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]

燃料成本相关 - 2021年燃料成本占公司销售成本的30.5%，占销售额的32.4%[36] - 燃料成本调整费用单价限制为每季度不低于±1韩元/千瓦时，不高于±3韩元/千瓦时，且超过±5韩元/千瓦时的部分不反映在费用中[40] - 2021年第一季度燃料成本调整费用单价为 - 10.5韩元/千瓦时，经季度限制调整后为 - 3.0韩元/千瓦时[40] 燃料需求与采购相关 - 2021年烟煤需求约占公司燃料需求的42.6%，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48.9%、20.0%、11.5%、4.1%和15.5%[36] - 2021年公司发电子公司约92.9%的烟煤需求通过长期合同采购，其余7.1%从现货市场采购[36] 能源价格走势相关 - 纽卡斯尔煤炭5500 NAR平均周现货价格从2020年的45.89美元/吨涨至2021年的84.77美元/吨，2022年4月15日涨至196.38美元/吨[36] - 迪拜原油平均每日现货价格从2020年的42.21美元/桶涨至2021年的69.01美元/桶，2022年4月14日涨至104.83美元/桶[36] 电价调整相关 - 公司计划在2022年4月1日和10月1日将电价使用费用提高4.9韩元/千瓦时，总计提高9.8韩元/千瓦时[44] 电力行业重组与政策相关 - 1999年1月政府宣布韩国电力行业重组计划，2001年4月成立韩国电力交易所和韩国电力委员会，拆分发电业务[47] - 2002年政府提出私有化一家非核子公司的计划，2004年因市场条件和政策考虑无限期暂停[47] 居民用电费率政策相关 - 2017年1月1日，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[51] - 2018年7 - 8月，通过放宽电价结构和提供更高折扣降低居民电费[51] - 2019年7月，居民用电费率系统修改，前两档费率使用上限分别从200千瓦提高到300千瓦、从400千瓦提高到450千瓦[51] - 2019年12月，取消自愿减少用电居民和传统湿货市场的费率折扣[52] - 2021年7月，用电量低于200千瓦时家庭的费率折扣降至50%，并将于2022年7月终止[53] - 2022年6月，电动汽车费率折扣将逐步取消[52] 能源发展规划相关 - 到2034年，煤炭和核能发电容量将分别降至29吉瓦和19.4吉瓦，24座老旧燃煤电厂（总容量12.7吉瓦）将改用LNG，国内可再生能源发电容量将增加77.8吉瓦[54] - 到2040年，提高国家能源消费效率38%，减少能源需求18.6%，可再生能源占比达约35%[55] 温室气体排放交易系统相关 - 温室气体排放交易系统第一阶段（2015 - 2017）免费分配排放配额；第二阶段（2018 - 2020）97%免费分配，3%通过拍卖分配；第三阶段（2021 - 2025）10%通过拍卖分配[63] 可再生能源目标相关 - 可再生能源组合标准目标百分比2022 - 2026年分别为12.5%、14.5%、17.0%、20.5%、25.0%[66] - 政府计划将可再生能源发电占比从2016年的7%提高到2022年的10.5%和2030年的20%，2030年国内可再生能源发电容量增至63.8吉瓦[66] 能源消费税相关 - 2014年7月1日起烟煤征收消费税，2019年4月1日起单位税率每千克提高10韩元，目前不同发热量烟煤适用税率为每千克43 - 49韩元；2019年4月起LNG消费税和进口附加费分别降低每千克48韩元和20.4韩元，目前适用税率分别为每千克12韩元和3.8韩元[67] 新能源产业基金出资相关 - 2016年公司向新能源产业基金出资5000亿韩元[69] 气候/环境相关基础费率相关 - 2021年气候/环境相关基础费率为每千瓦时5.3韩元，2022年计划提高至每千瓦时7.3韩元，原实施日期推迟至4月1日[72] 碳中和愿景相关 - 公司及子公司2021年11月宣布2050年碳中和愿景，目标2050年完全取代国内煤电[70] 资本支出相关 - 2019 - 2021年资本支出分别为157950亿韩元、154850亿韩元、139640亿韩元，2022 - 2024年预算资本支出分别为153600亿韩元、161720亿韩元、161330亿韩元[74] 长期债务相关 - 截至2021年12月31日，公司长期债务（含当期部分，不含原始发行折价和溢价）的16.4%为外币计价[79] 发电容量相关 - 截至2021年12月31日，公司及其发电子公司拥有韩国约61.5%的总发电容量（不包括为私人或应急用途发电的电厂）[87] - 2021年独立发电商占总发电量的30.6%，截至2021年12月31日占总发电容量的38.5%，韩国有33家独立发电商（不包括可再生能源生产商）[88] - 截至2022年3月31日，参与社区能源系统的供应商总发电容量不足公司发电子公司总发电容量的1%[90] 员工相关 - 截至2021年12月31日，公司及其发电子公司约73.7%的员工是工会成员[92] 核电业务相关 - 公司通过KHNP运营24个核燃料发电机组，2021年核电占韩国发电量的27.4%[96] - 2016年9月附近地震后，蔚珍核电站4个核电机组停机约3个月[97] - 10个核电机组初始运营许可证将于2030年到期，延寿困难或致收入损失和燃料成本增加[99] - 2019年5月，729名韩国国民起诉暂停新古里4号机组运营，案件在首尔高等法院审理中[99] - 蔚珍1号机组1982年运营，2012年按30年运营许可证结束运营，2015年获批延至2022年11月，后涉诉讼[98] 机组建设与运营相关 - 2020年12月宣布的第九个基本计划中，独立发电商计划到2024年建设6座燃煤电厂，2021年已建成2座，2022年预计建成1座，2023年2座，2024年1座[88] - 安全改进后续措施将于2024年12月完成，10项补充安全措施已实施9项，剩余1项2023年实施[101] - 