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Korea Electric Power · 에너지·전력 · 코스피 · 리포트 2026-09-05
2022년 대규모 적자에서 벗어나 2025년 두 자릿수 영업이익률까지 회복했지만, 2026년 상반기에는 연료비 상승으로 분기 이익이 빠르게 축소되며 요금 정책과 해외 원전이라는 두 변수가 동시에 부각되고 있다.
한국전력은 국내 송전·배전·전기판매를 담당하는 사업자이며, 발전은 한국수력원자력과 발전 자회사들을 통해 이뤄지는 그룹 구조를 갖고 있다. 매출의 대부분은 전기판매수익으로, 2026년 상반기 연결 매출 46조 3,200억원 가운데 전기판매수익이 43조 9,600억원이었고 해외사업을 포함한 기타 수익은 16.7% 늘어 2조 3,500억원을 기록했다. 비용 구조는 자회사 연료비와 민간 발전사로부터의 전력구입비가 양대 축인데, 2026년 상반기 연료비는 8.8% 증가한 10조 1,400억원, 구입전력비는 0.9% 감소한 17조 2,100억원, 감가상각비는 1.3% 증가한 5조 9,500억원이었다. 즉 이익은 규제된 판매단가와 연료비·전력도매가격의 차이에서 결정되며, 회사가 단가를 스스로 올릴 수 없는 구조라는 점이 다른 상장 제조업체와 근본적으로 다르다. 판매량 측면에서는 2026년 상반기 전력 판매량이 전년 대비 0.6% 감소한 266.7테라와트시였고, 회사 측은 경기 둔화에 따른 산업용 수요 부진을 이유로 설명했다. 단가 측면에서는 2025년 전기 판매량이 549.4테라와트시로 0.1% 줄었지만 판매단가가 킬로와트시당 162.9원에서 170.4원으로 4.6% 상승했다. 그룹 내에는 원전 설계를 담당하는 한전기술, 정비를 맡는 한전KPS, 원자력연료 등 비발전 계열이 포함되어 있어 원전 밸류체인 전반에 걸쳐 있다. 해외 원전 수출 창구는 한국형 원전을 그대로 쓸 수 있는 미국·영국·사우디아라비아 등 19개국은 한국전력이, 노형 설계 변경이 필요한 체코·폴란드 등 32개국은 한국수력원자력이 맡는 구조로 나뉘어 있다. 국내 전기판매 부문에는 사실상 경쟁자가 없는 대신, 요금·투자·배당 모두 정책 판단의 영향을 크게 받는 것이 이 회사의 경쟁구도다.
연간 흐름을 보면 2022년 매출 71조 2,579억원에 영업손실 32조 6,552억원(영업이익률 -45.8%)이라는 극단적 구간을 지나 2023년 영업손실 4조 5,416억원으로 손실 폭이 줄었고, 2024년 영업이익 8조 3,647억원(9.0%), 2025년 13조 4,906억원(13.8%)으로 이익이 회복됐다. 2025년 지배주주 순이익은 8조 5,449억원, 영업활동현금흐름은 20조 8,802억원으로 2023년의 1조 5,222억원과 비교하면 현금 창출력 회복이 뚜렷하다. 재무구조도 부채비율이 2023년 543.3%에서 2024년 496.7%, 2025년 416.9%로 낮아졌으나 부채 총계는 205조 6,045억원으로 절대 규모가 여전히 크다. 2025년 이익 개선의 배경으로는 액화천연가스 평균 도입가격이 13.4% 하락하면서 계통한계가격이 킬로와트시당 128.4원에서 112.7원으로 12.2% 낮아져 자회사 연료비 3조 1,014억원, 민간 발전사 구입전력비 6,072억원이 감소한 점이 지목된다. 분기 흐름은 계절성이 강해 2025년 3분기 매출 27조 5,724억원·영업이익 5조 6,519억원(영업이익률 20.5%)이 최근 다섯 분기 중 가장 높았고, 2025년 4분기 1조 9,492억원, 2026년 1분기 3조 7,842억원으로 이어졌다. 그러나 2026년 2분기에는 매출 21조 9,189억원에 영업이익 1조 1,286억원(영업이익률 5.1%), 지배주주 순이익 2,673억원으로 이익이 큰 폭 축소됐다. 회사가 밝힌 상반기 결산에서는 연결 영업이익이 4조 9,127억원으로 전년 상반기 5조 8,895억원 대비 16.6% 감소했고, 매출은 0.3% 늘었지만 미국·이란 전쟁으로 액화천연가스와 유연탄 가격이 함께 올라 영업비용이 더 크게 증가했다고 설명했다. 특히 별도 기준 2분기 영업이익은 361억원으로 전년 동기 9,566억원의 4% 수준이었고, 상반기 누계 1조 4,000억원 규모의 자구 노력이 없었다면 흑자 유지가 어려웠을 수 있다는 지적이 나왔다. 요약하면 연료비 하락이 만든 2024~2025년의 이익 회복 구간이 2026년 상반기 원가 상승으로 되돌림을 겪는 국면이다.
