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심해전쟁 – Subsea 개발 기술의 다변화에 따른 패러다임 변화

글로벌 경제위기에도 불구하고 아시아 지역의 석유 수요가 예상보다 견조한 모습을

보이고 있어 2015년까지 세계 석유 수요는 지속적으로 증가할 것으로 판단된다. 이

와 같이 석유 수요는 증가하지만 육상에서는 대규모 유전 발견이 거의 이루어지지

않고 있어, 메이저 석유회사들은 해양 석유 개발에 눈을 돌리고 있다. 또한 시추선

의 임대료가 상승세를 지속하면서, 해양시추회사 및 국내 대형 조선 3사(삼성중공업,

대우조선해양, 현대중공업)의 해양관련 프로젝트 수주가 늘어나고 있는 상황이다.

최근 해양플랜트 관련 수주가 점차 확대되면서 해저에서 자원을 채굴하는 장비를

만드는 Subsea(심해저) 플랜트 분야로 국내 대형 조선업체들이 신성장동력 확보를

위한 투자를 확대하고 있다.

전세계 해양플랜트 시장은 2015년 730억달러로 연평균 15.5% 성장할 것으로 전망

되며, Subsea 시스템 시장 규모는 2015년 330억달러로 연평균 16.4%의 고성장이

예상된다. 현재 Subsea 플랜트 시장은 노르웨이, 독일, 미국 등 4~5개 업체들이 세

계 시장의 80%를 독점할 정도로 기술 진입장벽이 높으며, 고수익 사업 비중을 늘일

수 있는 블루오션이다. 따라서 국내 조선 업체가 Subsea 시장으로 진입에 성공하면

지속적인 이익 창출이 가능하기 때문에 신성장동력으로 삼고 있는 분야이기도 하다.

궁극적으로 Platform-less Subsea 시스템으로 발전할 것

심해 유/가스전 개발이 점차 늘어나면서 액화설비 시설의 부족, 미국 천연가스의 낮

은 가격, 동아프리카 지역을 중심으로 한 대형 가스유전 개발 등으로 LNG 인프라에

대한 수요 증가, 3) 미국과 중국의 자원 인프라시설을 설치하기 위한 투자 확대로

인해 생산설비보다는 Floating(부유식) 생산 시스템의 수요가 늘어날 것으로 예상된

다. 따라서 2020년 이후부터는 플랫폼 비중이 감소하고, Subsea 부문이 증가하면

서 궁극적으로 해양플랜트는 Platform-less Subsea 시스템으로 진화할 것이다.

국내 대형 조선 3사들이 Subsea 영역으로 진출하기 위해서는 특화된 분야로 진화해 나가야

국내 조선 3사들의 기존 해양생산플랜트 건조 실적과 시장점유율을 고려할 때, 선박

과의 연관성이 높았던 해상생산플랜트에 비해, 해저생산플랜트는 엔지니어링 및 설

치 기술 등 가치 사슬 전체를 담당할 수 있는 Total Solution 역량 확보가 중요하다.

따라서 부유식 해상생산설비에 대한 건조경험, 설치 경험 등이 풍부한 국내 조선업

체 입장에서는 기존에 확보하고 있는 Production System, 설치 기술들을 바탕으로

기자재, Subsea, 자원개발 연계 등 특화된 분야로부터 진화해나가야 하며, 2014년

해저생산플랜트 시장에서 국내 조선업체들의 매출액은 약 20억달러로 성장, 신성장

동력을 확보할 수 있을 것으로 전망된다.

조선 곽민정

조선/기계 (02) 3215-7507 [email protected]

Sector Report

2012년 8월 6일

심해 전쟁 Think Subsea, Think Deep

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조선 www.bsfn.co.kr

심해 전쟁 – 해양플랜트 시장 펀더멘털 견조

글로벌 경제위기에도 불구하고 아시아 지역의 석유 수요가 예상보다 견조한 모습을

보이고 있어 2015년까지 세계 석유 수요는 지속적으로 증가할 것으로 판단된다. 이

와 같이 석유 수요는 증가하지만 육상에서는 대규모 유전 발견이 거의 이루어지지

않고 있어, 메이저 석유회사들은 해양 석유 개발에 눈을 돌리고 있다.

고유가의 지속, 시추 기술 발전에 따른 부유식 해양구조물 비중 확대, 해저 유정 시

추기간의 증가(45~50일 à 55~60일), 일일 용선료의 지속적인 증가에 따른 모멘텀

증가, 관련 장비들의 수급 부족 등으로 해양플랜트 시장은 2011년 288억달러에서

2015년 730억달러로 연평균 15.5% 성장할 것으로 전망되며, 국내 대형 조선 3사

의 해양플랜트 수주도 늘어나고 있다.

최근 해양플랜트 관련 수주가 점차 확대되면서, 해저에서 자원을 채굴하는 장비를

만드는 Subsea 플랜트 분야로 국내 대형 조선업체들이 투자를 확대하고 있다.

