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Korea Electric Power · 에너지·전력 · 코스피 · 리포트 2026-06-16
연료비 안정과 요금 인상 효과로 2025년 사상 최대 영업이익을 냈지만, 중동발 유가 급등과 200조원대 부채가 향후 손익과 재무의 핵심 변수다.
한국전력은 발전부터 송·배전, 판매에 이르는 국내 전력 공급망의 중심에 있는 공기업으로, 전력판매 부문에서 사실상 독점적 지위를 갖되 요금 산정은 정부 규제를 받는다. 매출 구성은 전력판매를 포함한 전기사업 부문이 가장 크고, 화력발전과 원자력발전 부문이 그 뒤를 잇는 구조다. 한 증권정보 집계에 따르면전기 사업부문 약 62.6%, 화력발전 약 21.6%, 원자력발전 약 7.9%, 기타 약 7.9%로 분류된다. 발전 자회사로는 한국수력원자력과 5개 화력발전 자회사, 그리고 한전KPS·한전기술 등이 연결 대상에 포함된다.주요 매출은 전기 판매에서 발생하며 화력·원자력 발전 부문이 뒤를 잇고, 전력판매 부문에서 독점적 지위를 점유하지만 요금 산정에는 정부 규제를 받는다. 원전은 석탄·가스 대비 발전단가가 낮아 발전 믹스에서 원전 비중이 커질수록 마진에 유리하게 작용한다. 한수원을 중심으로 한 '팀코리아'는 두산에너빌리티(주기기), 한국전력기술(설계), 대우건설(시공) 등이 역할을 분담하는 해외 원전 수출 구조를 갖췄다. 이 때문에 손익은 국내 전기요금·연료비 흐름과, 중장기적으로는 해외 원전 수주의 두 축에 동시에 노출돼 있다.
한국전력의 실적은 연료비 사이클을 따라 극적으로 변동해 왔다. 2022년에는 매출 71.3조원에 영업손실 32.7조원, 지배순손실 24.5조원으로 영업이익률 -45.8%를 기록하며 최악의 적자를 냈다. 2023년에도 매출 88.2조원에 영업손실 4.5조원으로 적자가 이어졌으나, 2024년 매출 93.4조원·영업이익 8.4조원으로 흑자 전환에 성공했다. 2025년에는 매출 97.4조원, 영업이익 13.5조원, 지배순이익 8.5조원을 기록하며 영업이익률 13.8%, ROE 17.7%로 회복했고, 부채비율도 2023년 543.3%에서 2025년 416.9%로 낮아졌다. 영업활동현금흐름 역시 2022년 -23.5조원에서 2025년 +20.9조원으로 크게 개선됐다. 분기로 보면 2025년은 1분기 영업이익 3.75조원, 성수기인 3분기 5.65조원으로 계절성이 뚜렷했고, 4분기는 1.95조원으로 둔화됐다. 2026년 1분기 영업이익은 3.78조원으로올해 1분기 4조원에 육박하는 영업이익을 기록하며 역대 1분기 기준 최대 실적을 달성했고, 매출 24조3985억원, 영업이익은 전년 동기 대비 306억원 증가한 3조7842억원으로 매출은 0.7%, 영업이익은 0.8% 증가했다. 다만2월 말 중동 전쟁에 따른 국제 유가 및 LNG 가격 급등세 여파가 1분기 실적에는 아직 반영되지 않은 결과로, 향후 시차를 두고 실적 및 자금 조달에 영향을 줄 전망이라는 점이 핵심 유의 사항이다.
