文章核心观点 - 分析师对韩国电力公司（NYSE: KEP）（015760.KS）或KEPC仍持乐观态度，认为该公司在财务改善和股东回报等方面取得进展，这些是推动股价的主要因素 [1] 行业相关 - Asia Value & Moat Stocks是为寻求亚洲上市股票的价值投资者提供的研究服务，倾向于深度价值资产负债表廉价股和宽护城河股票 [1] - 该服务作者专注亚洲投资机会，尤其关注香港市场，会在投资组内提供一系列观察名单并每月更新 [1]

文章核心观点 - 韩国电力公司虽在2021 - 2023年面临多重不利因素致股价暴跌，但因其垄断地位及削减成本措施等或存在投资机会 [2] 公司情况 - 韩国电力公司是韩国唯一的电力分销商 [2] - 2021 - 2023年公司面临多重不利因素，导致股价暴跌 [2] - 公司具有垄断地位，且有削减成本的强烈承诺 [2]

业绩总结 - KEPCO在2024年第三季度的总收入为69.9万亿韩元，同比增长6.4%[119] - 2024年第三季度，电力销售收入为66.7万亿韩元，电力销售量为422.9太瓦时[11] - 2024年第三季度，分离的营业收入为68.7万亿韩元，同比增长7.5%[120] - 2024年第三季度，营业利润为5.9万亿韩元，同比增长12.4%[119] - 2023年1月至9月，KEPCO的收入为69,870百万韩元，同比增长6.4%[145] - 2023年1月至9月，净利润为3,142百万韩元，同比下降19.5%[145] 用户数据 - KEPCO在电力市场中占有100%的输电和配电市场份额，发电市场份额约为70%[24] - 2024年第三季度电力销售的单位价格为164.9韩元/kWh[85] - 2023年第三季度煤炭单价为241.0千韩元/吨，较去年下降21.2%[104] - 2023年第三季度液化天然气单价为1,424.7千韩元/吨，较去年下降23.7%[104] 未来展望 - 预计到2030年，韩国的可再生能源发电能力将达到72GW，2038年将达到120GW[41] - 预计到2038年，碳中和电力的比例将超过70%[41] - 预计在2031至2032年期间新增电力需求为10.6GW，目标总容量为157.8GW[43] - 预计到2038年，未来总发电能力将达到97,758MW，核能发电能力将增加至36,750MW[47] 新产品和新技术研发 - KEPCO计划在2030年前将可再生能源发电能力提升至27,451MW[47] - KEPCO将继续扩大研发投资，以实现净零排放目标[53] 市场扩张和并购 - KEPCO计划出售未使用的物业和海外煤电厂以克服财务危机[138] - KEPCO的政府持股超过51%，确保了其与政府的紧密联系和支持[17] 负面信息 - 2024年，KEPCO的净利润率为5.8%[133] - 由于全球燃料价格稳定，燃料成本下降18.6%[121] - 2022年总综合成本为105万亿韩元，生产成本占比88.5%[99] 其他新策略和有价值的信息 - KEPCO计划通过提高电价和降低电力采购成本来解决累计赤字[138] - 2024年资本支出计划为11.8万亿韩元，实际支出占计划的89%[79] - KEPCO的债务总额为132.1万亿韩元，固定利率债务占比为94.7%[125][126] - KEPCO的外国股东占比为12.8%[142] - KEPCO的韩国政府持股比例为18.2%[142]

文章核心观点 2024年4月30日韩国电力公司向美国证券交易委员会提交2023年年报及经审计合并财务报表 [1] 分组1 - 年报可在韩国电力公司官网home.kepco.co.kr/kepco/EN/（投资者关系 - 投资者关系信息 - 美国申报文件）及美国证券交易委员会官网www.sec.gov查看 [2] - 投资者可发邮件至[email protected]免费索取2023年20 - F表格形式的年报纸质版 [2]

燃料成本相关 - 2023年燃料成本占公司销售成本的30.1%，占销售额的30.8%[17] - 纽卡斯尔5500 NAR动力煤平均周现货价格从2022年的179.13美元/吨降至2023年的106.38美元/吨，截至2024年4月5日降至89.36美元/吨[17] - 迪拜原油平均日现货价格从2022年的97.03美元/桶降至2023年的81.93美元/桶，截至2024年4月5日涨至91.71美元/桶[17] - 燃料成本调整费用单价变化限制为每千瓦时±1韩元，超过每千瓦时±5韩元的部分不反映[18] - 2023年第三季度，燃料成本调整费用单价原本为每千瓦时10.2韩元，受限后为每千瓦时5.0韩元[18] - 2023年第四季度及2024年第一、二季度，按公式计算的燃料成本调整费用增量分别为每千瓦时 -1.8、 -4.0和 -2.5韩元，但政府要求维持每千瓦时5.0韩元[19] 燃料需求与采购相关 - 2023年烟煤需求约占公司燃料需求的38.0%，其年度需求中澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯、南非等占比分别约为22.2%、27.4%、21.3%、9.3%和19.9%[17] - 2023年公司发电子公司约93.9%的烟煤需求通过长期合同采购，其余6.1%从现货市场采购[17] - 2021 - 2023年，核能燃料铀分别占公司及发电子公司发电燃料需求的39.5%、43.1%和46.1%；2023年KHNP购买约4017吨铀浓缩物[149] - 2021 - 2023年，烟煤分别占公司及发电子公司发电燃料需求的42.6%、39.8%和38.0%；2023年发电子公司购买约5940万吨烟煤，其中27.4%、22.2%、21.3%、9.3%和19.9%分别从印度尼西亚、澳大利亚、俄罗斯、南非和其他地区进口，93.9%通过长期合同购买[150] - 2021 - 2023年，无烟煤均占公司及发电子公司发电燃料需求的0.5%；2023年发电子公司购买约100万吨无烟煤[150] - 2021 - 2023年公司及发电子公司发电所需燃油占比分别为0.4%、0.1%和0.02%，2023年购买约426万桶燃油，每桶平均成本为191,452韩元[151] - 2021 - 2023年公司及发电子公司发电所需LNG占比分别为13.7%、13.1%和12.0%，2023年从韩国天然气公司购买约597万吨LNG，每吨平均成本为1,391,146韩元[152] - 2023年KOMIPO直接采购LNG总量为90万吨，分别从马来西亚、澳大利亚、俄罗斯、美国和其他国家进口比例为32%、15%、13%、6%和34%[153] - 2021 - 2023年公司及发电子公司水电（包括抽水蓄能）发电所需燃料占比分别为1.2%、1.2%和1.3%[154] 电价调整相关 - 为反映基础燃料成本上升，从2022年1月起使用费用需增加每千瓦时9.8韩元，经政府批准，公司于2022年4月1日和10月1日分别增加每千瓦时4.9韩元[20] - 2022年10月，公司将工业用电的使用费用从每千瓦时7.0韩元提高到11.7韩元[20] - 