Subsea 플랜트는 심해 유전에서 원유를 뽑아내는 플랜트로, 유전을 뽑아내는

Drilling 장비, 기름에서 물과 흙 등 불순물을 제거하는 분리장치(Seperation

Module), 원유의 유압을 조절하는 집합관, 원유를 해상 FPSO로 보내는 펌프와 파

이프 등이 해당한다.

전세계 Subsea 시스템 시장 규모는 심해 및 극지 개발 증가에 따라 2011년 155억

달러에서 2015년 330억달러로 연평균 16.4%의 고성장이 예상된다. 심해저 시스템

은 유정생산 통제를 목적으로 하는 여러 개의 트리(Tree)와 여러 유정을 통합 관리

하는 하나의 매니폴드(Manifold), 파이프들로 구성되어 있는데, 유정에서 트리가 원

유를 채굴하여 파이프(Jumper 및 Flowline)을 통해 집합관(Manifold)로 보내면, 여

기서 모인 원유가 라이저(Riser)를 통해 FPSO와 같은 생산설비로 이동한다.

Subsea 시스템은 크게 1) 유정에서 생산된 원유를 해상 생산설비(Topside)에 안정

적으로 공급하거나 위급시 차단하는 해저 생산 시스템(Subsea Production System:

Subsea tree, Manifold 등)과 2) 유정의 생산량 및 회수율 향상을 위해 기존 해상에

서 수행하는 공정을 해저에서 수행하는 시스템(Subsea Processing System:

Subsea Seperator, Subsea Pump, Subsea Compressor 등)으로 나눌 수 있다. 최

근에는 노후 유전의 생산량 향상과 심해 및 극지 유전(Field) 개발을 위한 핵심 제

품으로 적용되고 있다.

현재 Subsea 플랜트 시장은 노르웨이, 독일, 미국 등 4~5개 업체들이 세계 시장의

80%를 독점할 정도로 기술 진입장벽이 높으며, 두 자릿수 이상의 영업이익이 확보

되는 블루오션이다. 또 국내 조선업체가 Subsea 시장으로의 진입에 성공하면 고수

익 사업 비중이 확대될 수 있는 이유이다.

최근 해양플랜트가 Subsea 영역으로 이동함에 따라 심해로 갈수록 생산 효율성이

떨어지기 때문에, 해저에서 일부 생산처리를 하여 회수율을 높이는 방안에 대한 집

중적인 개발이 이루어지고 있다. 따라서 SWIT(Subsea Water Injection Terminal)

의 상용화 이후 SSS(Subsea Seperation Station) 기술과 Subsea Wet-Gas

Compression 기술의 등장으로 인해 유정의 회수율과 생산량을 동시에 높일 수 있

는 해저생산플랜트를 이용한 IOR(Improved Oil Recovery) 시장이 지속적으로 확대

될 것으로 예상된다. 예를 들어 노르웨이의 한 광구 (Tordis IOR pilot)에서 1,000억

원 정도의 해저생산설비를 추가로 작업한 결과 약 6% 정도 생산성이 상승했는데,

해양플랜트 시장 2015년까지 연평균 15.5% 성장 전망

심해저(Subsea) 시스템 시장 2015년까지 연평균 16.4% 성장 예상

3


배럴당 80달러 기준으로 약 3조 8천억원의 추가적인 수익이 발생되었다. 특히

Subsea Wet-Gas Compression 기술은 극지방의 한계 가스전 개발을 가능하게 하

는 핵심 기술이 될 것으로 판단된다.

<그림1> 전세계 해양플랜트 시장 투자규모 전망 <그림2> 전세계 Subsea 시장 전망

010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,000

2006 2008 2010 2012F 2014F

(USDmn) Drilling Floating Production

Subsea Production SURF

Pipelines Subsea Processing

02,0004,0006,0008,000

10,00012,00014,00016,000

2006 2008 2010 2012F 2014F

(USDmn) Subsea Production Subsea Processing

16.4%

자료: DW, BS투자증권 자료: DW, BS투자증권

<그림3> 해양 에너지 밸류체인

자료: 삼성중공업, BS투자증권

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<그림4> 조선업체들의 신규사업 진출 영역 <그림5> Subsea 플랜트 개념도

자료: 지식경제부, BS투자증권 자료: 업계자료, BS투자증권

<그림6> 해저생산플랜트 적용에 따른 유전개발 방식 변화 <그림7> Subsea IOR(Improved Oil Recovery) 시장 비중 확대

자료: 업계자료, BS투자증권 자료: 업계자료, BS투자증권

<그림8> Subsea 개발 장비 포트폴리오 점차 확대 중

자료: Aker Solutions, BS투자증권

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<그림9> 일반적인 Subsea 플랜트 처리과정

자료: GE, BS투자증권

<그림10> 전세계 Subsea 업체별 영업이익률 추이 - 견조한 수익성 유지

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

FTI CAM NOV SUBV OII DRQ

자료: 각사 자료, BS투자증권

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Subsea 개발관련 장비 시장 2012년부터 회복세

최근 Subsea 개발관련 장비(Trees, Control Systems, Manifolds, Jumper & Flyng

leads, Umbilicals, Risers, Flowlines, Trunklines 등) 시장은 향후 5년간 2007년부

터 2011년까지 약 1,190억달러 투자 대비 약 14% 이상 증가한 1,350억달러 규모

로 성장할 것으로 판단된다. 특히 브라질 Petrobas의 심해 개발에 힘입어 브라질을

중심으로 현재 심해 개발이 이루어지고 있는 서아프리카, 멕시코만 지역이 크게 성

장할 것이다.