전력 산업의 사이클은 연료가격·환율과 규제 요금 사이의 시차에서 발생하며, 현재는 원가 상승 국면이 요금에 즉시 반영되지 않는 구간에 놓여 있다. 보도에 따르면 일평균 전력도매가격은 8월 1일 킬로와트시당 147.75원을 기록한 뒤 손익분기점으로 알려진 146원을 웃돌았고, 이 구조가 이어지면 분기 적자 가능성도 배제할 수 없다는 지적이 나왔다. 가격 지표에 대해서도 iM증권은 2026년 8월 리포트에서 유가는 6월 이후 내렸지만 아시아 천연가스 지표인 JKM 상승세가 더 가파르다며 연말까지 추가 상승 가능성에 무게를 둬야 한다고 밝혔다. 요금 제도는 2026년 1분기 연료비 조정단가가 킬로와트시당 5원으로 동결됐고, 정부는 회사의 재무 상황과 미조정액을 고려한 결정이라며 자구 노력의 철저한 이행도 함께 통보했다. 구조 개편 측면에서는 2026년 4월 16일부터 계절·시간대별 요금제가 시행됐고, 산업용 사업자는 2026년 9월 30일까지 적용 유예가 가능하며 10월 1일부터는 전 산업용에 동일하게 적용된다. 수요 측에서는 2030년까지 전력 공급을 희망하는 신규 데이터센터 150건의 합산 필요 전력이 9.36기가와트로 현재 운영 중인 전체 데이터센터 수전용량 1,986메가와트의 약 4.7배에 달하며, 12차 전력수급기본계획은 지역별 전기요금제 도입을 전제로 비수도권 분산을 유도하는 방향을 제시했다. 발전 믹스에서는 원전 이용률이 마진의 핵심인데, 키움증권은 2026년 2월 리포트에서 한국수력원자력이 2026년 원전 가동률 목표를 89%로 제시했고 고리 2호기와 새울 3호기의 신규 가동도 예정돼 있다고 전했다. 동종 해외 유틸리티와 달리 요금 결정권이 사업자에게 없다는 점이 이 회사의 구조적 특성이자 밸류에이션 논쟁의 출발점이다.
