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