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KoreaGas · 에너지·전력 · 코스피 · 리포트 2026-09-05
국내 천연가스 도매 독점과 확대되는 해외 LNG 상류 이익이 실적을 밀어올리는 반면, 13조원대 민수용 미수금과 400% 안팎의 부채비율은 여전히 재무 구조의 무게추로 남아 있다.
한국가스공사는 1983년 설립된 천연가스 도입·판매 기업으로, 국내 유일의 천연가스 도매사업자로서 도매시장을 사실상 전량 담당하며 공익성 유지를 위해 중앙정부와 시·도지사의 지휘·감독을 받는다. 매출의 대부분은 발전용·도시가스용 천연가스 판매에서 발생하고, 도매요금은 원료비(LNG 도입가와 도입부대비)와 공사 공급비용으로 구성되며 공급비용은 산업통상자원부 심의·기획재정부 협의를 거쳐 승인된다. 즉 판매량은 국내 난방·발전 수요에, 마진은 정부의 요금 승인 시점과 폭에 좌우되는 규제 유틸리티 구조다. 두 번째 축은 해외 자원개발로, 회사는 국내 수급 안정과 에너지 안보를 목적으로 12개국 22개 해외사업을 추진하고 있다. 모잠비크 Area4는 국내 연간 소비량 기준 약 30년분(약 1.3억톤) 매장량을 가진 대형 가스전으로, 2007년 지분 10%를 매입해 참여했고 2022년 11월 코랄 사우스 부유식 액화플랜트에서 첫 LNG를 생산했다. LNG캐나다에서는 서부 캐나다 액화플랜트를 통해 2065년까지 연 70만톤 규모의 LNG를 생산해 국내 도입과 해외 판매에 활용할 계획이다. 국내에서는 민간 발전사·제조업체의 직수입과 경쟁하는데, 2024년 국내 LNG 수입 4633만톤 중 직수입 물량은 1223만톤으로 약 26%를 차지했고 전년보다 5% 늘었다. 이에 대응해 회사는 발전소와 1대1로 조건을 맺는 개별요금제를 확대하고 있으며, 미국·캐나다·호주 등으로 도입선을 다변화하고 수소 혼입, LNG 벙커링 등 저탄소 신사업도 병행하고 있다. 결과적으로 실적은 '규제 마진 + 해외 지분 이익 + 유가·환율'의 세 변수가 합성된 형태로 나타난다.
매출은 2022년 51조 7243억원, 2023년 44조 5560억원, 2024년 38조 3887억원, 2025년 35조 7273억원으로 3년 연속 감소했다 — 판매단가에 연동되는 유가·LNG 가격이 하향 안정된 영향이 크다. 반면 영업이익은 2023년 1조 5534억원(영업이익률 3.5%)에서 2024년 3조 34억원(7.8%)으로 급증한 뒤 2025년 2조 1012억원(5.9%)으로 조정됐다. 이익의 변동성은 순이익 단계에서 훨씬 커진다. 지배주주 순이익은 2022년 1조 4931억원, 2023년 7612억원 적자, 2024년 1조 1467억원, 2025년 1332억원으로 요동쳤다. 특히 2025년 4분기에는 매출 8조 9924억원·영업이익 4736억원을 냈음에도 지배주주 순손실 4069억원을 기록했는데, 하나증권은 2025년 4분기에 장기 유가 전망 하락과 일부 사업 할인율 조정으로 모잠비크, 호주 GLNG·프렐류드 등에서 6000억원 이상의 손상차손이 반영됐다고 설명했다. 2026년으로 넘어오면 흐름이 달라진다. 1분기 매출 11조 8022억원·영업이익 9100억원·지배주주 순이익 5486억원이라는 계절 성수기 실적에 이어, 2분기에도 매출 7조 5080억원·영업이익 6753억원·지배주주 순이익 3391억원을 기록해 2025년 2분기(매출 7조 6301억원·영업이익 4046억원·순이익 854억원) 대비 이익이 크게 늘었다. 회사는 유가 하락에 따른 판매단가 하락으로 매출은 줄었지만 매출원가 감소와 모잠비크 등 종속회사 이익 증가로 영업이익이 늘었다고 설명했고, 미얀마·모잠비크 등 해외사업 영업이익이 전년 상반기 1920억원에서 3309억원으로 증가했다고 밝혔다. 최근 네 개 분기(2025년 3분기~2026년 2분기)를 합산한 지배주주 순이익은 5679억원으로, 손상차손이 집중된 2025년 연간치를 크게 웃돈다. 재무 체력 지표도 방향을 바꿨다 — 영업활동현금흐름은 2022년 마이너스 14조 5809억원에서 2023년 5조 8856억원, 2024년 3조 6298억원, 2025년 6조 5393억원으로 회복됐고, 총부채는 2022년 52조 142억원에서 2025년 42조 8289억원으로, 부채비율은 499.6%에서 396.6%로 낮아졌다.
