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Kumyang Green Power · 에너지·전력 · 코스닥 · 리포트 2026-06-19
2024년 대규모 영업 적자에서 2025년 연간 흑자전환에 성공했으나 영업이익률이 0.2%에 그쳤고, 2026년 1분기 80억원대 영업손실이 재현되면서 1.1GW 발전 파이프라인의 실현 속도와 계절성 완화 여부가 투자 논리의 핵심 변수로 부각된다.
금양그린파워는 1993년 전기공사 전문업체로 출발해 플랜트·발전소·신재생에너지 분야에서 역량을 축적한 뒤 2023년 3월 코스닥 시장에 상장했다. 사업은 크게 ①신재생에너지(EPC·개발투자), ②전기공사(화공·산업 플랜트), ③용역(신재생에너지 설계·경상정비) 세 부문으로 구성된다. 신재생에너지 매출 비중은 2022년 약 9.0%에서 2025년 3분기 누적 기준 29.1%까지 상승하여, 전기공사 중심에서 재생에너지 개발·시공 복합 플랫폼으로의 체질 전환이 진행 중이다. 주요 수주 프로젝트로는 새울 3·4호기 원자력발전소 전기공사와 100MW급 제주 해오름 태양광 발전소 EPC가 있으며, 울산 부유식 해상풍력 Pre-FEED 참여 경험도 보유하고 있다. 파이프라인 측면에서는 육상풍력 415MW·해상풍력 375MW·태양광 288MW·연료전지 30MW 등 총 1.1GW 규모의 발전 자산을 개발·보유하고 있어, 국내 중견 독립발전사업자(IPP) 중 상위권에 해당한다. 자회사 금양에코파워(19.8MW, 지분 42%)는 연료전지 발전을 통해 안정적인 지분법 이익을 제공하고 있다. 원전 분야에서는 계측제어 정비 전문업체 지아이피에스를 인수 후 2026년 상반기 흡수합병해 원전 정비 시장 진출의 교두보를 확보했으며, 한수원 Q클래스 인증 절차가 진행 중이다. 경쟁사로는 SK이터닉스, 대명에너지 등 재생에너지 개발사가 있으나, 금양그린파워는 EPC 시공 역량과 자체 발전 개발을 결합한 복합 포지션으로 차별화를 추구하고 있다.
2022년 매출 2,306억원에 영업이익 107억원(OPM 4.6%)으로 견조한 수익성을 보였으나, 2023년에는 매출이 2,389억원으로 소폭 성장하면서도 영업이익이 61억원(OPM 2.5%)으로 둔화됐다. 2024년에는 매출 2,432억원을 유지했음에도 ESS 설계변경 등 일회성 원가 부담이 겹치며 영업손실 171억원(OPM -7.0%), 당기순손실 112억원으로 급격히 악화됐다. 2025년 연간은 매출 2,648억원(+8.9% YoY)으로 외형 성장을 이루고 영업이익 4.3억원(OPM 0.2%)으로 흑자전환했으나, 절대 이익 규모는 미미한 수준이다. 실적 회복은 하반기에 집중됐는데, 3분기에 매출 739억원·영업이익 43.1억원, 4분기에 매출 877억원·영업이익 43.8억원을 기록하며 상반기 적자를 만회했다. 반면 1분기는 영업손실 84.6억원, 2분기는 영업이익 1.9억원에 그쳐 계절성이 뚜렷하게 확인된다. 2026년 1분기는 매출 728억원으로 전년 동기(468억원) 대비 외형 개선이 뚜렷하나, 영업손실 80억원·지배주주 순손실 89억원으로 전년 동기와 유사한 수준의 손실이 재현됐다. 연간 흑자 지속 여부는 전적으로 하반기 프로젝트 매출 인식 규모에 달려 있다. 한편 영업활동현금흐름은 2025년 150.8억원으로 전년(81.5억원), 전전년(-4.2억원) 대비 크게 개선되어, 이익 규모보다 현금 창출력은 안정적인 방향을 보이고 있다. 부채비율은 2025년 말 92.7%로 전년(71.9%) 대비 상승했는데, 총부채가 676억원에서 887억원으로 약 210억원 증가한 데 기인한다.
한국 정부는 2025년 2월 확정한 제11차 전력수급기본계획에서 새울 3·4호기·신한울 3·4호기 신규 원전 건설과 체계적 재생에너지 확대를 에너지믹스의 양대 축으로 설정했다. 뒤를 이어 2026~2040년 계획 기간을 대상으로 하는 제12차 전력수급기본계획이 연내 수립 완료 예정으로, AI·데이터센터 등 신규 전력 수요와 탄소중립 달성을 동시에 반영할 계획이다. 국내 대기업들의 RE100 참여 확대로 민간 전력구매계약(PPA) 수요가 구조적으로 증가하고 있어, 경쟁력 있는 단가를 갖춘 재생에너지 발전사업자의 장기 계약 확보 가능성이 높아지고 있다. 정부는 원전 정비 시장에 신규 업체 진입 시 가산점을 부여하는 방식으로 경쟁을 촉진하고 있어, 기존 독점적 구조가 점차 완화되는 추세다. 경쟁 구도를 보면 SK이터닉스·대명에너지 등 선발 재생에너지 개발사는 이미 PBR 2~3배 이상의 밸류에이션을 인정받고 있어, 금양그린파워는 전환 초기 사업자로 분류된다. BESS(배터리에너지저장장치) 연간 설치량의 GW 수준 확대 계획도 ESS 관련 매출 회복의 근거로 작용할 수 있다. AI·전기화 확산에 따른 전력 수요의 구조적 성장은 중장기적으로 재생에너지 시장 확대를 뒷받침하는 핵심 요인이다.