| 주가 | ₩30,850 |
|---|---|
| 시가총액 | 19.8조원 |
| PER | 2.5 |
| PBR | 0.39 |
| ROE | 16.8% |
| 배당수익률 | 5.00% |
회사는 상반기 실적 발표에서 하반기 원가 여건에 대해 신중한 입장을 밝혔다. 한전 관계자는 중동 전쟁에 따른 국제 연료가격 상승과 고환율 영향이 하반기 본격화되면 재무정상화 속도가 늦춰질 수밖에 없다고 언급했다. 대응 방향으로는 구입전력비 절감을 위한 전력시장 제도 개선과 고강도 자구 노력, 다각적 재원 조달, 계절별·시간대별 요금제 개편과 지역별 요금 도입 검토, 국가 전력망 적기 구축을 제시했다. 제도 일정상 산업용 계시별 요금제는 2026년 10월 1일부터 전 사업체에 동일하게 적용될 예정이어서, 평균 판매단가에 미치는 방향과 폭이 하반기 이후 확인 포인트다. 요금 개편의 성격에 대해서는 KB증권 정혜정 연구원이 2026년 2월 코멘트에서 낮 시간대 요금을 낮추고 저녁 요금을 높이는 개편은 중단기 요금 인하 요인이 될 수 있지만, 논의 중인 지역별 요금 차등제는 평균 전력판매단가 인상 효과가 기대된다고 평가했다. 해외 사업에서는 산업통상자원부가 한국전력과 베트남 산업에너지공사 간 원전 개발 협력 가능성 검토 양해각서 체결을 밝혔고, 이는 인력양성 협력 단계에서 구체적 타당성 검토로 진전된 형태로 평가됐다. 수출 체계와 관련해서는 바라카 원전 추가 공사비 1조 4,000억원을 놓고 한국전력과 한국수력원자력이 런던국제중재재판소 절차를 진행 중이며, 정부는 수출 창구 일원화 연구용역을 마무리하고 정리에 나설 방침이라고 보도됐다. 전력 수요 측에서는 2026년 5월 7일 국회를 통과한 인공지능 데이터센터 특별법이 9개월 유예를 거쳐 2027년 2월 시행될 예정이라는 일정이 잡혀 있다. 결국 하반기 실적은 연료·환율, 원전 이용률, 요금 제도 세 축의 조합에 좌우될 가능성이 크다.
이 회사의 밸류에이션은 이익의 절대 수준보다 이익의 변동성과 지속성에 대한 판단에 좌우되는 성격이 강하다. 2022년 대규모 적자에서 2024~2025년 흑자로 전환한 뒤 최근 네 개 분기 기준 이익은 여전히 큰 규모지만, 2026년 2분기처럼 분기 이익이 한 자릿수 영업이익률로 내려앉는 구간이 반복될 수 있어 배수 자체가 안정적인 기준선이 되기 어렵다. 순자산 대비로 보면 주가는 주당순자산을 밑도는 구간에서 거래되고 있고, 대신증권은 2026년 5월 리포트에서 요금 규제 완화와 재무구조 개선 시기였던 2014~2016년 최고 주가순자산비율 평균을 0.56배로 제시하며 이를 할인한 기준을 적용했다고 밝혔다. 주주환원은 아직 제한적인데, 키움증권 조재원 연구원은 2025년 배당성향이 전년 대비 2.85%포인트 낮아진 13.65%로 결정됐고 2026년에도 배당성향의 급격한 개선보다는 이익성장률과 유사한 수준일 것으로 전망한다고 밝혔다. 증권가 시각도 갈린다. iM증권은 2026년 8월 리포트에서 하반기 연료비와 전력구입비 상승 부담을 이유로 목표주가를 4만 8,000원으로 낮추면서 투자의견은 유지했다고 밝혔고, KB증권은 2026년 4월 보고서에서 목표주가를 7만 4,000원에서 6만 3,000원으로 하향하고 2026·2027년 영업이익 전망치도 각각 30% 안팎 축소해 제시했다. 반면 유진투자증권은 2026년 5월 리포트에서 목표주가 9만 2,000원과 매수 의견을 유지하며, 지방선거 이후 전기요금 개편 방향성과 한미 원전 협력 진전 여부가 변수라고 전망했다.
2025년 영업활동현금흐름은 20조 8,802억원으로 2023년 1조 5,222억원, 2024년 15조 8,761억원과 비교해 크게 확대됐다. 자본총계는 2023년 37조 2,648억원에서 2025년 49조 3,229억원으로 늘었고 부채비율은 543.3%에서 416.9%로 낮아졌다. 이익 규모가 유지되는 한 이자비용과 투자 재원을 자체적으로 조달할 여지가 커진다. 다만 부채 총계 자체는 205조 6,045억원으로 줄지 않았다는 점도 함께 봐야 한다.
직접적인 요금 인상 대신 구조 개편이 진행되고 있다. KB증권 정혜정 연구원은 2026년 2월 코멘트에서 논의 중인 지역별 요금 차등제가 평균 전력판매단가 인상 효과를 기대할 수 있는 요인이라고 평가했다. 산업용 계시별 요금제는 2026년 10월 1일부터 전 사업체에 동일하게 적용될 예정이어서 제도 효과가 실적에 반영되는 시점을 확인할 수 있다. 판매단가는 이미 2025년에 킬로와트시당 162.9원에서 170.4원으로 4.6% 상승한 이력이 있다.