국내 천연가스 산업은 도매 독점과 원료비 연동제라는 규제 틀 안에서 움직이며, 원가 상승분이 요금에 즉시 반영되지 않을 때 그 차액이 미수금으로 쌓이는 구조다. 미수금은 정부 정책에 따라 원가보다 낮은 가격에 가스를 공급해 발생한 차액을 향후 요금으로 회수할 자산으로 회계 처리한 금액이며, 당장 손실로 잡히지는 않아도 현금이 유입되지 않기 때문에 현금흐름에는 부담으로 작용한다. 사이클 위치는 저유가 국면에서 고유가 국면으로 다시 이동하는 전환 구간에 가깝다. 2025년 서부텍사스산원유 평균가격이 배럴당 64.8달러에 머물면서 요금 인상 없이도 총미수금은 2024년 말 14조 7857억원에서 2026년 1분기 13조 7160억원으로 7.23% 줄었지만, 2026년 3월 이후 유가가 배럴당 90달러 안팎까지 오르며 통상 5~6개월 시차를 두고 도입 원가에 반영되는 구도가 형성됐다. 요금 측면에서도 압력이 커졌다 — 2026년 6월 도시가스 발전용(열병합용) 도매요금은 MJ당 20.8335원으로 전월 18.8694원 대비 10.4% 인상됐다. 반면 가계 부담과 직결되는 민수용 조정은 정책 판단에 묶여 있어, 하나증권은 2026년 5월 민수용 공급비 인상이 무산돼 미수금 증가가 불가피하다고 평가했다. 경쟁 포지션은 한국전력·지역난방공사와 마찬가지로 요금 규제를 받는 유틸리티지만, 상류 지분과 해외 액화 프로젝트를 직접 보유해 유가 상승기에 원가와 이익이 부분적으로 상쇄되는 점이 차별적이다. 동시에 민간 직수입 확대와 중장기 전원 구성 내 LNG 비중 축소 논의는 국내 판매량 측면의 구조적 제약으로 남는다.
| 주가 | ₩35,800 |
|---|---|
| 시가총액 | 3.3조원 |
| PER | 5.6 |
| PBR | 0.27 |
| ROE | 5.0% |
| 배당수익률 | 3.22% |
회사가 공개한 일정의 무게중심은 해외 LNG 프로젝트에 있다. 가스공사는 2025년 10월 모잠비크 코랄Ⅱ 최종투자결정을 완료한 데 이어 2026년 말까지 모잠비크 로부마와 LNG캐나다 2단계 사업의 최종투자결정을 내릴 계획이라고 2026년 6월 밝혔으며, 코랄Ⅱ의 상업생산 목표 시기는 2028년 말이다. 로부마는 사전 단계가 이미 움직이고 있다 — 엑손모빌 모잠비크가 가스공사를 포함한 Area4 공동사업자를 대표해 약 11억달러 규모의 사전투자 계약을 체결했고, 가스공사 지분은 10%이며 1단계는 연 1860만톤 규모 LNG 생산시설 건설을 목표로 한다. 해당 프로젝트의 상업 가동과 첫 시운전은 2031년으로 예정돼 있다. 기존 자산의 이익 기여도 확대되는 흐름이다. 2026년 2분기 실적발표 자료를 토대로 호주 GLNG·프렐류드, 모잠비크 코랄 FLNG, LNG캐나다 등 주요 사업의 상반기 영업이익 합산은 2675억원으로 전년 동기 1031억원의 약 2.6배였고, LNG캐나다가 1430억원, 코랄 FLNG가 807억원을 기록했다(1코노미뉴스 집계, 2026년 8월). 도입 포트폴리오도 재편된다 — 2025년 8월 워싱턴에서 트라피구라 등과 계약을 맺어 2028년부터 10년간 연 330만톤의 미국산 LNG를 추가 도입하며, 물량은 셰니에르가 운영하는 텍사스 코퍼스 크리스티 등 프로젝트를 기반으로 공급된다. 투자 계획상 해외사업 투자액은 2026년 8319억원에서 2027년 9480억원, 2028년 9796억원으로 늘어날 전망이며, LNG 벙커링과 GTP 등 신사업 투자액은 2025년 105억원에서 2029년 2208억원으로 확대된다. 경영진 측면에서는 2026년 7월 23일 임시주주총회에서 홍의락 전 국회의원의 사장 선임안이 가결됐고 임기는 3년이어서, 요금 억제로 늘어난 미수금 관리와 재무구조 개선이 새 경영진의 최우선 현안으로 지목된다.