6个规划中的核电机组不再建设，在建机组2024 - 2025年完工运营，老旧机组不再延寿[102] 资产减值与赔偿相关 - 2018 - 2019年，蔚珍1号机组资产减值损失5722.16亿韩元，冲回减值损失166.93亿韩元；春智1、2号和大津1、2号机组减值损失388.86亿韩元；新韩蔚3、4号机组减值损失1347.36亿韩元[103] - 截至2022年2月，公司已向火灾受害者支付赔偿627亿韩元，预计剩余赔偿约61亿韩元[106] 法律与诉讼相关 - 《严重事故惩罚法》2021年1月26日颁布，2022年1月27日生效，可能对公司业务和财务产生不利影响[109] - 2018年12月，KOEPO分包商员工在泰安热电厂事故中死亡，泰安3个热电厂机组2018年12月至2019年5月停运[107] - 2016年8月公司因法院判决向员工支付551亿韩元作为三年的欠薪及利息[118] - 截至2021年12月31日，公司子公司面临12起诉讼，总索赔金额为380亿韩元，子公司预留32亿韩元以支付潜在的额外普通工资[118] 国际业务与制裁相关 - 2021年公司从俄罗斯购买了11.5%的烟煤需求，从俄罗斯购买的所有商品和服务的总价值约为9亿美元[122] - 联合国安理会2017年8月5日通过决议加强对朝制裁，预计每年减少朝鲜出口收入三分之一[139] - 美国2016年2月18日签署法案制裁朝鲜，授权五年内拨款5000万美元用于对朝广播和人道援助项目[142] 公司股权与投资相关 - 公司同意在存托的美国存托股份任何时候不超过80153810股的情况下，存入已发行普通股[148] - 依据韩国法律，外国投资者收购公司股份的总上限为40%[149] - 公司章程规定单个投资者（无论国内外）收购公司普通股的上限为3%[150] 宏观经济与公司影响相关 - 新冠疫情可能导致公司工业和商业客户运营中断，减少电力需求，政府可能不及时提高电价，导致公司收入减少[128][129] - 新冠疫情可能使韩国消费者失业率上升、可支配收入减少，降低居民用电需求和工商业客户产品服务需求，进而减少用电需求[134] - 新冠疫情可能导致公司燃料和设备供应中断，新发电设施建设或现有设施维护翻新出现中断或延迟[134] - 新冠疫情可能使公司员工感染，导致员工隔离、发电设施或办公室临时关闭，社交距离措施可能降低劳动生产率[134] - 韩元兑主要外币贬值可能增加公司进口原材料和设备的成本，不稳定的全球和韩国金融市场可能影响公司及时且经济高效地满足资金需求的能力[134] - LNG价格大幅或持续上涨可能导致热发电被LNG联合循环发电取代，公司对受疫情不利影响的公司的投资公允价值可能受损[134] - 扩张性货币政策和全球供应链中断导致的全球通胀可能使包括燃料在内的大宗商品价格上涨[134] - 新冠疫情导致的全球不确定性和经济衰退或对韩国经济产生不利影响[136] - 英国脱欧后不确定性增加，导致通胀、外汇储备等波动或影响韩国经济[136] - 美中贸易战升级可能对韩国经济造成不利影响[136] - 韩国与朝鲜关系紧张，局势升级或对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[138,144] 公司治理与标准相关 - 公司遵循韩国公司治理和披露标准，与其他国家存在显著差异[145] 公司股权结构相关 - 1989年政府出售公司21%普通股，截至2021年12月31日，政府直接和间接持有公司普通股的51.1%[164] 公司财务业绩相关 - 2021年公司销售额为599140亿韩元，净亏损52290亿韩元；2020年销售额为579260亿韩元，净利润为20920亿韩元[168] 电力需求与GDP相关 - 2017 - 2021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2.1%；2021年GDP增长率为4.0%，韩国电力需求增长4.7%[169] 公司战略规划相关 - 公司制定2035中长期战略，包含八项战略举措，目标是成为全球综合能源平台公司[170] - 公司计划在2050年通过电网创新实现碳中和，确保连接可再生能源的电网能力[171] - 公司计划结束海外燃煤发电项目，将大量海外业务组合转向环保项目[176] - 公司计划建立全面的ESG管理体系，提高财务稳定性[176] 公司业务发展历程相关 - 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[185] - 2006年公司创建9个“战略业务单元”，2012年2月重组为14个[187] - 2011年1月经济财政部成立“联合合作单元”，以提高热电厂运营效率[189][190] - 2011年1月6家发电子公司被指定为“市场导向型公共企业”[191] - 2016年6月政府发布提案，公司将海外资源业务的大部分资产和负债转移至发电子公司[192] 电力市场结构相关 - 截至2021年12月31日，韩国电力供应商包括公司6家发电子公司和33家独立发电商（不包括可再生能源生产商）[195] - 公司及其6家发电子公司是韩国电力交易所成员，共同拥有其100%的股本[196] - 韩国电力市场电价基于“成本池”系统，由边际价格和容量价格组成[198] - 系统边际价格是指在给定小时内，电力预测需求和预测供应相交时的边际价格[201] - 公司发电子公司向公司出售电力的价格公式为：可变成本+[系统边际价格 - 可变成本] * 调整系数[204] - 目前参考容量价格范围为每千瓦时9.61至10.65韩元[211] - 标准容量储备率需维持在13%，以防止产能过度建设并引导区域层面的最优产能投资[212] 电力交易与购电相关 - 2015年副产气发电占公司购电量的1.8%，此后政府无限期暂停了除副产气发电外的授标合同系统的进一步推广[218][219] - 2021年电力交易总量为535,985吉瓦时，总销售额为515690亿韩元，单位价格为每千瓦时96.21韩元[221] - 2021年公司根据现有购电协议从独立发电商购买了总计18,904吉瓦时的电力，这些独立发电商截至2021年12月31日的总发电容量为13,602兆瓦[223] 发电单元与装机容量相关 - 截至2021年12月31日，公司及其发电子公司共有763个发电单元，总装机发电容量为82,459兆瓦[224] - 2021年核电机组24个，装机容量23,250兆瓦，平均容量系数为74.5%[226] - 2021年煤炭热电机组53个，装机容量32,559兆瓦，平均容量系数为60.5%[226] - 2021年油热电机组3个，装机容量1,200兆瓦，平均容量系数为14.2%[226] - 2021年LNG热电机组4个，装机容量1,400兆瓦，平均容量系数为9.6%[226]

