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]