2030년까지 전력 공급을 희망하는 신규 데이터센터 150건의 합산 필요 전력은 9.36기가와트로, 현재 운영 중인 데이터센터 전체 수전용량 1,986메가와트의 약 4.7배에 해당한다. 해외 원전에서도 산업통상자원부는 한국전력과 베트남 산업에너지공사 간 원전 개발 협력 가능성 검토 양해각서 체결을 밝혔다. 회사는 원전 설계·정비·연료 계열을 함께 보유해 프로젝트 진전 시 그룹 차원의 참여 범위가 넓다. 다만 이러한 협력이 계약과 매출로 확정되기까지는 상당한 시간이 필요하다.
2026년 2분기 영업이익 1조 1,286억원은 2025년 2분기 2조 1,359억원의 절반 수준이며 영업이익률은 5.1%로 내려왔다. 회사는 상반기 전력 판매량이 소폭 감소한 가운데 국제 유연탄 가격 상승으로 연료비가 크게 증가했다고 설명했다. 연료비 조정단가는 정부 통보에 따라 결정되며 2026년 1분기에도 킬로와트시당 5원으로 유지됐다. 원가가 오를 때 즉각적인 요금 전가 수단이 없다는 점이 구조적 약점이다.
부채 총계는 2022년 192조 8,047억원에서 2025년 205조 6,045억원으로 오히려 늘었다. 보도에 따르면 2026년 2분기 결산 기준 부채는 210조 7,000억원에 달한다. 여기에 지역별 차등요금제 추진과 송전망 건설 부담이 커지고 있다는 점이 재무 부담 요인으로 지적됐다. 이익이 줄어드는 국면에서 대규모 투자가 병행되면 재무 개선 속도는 둔화될 수 있다.
키움증권 조재원 연구원은 2025년 배당성향이 13.65%로 전년 대비 2.85%포인트 낮아졌고 2026년에도 급격한 개선은 어렵다고 전망했다. 신한투자증권 최규헌 연구원은 재무구조 개선 없이는 확실한 배당성향 상향이 어렵다고 판단했다. 회사도 안정적 전력 공급 투자를 적기에 추진하기 위해 재무구조 개선이 필요하다는 입장을 설명했다. 이익이 늘어도 환원율 상향이 자동으로 따라오지 않는 구조라는 점을 감안할 필요가 있다.
한국전력의 최근 4년은 2022년 32조 6,552억원 영업손실에서 2025년 13조 4,906억원 영업이익(영업이익률 13.8%)으로 이어지는 급격한 회복 곡선이었고, 이 회복의 주된 동력은 연료가격 하락과 판매단가 상승이었다. 그러나 2026년 1분기 영업이익 3조 7,842억원에서 2분기 1조 1,286억원으로 급감한 흐름은 같은 변수가 반대로 작동할 때 이익이 얼마나 빠르게 축소되는지를 보여준다. 강세 논리는 영업활동현금흐름 20조원대와 부채비율 하락, 요금 체계 개편에 따른 단가 효과, 데이터센터 수요와 해외 원전 협력이라는 중장기 축에 있다. 약세 논리는 205조원대 부채와 확대되는 전력망 투자, 요금 결정권이 회사에 없다는 구조, 그리고 낮은 배당성향에 있다. 증권가에서는 하반기에도 연료비와 전력구입비 부담이 이어지겠지만 원전 확대와 데이터센터 전력 수요를 감안하면 긴 호흡의 접근이 유효하다는 분석이 제시되기도 했다. 확인 순서는 4분기 연료비 조정단가, 10월 산업용 계시별 요금제 전면 적용, 11월 3분기 실적, 이후 배당 결정 순으로 정리된다. 본 리포트는 정보 제공 목적이며 매수·매도 의견이나 목표주가를 포함하지 않는다.
English version
After escaping massive losses in 2022 and recovering to a double-digit operating margin in 2025, KEPCO saw quarterly profits shrink rapidly in the first half of 2026 on higher fuel costs, putting tariff policy and overseas nuclear projects in focus at the same time.