이 종목의 밸류에이션은 회계 이익보다 미수금과 부채의 해석에 좌우되는 성격이 강하다. 2025년 말 연결 자기자본 10조 7989억원(지배주주 10조 8024억원)은 현재 시장에서 매겨진 기업가치를 크게 웃돌아, 주가는 주당순자산을 상당 폭 밑도는 구간에서 거래되고 있다 — 국내 규제 유틸리티가 통상 순자산 대비 할인 거래되는 흐름과 같은 방향이다. 이익 기준 배수는 최근 네 개 분기 순이익 회복(2025년 3분기~2026년 2분기 합산 지배주주 순이익 5679억원)이 반영되면서 손상차손이 집중됐던 2025년 연간 이익 기준보다 낮게 계산되는 구조이며, 반대로 유가·환율에 따라 손상 또는 환입이 다시 발생하면 배수가 크게 흔들릴 수 있다. 배당은 공기업 특성상 지속돼 왔지만, 하나증권은 2025년 사업연도 배당성향이 정부 세제혜택 정책에도 오히려 감소했고 주당배당금은 결국 주당순이익에 따라 결정될 것으로 추정한다고 밝혔다. 참고로 하나증권은 2026년 5월 7일 리포트에서 목표주가 5만 5000원, 투자의견 매수를 유지했다(코사이의 견해가 아닌 제3자 의견 인용). 결국 시장이 13조원대 미수금을 '미래 회수될 자산'으로 보는지 '회수 시점이 불확실한 정책 채권'으로 보는지가 배수 논쟁의 핵심이다.
회사는 미얀마·모잠비크 등 해외사업 영업이익이 2025년 상반기 1920억원에서 2026년 상반기 3309억원으로 증가했다고 밝혔다. LNG캐나다는 2026년 상반기 1430억원, 코랄 FLNG는 807억원의 영업이익을 기록했다. 해외 이익은 국내 요금 규제와 별개로 유가·판매량에 연동되기 때문에, 규제 마진이 억제되는 국면에서 실적 방어 역할을 한다. 코랄Ⅱ 상업생산(2028년 말 목표)과 로부마·LNG캐나다 2단계 최종투자결정 일정도 중장기 물량 확대 축으로 제시돼 있다.
영업활동현금흐름은 2022년 마이너스 14조 5809억원에서 2023년 5조 8856억원, 2024년 3조 6298억원, 2025년 6조 5393억원으로 회복됐다. 같은 기간 총부채는 52조 142억원에서 42조 8289억원으로, 부채비율은 499.6%에서 396.6%로 낮아졌다. 회사는 2026년 상반기 기준 부채가 40조 5898억원, 부채비율은 345%로 전년 말보다 52%포인트 낮아졌다고 밝혔다. 원료비 부담이 완화된 국면에서 운전자본이 정상화된 결과로, 조달 비용 측면의 압력이 이전보다 줄어든 상태다.
2025년 8월 트라피구라 등과 2028년부터 약 10년간 연 330만톤의 미국산 LNG 추가 도입 계약을 체결했고, 회사는 2024년부터 국제 입찰을 통해 경쟁력 있는 가격 수준을 확보했으며 중동 편중 도입선을 다변화하는 효과가 있다고 설명했다. 회사는 중동산 LNG 의존도를 45%에서 24%로 축소하는 방향을 제시했다. 도입 단가 경쟁력이 확보되면 개별요금제 마케팅과 직수입 대응 여력이 커진다는 것이 업계 시각이다. 개별요금제는 발전소와 1대1로 조건을 정하는 방식으로, 민간 직수입에 대응해 도입된 제도다.
