세계 무역 및 공급망에서 동남아시아의 역할

인도양과 태평양 사이에 위치한 동남아시아는 동아시아, 남아시아, 중동, 유럽을 연결하는 무역 및 공급망의 핵심 거점이다. 역내 경제 발전, 제조업 확대, 산업 공급망 재편에 힘입어 글로벌 생산·가공·무역 시스템에서의 위상은 지속적으로 높아지고 있다.

또한 동남아시아는 석탄과 니켈 등 풍부한 광물 자원을 보유하고 있으며, 에너지와 산업 원자재의 역내 및 글로벌 유통에 적극 참여하고 있다. 그 결과 동남아시아는 중요한 자원 공급원일 뿐 아니라 글로벌 공급망과 상품 무역 시스템의 핵심 연결고리이기도 하다.

1.0 동남아시아 석탄 시장 개요

동남아시아의 산업화와 전력 수요는 계속 증가하고 있으며, 석탄은 역내 기저부하 발전과 산업용 에너지 사용을 뒷받침하는 중요한 에너지원으로 남아 있다.

역내 석탄 자원은 인도네시아와 베트남에 고도로 집중되어 있다. 인도네시아는 주로 아역청탄과 갈탄 등 저~중등급 석탄을 생산하며, 동남아시아 최대 석탄 생산·수출국이다. 2024년 인도네시아의 석탄 생산량은 약 8억 3,600만 톤, 수출량은 약 5억 5,500만 톤으로, 역내 해상 운송 석탄의 지배적 공급국이다. 한편 베트남은 특히 꽝닌성에 상당한 무연탄 자원을 보유하고 있다.

수요 측면에서 석탄 소비는 주로 인도네시아, 베트남, 말레이시아에 집중되어 있다. 장기적으로는 에너지 전환, 재생에너지 확대, 전력망 개발이 석탄 수요 증가를 점진적으로 제약하고, 궁극적으로 수요에 하방 압력을 가할 것으로 예상된다. 다만 전력 수요 증가 속도, 기존 석탄화력 설비 규모, 산업용 자가발전 설비 확대 정도의 차이로 인해 국가별 석탄 수요 정점 시점은 상이하다. 단기적으로는 발전과 에너지 다소비 산업이 석탄 수요를 강하게 지지하고 있다.

현재 시장 리스크는 주로 인도네시아의 작업계획 및 예산(Rencana Kerja dan Anggaran Biaya, RKAB) 하 생산 쿼터 정책과, 발열량, 황 함량, 회 융점, 하드그로브 분쇄성 지수(HGI) 등 시장별 석탄 품질 요구사항의 차이에서 비롯된다이러한 차이는 공급 대체와 계약 이행과 관련된 위험을 초래할 수 있다.

2.0 석탄 산업 구조 및 동남아 주요 국가의 시장 역할

2.1 동남아 주요 국가의 누적 석탄 생산 및 소비(2020~2025년)

동남아 주요 국가의 석탄 생산 추세 및 누적 생산량(2020~2025년)

동남아의 석탄 생산은 확대되지만, 공급은 여전히 고도로 집중되어 있다

2020~2025년 동안 동남아 5대 석탄 생산국의 합산 석탄 생산량은 6억 4,740만 톤에서 9억 310만 톤으로 증가해 전체적으로 39.5% 늘었다. 그러나 이러한 생산 증가가 공급원 다변화로 유의미하게 이어지지는 않았다. 6년 기간 동안 인도네시아의 누적 석탄 생산량은 41억 9,470만 톤에 달해 5개국 합산 생산의 약 88.5%를 차지했으며, 베트남·필리핀·라오스·태국은 합쳐도 약 11.5%에 그쳤다. 따라서 역내 석탄 공급 확대는 모든 생산국의 광범위한 생산 증가에 의해 견인되기보다는, 근본적으로 인도네시아에 대한 의존에 기반해 유지되었다.

이 구조는 동남아 석탄 시장이 직면한 핵심 위험이 석탄 생산국의 부족이 아니라, 다른 생산국의 대체 공급 규모가 충분하지 않다는 점임을 의미한다. 인도네시아의 석탄 생산이 차질을 빚거나 국내 공급 정책이 강화되거나 국내 산업용 석탄 수요 증가로 수출 여력이 줄어들 경우, 베트남·필리핀·라오스·태국은 단기간에 동등한 물량을 대체하기 어렵다. 그 결과 인도네시아의 생산 계획, 국내 석탄 수요, 수출 정책은 역내 석탄 공급에 강한 영향을 미친다.

주목할 점은 5개국 합산 생산량이 2024년에 9억 2,550만 톤까지 증가한 뒤 2025년에는 9억 310만 톤으로 감소해 2,240만 톤(약 2.4%) 줄었다는 것이다. 다만 이 도표는 생산이 감소했다는 사실만 보여줄 뿐, 감소 원인을 자체적으로 설명할 수는 없다. 감소가 작업계획 및 예산(RKAB), 석탄 가격, 기상 여건, 광산 운영, 수입 수요 변화와 관련이 있는지 여부는 정책 동향, 기업 생산 데이터, 무역 데이터를 통해 추가로 검증할 필요가 있다.