财务报告提交与审批情况 - 2022年3月14日，公司提交2021财年审计报告，财务报表未经股东批准可能变更[4] - 审计报告日期为2022年3月14日，后续事项可能影响财务报表[27] - 公司合并财务报表于2022年2月24日获董事会批准发布，并将于2022年3月29日提交股东大会审批[45] 财务报表审计意见 - 审计认为公司合并财务报表在所有重大方面公允反映财务状况、业绩和现金流[11] 财务数据关键指标变化 - 2021年末现金及现金等价物为26.35238亿韩元，2020年末为20.29584亿韩元[29] - 2021年末流动资产总计220.50845亿韩元，2020年末为205.61941亿韩元[29] - 2021年末非流动资产总计1890.58025亿韩元，2020年末为1825.8017亿韩元[29] - 2021年末总资产为2111.0887亿韩元，2020年末为2031.42111亿韩元[29] - 2021年总负债为145,797,021百万韩元，2020年为132,475,265百万韩元，同比增长10.06%[30] - 2021年总权益为65,311,849百万韩元，2020年为70,666,846百万韩元，同比下降7.58%[30] - 2021年销售总额为60,574,819百万韩元，2020年为58,569,314百万韩元，同比增长3.42%[32] - 2021年销售成本为63,559,178百万韩元，2020年为51,804,596百万韩元，同比增长22.69%[32] - 2021年毛利润为 - 2,984,359百万韩元，2020年为6,764,718百万韩元，同比下降144.12%[32] - 2021年营业利润为 - 5,860,143百万韩元，2020年为4,086,275百万韩元，同比下降243.41%[32] - 2021年税前利润为 - 7,085,214百万韩元，2020年为2,991,533百万韩元，同比下降336.84%[32] - 2021年净利润为 - 5,229,225百万韩元，2020年为2,092,469百万韩元，同比下降349.91%[32] - 2021年其他综合收益为599,614百万韩元，2020年为 - 219,841百万韩元，同比增长372.99%[33] - 2021年基本和摊薄每股收益为 - 8,279韩元，2020年为3,102韩元，同比下降366.83%[33] - 2021年公司经营活动产生的现金净额为447.3186亿韩元，2020年为1320.8473亿韩元[40] - 2021年投资活动使用的现金净额为1235.4328亿韩元，2020年为1483.1811亿韩元[40] - 2021年融资活动提供的现金净额为843.5077亿韩元，2020年为188.0824亿韩元[40] - 2021年现金及现金等价物净增加额为60.5654亿韩元，2020年为21.9455亿韩元[40] - 2021年12月31日和2020年12月31日，未开票收入分别为17254.44亿韩元、16912.94亿韩元[57] 电力输配业务PP&E减值情况 - 因市值与净资产账面价值差异大，公司认定2020年末电力输配业务PP&E存在减值迹象[15] - 审计将电力输配业务PP&E减值评估作为关键审计事项[16] - 审计对PP&E减值评估执行多项审计程序[21] 公司股权结构 - 截至2021年12月31日，公司股本为32098.2亿韩元[43] - 截至2021年12月31日，韩国政府持股11684.1794万股，占比18.20%[43] - 截至2021年12月31日，韩国开发银行持股21123.5264万股，占比32.90%[43] - 截至2021年12月31日，其他股东持股31388.7019万股，占比48.90%，其中外国股东持股9110.5897万股，占比14.19%[43] 财务报表编制基础与准则 - 公司合并财务报表按韩国国际财务报告准则编制，以历史成本为计量基础[46][47] - 自2021年1月1日起生效的会计准则变更对集团合并财务报表无重大影响，集团未提前采用已发布但尚未生效的新标准[61] - 集团合并财务报表将母公司及其子公司的资产、负债、权益、收入、费用和现金流作为单一经济实体列报，子公司受集团控制[66] - 企业合并采用收购法核算，除非是涉及共同控制下的实体或业务的合并[71] 联营企业投资核算 - 若集团持有被投资企业20% - 50%的表决权，则推定集团对其具有重大影响[80] - 对联营企业的投资采用权益法核算，若投资被分类为持有待售，则按相关准则处理[81] - 处置联营企业导致集团失去重大影响时，留存投资按公允价值计量，相关差异计入处置损益[84] - 按相关准则确定是否需确认集团对联营企业投资的减值损失，必要时对投资的整个账面价值进行减值测试[86] 电力销售占比与电价制度 - 截至2021年12月31日，电力销售收入占合并收入的94.45%[98] - 2020年12月17日，公司经产业通商资源部批准修订基本供应条款和条件，自2021年1月1日起对电价采用成本转嫁电价制度[100] 租赁业务处理 - 公司作为承租人对短期租赁（租赁期自开始日起12个月及以内且不包含购买选择权）的机器设备和低价值办公设备租赁采用简化处理，租赁付款额在租赁期内按直线法确认为费用[107] 汇兑差额处理 - 交易产生的汇兑差额在产生当期计入损益，但特定情况除外，如境外经营相关的汇兑差额计入其他综合收益并在权益中累计[111] 借款费用处理 - 公司将与符合条件资产的购置、建造或生产直接相关的借款费用资本化，作为该资产成本的一部分，其他借款费用在发生时确认为费用[115] 