하고 있는 우리 기업들의 가장 큰 애로점이 우수한

현지 업체나 에이전트를 구하는 것인 만큼 이에 대한 문제를 정부 차

원에서 해결해 줄 필요가 있다.

둘째, 통합형 에너지 플랜트 협의체 구성을 통해 지원사업 및 과다입

찰경쟁 조정과정이 필요하다. 현재는 해외건설협회에서 플랜트 뿐 아니

라 건축, 토목 등의 모든 건설 분야를 다루고 있기 때문에 에너지 플랜

트에 집중할 여건이 갖추어져 있지 못하며, 또한 에너지산업 수출 지원

및 관련 기구도 에너지원별로 되어 있어 에너지 사업 유관기관간의 협

력이 어려운 구조이다. 따라서 이를 개선하기 위해서는 이를 통합하는

에너지 플랜트 수출 협의회 구성이 필요하며, 여기에 정부 및 에너지

수출 유관기관, 국영은행, 수출보험공사 등의 참여가 있어야 할 것이다.

셋째, 현재 인도 및 UAE 등 권역별로 하나씩 있는 에너지 플랜트

수출 지원센터를 보다 더 확대할 필요가 있다.

넷째, 한-GCC FTA를 통해 서비스 시장 및 정부조달 시장 개방으로

현지시장 경쟁력 유지를 위한 기반을 마련할 필요가 있다.

210

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in the Middle East - North Afican Region』, Federal Ministry for

the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety

정 웅 태

現 에너지경제연구원 연구위원

<주요 저서>정웅태,『동북아 역내·외 자원기업들의 M&A 동향과 전략 분석연구』, 에너지경제연구원 , 2008. 김현제▪정웅태,『에너지산업의 업종간 경쟁과 규제영역 조정에 관한

연구』, 에너지경제연구원, 2008.김현제▪정웅태,『에너지산업의 환경변화에 따른 기업결합과 규제』, 에너지경제연구, 8권1호, 2008.

기본연구보고서 2009-19

에너지설비 산업의 해외진출 확대연구 : 중동권·동아시아권

2009년 12월 29일 인쇄

2009년 12월 30일 발행

저 자 정 웅 태

발행인 방 기 열

발행처 에너지경제연구원

- 경기도 의왕시 내손동 665-1

전화: (031)420-2114(代) 팩시밀리: (031)422-4958

등 록 1992년 12월 7일 제7호

인 쇄 상문상사

ⓒ 에너지경제연구원 2009 ISBN 978-89-5504-254-2 93320

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- 제1권 -

한·중경제협력의중장기전략개발


정웅태

에너지설비산업의해외진출확대연구:

동아시아권·

중동권

기본

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