인도네시아가 석탄 생산량을 높은 수준으로 유지하더라도, PLN, 니켈 제련 산업 단지 및 기타 산업의 국내 석탄 수요가 동시에 증가하면 수출 가능한 석탄량이 감소할 수 있습니다. 따라서 동남아시아의 석탄 공급이 느슨한지 타이트한지 평가하려면 생산량만 살펴봐서는 안 됩니다. 국내 소비량, 수출량, 무역 흐름도 함께 고려해야 합니다.

2020~2025년 주요 동남아시아 국가의 석탄 소비 추이 및 누적 소비량

데이터 출처: 에너지 연구소(Energy Institute)

2020~2025년 주요 동남아시아 국가의 석탄 소비 증가 및 구조적 변화

2020년부터 2025년까지 주요 동남아시아 5개국의 총 석탄 소비량은 7.49 EJ에서 10.34 EJ로 증가하여 누적 증가량은 2.85 EJ(38.1%)에 달하며, 이 5개국의 석탄 소비 절대 규모가 지속적으로 확대되었음을 나타냅니다. 그러나 지역 성장은 국가별로 고르게 추진되지 않았으며 인도네시아에 매우 집중되었습니다. 6년 동안 인도네시아의 석탄 소비량은 2.39 EJ 증가하여 5개국 순증분의 83.9%를 차지했으며, 베트남은 0.37 EJ 증가하여 소비 증가의 두 번째로 큰 기여국이 되었습니다. 인도네시아와 베트남은 2020년 전체 소비의 66.2%를 차지했으며, 2025년에는 74.7%로 약 8.4%포인트 증가했습니다. 이는 지역 석탄 소비가 이 두 국가에 더욱 집중되고 있음을 보여줍니다.

이러한 변화는 관련 산업 발전에 의해 뒷받침됩니다. 인도네시아에서는 공공 석탄 화력 발전뿐만 아니라 니켈 제련 및 산업용 자체 석탄 화력 발전의 확대가 소비 증가를 주도했습니다. 한편 베트남은 증가하는 전력 수요를 충족하기 위해 계속해서 석탄 화력 발전에 의존했습니다. 2025년 1~10월 동안 석탄 화력 발전량은 124.26 TWh에 달하여 국가 전체 발전 및 수입 전력의 46.2%를 차지했습니다. 이에 비해 말레이시아의 석탄 소비는 대체로 안정적이었고, 필리핀은 소비가 증가했지만 연간 변동을 보였으며, 태국의 소비는 0.76 EJ에서 0.59 EJ로 감소했습니다. 따라서 동남아시아의 전체 석탄 수요는 계속 증가했지만, 성장의 원천은 고르지 않았다. 향후 역내 석탄 수요 변화는 전력 수요, 에너지 다소비 산업의 발전, 그리고 인도네시아와 베트남의 에너지 정책 조정에 의해 점점 더 크게 좌우될 가능성이 높다.

2.2 인도네시아: 역내 공급의 핵심이자 석탄 수요 최대 성장 시장

2.2.1 주요 석탄 생산 지역 및 석탄 유형

인도네시아의 석탄 생산은 칼리만탄과 수마트라에 고도로 집중되어 있으며, 동칼리만탄, 남칼리만탄, 남수마트라의 3대 생산 거점이 있다. 동칼리만탄은 상가타(Sangatta) 등 대규모 노천탄광으로 대표되며, 주요 생산업체로 PT Kaltim Prima Coal(KPC)이 있다. 남칼리만탄은 타발롱–발랑안(Tablong–Balangan) 석탄 생산지와 PT Adaro Indonesia로 대표되며, 남수마트라는 무아라 에님–탄중 에님(Muara Enim–Tanjung Enim) 광산 지구와 PT Bukit Asam Tbk(PTBA)을 중심으로 한다.

전반적으로 인도네시아의 석탄 공급은 높은 지역 집중도와 대규모 노천 채굴의 우위가 특징이다. 이러한 특성은 장기적으로 대규모이면서 비교적 저비용의 석탄 공급을 유지할 수 있는 역량의 중요한 기반이기도 하다.

2.2.2 주요 석탄 생산업체

PT Bumi Resources Tbk(BUMI)

BUMI는 인도네시아 최대 규모의 발전용 석탄 그룹 중 하나로, 석탄 사업은 주로 KPC와 PT Arutmin Indonesia(Arutmin)를 통해 수행된다. KPC의 핵심 자산은 동칼리만탄의 상가타 및 벵갈론(Bengalon) 광산 지역이다. Arutmin은 남칼리만탄에서 세나킨(Senakin), 사투이(Satui), 물리아/줌방(Mulia/Jumbang), 사롱가(Sarongga), 아삼-아삼(Asam-Asam), 킨탑(Kintap) 등 여러 노천광을 운영하며, 관련 항만 및 컨베이어 설비의 지원을 받는다.