<그림11> Subsea 개발관련 장비 시장 전망

자료: DW, BS투자증권

Subsea 개발 기술의 다변화에 따른 패러다임 변화

Subsea Tree는 구매에서 생산, 설치까지 가장 오랜 기간이 소요되기 때문에

Subsea 시장 수요에 대한 선행 지표적인 성격을 가지고 있으며, 2011년 311개가

설치되었으며 2016년에는 793개로 60% 이상 높은 성장세를 보일 것으로 예상된다.

Subsea Tree의 주요 업체는 Aker, Cameron, FMC Technologies(FTI), Vetco 이

다. 이 중 FMC가 시장점유율이 가장 높으며, 그 다음이 Cameron, Vetco, Aker 순

이다.

Tree control과 집합관(Manifolds), 라이저(Riser), Tooling과 같은 장비들 역시 일

반적으로 Tree 업체들이 일괄 계약하는 형태이다. 라이저(Riser)는 해저면에서 해

상구조물까지 연결되는 라인파이프로, NOV, Cameron, Drill-Quip 3社가 제작하며,

Oceaneering과 Subsea7은 Subsea 장비와 Tooling에 강점이 있다. Umbilical (수

상구조물에서 해저시스템에 부식방지액 등의 control fluid를 보내거나 전기선, 통신

선 등을 보내는 데 쓰이는 소형 플라스틱이나 강관다발) 시장은 Oceaneering,

Technip, Aker 3社가, Wellhead는 Vetco, Drill-Quip社가 독점하고 있다.

Subsea Tree 시장은 2016년까지 60% 이상 높은 성장률 보일 것

Tree Control, 집합관(Manifords), 라이저(Riser), Tooling과 같은 장비들은 일반적으로 Tree업체가 일괄 계약함

심해 유/가스전 개발 지역을 중심으로 Subsea 개발관련 장비 시장은 향후 5년간 14% 이상 증가할 것

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<그림12> Subsea Tree 설치 수요 증가 <그림13> 전세계 Subsea Tree 업체별 시장 점유율

0

200

400

600

800

1,000

2005 2007 2009 2011 2013F 2015F

(수)

FTI

48%

Vetco

7%

Aker

19%

CAM

26%


주: 2006~2011년 매출액 기준

자료: FMC Technologies, BS투자증권

<그림14> 국영운영사와 다국적 석유회사들이 Subsea Tree 수요를 창출

0 50 100 150 200 250 300 350

PetrobrasBP

ChevronShell

ExxonMobil

TotalStatoil

WoodsideForest Oil

Rockhopper

자료: 업계자료, BS투자증권

<그림15> 대부분의 Subsea Tree에서 관련 개발 장비가 차지하는 비중

Tree & pod

33%

Manifolds

13%

Risers

12%

Tools

10%

Wellheads

7%Umbilical

9%

Tree control

package

16% 자료: 업계자료, BS투자증권

8


<그림16> Riser의 종류 – 심해에서는 동적 Riser가 주로 사용 <그림17> 전세계 Umbilical 시장 전망


주: * 2006-2010 vs 2011-2015

자료: Oceaneeing, BS투자증권

해저 파이프라인 및 컨트롤라인 투자 확대

Subsea Intrastructure는 Saipem, Technip, Subsea 7이 주로 시장을 과점하고 있

으며, Infield에 따르면 2012년부터 2016년까지 향후 5년간 설치될 해저 파이프라

인과 컨트롤라인의 총 길이가 89,000km에 달할 것으로 전망된다.

지역별로는 유럽과 아시아가 총 길이의 42%를 차지할 것이다. 유럽에서는 한계 유/

가스전을 개발하고 있는 Total, Chevron과 같은 다국적 석유회사들과 독립운영사

(Independent Operator)들이 시장을 주도할 전망이다. 노르웨이에서는 Statoil社가

직전 5년(2007~2011년)대비 향후 5년간 4배 이상 투자를 확대할 계획이라고 밝혔

다. 아시아에서는 천해 지역의 가스플랫폼을 연결하기 위한 국영석유기업(NOCs)들

의 투자가 확대될 전망이다. 말레이시아의 국영석유회사인 Petronas社의 경우, 심해

프로젝트 개발을 위한 파이프라인과 컨트롤라인 설치에 29억달러 이상을 지출할 계

획이라고 밝혔다. 대서양 삼각지대라고 불리는 서아프리카, 브라질, 미국 멕시코만

의 심해 파이프라인 투자는 약 50% 이상 증가할 전망이다. 특히 중남미 지역은

2012~2015년 심해 시장 투자액의 30%를 차지할 것으로 전망되어 아프리카와 함

께 가장 심해 유전 개발이 가장 활발할 것으로 예상된다.