회사는 2026년 2분기 기준 민수용 도시가스 미수금이 13조 5390억원으로 1분기보다 1673억원 늘었다고 밝혔다. 하나증권은 2026년 5월 민수용 공급비 인상이 무산돼 미수금 증가가 불가피하다고 평가했다. 미수금 축소에는 요금 인상이나 정부 지원, 유가 하락이 필요하지만 가장 직접적인 해법인 요금 인상은 물가 안정 기조에서 쉽지 않다는 지적이 나온다. 요금 결정 권한이 회사 밖에 있는 만큼, 원가 상승기에는 이익이 아니라 미수금이 늘어나는 구간이 반복될 수 있다.
2026년 3월 이후 서부텍사스산원유 가격이 배럴당 90달러 안팎까지 올랐고, 국제유가 상승은 통상 5~6개월 시차를 두고 국내 LNG 도입 가격에 반영된다. 원·달러 환율이 10원 오를 때마다 가스공사가 감내해야 할 연간 환차손 규모는 200억원 수준으로 알려져 있다. 하나증권은 환율 상승으로 별도 기준 순이익 감소 우려가 반영될 수 있다고 지적했다. 원가 상승이 요금에 즉시 반영되지 않으면 그 격차는 다시 미수금과 금융비용으로 되돌아온다.
2025년 4분기는 영업이익 4736억원에도 지배주주 순손실 4069억원을 기록해, 영업 단계와 순이익 단계의 괴리를 그대로 보여줬다. 하나증권은 그 배경으로 장기 유가 전망 하락에 따른 장부가치 감소와 할인율 조정으로 모잠비크, 호주 GLNG·프렐류드 등에서 6000억원 이상의 손상차손이 반영됐다고 설명했다. 이는 반대 방향으로도 작동해 유가 전망 상승 시 환입 여지가 존재한다는 견해도 제시됐지만, 어느 방향이든 순이익과 배당 재원의 예측 가능성을 떨어뜨린다. 부채비율이 여전히 높은 수준(2025년 말 396.6%)이라는 점도 자산 평가 변동의 체감 영향을 키운다.
한국가스공사는 국내 천연가스 도매를 사실상 독점하는 규제 유틸리티이면서, 동시에 모잠비크·호주·캐나다에 상류 지분을 보유한 자원개발 기업이라는 이중 성격을 갖는다. 실적 데이터는 이 이중성을 그대로 보여준다 — 매출은 2022년 51조 7243억원에서 2025년 35조 7273억원으로 줄었지만, 2026년 상반기 영업이익은 1분기 9100억원과 2분기 6753억원을 합쳐 1조 5853억원에 달했고 해외사업 이익 증가가 그 배경으로 제시됐다. 반면 2025년 4분기 지배주주 순손실 4069억원은 해외 자산 평가 변동이 순이익을 얼마나 크게 흔들 수 있는지 보여준 사례다. 재무 지표는 개선 방향이다. 영업활동현금흐름이 2022년 마이너스에서 2025년 6조 5393억원으로 돌아섰고 부채비율은 499.6%에서 396.6%로 낮아졌다. 그러나 2026년 2분기 민수용 미수금 13조 5390억원은 요금 결정 권한이 회사 밖에 있다는 구조적 제약을 상기시킨다. 강세 요인(해외 이익 확대, 도입선 다변화, 현금흐름 회복)과 약세 요인(미수금 누적, 유가·환율 상승 압력, 손상차손 변동성)이 같은 무게로 놓여 있으며, 확인해야 할 다음 변수는 동절기 요금 조정과 연내 해외 최종투자결정, 그리고 3분기 이후 미수금 추이다. 본 리포트는 정보 제공 목적이며 매수·매도 의견을 포함하지 않는다.
English version
A domestic wholesale gas monopoly and expanding overseas LNG upstream profits are lifting earnings, while unrecovered residential cost balances in the mid-13 trillion won range and a debt-to-equity ratio near 400% remain the weight on the balance sheet.