2025년 BUMI의 석탄 생산량은 7,480만 톤(Mt)이며, 이 중 KPC가 5,350만 톤, Arutmin이 약 2,130만 톤을 기여했다. 그룹의 순이익은 1억 2,230만 달러(USD)였고, 이 중 모회사 주주 귀속 순이익은 약 8,101만 달러였다.

비용 구조는 주로 박토 제거, 채굴 도급비, 연료, 운송, 로열티에 의해 좌우된다. 2025년 KPC와 Arutmin의 박토비는 각각 약 8.5배, 6.6배였다. 따라서 박토비, 연료 소비, 운반거리 축소는 생산원가 통제에 핵심적이다.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk（AADI）

AADI는 통합형 발전용 석탄 생산업체다. 핵심 채굴 자산에는 PT Adaro Indonesia가 운영하는 Tutupan 및 Wara 광구, Balangan Coal 산하 3개 광구, 남수마트라의 Mustika Indah Permai(MIP)가 포함된다. 또한 채굴 서비스, 바지선 운송, 터미널, 석탄화력 발전, 용수 공급 전반에서 사업을 영위하며, 광산에서 선적까지 이어지는 통합 물류 체인을 구축하고 있다.

2025년 석탄 생산량은 6,873만 톤으로 전년 대비 4.4% 증가했고, 석탄 판매량은 전년 대비 5.7% 증가한 7,194만 톤을 기록했다. 판매량에는 약 320만 톤의 제3자 석탄 트레이딩 물량이 포함됐다. 순이익은 약 7억 6,000만 달러였다.

연간 평균 박토비는 약 4.24배로 BUMI의 주요 광산 운영 대비 현저히 낮았다. 이에 따라 박토 제거 소요가 낮고 회사의 통합 물류 네트워크가 원가 경쟁력을 제공한다. 다만 연료비, 채굴 도급비, 로열티는 여전히 핵심 비용 변수로 남아 있다.

PT Bayan Resources Tbk（BYAN）

BYAN은 통합형 발전용 석탄 생산업체로, 핵심 자산은 동칼리만탄의 Tabang 및 Pakar 광구에 위치한다. 또한 Balikpapan Coal Terminal(BCT)과 Kalimantan Floating Transfer Facility(KFT) 등 다수의 석탄 물류 시설을 운영한다. Tabang과 Pakar의 대규모 매장량과 비교적 낮은 박토비는 회사의 생산 성장과 저원가 운영의 핵심 요인이다.

2025년 석탄 생산량은 6,800만 톤으로 전년 대비 19.6% 증가했으며, 석탄 판매량은 7,080만 톤이었다. 모회사 주주 귀속 순이익은 약 7억 6,790만 달러였다. 연간 평균 현금원가는 약 32.5달러/톤이었다. 원가 우위는 주로 비교적 낮은 박토비, 더 짧은 폐석 운반거리, 그리고 석탄 운송·바지선 운항·선적 인프라에 대한 통제에서 비롯된다.

2.2.3 석탄 소비 구조

인도네시아의 석탄 소비는 주로 발전용 유연탄에 의해 주도되지만, 수요 구조는 기존의 공공 전력 시스템에서 '공공 발전 + 산업 자가 발전'의 이중 구조로 전환되고 있다. PLN과 IPP는 여전히 가장 큰 석탄 소비 부문이다. 동시에 니켈 제련, 스테인리스강, 코크스 프로젝트의 확장으로 IMIP 및 IWIP와 같은 산업 단지가 석탄 수요 증분의 중요한 원천이 되고 있다.

공공 발전소는 주로 국내에서 생산된 인도네시아 유연탄을 소비하는 반면, 산업 단지는 발전용 유연탄을 사용하고 코크스 생산을 위해 원료탄도 필요로 한다.

2.2.4 주요 석탄 소비 기업 및 산업 그룹

PT Perusahaan Listrik Negara（PLN）／PLN Energi Primer Indonesia（PLN EPI）

PLN과 IPP 발전소는 함께 인도네시아 최대의 석탄 수요원을 구성한다. 2024년, PLN EPI는 2025년 PLN 및 IPP의 석탄 수요가 174.66 백만 톤에 이를 것으로 전망했으며, 이는 2024년 전망치 167.98 백만 톤 대비 4% 증가한 수치이다. 이 수치는 PLN 단독의 실제 석탄 소비가 아닌 전체 공공 전력 시스템의 예상 석탄 수요를 나타낸다.

석탄은 주로 인도네시아 국내 광산 기업이 공급하며, 국내 시장 의무(DMO)에 따라 확보된다. PLN 시스템 내 주요 비용 변수에는 인도된 석탄 가격, 발전소 요구 사항에 따른 발열량 및 회분 함량의 적합성, 바지선 및 해상 운송 비용, 재고 관리가 포함된다. 일반적으로 낮은 발열량의 석탄은 톤당 단가가 저렴하지만, 동일한 전력을 생산하는 데 더 많은 양이 필요하다. 따라서 조달 비용은 톤당 석탄 가격만 비교하여 평가할 수 없다.