<그림18> 지역별 해저파이프라인 및 컨트롤라인 시장전망 <그림19> 기업별 해저파이프라인 및 컨트롤라인 시장전망

아시아

17%

아프리카

14%

북미

11%중동

12%

남미

13%

유럽

25%

호주

8%

Others

60%

ENI

2%

Gazprom

2%

Shell

3%

ExxonMobil

4%

BP

4%

Total

4%

Statoil

4%

Chevron

6%

Petrobras

11%

자료: Infield, KMI, BS투자증권 자료: Infield, KMI, BS투자증권

2016년까지 설치될 해저파이프라인과 컨트롤라인 투자 확대

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<표1> 2012년 하반기 SURF 발주 예상 프로젝트 – 브라질과 서아프리카지역이 대부분 발주처 프로젝트 지역 Contract Type 예상 프로젝트 금액(백만달러)

TOTAL Egina 아프리카 1,300

Gazprom Shtokman 러시아 800

Tullow Tweneboa 아프리카 750

Petrobras Pre-salt Riser Tower 1 남미 500




RDShell Prelude 아시아-태평양 500

Eni Block 15-06 아프리카 460

ExxonMobile Erha North 아프리카 400

ENI Perla 남미 350

BP Angola gas export pipeline 아프리카 350

Chevron Lianzie tie-back 아프리카 350

Chevron Nsiko 아프리카 300

Petrobras Baleia Azul 남미 290

Chevron Gehem 아시아-태평양 250

Chevron Gendalo 아시아-태평양 250

Chevron Big Foot 북미 250

합계 8,600

SURF


Subsea Processing 기술이 게임 체인저가 될 수 있을까

Subsea Processing 기술은 기존 해상(Topside) 공정을 해저에서 수행하는 것으로,

해양 유/가스전 개발 공정 중 전처리용 시스템 일부를 유전 근처 해저에 배치하여

생산 효율 및 회수율을 증대시키는 기술이다. 이를 통해 유전 개발 시 생산성이 향

상되며, 해상설비 단순화와 장거리 이송 비용이 절감됨에 따른 유전 개발 경제성 향

상, 생산 한계성이 극복되며, 하이드레이트 생성 억제를 통해 유정 흐름의 안정성이

향상되어 주목 받고 있다. 이 시장은 아직은 미미하지만 5년 내에 13억달러까지 성

장할 것으로 전망된다. Subsea Processing 기술에서 가장 중요한 2가지 과정은 1)

Seperation과 2) Boosting이다.

<그림20> Subsea Processing의 주요 구성


Subsea Processing 기술에서 가장 중요한 두 가지 과정: Seperation, Boosting

10


<그림21> Subsea Processing Hardware 시장 전망

0

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012F 2013F 2014F 2015F

(대) Subsea Boosting Subsea Compression

Subsea Multiphase Metering Subsea Separation


<그림22> 현재 전세계에서 개발 중인 Subsea Processing 지역

자료: Intecsea, BS투자증권

1) Subsea Separation은 해저에서 가스와 오일 및 물 등을 1차 분리해주는 설비인

데, Topside 설비 중 HP Separation 설비를 해저에 적용함으로써 생산성이 높아지

는 효과가 있다. 특히 Subsea Separator는 대부분의 회사가 상용화 단계에 있다.

이 장비의 적용으로 내부 에너지가 낮은 유정도 개발 가능해졌으며, 대표적인 예가

Total社의 Angola Pazflor 프로젝트이다. FMC社는 Subsea processing 시스템 시

장에서 독보적인 위치를 확보하고 있으며, Cameron社는 표면처리 분야에서 전세계

시장점유율 1위 업체이다.

11


<그림23> Subsea Processing Systems – Seperation을 통해 생산성 향상


2) Subsea Boosting은 유/가스전 압력을 높이기 위해 펌프를 이용하는 것으로, 이

기술을 통해 유/가스전 운영사업자는 a) HP Pipeline의 비중 감소에 따른 비용 절감

과 b) 한계유전의 경제성 확보, c) 유/가스전의 회수율 및 생산속도 증대에 따른 현

금 유동성이 개선되는 효과가 있어 이 분야의 성장성이 주목된다. 한편, EPCIC

(Engineering, Procurement, Construction, Installation & Commissioning) 업체들

에게는 a) 한계 유전의 경제성 증가에 따라 공사 기회가 확대되며, b) 보유하고 있는

신기술을 통한 기존 유전의 신규 IOR(Improved Oil Recovery) 공사 기회가 확대되

는 장점이 있다.