Founded in 1983, KOGAS imports and sells natural gas, and as the country's sole natural gas wholesaler it effectively covers the entire domestic wholesale market while operating under the supervision of the central government and provincial governors to preserve public-service objectives. Most revenue comes from gas sold for power generation and city-gas use, and wholesale tariffs consist of raw material costs (LNG import price plus related expenses) and the company's supply cost, with the supply cost approved after review by the Ministry of Trade, Industry and Energy and consultation with the Ministry of Economy and Finance. Volumes therefore track domestic heating and power demand, while margins hinge on the timing and size of government tariff approvals. The second pillar is overseas resource development: the company says it is pursuing 22 overseas projects in 12 countries to secure supply stability and energy security. Mozambique Area 4 holds reserves equal to roughly 30 years of domestic annual consumption (about 130 million tons); KOGAS bought a 10% stake in 2007 and first LNG was produced from the Coral South floating liquefaction plant in November 2022. At LNG Canada, the plan is to produce about 700,000 tons a year through 2065 from a west-coast liquefaction plant for domestic delivery and overseas sales. Domestically it competes with direct imports by private generators and manufacturers: of 46.33 million tons of LNG imported into Korea in 2024, 12.23 million tons, or about 26%, was directly imported, up 5% year on year. In response the company is expanding its individual tariff scheme signed one-on-one with power plants, and it is diversifying import sources toward the United States, Canada and Australia while developing lower-carbon businesses such as hydrogen blending and LNG bunkering. The result is an earnings profile driven by regulated margin, overseas equity profits, and oil price and currency moves.
Revenue fell for three straight years, from 51.72 trillion won in 2022 to 44.56 trillion in 2023, 38.39 trillion in 2024 and 35.73 trillion in 2025, largely because oil and LNG prices that feed into selling tariffs eased. Operating profit, by contrast, jumped from 1.55 trillion won in 2023 (3.5% margin) to 3.00 trillion won in 2024 (7.8%) before easing to 2.10 trillion won in 2025 (5.9%). Volatility is far greater at the net level: net income attributable to owners swung from 1.49 trillion won in 2022 to a loss of 761.2 billion won in 2023, then 1.15 trillion won in 2024 and just 133.0 billion won in 2025. In the fourth quarter of 2025 the company posted revenue of 8.99 trillion won and operating profit of 473.6 billion won yet a net loss attributable to owners of 406.9 billion won; Hana Securities noted that more than 600 billion won of impairment was recognized in that quarter at Mozambique, Australia's GLNG and Prelude and other assets on lower long-term oil price assumptions and discount rate changes. The picture shifted in 2026: first-quarter revenue of 11.80 trillion won, operating profit of 910.0 billion won and net income attributable to owners of 548.6 billion won were followed by second-quarter revenue of 7.51 trillion won, operating profit of 675.3 billion won and net income of 339.1 billion won, well above the second quarter of 2025 (revenue 7.63 trillion won, operating profit 404.6 billion won, net income 85.4 billion won). Management said revenue declined on lower selling prices as oil prices fell, while operating profit rose on lower cost of sales and higher profits at subsidiaries including those in Mozambique, and that overseas project operating profit in Myanmar, Mozambique and elsewhere rose to 330.9 billion won in the first half from 192.0 billion won a year earlier. Summing the four most recent quarters (third quarter 2025 through second quarter 2026), net income attributable to owners was 567.9 billion won, far above the impairment-hit full-year 2025 figure. Balance-sheet metrics also turned: operating cash flow recovered from negative 14.58 trillion won in 2022 to 5.89 trillion in 2023, 3.63 trillion in 2024 and 6.54 trillion in 2025, while total liabilities fell from 52.01 trillion won in 2022 to 42.83 trillion in 2025 and the debt-to-equity ratio from 499.6% to 396.6%.