2023年1月和5月，公司经政府批准分别将用电费用每千瓦时提高11.4韩元、8.0韩元；11月，将大型工业用户的用电费用每千瓦时提高6.7 - 13.5韩元[21] - 2017年1月1日，住宅部门的累进费率结构从六级改为三级，最高费率不超过最低费率的3倍[25] - 2019年7月，住宅用电费率系统修订，将前两级费率的使用上限扩大（第一级从200千瓦提高到300千瓦，第二级从400千瓦提高到450千瓦）[27] - 2022年公司费率基数债务部分的批准回报率为1.77%，权益部分为6.62%，综合公平回报率为4.06%，2023年公平回报率尚未确定[161] - 公司实际投资回报率可能因燃料价格、汇率和电力需求变动与电价审批假设的公平回报率有显著差异[161] - 2006 - 2013年公司实际回报率低于公平回报率，2014 - 2016年因燃料成本下降，实际回报率超过公平回报率[163] - 2023年第三季度，燃料成本调整费用单价原本为每千瓦时10.2韩元，受每千瓦时±5韩元限制后为每千瓦时5.0韩元[163] - 2021年第二和第三季度，政府通知公司将燃料成本调整费用单价维持在第一季度的每千瓦时 - 3.0韩元；2021年第四季度涨至每千瓦时0.0韩元[164] - 2022年第一和第二季度，计算得出的燃料成本调整费用单价应为每千瓦时3.0韩元，但政府通知维持在2021年第四季度的每千瓦时0.0韩元[164] - 2022年第三季度起至2024年第二季度，燃料成本调整费用单价增量为每千瓦时5.0韩元[164] - 2022年1月起，使用费用需增加每千瓦时9.8韩元，经政府批准，分别于4月1日和10月1日各增加每千瓦时4.9韩元[164] - 2022年10月，工业和商业用户使用费用从每千瓦时7.0韩元涨至11.7韩元，其他用户增加每千瓦时2.5韩元[164] - 2023年1月和5月，经政府批准，使用费用分别增加每千瓦时11.4韩元和8.0韩元[164] - 2023年气候/环境相关基本费率为每千瓦时9.0韩元，维持至年报日期[165] - 2023年，公司将从客户处收取的关税的3.7%转移至电力工业基础基金[174] 发电装机容量规划相关 - 2023 - 2036年，核电装机容量将从26.1吉瓦增至31.7吉瓦，煤炭发电装机容量将从40.2吉瓦降至27.1吉瓦，LNG发电装机容量将从43.5吉瓦增至64.6吉瓦，国内可再生能源发电装机容量将从32.8吉瓦扩大到108.3吉瓦[28] - 2036年，氢和氨混合发电预计达到47.4太瓦时，占年发电总量的7.1%[28] - 2036年燃煤电厂总容量将从2023年的40.2吉瓦降至27.1吉瓦，占总发电容量比例从27.1%降至11.3%[36] - 2023 - 2036年核电装机容量将从26.1吉瓦增至31.7吉瓦，煤电从40.2吉瓦降至27.1吉瓦，LNG发电从43.5吉瓦增至64.6吉瓦，可再生能源从32.8吉瓦增至108.3吉瓦[175] - 2036年氢和氨混合发电预计达到47.4太瓦时，占年发电总量的7.1%[175] - 2019 - 2040年将提高国家能源消费效率38%，减少能源需求18.6%，使可再生能源占比达约35%[176] - 2024 - 2027年计划新增核电机组、LNG联合循环机组和可再生能源机组，总装机容量分别为3639兆瓦、2632兆瓦、1630兆瓦和2161兆瓦[180] - 到2036年底，28座总容量14.1吉瓦的老旧燃煤电厂将退役并转为燃气电厂[186] 温室气体排放与配额相关 - 温室气体排放交易系统第二阶段（2018 - 2020年）97%排放配额免费分配，3%通过拍卖分配；第三阶段（2021 - 2025年）10%通过拍卖分配[31] - 2030年国家目标排放水平为4.366亿 吨，较2018年减少40%；转型部门目标排放水平为1.459亿 吨，较2018年减少45.9%[33] - 2015年初韩国配额单位（KAU）日市场价格为每吨8640韩元，2020年4月2日达到峰值每吨42500韩元，2024年3月31日约为每吨8130韩元[34] - 2018 - 2020年第二阶段，97%的温室气体排放配额免费分配，3%通过拍卖分配；2021 - 2025年第三阶段，10%的配额通过拍卖分配[186] - 截至2024年3月31日，韩国排放许可单位（KAU）每日市场价格约为每吨8130韩元[186] - 2019 - 2022年公司子公司发电设施二氧化碳排放强度分别为494、445、437、406千克/兆瓦时[186] 电厂运营与限制相关 - 2018年10月政府试点将35个燃煤发电机组输出降至约80%容量，2019年1月正式实施针对40个高排放电厂，3 - 6月扩大至60个；2023年12月 - 2024年3月最多15个机组关闭，最多47个机组输出上限80%[35] - 公司通过KHNP运营25个核燃料发电单元，其中Kori 2自2023年4月8日起关闭[62] - 2023年9月，40名韩国公民起诉贸易、工业和能源部撤销Shin - Hanul 3和4的建设批准，公司作为利益相关方参与诉讼，一审正在进行[65] - 2022年4月KHNP提交Kori 2延寿安全评估报告，2022年9月提交Kori 3和Kori 4延寿安全评估报告，不确定是否能获批[65] - 2019年1月起对40座高排放煤电厂实施降低出力至约80%的规定，范围后扩大至60台机组[182] - 2023年12月 - 2024年3月，最多15台煤电机组关停，最多47台机组出力上限为80%[182] 公司财务与资本支出相关 - 2023年，公司因燃料价格上涨等原因，运营亏损42450亿韩元，净亏损47160亿韩元[21] - 2021 - 2023年公司资本支出分别为1.3964万亿韩元、1.3886万亿韩元和1.5518万亿韩元，2024 - 2026年预算资本支出分别为1.8257万亿韩元、1.9881万亿韩元和1.9484万亿韩元[48] - 2016年公司向新能源产业基金出资5万亿韩元[41] - 截至2023年12月31日，公司14.8%的长期债务（不考虑掉期交易）以外币计价，主要是美元[51] - 2022年12月28日韩国国会修改法案，公司债务上限提高至股本和储备金之和的五倍（紧急情况经批准可达六倍），此前为两倍，有效期至2027年12月31日[49][50] - 2021 - 2023年资本支出分别为13964亿韩元、13886亿韩元和15518亿韩元[178] - 2024 - 2026年资本支出预算总计57621亿韩元，其中发电27422亿韩元，输配电25771亿韩元，其他4429亿韩元[180] - 2016年公司向新能源产业基金出资500亿韩元[181] - 截至2023年12月31日，公司维持总额10619亿韩元及17.82亿美元的信贷安排，全球中期票据计划总额21亿美元，约11亿美元可用于未来提取[183] - 公司及子公司2021 - 2023年发行绿色债券本金分别为7.5亿美元、16亿美元和15亿美元，用于拓展国内外可再生能源业务及相关设施[185] 