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