Korea's gas industry operates inside a regulated frame of wholesale monopoly plus a raw-material cost pass-through mechanism, where cost increases not immediately reflected in tariffs accumulate as unrecovered balances. Those balances represent the gap created by supplying gas below cost under government policy, booked as an asset to be recovered through future tariffs, and while not an immediate loss, the absence of cash inflow weighs on cash flow. The cycle looks to be turning from a low oil price phase back toward a higher one. With WTI averaging $64.8 a barrel in 2025, total unrecovered balances shrank 7.23% from 14.79 trillion won at end-2024 to 13.72 trillion won in the first quarter of 2026 without tariff hikes, but after March 2026 WTI rose to around $90 a barrel, which typically feeds into import costs with a five to six month lag. Tariff pressure has also built: the June 2026 wholesale tariff for cogeneration power use was set at 20.8335 won per MJ, up 10.4% from 18.8694 won the prior month. Residential adjustments, which hit household bills directly, remain a policy decision; Hana Securities said a planned residential supply-cost increase fell through in May 2026, making an increase in unrecovered balances unavoidable. Competitively, KOGAS is a tariff-regulated utility like KEPCO and Korea District Heating, but its direct upstream stakes and overseas liquefaction projects partially offset cost pressure when oil prices rise. At the same time, growing private direct imports and debate over a smaller LNG share in the long-term power mix remain structural constraints on domestic volumes.
| Price | ₩35,800 |
|---|---|
| Market cap | ₩3.30T |
| P/E | 5.6 |
| P/B | 0.27 |
| ROE | 5.0% |
| Dividend yield | 3.22% |
The company's disclosed pipeline centers on overseas LNG. In June 2026 KOGAS said that after completing the final investment decision on Mozambique Coral II in October 2025, it plans to reach final investment decisions on Mozambique Rovuma and LNG Canada Phase 2 by the end of 2026, with Coral II targeting commercial production in late 2028. Rovuma is already moving in its pre-FID stage: ExxonMobil Mozambique signed roughly $1.1 billion of pre-investment contracts on behalf of Area 4 co-venturers including KOGAS, which holds a 10% stake, and Phase 1 targets liquefaction capacity of 18.6 million tons a year. Commercial start-up and first commissioning for that project are scheduled for 2031. Existing assets are also contributing more. Based on second-quarter 2026 disclosure materials, combined first-half operating profit from key projects including Australia's GLNG and Prelude, Mozambique Coral FLNG and LNG Canada was 267.5 billion won, about 2.6 times the 103.1 billion won a year earlier, with LNG Canada at 143.0 billion won and Coral FLNG at 80.7 billion won (tally by 1conomy News, August 2026). The import portfolio is being reshaped too: in August 2025 in Washington the company contracted with suppliers including Trafigura to bring in an additional 3.3 million tons a year of US LNG for ten years from 2028, sourced from projects such as Cheniere's Corpus Christi in Texas. On capital plans, overseas project investment is expected to rise from 831.9 billion won in 2026 to 948.0 billion won in 2027 and 979.6 billion won in 2028, while investment in new businesses such as LNG bunkering and gas-to-power grows from 10.5 billion won in 2025 to 220.8 billion won in 2029. On leadership, an extraordinary shareholder meeting on July 23, 2026 approved former lawmaker Hong Eui-rak as chief executive for a three-year term, and managing the unrecovered balances swollen by tariff restraint, alongside balance-sheet repair, is cited as the new management's top agenda.
Valuation here depends less on accounting profit than on how one reads the unrecovered balances and the debt load. Consolidated equity of 10.80 trillion won at end-2025 (10.80 trillion attributable to owners) is well above the market value currently assigned to the company, meaning the shares trade at a meaningful discount to book value per share, in line with how Korea's regulated utilities generally trade relative to net assets. Earnings-based multiples now capture the recovery in the four most recent quarters (567.9 billion won of net income attributable to owners from the third quarter of 2025 through the second quarter of 2026), so they screen lower than on impairment-hit full-year 2025 profit, while renewed impairments or reversals driven by oil prices and the won could swing them sharply again. Dividends have been maintained given the state-owned character of the company, but Hana Securities said the payout ratio for fiscal 2025 actually declined despite government tax incentives and that dividend per share will ultimately be determined by earnings per share. For reference, Hana Securities maintained a target price of 55,000 won and a buy rating in its report dated May 7, 2026 (cited as a third-party view, not KOSAI's). The core of the multiple debate is whether the market treats the mid-13 trillion won of unrecovered balances as an asset to be collected or as policy receivables with uncertain timing.