公司业务战略相关 - 2023年公司制定2024 - 2028年中长期业务战略，并开发16项战略举措[53] - 公司计划寻求潜在收购、合资等机会，但这些举措前景不确定，可能对公司产生重大不利影响[54] - 公司计划进行海外扩张，海外业务面临不同或更大风险，可能影响公司业务和运营结果[55] - 公司制定了2035年中长期战略，目标是成为全球综合能源平台公司，计划通过八项战略举措实现[93] - 公司计划在2050年通过电网创新助力实现碳中和[93] 电力市场结构相关 - 1999年1月21日，韩国产业通商资源部公布电力行业重组计划，第一阶段从1999年1月至2001年4月，公司将发电业务拆分为多个子公司[102][103] - 2001年4月进入重组计划第二阶段，政府引入基于成本的竞争性招标池系统，成立韩国电力交易所和韩国电力委员会[105] - 2002年公司开始出售KOSEP股权，2003年KOSEP申请初步筛选审查获批准，2004年因股市不利申请推迟上市；2016年考虑出售非核子公司少数股份，计划搁置[107] - 2003年政府成立三方委员会探讨配电私有化，2004年建议不推进私有化，2006年公司创建9个战略业务单元，2012年重组为14个[108] - 2010年贸易、工业和能源部提出电力行业结构改善提案，2011年燃料成本电价系统生效后被暂停评估[109] - 2011年经济和财政部成立联合合作单位，同年6个子公司被指定为市场导向型公共企业[110][111] - 2016年政府发布公共机构职能调整提案，公司将海外资源业务资产和负债转移至子公司，出售少数股权计划搁置[111] - 2020年7月提出的电力事业法修正案待国会审议，若通过公司将开展可再生能源项目[112] - 截至2023年12月31日，韩国电力市场供应商包括6个子公司和35家独立发电商（不含6184家可再生能源生产商）[113] - 公司及其6个子公司是韩国电力交易所成员，持股100%，但无控制权[114] - 韩国电价采用成本池系统，包括边际价格和容量价格[115] - 系统边际价格于2022年9月1日进一步完善，调整系数原则上每年确定，特殊情况可季度调整[116][117] - 目前参考容量价格范围为每千瓦时10.65至13.59韩元，需维持约13%的标准容量储备率[11

公司管理层 - 董事会成员包括：Kim, Dong-Cheol（总裁兼首席执行官）、Jun, Young-Sang（审计长兼审计委员会成员）、Lee, Jung-Bok（企业高级副总裁兼首席业务管理官）等[4] - 公司任命Kang, Hoon为非-standing董事，任期从2024年5月1日至2026年4月30日[2] - 公司文件由Park, WooGun签署，职位为副总裁，日期为2024年4月30日[3]

资产 - 截至2023年12月31日，公司总资产为239,714,965百万韩元，较2022年的234,804,994百万韩元有所增加[27] - 2023年现金及现金等价物为4,342,887百万韩元，较2022年的3,234,780百万韩元增加[27] - 2023年流动金融资产净额为3,107,397百万韩元，较2022年的4,286,975百万韩元减少[27] - 2023年贸易和其他应收款净额为11,985,735百万韩元，较2022年的10,461,822百万韩元增加[27] - 2023年存货净额为8,875,615百万韩元，较2022年的9,930,732百万韩元减少[27] - 2023年非流动金融资产净额为3,546,214百万韩元，较2022年的3,336,835百万韩元增加[27] - 2023年物业、厂房及设备净额为179,875,535百万韩元，较2022年的177,865,308百万韩元增加[27] - 2023年投资物业净额为185,527百万韩元，较2022年的208,286百万韩元减少[27] - 2023年无形资产净额为1,033,984百万韩元，较2022年的956,664百万韩元增加[27] - 2023年递延所得税资产为13,161,802百万韩元，较2022年的10,934,375百万韩元增加[27] 负债和权益 - 2023年总负债为202,450,215百万韩元，较2022年的192,804,738百万韩元增加[28] - 2023年总权益为37,264,750百万韩元，较2022年的42,000,256百万韩元减少[28] 收入和利润 - 2023年销售收入为88,219,461百万韩元，较2022年的71,257,863百万韩元增加[29] - 2023年毛亏损为1,480,066百万韩元，较2022年的29,645,731百万韩元减少[29] - 2023年营业亏损为4,541,648百万韩元，较2022年的32,655,153百万韩元减少[29] - 2023年净利润为-4,716,144百万韩元，较2022年的-24,429,108百万韩元减少[29] - 2023年其他综合收益为-228,672百万韩元，较2022年的1,246,869百万韩元减少[30] - 2023年总综合亏损为4,944,816百万韩元，较2022年的23,182,239百万韩元减少[30] - 2023年每股基本和稀释亏损为7,512韩元，较2022年的38,112韩元减少[30] 现金流量 - 2023年净现金提供（用于）经营活动为1,522,162百万韩元，相比2022年的-23,477,500百万韩元有所改善[34] - 2023年现金生成自经营活动为5,978,734百万韩元，相比2022年的-20,760,295百万韩元有所提升[34] - 2023年净现金提供（用于）投资活动为-13,073,757百万韩元，相比2022年的-14,953,753百万韩元有所减少[34] - 2023年净现金提供（用于）融资活动为12,661,882百万韩元，相比2022年的38,997,899百万韩元有所减少[34] - 2023年现金及现金等价物净增加为1,108,107百万韩元，相比2022年的599,542百万韩元有所增加[34] - 2023年现金及现金等价物期末余额为4,342,887百万韩元，相比2022年的3,234,780百万韩元有所增加[34] 股东结构 - 2023年政府持有KEPCO股份比例为18.20%，相比2022年无变化[36] - 2023年韩国发展银行持有KEPCO股份比例为32.90%，相比2022年无变化[36] - 2023年其他股东持有KEPCO股份比例为48.90%，其中外国股东持有比例为13.54%[36] 收入确认 - 2023年未计量或未计费的电力收入为2,504,479百万韩元，相比2022年的2,348,813百万韩元有所增加[52] - 公司采用成本基础的投入法确认建设合同收入，代表对电厂建设提供的进度[53] - 2023年1月1日起生效的会计政策变更对公司合并财务报表无重大影响[54] - 新会计准则KIFRS 1117取代KIFRS 