전력 산업은 연료비 변동이 시차를 두고 손익에 반영되는 구조라 국제 유가·LNG·석탄 가격과 환율이 핵심 변수다. 최근 흐름의 분수령은 중동 사태로, 한 증권사 분석에 따르면한국전력의 연료비 구조는 두바이유 변동이 약 두 개 분기 시차를 두고 반영되며, 2022년 4분기 10조8000억원의 영업적자 사례를 떠올리면 이번 충격의 강도를 가볍게 단정하기 어렵다는 평가가 나온다. 동시에spot LNG 도입에 따른 믹스 악화로 2분기부터 발전 자회사의 LNG 발전연료단가가 상승하고, 국제 석탄가격도 3월 초 이후 상승해 3분기부터 연료비 상승에 기여할 전망이라는 분석도 제시됐다. 요금 측면에서는 정부가2026년 1분기 전기요금을 현재 수준에서 동결하고, 연료비 조정단가를 ㎾h당 5원으로 유지했고, 이는2022년 3분기부터 15개 분기 연속 5원 수준을 유지한 것이다. 전기요금이 원가를 충분히 반영하지 못하는 구조가 이어지면서 한전의 재무 정상화가 정책·정치 일정에 좌우되는 특성이 강하다. 한편 국내 전력판매에서 독점적 지위를 갖는 한전은 경쟁사가 없는 대신, 산업용 계시별 요금제·지역별 차등요금제 등 제도 변화가 판매마진을 좌우한다. 중장기적으로는 글로벌 원전 르네상스 흐름 속에서 해외 수주가 새로운 산업 모멘텀으로 부상하고 있다.
| 주가 | ₩35,075 |
|---|---|
| 시가총액 | 22.5조원 |
| PER | 2.6 |
| PBR | 0.45 |
| ROE | 18.9% |
| 배당수익률 | 4.40% |
전망의 한 축은 해외 원전이다.한수원은 6월 5일 EU 집행위로부터 두코바니 원전 사업에 대해 역외보조금 규정 심층 조사를 개시하지 않겠다는 공식 통보를 받았으며, 이 사업은 APR1000 2기를 공급하는 총 약 26조원 규모 프로젝트다.계획대로라면 2029년 착공, 2036년 상업운전 시작을 목표로 하며, 추가로테믈린 3·4호기 건설 여부는 이번 정권에서 내년 중 결론이 날 것으로 전망된다. 베트남 닌투언 2원전 등 추가 수주 가능성도 거론된다. 다만 한 증권사는두코바니 EPC 가치는 2025년 본계약 시점에 상당 부분 반영됐고 추가 수주는 2026~2027년 협상 과정에 따라 단계적으로 반영될 사안인 반면, 유가 상승에 따른 실적 충격은 2026년 2분기부터 직접 손익에 반영될 것이라고 진단했다. 요금·제도 측면에서는지방선거 이후 9~10월 전기요금 인상과 도매전력가격제(LMP) 시행 가능성이 거론되며, 산업용을 시작으로 한 지역별 차등요금제 시행 시점도 마진 변수다. 한편2분기까지 주요 영업비용은 이미 확정된 상황이며, 한 증권사는 낙관적 가정 하에서 SMP를 3분기 144원/kWh, 4분기 160원/kWh로 전망했다. 종합하면 단기 손익은 연료비·환율, 중장기 가치는 원전 수주 진척에 좌우되는 구도다.
한국전력은 대규모 적자에서 흑자로 전환해 이익이 빠르게 회복된 국면에 있어, 이익 기준 멀티플은 과거 적자 구간 대비 정상화된 모습이다. 헤드라인 기준 ROE는 약 18.9%, EPS는 13,567원, BPS는 78,291원으로, 순자산 대비 주가는 장부가를 밑도는 할인 구간에 위치한다. 이는 전력 공기업 특유의 정부 규제·요금 변동성과 200조원대 부채라는 구조적 부담이 반영된 결과로 해석된다. 배당은 4년 만에 재개돼 2025년 결산 주당 1,542원이 확정됐으나,총부채 205.7조원 규모와 부채 감축 필요성을 감안해 배당성향은 13%대에 책정됐다. 증권가 목표주가는 중동 사태 이후 잇따라 하향됐는데, 한 증권사는2026년 예상 BPS에 목표 PBR 0.6배를 적용하는 등 순자산 기반 접근을 쓰고 있어, 요금·연료비·원전 수주 전개에 따라 평가가 크게 갈릴 수 있는 구간이다.