Indonesia Morowali Industrial Park（IMIP）

IMIP는 중국의 주요 철강 및 니켈 기업인 칭산홀딩그룹(Tsingshan Holding Group)과 인도네시아의 빈탕 델라판 그룹(Bintang Delapan Group)이 공동 개발했다. 이는 니켈 제련 및 하류 산업을 중심으로 한 대규모 통합 산업 단지이다. IMIP의 주요 활동에는 니켈 제련, 페로니켈 생산, 스테인리스강 생산, 배터리 재료 생산이 포함된다.

IMIP는 인도네시아에서 가장 중요한 산업용 석탄 소비 클러스터 중 하나다. 석탄은 주로 자가 석탄화력 발전과 코크스 생산에 사용된다. 발전용 석탄은 주로 자가 발전소에서 사용되어 니켈 제련, 스테인리스강 및 기타 산업 시설에 전력을 공급하며, 제철용 석탄은 코크스화 프로젝트에서 사용되어 산업단지 내 제강용 코크스를 생산한다.

중국의 코크스 기업인 차이나 리선(China Risun)은 IMIP 코크스화 프로젝트에서 사용하는 제철용 석탄 원료의 약 3분의 1이 인도네시아산이라고 공개했으나, 이 비중을 산업단지 전체를 대표하는 수치로 보아서는 안 된다. 2025년에는 소량의 중국산 제철용 석탄도 술라웨시로 거래되어 유입되었는데, 이는 산업단지가 국제 조달원을 조정할 수 있는 일정한 유연성을 보유하고 있음을 시사한다. IMIP의 자가 석탄화력 발전소 비용은 주로 발전용 석탄 가격, 발전소 효율, 이용률의 영향을 받는다.

인도네시아 웨다베이 산업단지(IWIP)

IWIP는 칭산, 화유, 전스 등 중국 산업그룹이 공동 개발한 대규모 통합 산업단지다. 개발은 주로 니켈 자원 가공, 니켈 제련, 전기차 배터리 소재를 중심으로 진행된다. IWIP는 2018년에 설립되었으며, 현재 니켈 가공·제련 및 배터리 소재 생산에 종사하는 여러 기업이 입주해 있다.

IWIP의 석탄 수요는 주로 단지 내 니켈 제련 및 기타 산업 시설에 전력을 공급하는 자가 석탄화력 발전소에서 발생한다. 니켈 제련, 특히 회전로-전기로(RKEF)와 같은 공정은 대규모의 연속적이고 안정적인 전력을 필요로 한다. 이에 따라 산업단지는 대규모 자가 석탄화력 발전 설비를 구축해 왔다. 2025년 기준 공개된 프로젝트 정보에 따르면 IWIP와 연계된 석탄화력 발전 설비용량은 4GW를 초과했으며, 페로니켈, 니켈 매트 및 기타 니켈 중간재 생산에 전력을 공급하고 있다.

2.3 베트남: 국내 무연탄 생산과 수입탄 수요의 병존

2.3.1 주요 석탄 생산 지역 및 석탄 종류

베트남의 석탄 생산은 지리적으로 더욱 집중되어 있으며, 핵심 생산 지역은 거의 전부 꽝닌(Quảng Ninh)성에 위치해 있다. 주요 전통 석탄 생산 지역으로는 깜파(Cẩm Phả), 하롱(Hạ Long), 우옹비(Uông Bí), 동찌에우(Đông Triều) 등이 있다. 대표 석탄 종류는 무연탄으로, 저~중발열량의 아역청탄이 주를 이루는 인도네시아의 공급 구조와는 큰 차이가 있다.

갈탄, 아역청탄, 역청탄과 비교할 때 무연탄은 탄소 함량이 가장 높고 불순물 함량이 낮으며, 경도와 밀도는 더 크고, 발화 온도는 더 높으며, 무연 연소가 특징이다. 베트남 무연탄은 일반적으로 탄소 함량이 80% 이상이고, 순도는 65% 이상이다. 황 함량이 낮아 연소 시 불쾌한 냄새가 거의 나지 않는 편이다. 발열량은 대체로 6,900~7,300kcal/kg 범위이며, 휘발분은 보통 약 3%~10% 수준이다.

베트남 국가 석탄·광물 산업 그룹(VINACOMIN / TKV)은 베트남에서 가장 중요한 석탄 생산 그룹이다. 2025년 TKV는 판매 가능 석탄을 약 3,885만 톤 생산했으며, 석탄 판매량은 약 4,463만 톤을 기록했다.

전반적으로 베트남은 석탄 생산의 지리적 집중도가 높을 뿐 아니라, 석탄 종류와 통계 보고 체계 또한 인도네시아와 크게 다르다.