1104，提供更全面和一致的保险合同会计模型[55] - 公司未在2023年12月31日前确认任何Pillar Two所得税，相关影响描述在Note 41. (8)[63] - 公司采用收购法核算业务合并，收购相关成本通常在发生时计入损益[71] - 业务合并中，可辨认资产和承担的负债按收购日的公允价值确认[72] - 公司对联营企业的投资采用权益法核算，初始按成本计量，后续按公司应占联营企业损益调整[82] - 公司对联营企业的投资在处置时，剩余投资按公允价值计量，差额计入损益[85] - 公司对联营企业的投资在处置时，之前在其他综合收益中确认的金额按相同基础处理[86] - 公司对联营企业的投资在处置时，之前在其他综合收益中确认的金额按相同基础处理[86] - 公司采用KIFRS 1028和KIFRS 1036标准来确定是否需要对联营企业的投资进行减值测试，并在必要时确认减值损失[87] - 公司将非流动资产和处置组分类为待售资产，如果其账面价值主要通过销售交易而非持续使用来回收[93] - 公司将商誉分配给每个预计将从业务协同效应中受益的现金产生单元（CGU），并在每个报告期末进行减值测试[96] - 公司采用五步法来确认与客户签订合同的收入，其中电力销售收入占2023年12月31日合并收入的94.03%[100] - 公司采用成本转嫁关税系统，自2021年1月1日起生效，预计不会影响现有的收入确认会计政策[105] - 公司作为承租人，在租赁开始日确认使用权资产，并按成本计量，减去任何累计折旧和减值损失[108] - 公司作为承租人，在租赁开始日确认租赁负债，按租赁期内租赁付款的现值计量[109] - 公司对短期租赁和低价值资产租赁应用简化处理，租赁付款在租赁期内按直线法确认为费用[112] - 公司将外币交易按交易日的汇率折算为各实体的功能货币，并在报告日按报告日的汇率重新折算货币性项目[113] - 公司将借款费用直接归属于资产的购置、建造或生产的资本化，作为该资产成本的一部分[121] - 公司采用资产负债法核算递延税，递延税资产和负债分别计量[134] - 投资性房地产按成本计量，后续计量包括折旧和减值损失[147] - 无形资产按成本减去累计摊销和累计减值损失计量[151] - 政府补助不确认，除非有合理保证公司将符合补助条件并收到补助[123] - 退休福利费用按精算确定的净定期养老金费用计量，采用预计单位信用法[128] - 财产、厂房和设备按成本减去累计折旧和累计减值损失计量[141] - 所得税费用包括当期和递延税，分别在损益表中确认[131] - 研究活动支出在发生期间确认为费用，开发活动支出在满足特定条件时资本化为无形资产[152] - 温室气体排放权按成本计量，并根据提交期限分类为流动或非流动资产[159] - 投资性房地产的估计使用寿命为8至40年，按直线法折旧[148] - 公司对非金融资产（不包括商誉）进行减值测试，确定是否存在减值迹象，并估计可收回金额[163][164][165][166][167] - 存货按成本与可变现净值孰低计量，成本采用加权平均法计算，可变现净值为预计销售价格减去完成成本和销售费用[168][169] - 公司根据预期信用损失模型（ECL）对债务工具、租赁应收款、合同资产、贷款承诺和财务担保合同进行减值评估，分为三个阶段：12个月ECL、终身ECL和信用受损[186][187][188][189] - 公司对金融资产和金融负债进行分类和计量，包括按摊余成本、公允价值计量（FVTPL和FVOCI），并根据业务模式和现金流特征进行分类[182][183][184][185] - 公司对衍生金融工具进行初始和后续计量，按公允价值计量，并根据对冲关系的性质确定损益确认时点[194][195] - 公司对服务特许权安排相关收入进行确认，包括建设服务和运营服务收入，并根据合同条款确认金融资产或无形资产[192][193] - 公司对温室气体排放权和义务进行会计处理，包括在提交政府或预期无未来经济利益时终止确认排放权，以及在可能流出资源且可可靠估计时确认排放义务[160][161][162] - 公司对多项特定准备金进行确认和计量，包括员工福利、核电站退役成本、乏燃料处置、低中放射性废物处置、多氯联苯（PCBs）处置、发电厂区域支持计划和输变电设施邻近区域支持计划[170][171][172][173][174][175][176][177][178][179][180][181] - 公司对金融资产进行终止确认，当合同权利到期或转移资产且保留或转移所有权风险和报酬时，不终止确认资产[190] - 公司对金融负债进行终止确认，当合同义务解除、取消或到期时，终止确认负债，并将终止确认的负债账面价值与支付的对价之间的差额计入损益[191] - 衍生品作为非流动资产或非流动负债的条件是剩余期限超过12个月且不预期在12个月内实现或结算[196] - 嵌入式衍生品在其他金融工具或主合同中被视为单独的衍生品，当其风险和特征与主合同不紧密相关且主合同未按公允价值计量时[197] - 嵌入式衍生品作为非流动资产或非流动负债的条件是其所属混合工具的剩余期限超过12个月且不预期在12个月内实现或结算[198] - 公司指定某些对冲工具，包括衍生品、嵌入式衍生品和非衍生品，以对冲外汇风险，作为公允价值对冲或现金流对冲[199] - 在建立对冲关系时，公司记录对冲工具与被对冲项目之间的关系，以及其风险管理目标和策略，并持续评估对冲工具的有效性[200]

燃料成本相关 - 2022年燃料成本占公司销售成本的34.4%，占销售额的49.1%[35] - 2023年第二季度，燃料成本调整费用单价计算值为每千瓦时6.8韩元，受每千瓦时±5韩元限制后为每千瓦时5.0韩元[39][40] - 2022年因燃料价格上涨等原因，公司运营亏损322410亿韩元，净亏损244290亿韩元[45] - 为反映基础燃料成本上升，2022年1月起使用费用需增加每千瓦时9.8韩元，经政府批准，分别于4月1日和10月1日各增加每千瓦时4.9韩元[43] - 2023年1月，经政府批准，使用费用增加每千瓦时11.4韩元以反映部分基础燃料成本的增加[44] 燃料需求与采购相关 - 2022年烟煤需求约占公司燃料需求的39.8%，其中澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯、南非等分别占年度烟煤需求的30.9%、26.7%、19.9%、8.5%和14.0%[35] - 2022年公司发电子公司约91.8%的烟煤需求通过长期合同采购，其余8.2%从现货市场采购[35] 燃料价格波动相关 - 纽卡斯尔煤炭5500 NAR平均周现货价格从2021年的每吨84.77美元涨至2022年的每吨179.13美元，截至2023年4月7日降至每吨123.26美元[35] - 迪拜原油平均每日现货价格从2021年的每桶69.01美元涨至2022年的每桶97.03美元，截至2023年4月7日降至每桶85.25美元[37] 电价调整相关 - 2017年1月1日起，居民用电累进费率结构从六级变为三级，最高费率不超过最低费率的3倍[50] - 