政府补助处理 - 政府补助在公司有合理保证能够满足补助条件并将收到补助时才予以确认[118] - 低于市场利率的政府贷款的收益作为政府补助，按收到的款项与基于市场现行利率确定的贷款公允价值之间的差额计量[119] - 与资产相关的政府补助在计算资产账面价值时扣除，并在可折旧资产的使用寿命内作为减少的折旧费用计入损益[119] - 与收益相关的政府补助，旨在补偿公司已发生的费用的，在公司将相关成本确认为费用的期间内，作为其他收入（政府补助）计入损益[119] 员工设定提存计划处理 - 员工为公司提供服务期间，公司将应向设定提存计划支付的款项确认为负债（应计费用）[120] 资产使用寿命估计 - 公司财产、厂房和设备中建筑物的估计使用寿命为8 - 40年，结构为5 - 50年，机器为2 - 32年等[136] - 投资性房地产（除土地外）按直线法在8 - 40年的估计使用寿命内折旧[141] - 公司无形资产中使用捐赠资产的使用权估计使用寿命为10 - 30年，软件为4、5年，工业产权为5 - 10年等[146] 温室气体排放权与义务计量 - 公司对温室气体排放权按成本计量，后续按成本减累计减值损失计量[150] - 公司对温室气体排放义务按应提交给政府的分配权利的账面价值与报告期末为任何超额排放结算义务所需支出的最佳估计数之和计量[152] 资产减值测试 - 公司在每个报告期末审查有确定使用寿命的有形和无形资产的账面价值，以确定是否存在减值迹象[154] - 使用寿命不确定的无形资产和尚未可供使用的无形资产至少每年进行减值测试[155] - 可收回金额为公允价值减出售成本与使用价值两者中的较高者[156] - 若资产（或现金产出单元）的可收回金额低于其账面价值，将账面价值减记至可收回金额，减值损失立即在损益中确认[157] 所得税费用处理 - 公司所得税费用包括当期税和递延税，当期税和递延税在损益中确认，除非与企业合并、直接在权益或其他综合收益中确认的项目相关[125] 存货计量 - 存货按成本与可变现净值孰低计量，在途存货成本采用个别认定法，其他存货采用加权平均法[159] 预计负债确认 - 当集团因过去事项承担现时法律或推定义务，很可能流出经济利益且金额能可靠估计时，确认预计负债[161] 金融资产与负债分类及计量 - 金融资产分为按摊余成本计量、按公允价值计入其他综合收益（FVOCI）和按公允价值计入当期损益（FVTPL）三类[168] - 金融负债分为FVTPL和其他金融负债，FVTPL按公允价值计量，其他金融负债按摊余成本计量[174][175] 金融资产与负债信用损失模型及终止确认 - 集团对债务工具、租赁应收款等采用前瞻性“预期信用损失”（ECL）模型，根据信用风险增加程度确认12个月或整个存续期的损失准备[177][178] - 集团在金融资产合同现金流量权利到期、转移且转移几乎所有风险和报酬或既未转移也未保留但不保留控制权时终止确认金融资产[181] - 集团在金融负债合同义务解除、取消或到期时终止确认金融负债，差额计入当期损益[182] 服务特许权安排收入确认 - 集团按KIFRS 1115确认服务特许权安排相关的建造服务和运营服务收入，根据情况确认金融资产和无形资产[183][184] 衍生金融工具管理与套期处理 - 集团使用多种衍生金融工具管理利率和外汇风险，衍生工具按公允价值计量，根据是否为有效套期工具确认损益[186][187] - 集团指定套期工具进行公允价值套期和现金流量套期，分别按不同方法处理套期损益[189][190][191] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年输电和配电业务总营收596.606亿韩元，其中外部客户营收579.87824亿韩元，运营亏损74.25576亿韩元[200] - 2021年核电发电业务总营收93.24391亿韩元，其中外部客户营收1.16875亿韩元，运营利润7.96832亿韩元[200] - 2021年非核电发电业务总营收258.37982亿韩元，其中外部客户营收13.19815亿韩元，运营利润3.45955亿韩元[200] - 2021年工厂维护与工程服务业务总营收28.05785亿韩元，其中外部客户营收4.34885亿韩元，运营利润2.52348亿韩元[200] - 2021年其他业务总营收20.10843亿韩元，其中外部客户营收7.1542亿韩元，运营利润1.95346亿韩元[200] - 2020年输电和配电业务总营收579.8941亿韩元，其中外部客户营收567.64808亿韩元，运营利润27.85145亿韩元[200] - 2020年核电发电业务总营收99.38941亿韩元，其中外部客户营收1.21794亿韩元，运营利润13.38642亿韩元[200] - 2020年非核电发电业务总营收203.29611亿韩元，其中外部客户营收7.77235亿韩元，运营亏损1.50427亿韩元[200] - 2020年工厂维护与工程服务业务总营收27.03472亿韩元，其中外部客户营收4.20139亿韩元，运营利润2.38007亿韩元[200] - 2020年其他业务总营收15.82001亿韩元，其中外部客户营收4.85338亿韩元，运营利润1.11055亿韩元[200] 机组建设相关减值 - 集团决定根据政府政策停止建设天지1号和2号机组以及大津1号和2号机组，并于2018年12月31日确认了减值损失和其他费用[58] - 新韩屋3号和4号机组虽已获发电业务批准，但根据政府政策很可能暂停建设，集团于2018年12月31日确认了减值损失[59]