KEPCO operates Korea's transmission, distribution and retail electricity business, while generation is carried out through Korea Hydro & Nuclear Power and other generation subsidiaries within the group structure. Most revenue comes from electricity sales: of KRW 46.32tn in consolidated first-half 2026 revenue, power-sales revenue was KRW 43.96tn, while other revenue including overseas business rose 16.7% to KRW 2.35tn. On the cost side, subsidiary fuel costs and purchased power from independent generators are the two pillars: in the first half of 2026 fuel costs rose 8.8% to KRW 10.14tn, purchased-power costs fell 0.9% to KRW 17.21tn, and depreciation rose 1.3% to KRW 5.95tn. Profit is therefore determined by the gap between regulated selling tariffs and fuel plus wholesale power prices, and the inability to raise its own tariffs makes the company fundamentally different from listed manufacturers. On volumes, first-half 2026 power sales fell 0.6% year on year to 266.7 terawatt-hours, which management attributed to weaker industrial demand amid an economic slowdown. On unit prices, 2025 sales volume slipped 0.1% to 549.4 terawatt-hours while the average selling price rose 4.6% from KRW 162.9 to KRW 170.4 per kilowatt-hour. The group also includes non-generation affiliates such as KEPCO E&C for nuclear design, KEPCO KPS for maintenance, and the nuclear fuel unit, spanning the entire nuclear value chain. For overseas nuclear exports, KEPCO handles 19 countries such as the United States, the United Kingdom and Saudi Arabia where the Korean reactor design can be used as is, while KHNP covers 32 countries including the Czech Republic and Poland that require design modifications. Domestically it faces virtually no competitor in retail electricity, but tariffs, investment and dividends are all heavily shaped by policy decisions.
On an annual basis, after the extreme year of 2022 with revenue of KRW 71.26tn and an operating loss of KRW 32.66tn (-45.8% margin), the operating loss narrowed to KRW 4.54tn in 2023, then profits recovered to KRW 8.36tn (9.0%) in 2024 and KRW 13.49tn (13.8%) in 2025. Net profit attributable to owners was KRW 8.54tn in 2025 and operating cash flow reached KRW 20.88tn, a clear recovery in cash generation versus KRW 1.52tn in 2023. The balance sheet also improved, with the debt-to-equity ratio falling from 543.3% in 2023 to 496.7% in 2024 and 416.9% in 2025, though total liabilities of KRW 205.60tn remain very large in absolute terms. Behind the 2025 improvement, a 13.4% decline in average LNG import prices pushed the system marginal price down 12.2% from KRW 128.4 to KRW 112.7 per kilowatt-hour, cutting subsidiary fuel costs by KRW 3.10tn and purchased power from private generators by KRW 607.2bn. Quarterly results are highly seasonal: third-quarter 2025 revenue of KRW 27.57tn and operating profit of KRW 5.65tn (20.5% margin) was the strongest of the past five quarters, followed by KRW 1.95tn in 4Q25 and KRW 3.78tn in 1Q26. In second-quarter 2026, however, revenue of KRW 21.92tn produced operating profit of just KRW 1.13tn (5.1% margin) and net profit attributable to owners of KRW 267.3bn. In its half-year results the company said consolidated operating profit of KRW 4.91tn was down 16.6% from KRW 5.89tn a year earlier, as revenue rose 0.3% but operating costs grew faster because the conflict between the United States and Iran lifted both LNG and thermal coal prices. Notably, second-quarter operating profit on a parent-only basis was only KRW 36.1bn, about 4% of the KRW 956.6bn a year earlier, and observers noted that without roughly KRW 1.4tn of cumulative self-help measures in the first half, staying in the black might have been difficult. In short, the profit recovery of 2024 and 2025 driven by falling fuel costs is being partly given back as input costs rose in the first half of 2026.