2018年7 - 8月，通过临时放宽电价结构和提供更高折扣降低居民电费[50] - 2019年7月，居民用电费率系统调整，每年7 - 8月前两档费率使用上限提高，第一档从200千瓦提高到300千瓦，第二档从400千瓦提高到450千瓦[51] - 2021年9月1日起，居民可选择新的季节性和小时电价[51] - 2019年12月，取消自愿减少用电居民和传统湿货市场的电价折扣[52] - 2022年6月，终止电动汽车的电价折扣[52] - 2021年7月，用电量低于200千瓦时家庭的电价折扣降至50%，2022年7月终止[52] - 2020年，取消为自身工业和一般用途安装可再生能源发电机客户的50%折扣，小发电量（小于10千瓦）无法售电客户的折扣计划于2023年取消[52] - 2022年10月，工业和商业消费者的使用费用从每千瓦时7.0韩元提高到11.7韩元，其他消费者提高每千瓦时2.5韩元[43] 发电装机容量规划相关 - 2023 - 2036年，核电装机容量将从26.1吉瓦增至31.7吉瓦，煤电装机容量将从40.2吉瓦降至27.1吉瓦，LNG发电装机容量将从43.5吉瓦增至64.6吉瓦，国内可再生能源发电装机容量将从32.8吉瓦增至108.3吉瓦，2036年氢和氨混合发电预计达到47.4太瓦时，占年发电总量的7.1%[53] - 2036年燃煤电厂总容量将从2023年的40.2吉瓦降至27.1吉瓦，占总发电容量比例从27.1%降至11.3%[66] 能源消费与排放目标相关 - 到2040年，韩国国家能源消费效率提高38%，能源需求降低18.6%，可再生能源占比达约35%[55] - 温室气体排放交易系统第二阶段（2018 - 2020年）97%排放配额免费分配，3%通过拍卖分配；第三阶段（2021 - 2025年）10%通过拍卖分配[64] - 2030年国家目标排放水平为4.366亿吨，较2018年减少40%；转型部门目标排放水平增至1.459亿吨，较2018年减少45.9%[66] 可再生能源相关 - 可再生能源组合标准目标百分比2023 - 2027年分别为13.0%、13.5%、14.0%、15.0%、17.0%[68] - 2030年可再生能源发电占比目标从2016年的7%提高到20%，发电容量达72.7吉瓦；2036年目标容量108.3吉瓦，占比30.6%[72] - 2016年公司向新能源产业基金出资5万亿韩元[72] - 截至2023年3月31日，有四个第三方PPA总签约容量9.5兆瓦，一个直接PPA总签约容量2.3兆瓦[72] 氢气市场相关 - 2023 - 2025年一般氢气市场招标量每年均为1300GWh，清洁氢气市场2027年为3500GWh，2028年为3000GWh[74] - 公司购买的氢气发电电量将在去年国内发电总量的10%以内[75] 气候/环境费率相关 - 2022年气候/环境相关基础费率为每千瓦时7.3韩元，2023年提高1.7韩元至每千瓦时9.0韩元[77] 资本支出与债务相关 - 2020 - 2022年资本支出分别为154850亿韩元、139640亿韩元、138860亿韩元，2023 - 2025年预算资本支出分别为169270亿韩元、163060亿韩元、179080亿韩元[79] - 2022年12月28日债务上限提高至股本和储备金之和的五倍（紧急情况经批准为六倍），此前为两倍，有效期至2027年12月31日[81] - 截至2022年12月31日，14.7%的长期债务以外国货币计价[86] 业务战略相关 - 公司计划建立有助于实现碳中和的电网系统等八项中长期业务战略[87] - 新业务战略面临法规限制、资本支出大等风险[88][89] - 公司和发电子公司未来可能选择性拓展海外可再生能源电厂等业务[91] - 海外业务面临与国内不同的风险，实际收支可能与预期差异大[92][93] 市场份额相关 - 截至2022年12月31日，公司及其发电子公司拥有韩国约59.9%的总发电容量（不包括为私人或应急用途发电的工厂）[94] - 2022年，独立发电商占总发电量的31.3%，截至2022年12月31日，占总发电容量的40.1%，韩国电力市场有36家独立发电商，不包括5313家可再生能源生产商[96] - 截至2023年3月31日，参与社区能源系统的供应商总发电容量不到公司发电子公司总发电容量的2%[97] 员工相关 - 截至2022年12月31日，公司及其发电子公司约74.0%的员工是工会成员[99] 发电类型占比相关 - 2022年，核能发电占韩国发电量的29.6%，是韩国第二大电力供应来源[104] 核电机组相关 - 公司通过KHNP运营25个核燃料发电机组，其中Kori 2自2023年4月8日起关闭[103] - 2016年9月地震后，Wolsong核电站的四个核发电机组关闭约三个月[105] - 2018年6月至2019年底，Wolsong 1机组的财产、厂房和设备减值损失累计达5722.16亿韩元，减值损失转回166.93亿韩元；Chunji 1和2以及Daejin 1和2机组减值损失达388.86亿韩元；Shin - Hanul 3和4机组减值损失累计达1347.36亿韩元[110] - 预计Shin - Hanul 2将于2023年建成，Saeul 3和4预计分别于2024年和2025年建成[108] 燃煤电厂建设相关 - 2023年1月政府宣布的第十个基本计划，计划到2024年由独立发电商建设三座燃煤电厂，其中两座将于2023年建成，一座将于2024年建成[96] 赔偿与诉讼相关 - 截至2023年3月31日，公司已向森林火灾受害者支付628亿韩元赔偿，预计与其余受害者和解还需约60亿韩元；截至2022年12月31日，有68起火灾索赔诉讼，索赔总额约2925亿韩元，1起胜诉，1起和解，66起待决[114] - 2016年8月，公司因普通工资诉讼向员工支付551亿韩元三年欠薪及利息；截至2022年12月31日，子公司预留115亿韩元以支付潜在额外普通工资[126] 俄罗斯业务相关 - 2022年，公司19.9%的烟煤需求来自俄罗斯，从俄罗斯采购的所有商品和服务总价值约32亿美元[130] 法律与监管相关 - 《严重事故惩罚法》于2021年1月26日颁布，2022年1月27日生效，对“严重事故”相关个人和实体追究刑事责任，可能影响公司业务、财务状况和经营成果[116] 风险因素相关 - 公司管理债务利率和外汇汇率风险，但未对冲头寸或风险管理程序失效可能影响经营和财务状况[118][119] - 公司核电机组和非核子公司保险范围和金额有限，恐怖袭击无保险，严重事故或自然灾害可能造成重大财务损失[120][121][122] - 美欧等国对俄罗斯实施多项制裁，或使公司需限制或调整业务，且全球燃料价格可能上涨[132][133][135] - 新冠疫情影响不确定，可能导致公司客户需求下降、营收减少、成本上升等[136][137] - 韩国经济受全球经济影响大，全球经济不稳定或通过影响韩国经济对公司产生不利影响[139][140] - 韩国经济面临通胀、金融部门困难、贸易伙伴经济不佳等问题，或影响公司业务[142] - 