2020年财务关键指标 - 2020年销售额为579260亿韩元（约533.34亿美元），成本为518050亿韩元（约476.98亿美元），毛利润为61210亿韩元（约56.36亿美元）[24] - 2020年净利润为20930亿韩元（约19.27亿美元），摊薄后每股收益为3102韩元（约2.86美元）[24] - 2020年末总资产为2031420亿韩元（约1870.38亿美元），股东权益为706670亿韩元（约650.65亿美元）[25] - 2020年末净营运资本赤字为53190亿韩元（约48.97亿美元）[25] - 2020年末长期债务（不包括流动部分）为59050亿韩元（约543.69亿美元）[25] - 2020年公司向客户销售了509,270吉瓦时的电力，购买了515,203吉瓦时的电力，其中30.4%由KHNP子公司生产，42.2%由五家非核子公司生产，27.4%由独立发电商生产[170] - 2020年公司销售额为57,9260亿韩元，净利润为2,0930亿韩元；2019年销售额为58,5680亿韩元，净亏损为2,2640亿韩元[171] 燃料相关数据 - 2020年燃料成本占销售成本的28.6%，占销售额的25.5%[38] - 2020年烟煤需求约44.8%依赖进口，主要来自澳大利亚（40%）、印度尼西亚（28%）、俄罗斯（14%）等[38] - 2020年公司发电子公司约84%的烟煤需求通过长期合同采购，其余16%从现货市场购买[40] - 2019 - 2020年，纽卡斯尔6000GAR动力煤平均周现货价格从77.49美元/吨降至60.60美元/吨，截至2021年3月29日涨至98.38美元/吨；迪拜原油平均日现货价格从63.22美元/桶降至42.21美元/桶，截至2021年3月29日涨至62.03美元/桶[40] - 2020年，公司13.6%的烟煤需求从俄罗斯采购，从俄罗斯采购的所有商品和服务总价值约为8亿美元[131] 公司面临风险 - 公司面临燃料价格上涨、政府政策、产能扩张计划不足等风险[35] - 公司面临新业务战略、海外扩张、独立发电商竞争等风险[39] 政策法规相关 - 2020年1月1日起，国际海事组织规定将船舶燃油硫含量全球上限从3.5%降至0.5%[40] - 2021年1月1日起，公司实施新的成本转嫁电价体系，新增燃料成本调整费用和气候/环境相关费用[41] - 燃料成本调整费用每季度调整，单位价格调整范围为±1 - ±3韩元/千瓦时，最大调整幅度为±5韩元/千瓦时[43] - 2021年第一季度，燃料成本调整费用单位价格为 - 10.5韩元/千瓦时，经季度上限调整后为 - 3韩元/千瓦时；第二季度，政府决定维持该费用为 - 3韩元/千瓦时[43][44] - 若实际燃料成本超出新电价体系上限，或政府决定不调整费用，公司可能将部分成本累积到综合总成本中[46] - 1999年政府宣布韩国电力行业重组计划，2001年成立韩国电力交易所和韩国电力委员会，拆分发电业务[49] - 2010年政府提出改善电力行业结构提案，2011年公司六家发电子公司被指定为“市场导向型公共企业”[50] - 2016年政府提出调整公共机构职能提案，公司将海外资源业务的大部分资产和负债转移至发电子公司[51] - 2017年1月1日起，居民用电累进费率结构从六级变为三级，最高费率不超最低费率3倍[53] - 2018年7 - 8月，临时放宽电价结构并为弱势客户提供更高折扣以降低居民电费[53] - 2019年7月，居民电价系统修订，每年7 - 8月前两级费率使用上限分别从200千瓦提至300千瓦、从400千瓦提至450千瓦[53] - 2021年7月，用电量低于200千瓦时的家庭电价折扣降至50%，2022年7月取消[54] - 1999年1月21日韩国发布重组计划，第一阶段（1999年1月 - 2001年4月）公司将发电业务拆分为六家全资子公司[178][180] - 2001年4月第二阶段开始，政府引入基于成本的竞争性招标池系统，同时成立韩国电力交易所和韩国电力委员会[184][185] - 2002年公司开始出售KOSEP股权，2004年因股市不利推迟上市；2016年计划出售部分子公司少数股权，因市场情况搁置[187][188] - 2010年8月提出电力行业结构改善提案，包括维持现有子公司结构、明确业务范围、创建核电出口业务单元等[191] - 2020年7月提出《电力事业法》修正案，允许公司有限度参与可再生能源发电业务，目前正在韩国国会审议中[195] - 美国国会于2017年8月通过CAATSA，引入一系列针对俄罗斯的新的美国二级制裁措施[130] - 2017年8月5日，联合国安理会一致通过决议加强对朝鲜制裁，预计每年减少朝鲜三分之一的出口收入[144] - 2016年，美国总统签署法案对朝鲜实施强制性制裁，并授权在五年内拨款5000万美元用于向朝鲜进行无线电广播和支持人道主义援助项目[145] 能源发展目标 - 到2034年，煤炭和核能发电容量将分别降至29吉瓦和19.4吉瓦，24座老旧煤电厂（共12.7吉瓦）将改用LNG，可再生能源发电容量将增加77.8吉瓦[55] - 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%[56] - 到2030年，韩国温室气体排放总量较2017年降低24.4%，电力转换部门较2017年减少6000万吨[66] - 2020年12月宣布的第九个基本计划显示，2030年煤电装机容量从2020年的35.8吉瓦降至32.6吉瓦，占比从28.1%降至18.9%[67] - 可再生能源组合标准目标百分比逐年递增，2017 - 2022年分别为4.0%、5.0%、6.0%、7.0%、9.0%、10.0%，2021年10月起上限提至25%[68] - 可再生能源3020计划目标是，2022年和2030年可再生能源发电占比分别达10.5%和20%，2030年国内可再生能源发电容量增至63.8吉瓦[68][69] - 2034年可再生能源发电目标为82.2吉瓦，占总发电量的25.8%[69] 公司业务战略 - 公司计划实施多项业务战略，包括拓展清洁能源、提升销售盈利能力等[80] - 公司和子公司可能选择性拓展海外业务，包括可再生能源电厂建设运营等[83] 行业市场份额 - 截至2020年12月31日，公司及其发电子公司拥有韩国约64.9%的总发电装机容量（不包括为私人或应急用途发电的电厂）[86] - 2020年独立发电商占总发电量的28.6%，截至2020年12月31日占总发电装机容量的35.1%，韩国有20家独立发电商（不包括可再生能源生产商）[88] - 截至2021年3月31日，参与社区能源系统的供应商总发电装机容量不足公司发电子公司总装机容量的1% [89] - 