The power sector cycle is driven by the lag between fuel prices and currency moves on one side and regulated tariffs on the other, and the industry is currently in a phase where rising costs are not immediately passed through. According to press reports, the average daily wholesale power price reached KRW 147.75 per kilowatt-hour on August 1 and stayed above the KRW 146 level widely regarded as breakeven, prompting comments that a quarterly loss could not be ruled out if that structure persisted. On price indicators, iM Securities said in an August 2026 report that although oil prices had fallen since June, the Asian gas benchmark JKM was rising more steeply, so further increases through year-end deserved more weight. On tariff mechanics, the fuel-cost adjustment unit price for the first quarter of 2026 was kept at KRW 5 per kilowatt-hour, with the government citing the company's financial position and unrecovered adjustment balances while also instructing thorough implementation of self-help measures. On structural reform, seasonal and time-of-use pricing took effect on April 16, 2026, industrial users can defer application until September 30, 2026, and from October 1 the same rules apply to all industrial customers. On the demand side, 150 new data centers seeking power supply by 2030 would require a combined 9.36 gigawatts, roughly 4.7 times the 1,986 megawatts of receiving capacity at currently operating data centers, and the 12th basic power supply plan set out a direction of steering projects outside the capital region on the premise of regional electricity pricing. Within the generation mix, nuclear utilization is central to margins: Kiwoom Securities noted in a February 2026 report that KHNP had set a 2026 nuclear utilization target of 89%, with new operation of Kori Unit 2 and Saeul Unit 3 also scheduled. Unlike many overseas utilities, the operator does not control its own tariffs, which is both a structural feature and the starting point of the valuation debate.
| Price | ₩30,850 |
|---|---|
| Market cap | ₩19.80T |
| P/E | 2.5 |
| P/B | 0.39 |
| ROE | 16.8% |
| Dividend yield | 5.00% |
In its first-half results the company took a cautious stance on second-half cost conditions. A KEPCO official said that if higher international fuel prices from the Middle East conflict and a weak currency fully materialize in the second half, the pace of financial normalization would inevitably slow. As a response, the company pointed to power-market reforms to reduce purchased-power costs, intensive self-help measures, diversified funding, restructuring of seasonal and time-of-use tariffs, review of regional pricing, and timely build-out of the national grid. On the regulatory calendar, time-of-use pricing for industrial users is scheduled to apply uniformly to all businesses from October 1, 2026, so its direction and magnitude for the average selling price is a checkpoint from the second half onward. On the nature of tariff reform, KB Securities analyst Jung Hye-jung commented in February 2026 that a reform lowering daytime rates and raising evening rates could be a near-term tariff-reduction factor, while the regional differential pricing under discussion would be expected to lift the average selling price. In overseas business, the Ministry of Trade, Industry and Energy announced a memorandum of understanding between KEPCO and PetroVietnam to review potential nuclear development cooperation, described as a step forward from earlier workforce-training cooperation toward concrete feasibility review. On the export framework, KEPCO and KHNP are reported to be in London Court of International Arbitration proceedings over KRW 1.4tn of additional construction costs at the Barakah project, while the government plans to complete its study on unifying the export channel and then sort out responsibilities. On demand, the special act on artificial-intelligence data centers passed the National Assembly on May 7, 2026 and is set to take effect in February 2027 after a nine-month grace period. Ultimately, second-half results are likely to hinge on the combination of fuel and currency, nuclear utilization, and tariff policy.
Valuation here depends less on the absolute level of profit than on judgments about the volatility and durability of that profit. After swinging from the massive 2022 loss to profits in 2024 and 2025, earnings over the most recent four quarters remain sizeable, but quarters like the second of 2026, when the operating margin fell into single digits, can recur, so the multiple itself is hard to treat as a stable anchor. Relative to book value, the shares trade below net asset value per share, and Daishin Securities stated in a May 2026 report that it applied a discount to the 0.56 times average peak price-to-book ratio of 2014 to 2016, a period of eased tariff regulation and improving financial structure. Shareholder returns are still limited: Kiwoom Securities analyst Cho Jae-won said the 2025 payout ratio was set at 13.65%, down 2.85 percentage points from the prior year, and projected that 2026 would bring growth similar to the earnings growth rate rather than a sharp payout improvement. Brokerage views diverge. iM Securities said in an August 2026 report that it cut its target price to KRW 48,000 on second-half fuel and purchased-power cost burdens while maintaining its rating, and KB Securities in an April 2026 report lowered its target price from KRW 74,000 to KRW 63,000 and cut its 2026 and 2027 operating profit forecasts by around 30% each. By contrast, Eugene Investment & Securities maintained a target price of KRW 92,000 and a buy rating in a May 2026 report, forecasting that the direction of tariff reform after local elections and progress in Korea-United States nuclear cooperation would be the key variables.