韩朝关系紧张，若局势升级可能对公司及公司股价产生不利影响[145] - 若公司交易方受制裁，公司可能需终止合作并寻找替代方，但无法保证新合同条款更优或相似[134] - 公司若违反涉俄经济制裁或进出口管制，可能面临行政、民事或刑事处罚，影响公司声誉和财务状况[135] - 政府可能出台电价调整等紧急措施，对公司财务状况、经营成果和现金流产生不利影响[138] - 全球金融市场波动使韩元兑美元汇率波动，可能对公司财务状况和经营成果产生不利影响[140] 公司成立与股权相关 - 公司于1981年12月31日由韩国政府依据《韩国电力公社法》成立，继承韩国电气公司的资产和负债[167][169] - 1989年政府出售公司21%的普通股，截至2022年12月31日，政府通过直接持股和通过韩国产业银行间接持股，共持有公司51.1%的普通股[169] - 外国投资者收购公司股份存在40%的总投资上限，单一投资者收购公司普通股存在3%的上限，超过上限部分无投票权[156][157] - 公司同意在任何时候美国存托股份（ADS）的流通数量不超过80,153,810股的情况下，接受普通股的存入[154] - 截至2022年12月31日，政府直接和通过韩国产业银行间接持有公司51.1%的已发行股本，根据法律政府需至少持有51% [122] 证券市场相关 - 公司普通股在韩国交易所KRX KOSPI板块上市，该市场市值较小且波动性高于美国和许多欧洲国家的证券市场[162] - 投资者购买ADS需支付美元，公司股票以韩元报价和交易，韩元与美元汇率波动会影响股息支付和ADS出售所得[164] - 若政府认为可能出现紧急情况，可能限制存托银行将股息转换并汇出美元，紧急情况包括利率或汇率突然波动等[165][166] 公司治理相关 - 公司需遵守韩国公司治理和披露标准，与其他国家存在显著差异，公开信息可能较少[152] - 外国法院对公司的判决可能无法执行，因为公司董事、高管和大部分资产位于韩国[153] 地缘政治风险相关 - 若朝鲜半岛紧张局势升级或朝鲜政权突然崩溃，可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[151] 公司经营数据相关 - 2022年公司向客户销售547,933吉瓦时电力，购买550,832吉瓦时电力，其中31.3%由KHNP生产，39.1%由五家非核子公司生产，29.6%由独立发电商生产[172] - 2022年公司销售额为7.0546万亿韩元，净亏损2.4429万亿韩元；2021年销售额为6.0012万亿韩元，净亏损5216亿韩元[173] - 2018 - 2022年韩国电力需求年复合增长率为1.0%，同期实际GDP年复合增长率为2.0%；2022年GDP增长率为2.6%，电力需求增长2.7%[174] 公司战略规划相关 - 公司制定2035中长期战略，有八项战略举措以成为全球综合能源平台公司[175] 电力行业重组相关 - 1999年1月21日发布电力行业重组计划，第一阶段从1999年1月至2001年4月拆分发电业务单元，第二阶段2001年4月引入成本竞争性投标池系统[181][184][187] - 2002年开始出售KOSEP股权，原计划出售管理控制权并可能进行首次公开募股，但因市场条件不利推迟上市[190][191] - 2003年政府考虑成立并私有化配电子公司，后建议在公司内创建独立业务部门，2006年创建九个“战略业务单元”[193] - 2010年提出改善电力行业结构提案，包括维持现有发电子公司结构、明确业务范围、创建核电出口业务单元等[194] 电力市场结构相关 - 截至2022年12月31日，韩国电力市场供应商包括公司6家发电子公司和36家独立发电商（不包括5313家可再生能源生产商）[201] - 公司及其6家发电子公司是韩国电力交易所成员公司，共同拥有其100%的股本，交易所11名董事会成员中有3名是公司或其子公司员工[202] 电价确定机制相关 - 电价主要基于发电成本的“成本池”系统确定，包括边际价格（代表发电可变成本）和容量价格（代表发电固定成本）[204] - 系统边际价格是指在给定小时内，预测电力需求和预测电力供应相交时的边际电价，2022

资产和负债 - 2022年12月31日的总资产为234,804,994百万韩元，2021年为211,123,727百万韩元[28] - 2022年12月31日的流动资产总额为29,750,545百万韩元，2021年为22,050,845百万韩元[28] - 2022年12月31日的非流动资产总额为205,054,449百万韩元，2021年为189,072,882百万韩元[28] - 2022年12月31日的现金及现金等价物为3,234,780百万韩元，2021年为2,635,238百万韩元[28] - 2022年12月31日的流动金融资产净额为4,286,975百万韩元，2021年为1,868,796百万韩元[28] - 2022年12月31日的应收账款净额为10,461,822百万韩元，2021年为8,122,415百万韩元[28] - 2022年12月31日的存货净额为9,930,732百万韩元，2021年为7,608,182百万韩元[28] - 2022年12月31日的非流动金融资产净额为3,336,835百万韩元，2021年为2,909,810百万韩元[28] - 2022年12月31日的固定资产净额为177,865,308百万韩元，2021年为173,134,638百万韩元[28] - 2022年总负债为192,804,738百万韩元，相比2021年的145,797,021百万韩元增长了32.2%[29] - 2022年总权益为42,000,256百万韩元，相比2021年的65,326,706百万韩元减少了35.7%[29] - 2021年12月31日的财务报表中，总资产为211,123,727百万韩元，总负债为145,797,021百万韩元，总权益为65,326,706百万韩元[61] 收入和亏损 - 2022年销售收入为71,257,863百万韩元，相比2021年的60,673,587百万韩元增长了17.4%[30] - 2022年毛亏损为29,645,731百万韩元，相比2021年的2,970,703百万韩元大幅增加[30] - 2022年营业亏损为32,655,153百万韩元，相比2021年的5,846,499百万韩元大幅增加[30] - 2022年净亏损为24,429,108百万韩元，相比2021年的5,215,581百万韩元大幅增加[30] - 2022年其他综合收益为1,246,869百万韩元，相比2021年的599,614百万韩元增长了108%[31] - 2022年总综合亏损为23,182,239百万韩元，相比2021年的4,615,967百万韩元大幅增加[31] - 2022年归属母公司所有者的综合亏损为23,273,171百万韩元，相比2021年的4,743,513百万韩元大幅增加[31] - 2022年每股基本和稀释亏损为38,112韩元，相比2021年的8,263韩元大幅增加[31] - 