2.3.2 주요 석탄 생산업체

TKV／VINACOMIN

TKV는 베트남 최대 국영 석탄·광물 그룹으로, 석탄 광산은 주로 꽝닌(Quang Ninh)에 집중되어 있으며 채굴은 노천 및 지하 광산을 모두 포괄한다. 또한 DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation을 통해 자체 발전 사업도 운영한다. 한편 Coal Import Export JSC(Coalimex)는 현행 TKV 그룹 체계가 형성되기 이전에 설립되었고, 이후 베트남 석탄 산업 구조조정 과정에서 TKV 체계에 편입되었다. Coalimex는 독립적인 주식회사이자 국가 통제 소유 구조하의 TKV 그룹 계열사로, 주로 석탄 수출입, 국제 조달, 가공 및 거래를 수행한다.

TKV의 대표 노천 광산으로는 까오선(Cao Son), 데오나이–꼭사우(Deo Nai–Coc Sau), 하뚜(Ha Tu)가 있으며, 주요 지하 광산으로는 하람(Ha Lam), 케짬(Khe Cham), 마오케(Mao Khe), 방단(Vang Danh), 누이베오(Nui Beo)가 있다.

2025년 1분기 동안 TKV는 약 2224만 톤의 석탄을 판매했으며, 그중 1921만 톤이 발전소에 공급되어 전체 판매량의 약 86%를 차지했습니다. 2025년 TKV는 약 3840만 톤의 원탄과 3885만 톤의 판매 가능 석탄을 생산했고, 석탄 판매량은 4463만 톤에 달했습니다. 판매량이 자체 생산량을 초과한 주된 이유는 TKV가 수입 석탄, 혼합 석탄 제품 및 재고 석탄도 판매했기 때문입니다. 이 그룹은 약 7조 6600억 VND의 연결 이익을 기록했지만, 이 수치에는 광물, 발전, 화학 및 기타 사업도 포함되어 있으므로 석탄 부문만의 이익으로 간주해서는 안 됩니다. 지하 채광이 더 깊은 심도로 계속 확장됨에 따라 환기, 배수, 갱도 개발, 안전 관리 및 인건비가 주요 비용 압박 요인이 되고 있습니다.

동박 공사(Dong Bac)

동박 공사는 베트남 국방부 산하의 국방-경제 기업이며, TKV 시스템 외부에서 가장 중요한 국내 석탄 생산업체입니다. 이 회사의 채광 작업은 주로 꽝닌에 위치하며 노천 채광과 지하 채광을 모두 포함합니다. 또한 석탄 선별, 가공, 수입 및 혼합 작업에도 참여하고 있습니다.

최근 몇 년간 동박 공사의 평균 석탄 생산량은 연간 700만 톤을 초과했으며, 석탄 판매량은 연간 1100만 톤에 근접했습니다. 판매량 증가는 수입 석탄이 판매 포트폴리오에 포함되었음을 반영하므로, 판매량을 자체 석탄 생산량과 직접 동일시해서는 안 됩니다.

채광 작업이 상대적으로 분산되어 있고 지질 조건이 복잡하기 때문에, 비용 구조는 주로 지하 채광 비용, 광산 내 운송, 석탄 선별 및 가공, 혼합에 사용되는 수입 석탄 비용의 영향을 받습니다.

2.3.3 석탄 소비 구조

베트남의 석탄 소비는 계속해서 발전 부문이 주도하고 있습니다. 국내에서 생산된 무연탄은 주로 베트남 북부의 석탄 화력 발전소에 공급되는 반면, 수입된 역청탄 및 아역청탄은 주로 수입 석탄을 연소하도록 설계된 중부 및 남부 베트남의 발전소에서 사용됩니다.

철강 산업의 석탄 소비는 여전히 발전 부문보다 낮지만, 호아 팟 중꽛 2와 같은 고로 프로젝트가 가동됨에 따라 코크스용 석탄 수요의 중요성이 증가하고 있습니다.

2.3.4 주요 석탄 소비 기업

베트남전력공사(EVN)

EVN은 베트남의 국영 통합 전력그룹으로, 발전·송전·배전·전력판매 전반에 걸쳐 사업을 영위한다. EVN 및 산하 발전총공사(GENCOs)가 운영하는 석탄화력발전소는 연평균 약 4,000만 톤(Mt)의 석탄을 소비하며, 이 중 약 2,800만 톤은 국내 생산 무연탄, 약 1,200만 톤은 수입 유연탄 또는 아역청탄이다. 2025년 운영계획 시나리오에서 국내 석탄 수요는 약 2,731만~2,853만 톤, 수입 석탄 수요는 약 1,113만 톤으로 추정되며, 총 석탄 수요는 약 3,844만~3,966만 톤 수준이다.

EVN은 국가 고압 송전망을 담당하는 국가송전공사(EVNNPT)도 보유하고 있다. 5대 지역 배전·소매 전력회사는 EVNNPC(북부), EVNCPC(중부), EVNSPC(남부), EVNHANOI(하노이), EVNHCMC(호찌민시)이다. 이들 회사와 EVNNPT는 모두 EVN 시스템에 속하지만, 송전·배전·소매 등에서 서로 다른 기능을 수행한다.