The company said overseas operating profit from Myanmar, Mozambique and other projects rose to 330.9 billion won in the first half of 2026 from 192.0 billion won a year earlier. LNG Canada posted 143.0 billion won of operating profit in the first half of 2026 and Coral FLNG 80.7 billion won. Because overseas profits track oil prices and volumes rather than domestic tariff decisions, they cushion earnings when regulated margin is restrained. Coral II commercial production targeted for late 2028 and pending decisions on Rovuma and LNG Canada Phase 2 are presented as the medium-term volume levers.
Operating cash flow recovered from negative 14.58 trillion won in 2022 to 5.89 trillion in 2023, 3.63 trillion in 2024 and 6.54 trillion in 2025. Over the same span total liabilities fell from 52.01 trillion won to 42.83 trillion and the debt-to-equity ratio from 499.6% to 396.6%. The company reported liabilities of 40.59 trillion won and a debt-to-equity ratio of 345% as of the first half of 2026, down 52 percentage points from end-2025. Working capital normalized as raw-material cost pressure eased, leaving funding-cost pressure lighter than before.
In August 2025 the company signed contracts with suppliers including Trafigura for an additional 3.3 million tons a year of US LNG for about ten years from 2028, saying it secured competitive pricing through international tenders begun in 2024 and that the deal diversifies a Middle East-heavy import mix. The company has outlined a reduction in Middle East LNG dependence from 45% to 24%. Industry observers argue that competitive import pricing strengthens marketing of the individual tariff scheme and the response to direct imports. That scheme sets terms one-on-one with individual power plants and was created to counter private direct importing.
The company said residential city-gas unrecovered balances reached 13.54 trillion won in the second quarter of 2026, up 167.3 billion won from the first quarter. Hana Securities assessed that with the residential supply-cost increase shelved in May 2026, a further build-up is unavoidable. Reducing the balances requires tariff increases, government support or lower oil prices, yet the most direct route, raising tariffs, is described as difficult under a price-stability policy stance. With tariff authority outside the company, periods in which rising costs swell receivables rather than profits can recur.
WTI rose to around $90 a barrel after March 2026, and higher crude prices typically flow into domestic LNG import prices with a five to six month lag. Each 10-won rise in the won-dollar rate is reported to cost KOGAS roughly 20 billion won a year in currency losses. Hana Securities flagged that a weaker won could weigh on parent-only net income. When cost increases are not passed through promptly, the gap returns as unrecovered balances and financing costs.
In the fourth quarter of 2025, operating profit of 473.6 billion won coexisted with a net loss attributable to owners of 406.9 billion won, exposing the gap between operating and bottom-line results. Hana Securities attributed this to more than 600 billion won of impairment at Mozambique, Australia's GLNG and Prelude on lower long-term oil price assumptions and discount rate changes. The mechanism works both ways, and the same house noted room for reversal if long-term oil price forecasts rise, but either direction reduces predictability of net income and dividend capacity. With leverage still elevated at 396.6% at end-2025, valuation swings are felt more acutely.
KOGAS has a dual identity: a regulated utility with an effective monopoly on domestic wholesale gas, and a resource developer holding upstream stakes in Mozambique, Australia and Canada. The financials reflect that duality. Revenue fell from 51.72 trillion won in 2022 to 35.73 trillion in 2025, yet first-half 2026 operating profit reached 1.59 trillion won, combining 910.0 billion won in the first quarter and 675.3 billion won in the second, with higher overseas profits cited as the driver. Conversely, the 406.9 billion won net loss attributable to owners in the fourth quarter of 2025 showed how sharply overseas asset revaluation can move the bottom line. Balance-sheet trends have improved: operating cash flow swung from negative in 2022 to 6.54 trillion won in 2025, and leverage fell from 499.6% to 396.6%. Still, residential unrecovered balances of 13.54 trillion won in the second quarter of 2026 are a reminder that tariff authority sits outside the company. Bullish factors (growing overseas profit, import diversification, restored cash flow) and bearish ones (accumulating receivables, oil price and currency pressure, impairment volatility) carry equal weight; the next items to verify are the winter tariff review, the overseas final investment decisions targeted within 2026, and the trajectory of unrecovered balances from the third quarter onward. This report is for information purposes and contains no buy or sell recommendation.
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 2026-09-22 · KOSAI
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