Subsea Processing은 일반적으로 계약금액이 100백만달러 수준인데, 이 중 50%가

Boosting 장비인 펌프에 투자될 정도로 중요한 장비이며, 2017년까지 총 252기가

설치될 예정이다. 일반적으로 Subsea 펌프는 Helicoaxial 과 Twin Screw 유형 두

개로 나눠지는데, 주로 노르웨이 Framo Engineering(Petrobras 100% 지분 자회

사)社가 독점하고 있는 Helicoaxial 펌프가 이용되며, 대당 가격은 약 300억원 정도

인 것으로 알려져 있다. 또한, 이 기술을 이용한 특허권을 가진 회사는 스위스

Sulzer社인데 기술 상용화를 위해 FMC와 협력할 것으로 알려져 있다.

<그림24> Subsea Boosting을 통한 회수율 향상 및 생산성 증가 <그림25> Swit 적용에 따른 Capex 감소 검토 예


주: SWIT: Seawater InjectionTerminal


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<그림26> Boosting은 유/가스전의 역압(backpressure)을 낮추어 생산성을 높임

자료: Schlumberger, BS투자증권

<표2> Subsea에 적용되는 펌프 유형 비교 펌프 유형 Twin Screw Helicoaxial

펑핑 원리 Positive displacement RDP—Axial flow

주요 공급처 1.Bornemann: mainly onshore and 1. Framo: mainly subsea, also onshore and

offshore. 2 subsea installations offshore, 15 subsea installations

(2005, 2007)

2. Leistritz: mainly onshore and offshore.

1 subsea installation (2010) 2. Sulzer: onshore and offshore

3. GE Oil & Gas: subsea

4. Flowserve: onshore and offshore

압력차이 Up to 100 bar (1,450 psi) Up to 200 bar (2,900 psi) (GVF and suction

condition dependent)

총 캐파 Up to 1,200,000 BPD Up to 450,000 BPD

압력수치 5,000 psi 15,000 psi

Mounting orientation Horizontal (vertical under development) Vertical (subsea) or Horizontal (top-side) 자료: Schlumberger, BS투자증권

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<그림27> Subsea Production 밸류체인

Boosting System

Package

Aker Solutions

Cameron

FMC Technologies

Framo Engineering

GE Oil & Gas

Subsea Separation

Aker Solutions

Cameron Process Systems

FMC/CDS

GE Oil & GAS

Saipem

Twister BV

Pump Manufactuers

Aker Solutions

Bornemann

Baker Hughes

Framo Engineering

Suzer

Schlumberger

Leistritz

Flowserve

Electric Motor

Manufacturers

Curtiss wright

Framo Engineering

Hayward Tyler

Flowserve

Direct Drive systems

Loher

Subsea

compressioin

Aker solutions

FMC Technologies

Framo Engineering

GE Oil & Gas

Subsea Compressor

Manufacturers

Dresser Rand

Framo Engineering

GE Power Systems

Siemens Industrial Turbo

Machinery

Man Diesel & Turbo

Sea Water & Produced

Water Injection

Aker Solutions

Baker Huges

FMC KONGSBERG

Subsea/Siemens

Framo Engineeing

Saipem

Well Processing

SubseaBoosting

SubseaCompression

Sea Water & ProducedWater Injection

Subsea production

applications

자료: BS투자증권

<그림28> Subsea Processing System 밸류체인

Umbilicals

Aker Solutions

DRAKA

DUGO

JDR

NEXANS

Scanrope

Oceaneeing

VFDs & X-Formers

ABB

CONVERTEAM

FRAMO Enginnering

Schlumberger

Siemens

Baker Huges

HV Connectors

Alstom

Deutsch

Diamould

GE Oil & Gas

Teledyne ODI

Beneex

Tronic

Remote Marine

Systems

Penetratorss

Deutsch

Teledyne D.G.O'Brien

Teledyne ODI

Tronic

Benestad

Control Systems

Aker Solutions

FMC Technologies

FRAMO Enigineering

GE Oil & GAs

Baker Hughes

Cameron

Schlumberger

Other

Supporting

Aker Solutions

Vetco Gray

Scand Inavia

Alpha Thames

Cameron/DES

Converteam

HV & AC/DCPower

Enabling systems &Equipment

자료: BS투자증권

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Subsea Gas Compression은 심해 가스전에서 가스만을 분리하여 플랫폼으로 장거

리 수송하는 설비로, 가스 및 액체 분리 장비와 가스 가압 설비, 탈수 장비를 결합하

여 구성한다. 주로 플랫폼을 넣기 어려운 원거리 가스전 개발에 활용되는데 북극권

가스전 개발 방식의 해법 중 하나가 될 것으로 기대되고 있다.