국내 무연탄과 혼탄은 주로 TKV와 동박(Dong Bac)이 공급하며, 수입 유연탄 및 아역청탄은 빈탄 4(Vinh Tan 4), 즈옌하이 3(Duyen Hai 3), 즈옌하이 3 증설(Duyen Hai 3 Expansion) 등 수입탄 전용으로 설계된 발전설비에서 주로 사용된다. EVN 시스템의 연료비는 주로 국내 석탄 가격, 수입탄 CFR 가격, 석탄 품질 및 혼합비, 항만 및 운송비의 영향을 받는다.

호아팟 그룹(Hoa Phat)

호아팟은 고로–전로(BF–BOF) 공정을 사용하는 베트남 최대 규모의 일관제철 기업 중 하나다. 철강 사업은 주로 하이즈엉과 중꿧의 일관제철 단지에 집중되어 있으며, 코크스화·소결·고로·전로·압연 설비를 갖추고 있다. 2025년 그룹의 조강 생산량은 1,100만 톤으로 전년 대비 26% 증가했다.

호아팟은 고로–전로(BF–BOF) 생산 공정을 사용한다. 코크스 코일은 먼저 코크스로에서 코크스로 전환된 후 고로에서 제철에 사용됩니다. 미분탄 취입(PCI) 코크스도 고로에 주입되어 코크스를 부분적으로 대체합니다. 따라서 호아팟의 코크스 수요는 발전 부문에서 사용되는 일반 열코크스보다는 주로 코킹코크스와 PCI 코크스에 집중되어 있습니다. 윙꽛 2기 공장이 완전 가동에 들어감에 따라 더 높은 용선 및 조강 생산량은 코크스, 코킹코크스 및 PCI 코크스에 대한 수요를 증가시킬 것입니다.

윙꽛은 호아팟의 최대 철강 생산 기반으로, 총 설계 용량은 연간 약 1,200만 톤입니다. 또한 대형 벌크선을 처리할 수 있는 심수항을 갖추고 있어 철광석 및 코킹코크스와 같은 벌크 원자재의 직접 수입을 용이하게 합니다. 그룹의 현재 조강 용량은 연간 약 1,600만 톤이며, 2027년까지 연간 1,800만 톤으로 더 증가할 것으로 예상됩니다. 여기에는 약 900만 �의 열연 코일(HRC)과 900만 톤의 봉형강 제품이 포함됩니다. 그러나 추가 용량의 일부는 전기로 프로젝트에서 나올 것이므로, 그룹의 총 제강 용량 증가가 코킹코크스 수요의 비례적 증가로 직접 이어지지는 않습니다.

호아팟의 원자재 비용은 주로 국제 코킹코크스 및 PCI 코크스 가격, 철광석 가격, 코크스 비율, PCI 비율, 운임비, 환율 및 고로 이용률에 영향을 받습니다. 호주 프리미엄 경코킹코크스(PHCC)는 코킹코크스 비용에 중요한 국제 벤치마크 역할을 할 수 있지만, 실제 조달 비용은 코크스 혼합물, 혼합 구조 및 배송 물류 비용에도 의존합니다.

포모사 하띤 철강(FHS)

FHS는 베트남 하띤성 붕앙 경제특구에 위치한 외국인 투자 일관 제철소입니다. 이 프로젝트는 대만의 포모사 플라스틱 그룹이 주도하고, 대만의 중국 강철공사(CSC)와 일본의 JFE 철강이 참여하고 있습니다.

FHS는 코킹, 소결, 고로, 전로 및 압연 설비를 포함한 완전한 일관 제철 생산 체인을 운영합니다. 또한 철광석과 석탄 같은 벌크 원자재를 수입하고 철강 제품을 출하하는 데 사용되는 손옹 항을 개발하여 운영하고 있습니다. FHS의 공식 정보에 따르면, 두 개의 고로는 연간 약 700만 톤의 용선 생산 능력을 보유하고 있으며, 빌릿과 슬라브를 포함한 반제품 강재 생산 능력은 연간 약 710만 톤, 코크스 생산 능력은 연간 약 300만 톤에 달합니다.

FHS는 고로-전로 제조 공정을 사용하므로, 석탄 수요는 주로 원료탄과 취입탄에 집중됩니다. 원료탄은 먼저 코크스로에서 가공되어 코크스를 생산하며, 이 코크스는 고로에서 제선에 사용됩니다. 취입탄은 고로에 직접 취입되어 코크스를 부분적으로 대체합니다. FHS의 내부 에너지 시스템은 또한 제강 공정에서 발생하는 부생가스(코크스로 가스 및 고로 가스 포함)를 활용합니다.

또한, FHS는 2025년에 추가 확장을 제안하여 일관 제철소의 제강 능력을 연간 약 1,500만 톤으로 늘릴 계획입니다.

2.4 필리핀: 수입으로 보완되는 국내 저급탄 공급

2.4.1 주요 석탄 생산 지역 및 탄종

필리핀의 석탄 생산은 거의 전적으로 세미라라 섬에 집중되어 있으며, 세미라라 마이닝 앤드 파워 코퍼레이션(SMPC)이 이 나라의 주요 석탄 생산업체입니다.