截至2020年12月31日，韩国电力供应商除公司6家发电子公司外，独立发电商（不含可再生能源生产商）有20家[196] 员工相关 - 截至2020年12月31日，公司及其发电子公司约72.4%的员工是工会成员[91] 机组相关情况 - 2018年初至2019年底，蔚珍1号机组的物业、厂房及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[103] - 2018年初至2019年底，春智1号和2号以及大津1号和2号机组的物业、厂房及设备减值损失达388.86亿韩元[103] - 2018年初至2019年底，新韩蔚3号和4号机组的物业、厂房及设备减值损失累计达1347.36亿韩元[103] - 新古里5号和6号机组的建设分别推迟至2024年3月和2025年3月[101] - 未来十年内，有10个核电机组初始运营许可证到期[99] 公司赔偿与诉讼 - 截至2021年3月，公司已向森林火灾受害者支付575亿韩元赔偿金，预计与其余受害者和解还需约118亿韩元[106] - 2016年8月，公司因法院判决向员工支付三年欠薪及利息共计551亿韩元[116] - 截至2020年12月31日，公司子公司有22起未决诉讼，总索赔额为450亿韩元，子公司预留83亿韩元以支付潜在的额外普通工资[117] 公司违规与调查 - 2013年5月，公司发现部分核电机组使用了伪造证书的部件，引发内部和检察官办公室调查[105] - 2012年11月，公司发生了类似涉及伪造证书和贿赂的事件[105] - 2019年11月，检察官起诉韩国水电与核电公司（KHNP）六名员工，KHNP也因员工涉嫌不当行为被起诉[105] - 2021年2月，光州地方法院宣判部分员工无罪，但三名员工因向NSSC提交虚假报告被罚款，KHNP也被罚款，检察官已上诉[105] - 2014年12月，KHNP遭遇网络恐怖袭击事件[119] 公司海外业务受限 - 2018年5月8日，美国政府宣布退出伊核协议并重新实施针对伊朗的二级制裁，公司此前与伊朗的有限业务已终止[124][126] - 截至2021年2月，公司被列入爱荷华州公共雇员退休系统（IPERS）的伊朗禁投公司名单[127] - 2018年公司伊朗分公司启动关闭程序，除德黑兰公司注册处将关闭信息刊登在官方公报外，其他必要步骤已完成[128] 公司股权相关 - 外国投资者收购公司股份的总上限为40%，单个投资者收购公司普通股股份的上限为3%[153][154] - 公司同意在任何时候发行在外的美国存托股份数量不超过80,153,810股时，接受普通股股份的存入[151] - 1989年政府出售公司21%的普通股，截至2020年12月31日，政府直接和间接持有公司普通股的比例为51.1%[167] - 截至2020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[113] - 《KEPCO法案》要求政府至少持有公司51%的股本，政府直接或间接持有公司超过50%的流通普通股，可控制某些公司事务的批准[175] 公司基本信息 - 公司于1981年12月31日根据《韩国电力公司法案》成立，前身是韩国电气公司[165] - 公司注册办公室位于韩国全罗南道罗州市节力路55号，电话号码为82 - 61 - 345 - 4213，网址为www.kepco.co.kr[165] - 公司在美国的代理是韩国电力公司北美办事处，位于新泽西州福特李市凯尔比街400号帕克广场7楼[166] - 韩国电力行业起源于1898年第一家电力公司的成立，1961年7月1日行业重组，形成韩国电气公司[167] - 1976 - 1981年政府收购韩国电气公司的私人少数股权，1981年公司成立并承接其资产和负债[167] 公司证券市场情况 - 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证券市场[157] - 政府可对私营企业施加重大影响，其行动或不作为可能导致韩国公司证券市场价格波动，影响公司普通股和美国存托股份的价格和流动性[160] 电力价格相关 - 电力价格主要由边际价格和容量价格两部分组成，边际价格补偿发电公司燃料成本，容量价格补偿建设发电设施固定成本等[200][210] - 系统边际价格是给定小时内最后获得采购订单的发电单位的可变成本，代表该小时基于供需的最高供电价格[202][203] - 公司发电子公司向公司出售电力的价格公式为：可变成本 + [系统边际价格 – 可变成本] * 调整系数[207] - 调整系数原则上由成本评估委员会每年确定，特殊情况下可按季度调整[208] - 容量价格由参考容量价格、备用容量系数、时段容量系数和燃料转换系数等因素决定[211] - 参考容量价格目前范围为每千瓦时9.62 - 10.65韩元[213] - 备用容量系数要求维持13%的标准容量备用率[214] 其他 - 2020年12月31日，韩元兑美元的中午买入汇率为1086.1韩元/美元[25] - 温室气体排放交易系统第二阶段（2018 - 2020年）97%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[65] - 2016年公司向新能源产业基金出资5000亿韩元[71] - 2021年气候/环境相关费用计算值为每千瓦时5.3韩元[73] - 2018 - 2020年资本支出分别为1.3695万亿、1.5795万亿、1.5485万亿韩元，2021 - 2023年预算分别为1.4397万亿、1.631万亿、1.5316万亿韩元[74] - 截至2020年12月31日，17.1%的长期债务为外币计价[79] - 2020年核能发电占韩国发电量的29.0%，是韩国第二大电力供应来源[95] - 2016 - 2020年韩国电力需求的复合年增长率为0.6%，同期实际GDP的复合年增长率为1.7%；2020年GDP增长率为 - 1.0%，韩国电力需求下降2.2%[172] - 公司及6家发电子公司是韩国电力交易所成员企业，共同持有其100%