궁극적으로 Platform-less Subsea 시스템으로 진화할 것

심해 유/가스전 개발이 점차 늘어나면서 액화설비 시설의 부족, 미국 천연가스의 낮

은 가격, 동아프리카 지역을 중심으로 한 대형 가스유전 개발 등으로 LNG 인프라에

대한 수요 증가, 3) 미국과 중국의 자원 인프라시설을 설치하기 위한 투자 확대로

인해 생산설비보다는 Floating(부유식) 생산 시스템의 수요가 늘어날 것으로 예상된

다. 따라서 2020년 이후부터는 플랫폼 비중이 감소하고, Subsea 부문이 증가하면

서 궁극적으로 해양플랜트는 Platform-less Subsea 시스템으로 진화할 것이다.

부유식 생산시스템 중 향후 발주 가능한 FPSO 프로젝트는 약 250개 정도이며, 브

라질과 서아프리카 지역을 중심으로 FPSO 수요가 확대되고 있는 추세이다. LNG

FPSO의 경우 2013년 시장이 형성되기 시작하여 2017년까지 연평균 77%로 급속

히 성장할 것으로 전망된다. 특히 현재의 높은 용선료는 추가적인 발주 기대감을 높

이고 있다. 2009년 심해 구조물의 일일 용선료는 $400kpd였으나, 현재는 $600kpd

이상으로 기대수익률은 15% 이상이다. 해양프로젝트 개발 업체들도 일일 용선료가

신조 발주 사이클에서 가장 중요한 지표로 삼고 있어, 높은 기대수익률이 신규 발주

를 가속화하고 있는 상황이다.

FPSO 발주가 확대됨에 따라 Compression, Power Generation, Valve, Processing

Equipment, Turrets등 다양한 장비에 대한 수요도 함께 증가하고 있다. 그에 따라

NOV, DRC, CAM과 같은 업체들이 주로 주도하는 시장에 진입하기 위해 국내 기자

재 업체들도 장비 국산화를 위한 개발을 진행 중에 있다.

<표3> 신규 건조 부유식 생산설비의 경제성 - 평균 기대수익률 15% Newbuild floater for work in Angola Last cycle

averge dayrate for 5 year term($kpd) 490 595 595

Rig building costs ($mn) 650 650 750

Down Payment 25% 25% 40%

Payment on Delivery 75% 75% 60%

Cash Opex($kpd) 200 200 185

Tax rate 15% 15% 15%

Maintenance Capex ($mn/yr) 6 6 6

Utilization (Yrs 1~10) 98% 98% 98%




Residual Value ($mn) 130 130 150

Calculated IRR 10% 15% 12% 자료: BS투자증권

심해 유/가스전 개발이 늘어나면서 부유식생산 시스템 수요 증가 à 현재의 높은 용선료 지속에 따른 기대수익률로 FPSO 발주 지속될 것,

15


<그림29> FPSO와 Subsea 시장 규모 전망 <그림30> 부유식 구조물 평균 건조기간 단축

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2010 2012F 2014F 2016F 2018F 2020F 2025F 2030F

(억달러) Oil FPSO LNG FPSO Subsea

자료: 업계자료, BS투자증권 자료: ODS-Petrodata, BS투자증권

<표4> 향후 개발예정인 LNG 프로젝트 현황 프로젝트명 상황 Owner/Operator Train mtpa Start-up Comments

Marsa el Brega expansion Proposed Shell - - 2020+ Shell과의 JV를 통해 재구성될 가능성있으나, Shell은 철수했다고 밝힘

NLNGSeven FEED Nigerian Petroleum 7th 8 2020+ 아직 구상단계이긴 하지만 가스 공급 방식이 명확해져야 하며 Brass가 앞선상황

Brass LNF FEED NNPC/ENI/COP/TOT 2 10 2018 현재로썬 차기 나이지리아 LNG 프로젝트가 될 가능성 높음

Olokola LNG Proposed CVX,RDS,BG 2 12.6 2020+ 현재로써는 개발 가능성이 낮음

Angola LNG 2 Proposed Sonangal 0 0 2019 두번째 앙골라 트레인,

EGLNG Tr 2 Proposed MRO 1 4.4 2020+ Marathon사의 운용 범위 확대

Snohvit 2 Proposed Statoil 1 4.2 2020+ 옵션으로할지 파이프라인으로 할지 검토중인 단계

Yamal FEED Novatek/Total 3 16.5 2018 러시아 극지방 프로젝트 개발 가능성 높음

Shtokman FEED Gazprom 1 7.5 2020+ 기술적인 검토는 끝났으나 금융, FEED, 승인, 프로젝트 범위 전반에 걸쳐 논의중

Sabine Pass 1-2 FEED Cheniere Energy 1st/2nd 9 2016 첫번째 미국 LNG 수출 프로젝트가 될 가능성이 높음

Sabine Pass 3-4 Proposed Cheniere Energy 3rd/4th 9 2018 Sabine Pass는 4개의 트레인을 개발할 가능성이 높음