2021年12月31日的综合损益表中，销售收入为60,673,587百万韩元，毛亏损为2,970,703百万韩元，营业亏损为5,846,499百万韩元，净亏损为5,215,581百万韩元[62] 现金流量 - 2022年净现金提供（用于）经营活动为-23,477,500百万韩元，相比2021年的4,491,378百万韩元大幅下降[35] - 2022年净现金用于投资活动为-14,953,753百万韩元，相比2021年的-12,372,520百万韩元有所增加[35] - 2022年净现金提供融资活动为38,997,899百万韩元，相比2021年的8,435,077百万韩元显著增加[35] - 2022年现金及现金等价物净增加599,542百万韩元，相比2021年的605,654百万韩元略有下降[35] - 2022年现金及现金等价物年末余额为3,234,780百万韩元，相比2021年的2,635,238百万韩元有所增加[35] - 2021年12月31日的现金流量表中，经营活动现金流量为4,491,378百万韩元，投资活动现金流量为-12,372,520百万韩元，融资活动现金流量为8,435,077百万韩元[62] 股东和持股比例 - 2022年政府持股比例为18.20%，韩国发展银行持股比例为32.90%，其他股东持股比例为48.90%[37] - 2022年外籍股东持股比例为13.86%[37] 电力业务 - 2022年未计量或未计费的电力收入为2,348,813百万韩元，相比2021年的1,725,444百万韩元有所增加[53] - 2022年电力传输和分配业务收入为12,305,252百万韩元，相比2021年的11,776,331百万韩元有所增加[34] - 2022年无形资产摊销为156,160百万韩元，相比2021年的166,161百万韩元有所下降[34] 核电站决策 - 公司决定永久关闭Wolsong 1号核电站，该核电站的设计寿命已于2012年11月20日到期，最终于2019年12月24日获得永久关闭批准[56] - 公司决定停止建设Cheonji 1号和2号以及Daejin 1号和2号核电站，并在2018年12月31日之前确认了减值损失和其他费用[57] - 公司预计Shin-Hanwool 3号和4号核电站的建设可能会根据政府政策暂停[58] - 公司在2022年12月31日对Shin-Hanwool 3号和4号核电站的资产减值损失进行了恢复，确认了减值损失的逆转[60] 会计准则变更 - 公司认为2022年1月1日生效的其他会计准则变更对公司合并财务报表没有重大影响[63] - 公司将应用KIFRS 1037关于履行合同的成本的修正，以评估合同是否为亏损合同[64] - 公司将应用KIFRS 1103关于概念框架的修正，替换对1989年发布的财务报表编制和呈现框架的引用[65] 投资和业务合并 - 公司采用权益法核算对联营企业的投资，初始确认时按成本计量，后续根据公司在联营企业的收益或亏损中的份额进行调整[89] - 公司在业务合并中获得的商誉在取得控制权之日（即收购日）确认，并分配到预计将从业务收购中受益的每个现金产生单元（CGU）[102] - 公司在业务合并中获得的或有对价在收购日按公允价值计量，并在后续报告日期根据KIFRS 1109或KIFRS 1037进行重新计量[82] - 公司在业务合并中获得的非控制性权益可以选择按公允价值或按非控制性权益在收购日所占被收购方可辨认净资产的比例进行初始计量[80] - 公司在业务合并中获得的非控制性权益在收购日按公允价值计量，并在后续报告日期根据KIFRS 1109或KIFRS 1037进行重新计量[82] 资产分类和处理 - 公司对非流动资产或处置组进行分类为持有待售，如果其账面价值将主要通过出售交易而非持续使用来回收[99] - 公司对与客户签订的合同采用五步法确认收入，其中电力销售收入占2022年合并收入的92.90%[106] - 公司对租赁合同中的租赁和非租赁部分作为一个整体进行会计处理，租赁部分根据其转移所有权风险和报酬的程度分类为融资租赁或经营租赁[112] - 公司在与联营企业交易时，仅在非关联方之间确认收入和损失[94] 租赁和折旧 - 公司采用直线法对使用权资产进行折旧，折旧期限为资产的预计使用寿命和租赁期限中较短者[114] - 租赁负债在租赁开始日按租赁付款的现值计量，包括固定付款、实质固定付款、指数或利率相关的可变租赁付款，以及残值担保的金额[115][116] - 短期租赁和低价值资产租赁的租赁付款在租赁期限内按直线法确认为费用[118] 外币交易和折算 - 外币交易按交易日的汇率折算为集团实体的功能货币，货币性项目在报告日的汇率重新折算[119] - 非货币性项目按公允价值计量时，使用公允价值确定日的汇率折算[120] - 外币借款与在建资产相关的汇兑差额计入资产成本，作为外币借款利息成本的调整[121] - 外币财务报表折算差额计入其他综合收益，并在处置外国经营时重新分类至损益[124] 借款成本和政府补助 - 公司将借款成本资本化，作为符合条件的资产成本的一部分，其他借款成本在发生时确认为费用[127] - 政府补助在合理保证公司将遵守补助条件并收到补助时确认，补助金额按市场利率与实际利率的差额计量[129][130] - 政府补助与资产相关的部分冲减资产账面价值，与收入相关的部分在相关成本确认期间确认为其他收入[131][132] 资产折旧和摊销 - 投资性房地产的折旧期限为8至40年[154] - 无形资产的摊销期限和方法如下：使用权捐赠资产10至30年，软件4至5年，工业权利5至10年，开发费用5年，租赁权8至10年，其他3至50年或无限期，采矿权按单位产量法[160] - 研究活动支出在发生期间确认为费用，开发阶段内部生成的无形资产在满足特定条件时予以确认[158] - 温室气体排放权的成本包括直接获取支出和其他正常获取过程中发生的成本，作为无形资产记录[164] - 存货按成本与可变现净值孰低计量，成本采用加权平均法计算[174] 资产减值和信用损失 - 预计未来现金流量的现值用于评估资产的减值，减值损失立即在损益中确认[171] - 公司采用预期信用损失（ECL）模型评估债务工具、租赁应收款、合同资产、贷款承诺和财务担保合同的损失准备[192][193][194][195] - 公司根据信用风险增加的程度，分别采用12个月ECL或终身ECL来计量损失准备[193][194] - 公司选择对包含显著融资成分的贸易应收款、合同资产和租赁应收款采用终身ECL计量损失准备[195] 金融工具和风险管理 - 公司通过衍生金融工具管理利率和外汇风险，包括外汇远期合约、利率互换和交叉货币互换等[200] - 公司对非交易性股权投资在初始确认后可选择按公允价值计量，并将后续公允价值变动计入其他综合收益（OCI），且不可再转回损益[190] - 公司对符合条件的金融资产采用摊余成本计量，条件包括持有目的是收取合同现金流，且合同条款仅产生本金和利息的现金流[190] - 公司对符合条件的金融资产采用公允价值计量且其变动计入其他综合收益（FVOCI），条件包括持有目的是收取合同现金流和出售金融资产，且合同条款仅产生本金和利息的现金流[190] - 公司对不符合摊余成本或FVOCI计量条件的金融资产采用公允价值计量且其变动计入损益（FVTPL）[190] - 公司对金融负债分类为按公允价值计量且其变动计入损益（FVTPL）或其他金融负债，后者采用摊余成本计量[191] - 公司对服务特许权安排相关的建设服务和运营服务收入按KIFRS 1115确认，并根据具体情况确认金融资产或无形资产[198][199]