이전에는 세미라라 탄광 단지의 환경 준수 증명서(ECC)가 연간 석탄 생산량을 1,600만 톤으로 제한했습니다. 2025년, 필리핀 환경천연자원부(DENR)는 개정된 ECC를 승인하여 프로젝트 범위에 아카시아 광산을 포함시키고 2025-2027년 연간 생산 한도를 2,000만 톤으로 상향 조정했습니다.

나라 광산의 개선된 채굴 조건과 생산 제약 완화에 힘입어 SMPC의 석탄 생산량은 2025년 사상 최고치인 1,990만 톤을 기록했으며, 이는 2024년 1,600만 톤 대비 약 24% 증가한 수치입니다.

2.4.2 주요 석탄 생산업체

SMPC

SMPC는 필리핀 최대 석탄 생산업체로, 핵심 광업 작업은 안티케 주 세미라라 섬에 위치해 있습니다. 회사 2025년 보고서에 인용된 필리핀 에너지부(DOE)의 최신 데이터에 따르면, SMPC는 전국 총 석탄 생산량의 약 97%를 차지했습니다. 2025년 말 기준, DMCI 홀딩스는 SMPC 지분의 약 56.65%를 보유하여 회사의 지배 주주입니다. SMPC는 또한 Sem-Calaca Power Corporation(SCPC)과 Southwest Luzon Power Generation Corporation(SLPGC)을 통해 석탄 화력 발전 사업을 운영하며, 석탄 채굴과 석탄 화력 발전을 결합한 수직 통합 에너지 기업입니다.

2025년, SMPC의 석탄 생산량은 약 1,990만 톤으로 사상 최고치를 기록했으며, 그룹의 연결 순이익은 약 130억 6천만 페소였습니다. SMPC의 연간 석탄 생산 한도는 환경 준수 증명서(ECC)에 따라 1,600만 톤에서 2,000만 톤으로 증가했으며, 이는 광산의 기술적 생산 능력 확장만의 결과는 아닙니다.

2025년, SMPC의 실질 평균 토석비는 약 11.4:1이었습니다. 회사가 대규모 노천광을 운영함에 따라 생산 비용은 표토 제거량, 경유 가격, 인건비, 채굴 장비의 운영 및 유지보수에 큰 영향을 받습니다. 또한, 새로운 채굴 장비와 나라 광산의 사전 표토 제거 활동과 관련된 감가상각비도 단위 석탄 생산 비용에 영향을 미칩니다.

2.5 말레이시아: 수입에 크게 의존하는 석탄 소비 시장

2.5.1 석탄 소비 구조

말레이시아의 석탄 소비는 전력 부문에 크게 집중되어 있으며, 국가는 거의 전적으로 수입 석탄에 의존합니다. 2025년, 말레이 반도의 발전량 중 석탄 화력 발전이 약 58.6%를 차지하여 대형 석탄 화력 발전소가 주요 석탄 소비자입니다. 철강 생산업체도 원료탄과 코크스를 소비하지만, 전체 소비량은 여전히 석탄 화력 발전 부문보다 적습니다.

2.5.2 주요 석탄 소비 기업

테나가 나시오날 버하드(TNB)

TNB는 말레이 반도의 핵심 통합 전력 회사입니다. TNB가 통제하거나 지분을 보유한 주요 석탄 화력 자산으로는 약 4.08 GW의 술탄 아즐란 샤 발전소(만중), TNB가 70% 지분을 보유한 2.0 GW의 지마 이스트 발전소, TNB가 60% 지분을 보유한 Kapar Energy Ventures(KEV) 발전 단지가 있습니다. 석탄 조달 및 운송은 주로 TNB Fuel Services(TNBF)가 담당합니다.

TNBF는 TNB가 통제하는 석탄 화력 발전소뿐만 아니라 TNB 전력 시스템 내에서 전력 구매 계약(PPA)을 체결한 특정 독립 발전 사업자(IPP)에게도 석탄을 공급합니다. 따라서 TNBF의 석탄 공급량을 TNB 소유 발전소의 석탄 소비량으로 직접 해석해서는 안 됩니다.

2025년, TNBF는 발전소에 약 3,639만 톤의 석탄을 공급했으며, 이는 2024년의 3,489만 톤에서 증가한 수치로, 전년 대비 약 4.3% 성장했습니다. 같은 기간 말레이 반도 내 TNB 및 관련 IPP 석탄 화력 발전소의 실제 석탄 소비량은 약 3,590만 톤이었으며, 2024 회계연도에는 3,470만 톤이었습니다. 두 수치는 서로 다른 측정 기준을 나타냅니다. 하나는 발전소에 공급된 석탄량을 의미하고, 다른 하나는 발전소에서 실제로 소비된 석탄량을 의미합니다. 그 차이는 주로 발전소 재고 변동, 공급 시기 및 통계 방법론의 변화를 반영합니다. 따라서 3,639만 톤이라는 수치를 TNB 소유 발전소의 석탄 소비량과 직접 동일시해서는 안 됩니다.