Cameron LNG Proposed Sempra 3 12 2019 한 개 이상의 추가 프로젝트가 있을 것

Tangguh Tr 3 Proposed BP 1 3.8 2019 FID 앞두고 있으며 BP 전략대로 진행중

Fisherman’s Landing Proposed LNG,Golar 2 3 2017

Pluto Train 2 FEED Woodside 1 4.8 2018

Pluto Train 3 Proposed Woodside 1 4.8 2020+

Browse FEED Woodside 3 12 2019 2013년 중반경 FID 계획, 연기될경우, 2020년 이후에나 진행될 것

Greater Sunrise Proposed COP/Woodside 1 4.8 2020+ 정치적인 이슈로 인해 프로젝트 연기 가능성 높음

Gorgon 4 Proposed CVX/Shell/XOM 4th 5 2018

Gorgon 5 Proposed CVX/Shell/XOM 5th 5 2020+

Australia Pacific LNG Proposed ConocoPhillips 3rd/4th 9 2018

Shell Arrow LNG Proposed Shell/Arrow Energy 2 8 2018 Shell이 비용 관리를 위해 FID를 연기함

Shell Arrow LNG Proposed Shell/Arrow Energy 3rd/4th 8 2019

Scarborough/Thebe Proposed BHP/XOM 2 6 2020

Bonaparte FLNG Proposed Santos/GDF 1 2 2020+

Abadi FlNG Proposed Inpex 1 2.5 2017 조만간 FEED 진행할 것, Shell은 현재 FLNG 기술 연구중

Alaska LNG Proposed BP/XOM/COP 2 10 2020

Kitimat FEED Apache/EOG/Encana 1 5 2017

LNG Canada Proposed Shell/Mitsubishi/CNPC/KOGAS 2 12 2020

Douglas Channel LNG Proposed BC LNG export cooperative 1 1.8 2017

Mozambique LNG Ph 1 FEED Anadarko/Eni 2 12 2018

Mozambique LNG Ph 2 Proposed Anadarko/Eni 2 12 2020+

Mozambique LNG Ph 3 Proposed Anadarko/Eni 2 12 2020+

Tanzania LNG Proposed BG 2 5.5 2019

Leviathan LNG T1 Proposed Noble 1 5.5 2019 자료: 업계자료, BS투자증권

16


대한민국 해양 주식회사

이렇듯 Subsea 시장은 해외 소수업체들이 과점 시장을 구축하고 있어, 에너지 메이

저 업체들과의 연계가 크게 작용하고 있으며, 오랫동안 축적된 높은 기술 수준 및

track record 확보 등으로 기술 진입장벽이 높다. 그러나 이를 극복하면 상대적으로

지속적인 이익창출이 가능한 시장이다.

국내 조선 3사들의 기존 해양생산플랜트 건조실적과 시장점유율을 고려할 때, 선박

과의 연관성이 높았던 해상생산플랜트에 비해, 해저생산플랜트는 엔지니어링 및 설

치 기술 등 가치사슬 전체를 담당할 수 있는 Total Solution 역량 확보가 중요하다.

따라서 축적된 경험과 실적, 엔지니어링 기술이 크게 좌우하는 Subsea Processing

분야의 시장진입은 상대적으로 더 어려울 수 있다.

그러나 부유식 해상생산설비에 대한 건조경험, 설치 경험 등이 풍부한 국내 조선업

체 입장에서는 기존에 확보하고 있는 Production System, 설치 기술들을 바탕으로

기자재, Subsea, 자원개발 연계 등 특화된 분야로 진화해나가면, 2014년 해저생산

플랜트 시장에서 국내 조선업체들의 매출액은 약 20억달러로 성장, 신성장동력을

확보할 수 있을 것으로 전망된다.

