이창호 센터장은 국내 발전설비의 실정과 관련 전력수요 증가율 대비 발전설비는 느린 증가 속도를 보이고 있다고 발표하고 이에 따라 향후 발전설비의 증가가 예상된다고 설명했다. 발표에 따르면 우리나라의 발전규모는 발전량 기준으로 세계 10위(2012. 1월 기준)지만 설비용량 기준으로는 세계 13위에 머물고 있으며, 이용률은 65.1%로 설비용량 상위 20개국 중 1위를 나타내고 있다고 설명했다. 반면 전력수요의 증가율은 2000년에서 2012년까지 연평균 6.8%의 증가율을 보여 최근 빠른 전력 소비 증가율을 보이고 있는 중국(13.62%)을 제외하고는 미국(0.89%), 독일(0.92%), 프랑스(1.42%)보다도 빠른 전력사용 증가율을 보이고 있다고 지적했다. 용도별 전력판매량에서는 2001~2011년을 기준으로 주택용은 소폭 상승 후 하락 18%의 증가율을 보이고 있으며, 업무용은 20%에서 22%로 증가, 산업용은 55%로 크게 증가하고 있다고 설명했다. 발전설비 추이는 2002년 대비 2012년에 발전설비용량이 52.1% 증가했으며(5만 3901㎿ → 8만1806㎿) 발전설비의 전원구성은 LNG가 27%, 석탄 31%, 신재생에너지 5%, 석유가 6%, 원자력이 25%를 차지하고 있다고 말했다. 전력수급 설비전망에서는 2000년 대비 2012년 발전설비 용량은 52% 증가했으며 2012년에서 2027년 기간 중 변수가 있을 수 있지만 93.8%의 증가가 예상되며, 이 중 신재생에너지는 2012년 5%에서 2027년 20.2% 증가될 것으로 전망했다. 또한, 발전설비 계획 이행실적 분석에서는 원자력의 경우 준공지연기간이 크며 LNG의 경우 계획취소가 많고 준공지연기간이 크다고 밝혔다. 전원별 준공지연기간의 분석에서는 현시점 완공된 설비만을 대상으로 하는 경우 원자력은 8.3개월, LNG복합은 16.1개월이지만 계획 중 설비를 포함하는 경우에는 원자력 16.2개월, 석탄 4.2개월, LNG 복합 13.7개월이었다. 이는 최근 계획의 지연기간이 과거보다 확대되고 있음을 뜻하는 것이라고 밝혔다. 발전사업의 전망에서는 지금까지의 수명기간 편익비용을 통한 사업성 기준에서 수명기간 총 편익비용과 함께 사업리스크를 고려해야 한다고 설명했다. 또한 재원조달도 사업주체 조달에서 프로젝트 조달방식으로 확대되고 있으며 신재생, 온실가스 등의 정책적 요소 또한 고려돼야 한다고 설명했다. 현재와 같은 저전력 가격 정책 유지 시 전력수요 증가가 예상되지만 원자력발전의 건설 및 발전량에 따라 석탄과 가스복합의 비중이 영향을 받고 적정 예비력 수준을 당분간 높게 유지할 것으로 전망했다. 그러나 현행 SMP 체계에서 CfD, VC 등의 계약 방식의 도입으로 전력시장 및 가격결정방식의 변화가 예상되고 원자력발전 등 설비운전의 불확실성 증대와 단기 수급불균형과 중장기 에너지사용규제에 따른 설비이용률 변동성 확대 등으로 수익성 변동요인이 확대되는 점은 사업리스크로 작용될 수 있다고 발표했다. 그러나 사업적 리스크가 상존함에도 불구하고 발전사업의 전망은 2012년 대비 2027년에는 설비규모가 5237만㎾로 증가될 것으로 추산돼 시장규모는 확대될 것으로 예상했다.