TNBF는 주로 수입 유연탄을 조달합니다. 말레이 반도의 석탄 화력 발전소는 해외 공급에 크게 의존하며, 인도네시아가 최대 공급원이고 호주 등 다른 국가들이 보조 공급을 제공합니다.

만중 발전소의 석탄 소비와 관련하여, 일부 2차 자료에서는 발전소가 하루에 약 3만 톤의 석탄을 소비한다고 명시하면서 연간 석탄 소비량은 약 1,500만 톤이라고 언급했습니다. 그러나 하루 3만 톤을 365일 연속 운영한다고 가정하더라도 연간 소비량은 약 1,095만 톤에 불과합니다. 따라서 "하루 3만 톤"과 "연간 1,500만 톤"이라는 수치는 산술적으로 동시에 정확할 수 없습니다.

TNB 시스템 내 석탄 비용은 주로 수입 석탄의 인도 가격, 말레이시아 링깃-미국 달러 환율, 석탄 발열량 및 품질, 해상 운임, 항만 물류 비용의 영향을 받습니다. 수입 석탄은 일반적으로 미국 달러로 가격이 책정되므로, 국제 석탄 가격이 변동하지 않더라도 말레이시아 링깃이 평가절하되면 실제 연료 비용이 증가할 수 있습니다. 연료 가격 변동은 적용 가능 석탄 가격(ACP) 및 관련 연료비 조정 메커니즘을 통해 전력 시스템에 부분적으로 전가됩니다. 결과적으로, 국제 석탄 가격 상승이 단순히 또는 즉시 TNB 자체 이익의 동등한 감소로 이어지지는 않습니다.

말라코프 코퍼레이션 버하드

조호르에 있는 말라코프의 핵심 석탄 화력 발전 자산은 탄중 빈 발전소(TBPP)와 탄중 빈 에너지 발전소(TBEPP)로 구성되며, 총 설비 용량은 약 3.1 GW입니다. TBPP는 700 MW 석탄 화력 발전기 3기로 구성된 2.1 GW의 설비 용량을 가지고 있으며, TBEPP는 단일 1,000 MW 석탄 화력 발전기로 구성됩니다. 두 발전소는 각각 말라코프의 자회사인 Tanjung Bin Power Sdn. Bhd.와 Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd.가 운영하며, 말라코프의 주요 석탄 화력 발전 자산을 대표합니다.

2025년, 말라코프의 에너지 사업 부문은 약 1억 8,837만 GJ의 석탄 에너지 소비를 보고했으며, 이는 2024년 2억 703만 GJ에서 감소한 수치로, 전년 대비 약 9% 감소했습니다.

탄중 빈 석탄 화력 발전 프로젝트의 연료는 주로 말레이 반도의 수입 유연탄 공급 시스템을 통해 조달되며, TNBF는 관련 석탄 조달 및 공급 계약에서 중요한 역할을 합니다. 석탄 연료 비용은 PPA 및 관련 연료비 전가 메커니즘을 통해 전력 시스템으로 전가될 수 있으므로, 국제 석탄 가격 상승은 일반적으로 발전 비용을 증가시키지만 반드시 말라코프 이익의 비례적 감소로 이어지지는 않습니다. 말라코프의 수익성은 또한 발전소 가동률, 발전량, 유지보수, PPA 조건 및 운영 효율성과 같은 요인의 영향을 받습니다.

에드라 파워 홀딩스(Edra)

Edra Power Holdings는 원래 2014년 말레이시아의 3대 독립 발전 사업자 그룹인 Powertek Energy Group, KLPP Group 및 Jimah Energy Group의 통합을 통해 설립되었습니다. 2016년, 중국광핵집단(CGN)에 인수되어 CGN 산하의 독립 발전 플랫폼이 되었습니다.

지마 석탄 화력 발전 프로젝트의 경우, Edra는 Jimah Energy Ventures Holdings(JEVH)의 75% 지분을 보유하고 있으며, Tenaga Nasional Berhad(TNB)가 나머지 25%를 보유하고 있습니다. JEVH는 다시 지마 발전소를 운영하는 Jimah Energy Ventures(JEV)의 100% 지분을 소유하고 있습니다. 이 소유 구조를 통해 Edra는 지마 발전소에 대한 유효 75% 지분을 간접적으로 보유하고 있으며, TNB는 25%를 보유하고 있습니다.

지마 발전소는 느그리슴빌란 주 포트딕슨에 위치해 있습니다. 700 MW 아임계 석탄 화력 발전기 2기로 구성되어 총 설비 용량이 1.4 GW이며, 말레이 반도의 중요한 기저 부하 석탄 화력 발전원입니다.

연료 관련 비용은 주로 발전소 가동률, 석탄 발열량 및 품질, 수입 석탄 가격 및 해상 운임의 영향을 받습니다. 석탄 비용은 관련 PPA 및 연료 공급 메커니즘에 따른 비용 전가 약정의 적용을 받으므로, 국제 석탄 가격 상승은 전력 시스템의 연료 비용을 증가시키지만 Edra의 이익을 같은 비율로 감소시키지는 않습니다.