2024년 흑자 전환 이후 2025년 영업이익 13.5조원, 2026년 1분기 3.78조원으로 흑자 흐름이 이어졌다. 연료비가 안정되고 요금 인상 효과가 반영되면 대규모 현금창출이 가능함을 보여줬다. 영업활동현금흐름도 2025년 20.9조원으로 크게 회복돼 부채 감축과 배당의 재원이 마련됐다.
약 26조원 규모 체코 두코바니 사업의 EU 역외보조금 리스크가 해소되며 불확실성이 줄었다. 테믈린 3·4호기, 베트남 닌투언 2원전 등 추가 수주 후보가 대기 중이다. 글로벌 원전 르네상스 속에서 팀코리아의 중장기 성장 스토리가 유효하다.
부채비율이 2023년 543%에서 2025년 417%로 낮아졌고, 4년 만에 배당이 재개됐다. 2025년 결산 배당은 주당 1,542원으로 전년 213원 대비 큰 폭으로 늘었다. 정부의 상장사 배당 확대 기조도 향후 주주환원 여력 확대 가능성을 시사한다.
2월 말 중동 사태로 유가·LNG가 급등했으나 1분기 실적에는 미반영됐다. 연료비는 약 두 개 분기 시차로 반영돼 2분기부터 손익을 압박할 가능성이 크다. 냉방 수요가 몰리는 7~8월 전력 구매비 급증 우려도 제기된다.
총부채는 2025년 기준 205조원대로 절대 규모가 여전히 막대하다. 하루 이자만 100억원대에 달해 재무 정상화 속도를 제약한다. 한전법상 사채발행한도 관리 일정에도 차질 우려가 제기됐다.
전기요금은 원가를 충분히 반영하지 못한 채 15개 분기 연속 연료비 조정단가가 5원에 묶여 있다. 지방선거 등 정치 일정과 물가 안정 기조가 요금 인상 여력을 제약한다. 요금이 동결될수록 원가 회수가 미뤄져 손익 변동성이 커질 수 있다.
한국전력은 2022~2023년의 대규모 적자에서 벗어나 2024년 흑자 전환, 2025년 사상 최대 영업이익(13.5조원)으로 이익 체력을 회복했고 2026년 1분기에도 1분기 기준 역대 최대 실적을 냈다. 부채비율이 빠르게 낮아지고 4년 만에 배당이 재개된 점은 펀더멘털 개선을 뒷받침한다. 동시에 200조원대 부채와 시차를 두고 반영되는 연료비 구조라는 구조적 부담이 그대로 남아 있다. 특히 2월 말 중동 사태에 따른 유가·LNG 급등은 1분기에 미반영된 상태로, 2분기 이후 손익을 압박할 가능성이 핵심 변수다. 중장기적으로는 체코 두코바니 본계약과 EU 리스크 해소, 테믈린·베트남 등 추가 수주 가능성이 새로운 성장 축으로 부상하고 있다. 다만 전기요금이 정부 규제와 정치 일정에 좌우되는 특성상 재무 정상화의 속도는 정책 변수에 크게 의존한다. 결국 단기 손익은 연료비·환율·요금에, 중장기 가치는 원전 수주 진척에 달려 있어 양방향 시나리오를 함께 점검할 필요가 있다.
English version
Stabilized fuel costs and tariff hikes drove record 2025 operating profit, but a Middle East oil spike and over 200 trillion won in debt are the key swing factors for earnings and the balance sheet ahead.
KEPCO is a state-owned utility at the center of Korea's power supply chain, spanning generation, transmission, distribution and sales, holding a near-monopoly in power sales while its tariffs are set under government regulation. Its revenue is dominated by the electricity business including power sales, followed by thermal and nuclear generation. According to one market-data tally, the breakdown is roughly 62.6% for the electricity business, 21.6% for thermal generation, 7.9% for nuclear generation and 7.9% for others. Consolidated subsidiaries include Korea Hydro & Nuclear Power, five thermal generation units, and firms such as KEPCO KPS and KEPCO E&C. Most revenue comes from electricity sales, with thermal and nuclear generation next; it holds a monopolistic position in power sales but its rates are subject to government regulation. Nuclear has far lower generation costs than coal or gas, so a higher nuclear share in the mix supports margins. The 'Team Korea' nuclear-export structure, led by KHNP, divides roles among Doosan Enerbility (main equipment), KEPCO E&C (design) and Daewoo E&C (construction). As a result, earnings are exposed simultaneously to domestic tariff and fuel-cost trends and, over the longer term, to overseas nuclear orders.