2019年公司整体财务数据 - 2019年销售额为585680亿韩元（约506.86亿美元），成本为577800亿韩元（约500.04亿美元），毛利润为7880亿韩元（约6.82亿美元）[25] - 2019年净营运资金赤字为47490亿韩元（约41.1亿美元），总资产为1975980亿韩元（约1710.06亿美元），总股东权益为688890亿韩元（约596.18亿美元）[26] - 2019年基本每股收益为 - 3654韩元（约 - 3.16美元），基本每股美国存托股票收益为 - 1827韩元（约 - 1.58美元）[25] - 2019年公司销售额为58,5680亿韩元，净亏损2,2640亿韩元；2018年销售额为60,0330亿韩元，净亏损1,1750亿韩元[151] 2019年成本占比数据 - 2019年燃料成本占销售成本的31.6%，占销售额的31.2%[34] 2019年烟煤需求数据 - 2019年烟煤需求约51.1%用于发电，其中约29%、37%、15%、5%和14%分别来自印尼、澳大利亚、俄罗斯、南非等[34] - 2019年约81%的烟煤需求通过长期合同采购，其余19%从现货市场采购[35] - 2019年公司15.3%的烟煤需求从俄罗斯采购，从俄罗斯采购的商品和服务总价值约12亿美元[117] 能源价格变化数据 - 纽卡斯尔6000大卡动力煤平均周现货价格从2018年的每吨107.53美元降至2019年的77.49美元，截至2020年3月30日降至69.48美元[35] - 迪拜原油平均每日现货价格从2018年的每桶69.30美元降至2019年的63.22美元，截至2020年3月30日降至22.51美元[35] 汇率变化数据 - 2019年12月31日，韩元兑美元的中午买入汇率为1155.5韩元兑1美元，2020年4月17日为1217.8韩元兑1美元[28] 能源政策相关数据 - 自2020年1月1日起，国际海事组织规定将燃料硫含量上限从3.5%降至0.5%[35] - 2017年1月1日起，政府将居民用电累进电价从六级改为三级，最高档电价不超过最低档的3倍[37] - 2018年7 - 8月，政府临时放宽现行电价结构，为弱势客户提供更高折扣以减轻居民电费负担[37] - 2019年7月，居民电价体系调整，7 - 8月第一档和第二档用电量上限分别从200千瓦和400千瓦提高到300千瓦和450千瓦[38] - 公司计划在2020年上半年提出可持续电价体系方案，包括调整低用电量居民折扣和引入分时电价[40] - 2030年国内可再生能源发电容量将扩大到58.5吉瓦[46] - 到2040年，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%[47] - 2017 - 2019年资本支出分别为13.711万亿、13.695万亿和15.795万亿韩元，2020 - 2022年预算分别为16.211万亿、17.529万亿和17.002万亿韩元[61] - 可再生能源组合标准目标百分比逐年递增，2016年为3.5%，2023年将增至10%[58] - 可再生能源3020计划目标是2022年和2030年可再生能源发电占比分别达10.5%和20%，2030年国内可再生能源发电容量增至63.8吉瓦[58] 公司业务结构调整数据 - 2001年4月政府成立韩国电力交易所和韩国电力委员会，拆分公司发电业务[41] - 2011年1月公司六家发电子公司被指定为“市场导向型公共企业”，运营责任和管理自主性增加[43] - 2016年12月31日公司将海外资源业务的大部分资产和负债转移至发电子公司[43] - 1999年1月21日政府发布重组计划，第一阶段（1999年1月 - 2001年4月）公司将发电业务拆分为一家核电子公司和五家非核子公司[159][161] - 2001年4月第二阶段开始，政府引入基于成本的竞争性投标池系统，公司从子公司和独立发电商购买电力[166] - 2002年公司开始出售KOSEP股权，原计划出售管理权并可能进行首次公开募股，但因股市不利条件推迟上市[169] - 2010年8月政府提出改善电力行业结构的提案，包括维持现有子公司结构、明确业务范围、创建核电出口业务单元等[173] 温室气体排放相关数据 - 温室气体排放交易系统分三阶段实施，第二阶段（2018 - 2020年）97%配额免费分配，3%拍卖；第三阶段（2021 - 2025年）10%配额拍卖[55] - 2030年国家温室气体减排目标为5.36亿吨，较基准情景减少37%，较2017年减少24.4%；电力转换部门需减排2400万吨，潜在额外减排3400万吨[56] - 2019年12月23日，韩国排放许可单位（KAU）每吨价格达40900韩元，2015年初为8640韩元[56] - 2019年公司温室气体排放配额支出约7.1万亿韩元，2018年为530亿韩元[60] 污染物排放及电厂运营数据 - 2019年颗粒物排放减少2503吨，较上年同期约减少39%；2020年3月暂停21 - 28座煤电厂运营，37座煤电厂产量设80%上限[57] 能源税收政策数据 - 2019年4月1日起，烟煤单位税率每千克提高10韩元，不同发热量适用税率为43 - 49韩元/千克；LNG消费税和进口附加费每千克分别降低48韩元和20.4韩元[58] 公司债务及股权相关数据 - 截至2019年12月31日，公司17.5%的长期债务（不考虑掉期交易）以外币计价，主要是美元[66] - 截至2019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[99] - 公司外国投资者收购股份的总上限为40%，单个投资者收购上限为3%[134][135] - 公司股东可存入普通股以获得美国存托股份，但美国存托股份未偿还数量不得超过80153810股[132] - 1989年政府出售公司21%的普通股，截至2019年12月31日，政府直接和间接持有公司51.1%的普通股[146] - 政府需持有公司至少51%的股本，直接或间接持有超50%的流通普通股可控制公司某些需股东决议的事项[156] 公司发电容量及市场份额数据 - 截至2019年12月31日，公司及其发电子公司拥有韩国约66.8%的总发电容量（不包括为私人或应急使用发电的工厂）[73] - 