董事会组成与任期 - 董事会由7名常务董事（含CEO）和8名非常务董事组成，董事长从非常务董事中任命[10][15] - CEO任期3年，其他董事任期2年[16] - 截至2022年5月31日，董事会有7名执行董事和8名非执行董事[64] - 根据相关规定，董事会成员不超过15名，其中执行董事不超过7名，非执行董事不超过8名[65] 股东大会情况 - 2021年1月至2022年5月，公司举行了2次年度股东大会和3次临时股东大会[24] - 2021年3月25日股东大会，批准2020财年合并及单独财务报表，赞成率99.8%[26] - 2021年5月28日股东大会，选举总统兼CEO，赞成率99.3%[26] - 2022年3月29日股东大会，批准2021财年合并及单独财务报表，赞成率98.5%[26] - 2022年3月29日股东大会，批准2022年董事最高薪酬总额，赞成率91.0%[26] 股息分配情况 - 公司2021财年未支付股息[31] - 2020财年每股股息1216韩元，派息率40.0%，总股息78.0628亿韩元，股息收益率4.5%[34] - 过去三年公司未支付优先股股息和中期股息[35] 股份情况 - 普通股授权股份为12亿股，已发行股份为6.41964077亿股，发行率为53.50%；类别股授权股份为1.5亿股，已发行股份为0，发行率为0.00%，每股面值为5000韩元[37] IR会议情况 - 公司在2月、5月、8月和11月发布季度收益时举行IR会议，总部迁至罗州市后，在首尔每周举行IR会议并与机构投资者进行电话会议[40] 董事会职责与报告事项 - 董事会需审查和决议的事项包括设定业务目标、预算等，其中收购、增加和处置超过20万千瓦容量的发电设施以及价值超过300亿韩元的固定资产需经董事会决议[49] - 需向董事会报告的事项中，总费用增加超过10%或100亿韩元、关联方交易金额超过总股本的5%或500亿韩元等情况需报告[50] 首席执行官提名委员会情况 - 首席执行官提名委员会由5至15名成员组成，主席须从非执行董事中选出，总裁兼首席执行官任期为三年，可根据评估逐年续签[55] 内部控制与关联交易规定 - 公司制定了内部控制政策，审计委员会在风险管理中发挥重要作用，公司每年评估财务报告内部控制的有效性[58][60] - 公司制定了防止关联方交易的内部规定和内部监控系统，以识别和披露关联方交易[43] 董事提名委员会情况 - 董事提名委员会成员不少于5人且不超过15人，董事会选举成员少于半数[72] - 董事提名委员会成员不少于五人且不多于十五人，董事会选举成员少于一半[94] - 2021年1月至2022年5月31日，董事提名委员会多次召开会议确定CEO和非常务董事招聘事宜并获批准[95] 集中投票规定 - 若持股超过已发行股份1%的股东要求，在任命两名以上董事的股东大会上可采用集中投票[75] 非执行董事评估与薪酬 - 2021 - 2022年5月，4名非执行董事接受评估[78] - 非执行董事任期两年，可根据评估结果由经济财政部长决定延长一年[79] - 非执行董事年薪酬不超过3000万韩元[80] - 2021年有8名非执行董事，总薪酬2.4亿韩元，平均每人3万韩元[81] 董事会会议情况 - 董事会需每月召开例会，应主席或超过三分之一董事要求召开非例会，会议通知需提前至少7天[83] - 2021年1月 - 2022年5月31日，董事会多次召开会议，对多项议程进行审批[85][86][87] - 2021年1月15日董事会会议出席率100%（15/15）[85] - 2021年2月19日董事会会议出席率约76.9%（10/13）[85] - 2022年2月24日批准召开2021财年股东大会、通过2021财年合并及单独财务报表等多项提案[88] - 截至2022年5月31日，2021财年董事会会议中，董事Cheong, Seung - Il等出席率和批准率多为100%，Choi, Young - Ho出席率93.3%，Seong, Si - Heon出席率86.7% [90] 董事会下设委员会情况 - 董事会下设审计委员会、董事提名委员会和ESG委员会三个小组委员会，董事提名委员会由5 - 15名成员组成[65] - 董事会下设审计委员会、董事提名委员会和ESG委员会三个小组委员会[91] 审计委员会情况 - 审计委员会由三名成员组成，其中两名须为非常务董事[93][99] - 审计委员会按季度定期开会，会议通知需提前至少7天提供给成员，法定人数为简单多数，决议由出席成员多数做出[108] - 2021年1月至2022年5月31日审计委员会召开多次会议，对多项议程进行审批和报告接收，如批准子公司外部审计师任命、审计计划等[109][110][111][112] - 截至2022年5月31日，2021财年现任董事Kim, Jae - Shin、Park, Hyo - Sung、Choi, Young - Ho出席率均为100%[112] - 公司按《股份公司外部审计法》等规定，经审计委员会批准，连续三个财年任命外部审计师[113] - 2018年11月16日审计委员会批准任命安永瀚洋为公司2019 - 2021财年外部审计师，2021年10月15日批准其为2022 - 2024财年外部审计师[115] - 审计委员会至少每半年与外部审计师直接沟通并交换意见，涉及关键会计政策、半年财报审查等内容[119] - 2021财年至2022年5月31日，审计委员会与外部审计师多次面对面会议，每次出席人数均为3/3[120] - 2021年11月25日，审计委员会成员Kim, Jae - Shin等参加KPMG Samjung培训[103] ESG委员会情况 - 2020年12月公司成立ESG委员会，由三名非常务董事组成[96] - 2021年1月至2022年5月31日，ESG委员会多次召开会议，相关议程均获批准，Seong, Si - Heon等董事出席率100% [97] 审计团队设置 - 公司在总部设独立审计支持团队，在十五个地区总部、三个地区建设总部和七个专业业务部门设内部审计团队[105] 外部审计师报酬 - 2021年4月16日，外部审计师安永瀚洋为KEPCO KPS菲律宾公司提供税务报告建议，获得报酬19,153千韩元[118] 内部审计情况 - 内部审计团队年初按审计委员会批准的年度计划开展综合、普通和特别审计，并向审计委员会和董事会定期报告结果，结果可在网站查询[106] 委员会成员职责 - 委员会成员参加董事会会议，接收重要业务管理报告，可按需接收重要事项报告[107]