KEPCO's earnings have swung dramatically with the fuel-cost cycle. In 2022 it posted 71.3 trillion won in revenue, a 32.7 trillion won operating loss and a 24.5 trillion won owners' net loss, an operating margin of -45.8% marking its worst deficit. Losses continued in 2023 with 88.2 trillion won revenue and a 4.5 trillion won operating loss, before a turnaround to 8.4 trillion won operating profit on 93.4 trillion won revenue in 2024. In 2025 it recorded 97.4 trillion won revenue, 13.5 trillion won operating profit and 8.5 trillion won owners' net income, recovering to a 13.8% operating margin and 17.7% ROE, while the debt ratio fell from 543.3% in 2023 to 416.9% in 2025. Operating cash flow also improved sharply from -23.5 trillion won in 2022 to +20.9 trillion won in 2025. By quarter, 2025 showed clear seasonality with 3.75 trillion won operating profit in Q1 and 5.65 trillion won in the peak third quarter, slowing to 1.95 trillion won in Q4. Q1 2026 operating profit was 3.78 trillion won, as it posted nearly 4 trillion won in operating profit for a Q1 record, with revenue of 24.4 trillion won and operating profit of 3.78 trillion won, up 30.6 billion won year over year, with revenue up 0.7% and operating profit up 0.8%. However, the key caveat is that the late-February surge in international oil and LNG prices from the Middle East conflict is not yet reflected in Q1 results and is expected to affect earnings and funding with a lag.
The power industry's earnings reflect fuel-cost moves with a lag, so international oil, LNG and coal prices and the exchange rate are key variables. The recent turning point is the Middle East situation; one brokerage notes that KEPCO's fuel-cost structure reflects Dubai crude moves with about a two-quarter lag, and recalling the 10.8 trillion won operating loss in Q4 2022, the severity of this shock cannot easily be dismissed. Another analysis warns that a worsening mix from spot LNG imports will raise generation subsidiaries' LNG fuel costs from Q2, while international coal prices have risen since early March and will contribute to higher fuel costs from Q3. On tariffs, the government froze Q1 2026 electricity rates at current levels and kept the fuel-cost adjustment at 5 won per kWh, which has been held at the 5-won level for 15 consecutive quarters since Q3 2022. With tariffs persistently failing to fully reflect costs, KEPCO's financial normalization remains heavily dependent on policy and political timing. As the monopoly domestic power seller, KEPCO faces no rivals, but system changes such as time-of-use industrial rates and regional differential pricing shape its sales margin. Over the longer term, overseas orders are emerging as fresh industry momentum amid a global nuclear renaissance.
| Price | ₩35,075 |
|---|---|
| Market cap | ₩22.52T |
| P/E | 2.6 |
| P/B | 0.45 |
| ROE | 18.9% |
| Dividend yield | 4.40% |
One axis of the outlook is overseas nuclear. On June 5 KHNP received formal notice from the European Commission that it would not open an in-depth foreign-subsidy investigation into the Dukovany project, which involves supplying two APR1000 reactors for a total of about 26 trillion won. The plan targets construction starting in 2029 and commercial operation in 2036, and a decision on additional Temelin 3/4 reactors is expected to be reached within the next year under the current administration. Further orders such as Vietnam's Ninh Thuan 2 are also discussed. However, one brokerage assesses that much of Dukovany's EPC value was already reflected at the 2025 contract, with further orders to be reflected in stages through 2026-2027 negotiations, while the earnings shock from higher oil prices will hit profit directly from Q2 2026. On tariffs and systems, possibilities include a September-October tariff hike after local elections and the introduction of a wholesale pricing scheme (LMP), while the timing of regional differential pricing, starting with industrial users, is a margin variable. Separately, major operating costs through Q2 are already fixed, and one brokerage forecasts SMP at 144 won/kWh in Q3 and 160 won/kWh in Q4 under optimistic assumptions. In sum, near-term earnings hinge on fuel costs and FX, while longer-term value depends on nuclear-order progress.