Operating cash flow reached KRW 20.88tn in 2025, far above KRW 1.52tn in 2023 and KRW 15.88tn in 2024. Total equity grew from KRW 37.26tn in 2023 to KRW 49.32tn in 2025 while the debt-to-equity ratio fell from 543.3% to 416.9%. As long as profits hold up, more room exists to fund interest costs and investment internally. That said, total liabilities of KRW 205.60tn have not actually declined.
Instead of direct tariff hikes, structural reform is under way. KB Securities analyst Jung Hye-jung commented in February 2026 that the regional differential pricing under discussion could be expected to lift the average selling price. Time-of-use pricing for industrial users is scheduled to apply uniformly to all businesses from October 1, 2026, allowing investors to track when the effect shows up in results. Selling prices already have a track record of moving: in 2025 the average price rose 4.6% from KRW 162.9 to KRW 170.4 per kilowatt-hour.
150 new data centers seeking power supply by 2030 would require a combined 9.36 gigawatts, about 4.7 times the 1,986 megawatts of receiving capacity at data centers currently in operation. In overseas nuclear, the Ministry of Trade, Industry and Energy announced a memorandum of understanding between KEPCO and PetroVietnam to review possible nuclear development cooperation. The company holds nuclear design, maintenance and fuel affiliates, giving the group broad participation scope if projects advance. Still, converting such cooperation into signed contracts and revenue takes considerable time.
Second-quarter 2026 operating profit of KRW 1.13tn was about half the KRW 2.14tn of 2Q25, with the operating margin down to 5.1%. The company explained that while first-half power sales volumes fell only slightly, fuel costs rose sharply because international thermal coal prices increased. The fuel-cost adjustment unit price is set through government notification and was again kept at KRW 5 per kilowatt-hour for the first quarter of 2026. The absence of an immediate pass-through mechanism when costs rise is a structural weakness.
Total liabilities actually rose from KRW 192.80tn in 2022 to KRW 205.60tn in 2025. Press reports put debt at KRW 210.7tn as of the second-quarter 2026 close. Reports also flagged the push for regional differential pricing and growing transmission-grid construction burdens as financial pressure points. If large-scale investment continues while profits shrink, the pace of balance-sheet improvement could slow.
Kiwoom Securities analyst Cho Jae-won noted the 2025 payout ratio fell 2.85 percentage points to 13.65% and projected no sharp improvement in 2026. Shinhan Securities analyst Choi Kyu-heon judged that a firm increase in the payout ratio is difficult without balance-sheet improvement. The company itself has said financial improvement is necessary to pursue timely investment for stable power supply. Investors should note that higher profits do not automatically translate into a higher payout ratio.
KEPCO's past four years traced a steep recovery from a KRW 32.66tn operating loss in 2022 to KRW 13.49tn of operating profit in 2025 (13.8% margin), driven mainly by falling fuel prices and rising selling prices. Yet the drop from KRW 3.78tn of operating profit in the first quarter of 2026 to KRW 1.13tn in the second shows how quickly profits shrink when the same variables move the other way. The bullish case rests on operating cash flow above KRW 20tn, a declining debt-to-equity ratio, unit-price effects from tariff restructuring, and the longer-term axes of data-center demand and overseas nuclear cooperation. The bearish case rests on liabilities above KRW 205tn, expanding grid investment, the structural absence of tariff-setting power, and a low payout ratio. Some brokerage commentary has argued that while fuel and purchased-power burdens will persist in the second half, a long-horizon approach remains valid given nuclear expansion and data-center power demand. The checking sequence runs from the fourth-quarter fuel-cost adjustment, to full application of industrial time-of-use pricing in October, to third-quarter results in November, and then the dividend decision. This report is for information purposes and contains no buy or sell opinion or target price.
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데이터 기준 2026-09-22 · KOSAI
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