2019年独立发电商占总发电量的27.3%，截至2019年12月31日占总发电容量的33.2%，韩国有20家独立发电商（不包括可再生能源生产商）[75] - 截至2020年3月31日，参与社区能源系统的供应商总发电容量不足公司发电子公司总发电容量的1%[76] - 截至2019年12月31日，公司及其发电子公司共有671个发电单元，总装机发电容量为83,672兆瓦[204] - 2019年末公司各类发电设施共671个，总装机容量83,672兆瓦，平均容量系数55.8%[207] - 2019年末公司总装机容量125,338兆瓦，峰值负荷90,314兆瓦，平均负荷64,262兆瓦[218] - 截至2019年12月31日，KHNP拥有并运营24个核电机组、52个水电机组、10个太阳能机组和1个风力机组[220] - 2019年KHNP核电机组装机容量23,250兆瓦，平均容量系数70.6%；水电机组装机容量5,307兆瓦，平均容量系数9.32%[221] - 公司子公司拥有韩国约66.8%的发电能力（不包括主要为私人或应急使用发电的工厂）[150] 公司电力交易数据 - 2019年公司向客户销售520,499吉瓦时电力，同年购买529,075吉瓦时电力，其中27.0%由KHNP生产，46.2%由五家非核子公司生产，26.8%由独立发电商生产[150] - 2019年公司各发电公司总交易量为529,075吉瓦时，总销售额为476860亿韩元，单位价格为90.13韩元/千瓦时，其中KHNP交易量142,949吉瓦时占比27.0%，销售额86080亿韩元占比18.1%，单位价格60.22韩元/千瓦时[202] - 2019年各能源来源总交易量为529,075吉瓦时，总销售额为476860亿韩元，单位价格为90.13韩元/千瓦时，其中核能源交易量138,607吉瓦时占比26.2%，销售额80940亿韩元占比17.0%，单位价格58.39韩元/千瓦时[202] - 2019年按负荷类型分，基荷交易量355,950吉瓦时占比67.3%，销售额271410亿韩元占比56.9%，单位价格76.25韩元/千瓦时；非基荷交易量173,125吉瓦时占比32.7%，销售额205450亿韩元占比43.1%，单位价格118.67韩元/千瓦时[202] - 2019年公司从独立发电商购买了17,446吉瓦时的电力，这些独立发电商截至2019年12月31日总发电容量为9274兆瓦[203] 公司发电量结构数据 - 2019年公司及子公司总发电量409,070吉瓦时，占总发电量的72.7%；独立发电商发电量153,866吉瓦时，占27.3%[215] - 2019年公司核电发电量145,910吉瓦时，占总发电量的25.9%；煤电211,785吉瓦时，占37.6%；油电1,842吉瓦时，占0.3%[215] - 2019年总净发电量536,761吉瓦时，占总发电量的95.4%；输配电损失19,000吉瓦时，占3.54%[215] 公司历史及性质相关数据 - 公司于1981年12月31日成立，继承了韩国电气公司的资产和负债[144][146] - 公司是一家综合电力公用事业公司，截至2019年12月31日，通过六个全资发电子公司，输送和分配韩国大部分电力[149] 公司治理及市场风险数据 - 公司受韩国公司治理和披露标准约束，与其他国家存在显著差异[130] - 外国法院对公司的判决可能无法执行[131] - 公司美国存托股份的市场价值可能因韩国证券市场的波动而波动[138] - 投资者的股息支付和出售美国存托股份的金额将受美元和韩元汇率波动的影响[142] 公司法律诉讼及赔偿数据 - 截至2019年12月31日，公司子公司有25起未决诉讼，总索赔额610亿韩元，子公司预留290亿韩元以支付潜在额外普通工资[103] - 2019年12月公司同意支付森林火灾造成损失的60%，但金额可能随调查或诉讼结果增加[92] - 2016年8月公司因法院裁决向员工支付551亿韩元的三年欠薪及利息[103] 公司违规及安全事件数据 - 2013年5月公司发现部分运营核电站使用伪造证书部件，导致相关调查和人员起诉定罪[92] - 2012年11月公司发生类似伪造证书和贿赂事件[92] - 2019年11月检察官起诉KHNP六名员工，KHNP也因员工不当行为被起诉，案件正在审理中[92] - 2014年12月KHNP遭遇网络恐怖事件，黑客入侵前员工电脑网络并威胁关闭部分核电站[105] 公司海外业务受限数据 - 公司曾与伊朗有业务往来，美国退出伊核协议后相关业务终止，2019年10月被列入德州审查公司名单，2020年2月被列入爱荷华州公共雇员退休系统的伊朗禁投公司名单[113][114] 电费政策调整数据 - 政府决定将4 - 6月的电费支付推迟三个月，适用于小企业和已享受电费折扣的经济困难客户；计划对大邱和庆北部分地区的小企业减免4 - 9月50%的电费[118] 国际援助项目数据 - 美国将在五年内拨款5000万美元用于向朝鲜广播和支持人道主义援助项目[125] 电价组成及相关政策数据 - 电价由边际价格和容量价格两个主要部分组成，边际价格补偿发电公司的燃料成本，容量价格补偿发电设施的固定成本[180][190] - 参考容量价格自2016年10月起因商业运营起始年份不同而不同，目前范围为每千瓦时9.46 - 10.68韩元[192] - 标准容量储备率要求维持在13%，以防止产能过度建设并引导区域层面的最优产能投资[193] - 2015年副产煤气发电占公司当年购电量的1.8%，原计划以此为开端分阶段实施归属合同系统，但后续无限期暂停[199] - 调整系数原则上每年由成本评估委员会确定，特殊情况下可能按季度调整[188] 机组使用寿命数据 - 核电机组预期使用寿命超40年，热电机组超30年，内燃机机组超25年，水电机组超55年，热电机组大幅翻新可延长使用寿命达20年[209] 公司发电历史及燃料偏好数据 - 公司曾主要依靠燃油热电机组发电，1974年石油危机后，韩国电力发展计划强调建设核电机组[210] - 烟煤是目前每千瓦时发电成本最低的热燃料，公司寻求最大限度使用烟煤满足稳定需求水平以上的发电需求[210] 韩国电力需求与GDP关系数据