KEPCO has moved from deep losses to a sharp profit recovery, so its earnings-based multiple looks normalized versus the prior loss-making period. On a headline basis, ROE is about 18.9%, EPS is 13,567 won and BPS is 78,291 won, leaving the share price trading at a discount below book value. This reflects the structural burden of a state utility's government-regulated, volatile tariffs and over 200 trillion won in debt. Dividends resumed after four years at 1,542 won per share for FY2025, but given total liabilities of 205.7 trillion won and the need to cut debt, the payout ratio was set in the 13% range. Brokerage target prices have been cut repeatedly since the Middle East flare-up; one uses a book-value approach, applying a target PBR of 0.6x to estimated 2026 BPS, meaning valuations can diverge sharply with developments in tariffs, fuel costs and nuclear orders.
Since the 2024 turnaround, profit continued with 13.5 trillion won operating profit in 2025 and 3.78 trillion won in Q1 2026. This shows large cash generation is possible once fuel costs stabilize and tariff hikes feed through. Operating cash flow also recovered strongly to 20.9 trillion won in 2025, providing funds for debt reduction and dividends.
EU foreign-subsidy risk on the roughly 26 trillion won Czech Dukovany project was cleared, reducing uncertainty. Additional candidates such as Temelin 3/4 and Vietnam's Ninh Thuan 2 are in the pipeline. Amid a global nuclear renaissance, Team Korea's longer-term growth story remains intact.
The debt ratio fell from 543% in 2023 to 417% in 2025, and dividends resumed after four years. FY2025 dividend of 1,542 won per share rose sharply from 213 won a year earlier. The government's push for higher listed-company payouts also hints at scope for expanded shareholder returns.
Oil and LNG surged on the late-February Middle East situation but were not reflected in Q1 results. Fuel costs feed through with about a two-quarter lag, likely pressuring profit from Q2. There are also concerns about a jump in power-purchase costs in July-August as cooling demand peaks.
Total liabilities remained around 205 trillion won in 2025, an enormous absolute level. Daily interest of over 10 billion won constrains the pace of financial normalization. Concerns have also been raised about the bond-issuance-limit schedule under the KEPCO law.
Tariffs have failed to fully reflect costs, with the fuel-cost adjustment stuck at 5 won for 15 straight quarters. Political timing such as local elections and a price-stability stance limit room for hikes. Continued freezes defer cost recovery and can widen earnings volatility.
KEPCO has emerged from the heavy losses of 2022-2023 to turn profitable in 2024 and post record operating profit of 13.5 trillion won in 2025, with Q1 2026 also a Q1 record, restoring its earnings power. A rapidly falling debt ratio and the resumption of dividends after four years support the improving fundamentals. At the same time, the structural burdens of over 200 trillion won in debt and a lagged fuel-cost pass-through remain. In particular, the late-February Middle East oil and LNG surge was not reflected in Q1 and is the key variable that may pressure earnings from Q2. Over the longer term, the Czech Dukovany contract, the cleared EU risk, and potential further orders such as Temelin and Vietnam are emerging as a new growth axis. However, because tariffs are governed by regulation and political timing, the pace of financial normalization depends heavily on policy. Ultimately, near-term earnings hinge on fuel costs, FX and tariffs while longer-term value depends on nuclear-order progress, so both upside and downside scenarios warrant monitoring.
본 리포트는 공시(DART)·시장 데이터(KRX) 기반의 AI 생성 정보 자료이며 투자 권유가 아닙니다.
This report is AI-generated from public disclosures (DART) and market data (KRX) for informational purposes only. It is not investment advice.
데이터 기준 2026-08-07 · KOSAI
(full report)