<표5> 조선산업과 해양산업의 차이

조선산업 해양산업

사업의 범위 선박 제작 해양 개발

업의 본질 제조(제작) 엔지니어링

주요고객 해운사 정유사, 자원개발회사

고객 핵심요구 제조역량(생산성, 품질, 원가) 제조+기본설계역량, 사업경험

기술해석 수리모형(건조경험 기반) 확률, 실험기반 (개발현장에 따라 상이) 자료: 삼성경제연구소, BS투자증권

<그림31> 국내 대형조선 3사의 Subsea 생산플랜트 M/S 전망 <그림32> 국내 대형조선 3사의 Subsea 생산플랜트 매출액 전망

0

2

4

6

8

10

12

2010 2011 2012F 2013F 2014F

(%) Production system 엔지니어링/설치

0

5

10

15

20

25

2010 2011 2012F 2013F 2014F

(억달러) Production system Subsea Processing

엔지니어링/설치

자료: BS투자증권 자료: BS투자증권

각 조선소들은 특화된 분야로 진화해가면서 Subsea시장에 진출 모색해야 할 것

17


<표6> Subsea 기자재별 국산화율

가스터빈 모터Cold Box

/CompressorTurret URF

Subsea

Seperator

Multi-phase

Pump

Subsea

compressor

Tree

/Manifold

기자재

개발내용 고효율 가스터빈 해상/해저 최적화 설계 및 인증 제작 설치 기술 해저원유가스분리 해저다상수송펌프 해저가스수송펌프 해저원유가스집적

국산화율(%) 30 20 20 20 20 10 10 20

해외업체 GE,HMI, Siemens Siemens Cryogenic APL ABB,Duco,AkerAker,Cameron,

FMC

Aker,Cameron,

FMC

Aker, Dresser

Rand, FMC, GEFMC, Aker, GE

자료: 지식경제부, BS투자증권

고유가 여파로 OSV 수요도 증가 추세

OSV(Offshore Support Vessel)의 수요는 다양한 수요 및 공급 요인이 종합적으로

작용하여 결정되는데, 수요를 결정하는 가장 중요한 것이 유가이다. 유가가 높으면

해저석유 탐사 및 개발을 위한 Capex 투자가 증가하게 되고, 이것은 OSV 수요 증

가를 유도하기 때문이다. 최근 고유가가 지속되면서 OSV 운용률은 지속적으로 상

승세를 보이고 있다. 일반적으로 OSV 시장은 상선시장에 비해 시장 전망이 안정적

인 것으로 평가되고 있다. 전세계 평균 운용률은 2008년 8월 최고치인 85%를 기록

한 이후 글로벌 금융위기 여파로 2011년 말 기준으로 65~75% 수준을 보이고 있

다. 그러나 2011년 이후 석유가격의 상승으로 매달 운용률이 0.5% 포인트씩 증가,

2013년에는 85%까지 상승하여 글로벌 금융위기 이후 최고 수준에 도달할 것으로

전망된다.

<표7> OSV 기능별 분류에 따른 선종


2011년 기준 AHTS 및 PSV의 평균 선령은 19.4년으로 추정되고 있다. 선령이 25

년 이상인 노후 선박은 AHTS가 1,200척에 달하며 PSV는 1,100여척에 이르는 것

으로 나타나 OSV의 노령화가 큰 것으로 추정된다. AHTS는 현재 운영중인 선박의

14%, PSV는 10% 정도가 신조발주 대기상태인 것으로 추정된다. 신조 AHTS와

PSV의 경우 기존의 노후 선박 기능과 비교하면 2배 이상의 월등한 작업 능력을 가

OSV의 수요를 결정하는 것은 유가 운용률은 2013년 85%까지 상승할 것

현재 OSV 시장 이슈는 노후 선대 개편과 고사양화

18


지고 있어 신규 선박 1척 도입이 노후 선박 2~3척을 교체하는 것과 동일한 효율성

을 보인다.

지금까지 멕시코만을 비롯, 북해, 동남아시아 등의 해저 유/가스전 광구는 비교적 천

해에 위치에 있어 소위 ‘easy oil’이라고 불렸다. 그러나 현재는 “easy oil”이 거의

개발된 상태이며, 생산지가 점차 심해로 이동함에 따라 OSV의 대형화 고사양화, 다

목적 등 효율성이 높은 3D Siesmic Research Vessel, Subsea Construction

Vessel 등의 수요가 급증하고 있으며, PSV의 수요도 꾸준히 증가하고 있는 추세이

다. 이러한 상황에서 OSV는 선박과 기자재 품목이 유사해 해양플랜트보다 진입 가

능성이 높은 점을 고려해볼 때, 현대미포조선과 STX OSV에게도 OSV 시장이 새로

운 돌파구가 될 수 있을 것으로 기대된다.

투자등급 (종목투자의견은 향후 6개월간 추천일 종가대비 해당종목의 예상수익률을 의미함) 6개월 수익률 매수(Buy) +10% 이상, 보유(Hold) -10 ~ +10%, 매도(Sell) -10% 이하

이 자료에 게재된 내용들은 본인의 의견을 정확하게 반영하고 있으며, 외부의 부당한 압력이나 간섭없이 작성되었음을 확인합니다. 자료 제공일 현재 당사는 상기 회사가 발행한 주식을 1% 이상 보유하고 있지 않으며, 지난 1년간 상기 회사의 유가증권(DR, CB, IPO 등) 발행과 관련하여 주간사로 참여한 적이 없습니다. 자료제공일 현재 조사분석 담당자는 상기회사가 발행한 주식 및 주식관련사채에 대하여 규정상 고지하여야 할 재산적 이해관계가 없으며, 추천의견을 제시함에 있어 어떠한 금전적 보상과도 연계되어 있지 않습니다. 당자료는 상기 회사 및 상기회사의 유가증권에 대한 조사분석담당자의 의견을 정확히 반영하고 있으나 이는 자료제공일 현재 시점에서의 의견 및 추정치로서 실적치와 오차가 발생할 수 있으며, 투자를 유도할 목적이 아니라 투자자의 투자판단에 참고가 되는 정보제공을 목적으로 하고 있습니다. 따라서 종목의 선택이나 투자의 최종결정은 투자자 자신의 판단으로 하시기 바랍니다. 본 조사분석자료는 당사 고객에 한하여 배포되는 자료로 어떠한 경우에도 당사의 허락없이 복사, 대여, 재배포될 수 없습니다.

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