| 주가 | ₩7,740 |
|---|---|
| 시가총액 | 938억원 |
| PBR | 1.07 |
| ROE | -0.6% |
회사 측은 2026년을 '중요한 한 해'로 자체 규정하며 재생에너지 직접개발 사업의 첫 착공을 핵심 목표로 제시했다. 경북1 육상풍력(50MW)은 개발행위허가 완료 후 착공이 예정돼 있으며, 생산 전력의 20년 이상 장기 판매를 위한 PPA 협상이 국내 대기업들과 진행 중이다. 제주 마을풍력도 올해 말에서 내년 초 착공을 목표로 하고 있으며, 포항풍력(155MW)·삼척풍력(110MW)·이스트블루파워 부유식 해상풍력(375MW)은 발전사업허가를 취득한 상태로 중장기 순차 개발이 예정돼 있다. 한 증권사는 경북1·포항풍력이 상업화되면 2030년까지 연간 약 800억원 규모의 풍력 발전 매출이 창출될 수 있다고 분석했다. 제주 해오름 태양광(100MW 이상) EPC 매출은 2026년 하반기 본격 반영이 기대되며, 일회성 ESS 원가 부담 해소와 함께 하반기 실적 개선의 주요 동인이 될 전망이다. 원전 정비 측면에서는 2025년 말 계측제어설비 정비용역 유자격을 확보했으며, 2026년 2분기부터 관련 입찰 참여가 예정돼 있어 첫 수주 여부가 신규 수익원 현실화의 분기점이 된다. 제12차 전력수급계획이 재생에너지 확대와 민간 PPA 활성화 방향으로 확정될 경우 중장기 수주 파이프라인이 더욱 확대될 수 있다.
현재 주가는 BPS 7,209원 대비 소폭 프리미엄 구간에서 거래되고 있으며, 최근 12개월 누적 기준으로 지배주주 순손실이 발생해 EPS -45원을 기록하고 있어 PER이 산출되지 않는 구간이다. 52주 고가(20,200원) 대비 크게 하락한 현재 주가 수준은 2026년 상반기 실적 부진에 따른 기대 조정을 반영하는 것으로 해석된다. 동종업계 선발 개발사(SK이터닉스·대명에너지 등)가 순자산 대비 2~3배 이상의 프리미엄을 인정받는 것과 달리, 금양그린파워는 사업 전환 초기의 실적 변동성과 프로젝트 타임라인 불확실성을 이유로 순자산 근접 구간에 머물고 있다. 무배당 기조가 지속되고 있어 배당 측면의 투자 매력은 업종 평균에도 미치지 못하는 수준이다. 경북1 육상풍력 착공, 원전 정비 첫 수주, 제주 태양광 EPC 매출 현실화 등 복수의 사업 이정표가 가시화될 경우 순자산 대비 프리미엄이 확장될 여지가 있으며, 반대로 일정 지연이 반복되면 현재 수준이 지속될 수 있다.
보유 파이프라인(육상풍력 415MW·해상풍력 375MW·태양광 288MW·연료전지 30MW)이 순차 상업화되면, 일회성 EPC 계약 의존 구조에서 장기 발전 매출 구조로 수익 기반이 전환된다. 한 증권사는 경북1·포항풍력 상업화 시 2030년까지 연간 약 800억원의 풍력 발전 매출이 창출될 것으로 추정했다. 20년 이상의 장기 PPA가 체결될 경우 안정적 현금흐름이 기업가치 재평가의 토대가 될 수 있다.
정부의 원전 정비 시장 신규 진입 촉진 정책(입찰 가산점 부여)에 힘입어 시장 진입 문턱이 낮아지고 있다. 지아이피에스 합병으로 확보한 계측제어 전문 역량과 한수원 Q클래스 인증이 완료되면, 원전 정비는 연간 반복 발주가 이루어지는 안정적 수익원이 될 수 있다. 국내 신규 원전 건설(새울·신한울 3·4호기)과 K원전 해외 수출 확대가 이어지면 원전 관련 매출 규모도 중장기 확대가 기대된다.
국내 대기업들의 RE100 참여 확대로 민간 PPA 수요가 구조적으로 증가하고 있어, 경쟁력 있는 단가를 갖춘 자체 개발 육상풍력 단지의 장기 계약 확보 가능성이 높아지고 있다. 2026년 연내 확정 예정인 12차 전기본이 재생에너지 확대와 민간 PPA 활성화 방향을 유지할 경우, EPC 수주 파이프라인이 더욱 확대될 수 있다. AI 데이터센터 등 신규 전력 수요의 구조적 성장은 재생에너지 시장의 장기 성장성을 뒷받침하는 구조적 요인이다.
건설·플랜트 사업 특성상 상반기에 비용을 투입하고 하반기에 매출을 인식하는 구조가 지속되고 있어 분기 실적 예측이 어렵다. 2025년 연간 흑자는 3·4분기에 각각 43억원의 영업이익이 집중된 덕분이며, 2026년 1분기에도 80억원대 영업손실이 재발하면서 동일 패턴이 반복되고 있다. 소수 대형 프로젝트에 수주가 집중되는 구조에서, 특정 사업의 진행 지연이나 공사비 초과 발생 시 연간 전체 실적이 크게 훼손될 위험이 상존한다.
2025년 말 부채비율은 92.7%로 전년(71.9%) 대비 급등했으며, 총부채가 676억원에서 887억원으로 약 210억원 증가했다. 연중 매출채권도 증가한 것으로 알려져 향후 현금 유입의 원활성이 지속 확인이 필요한 사안이다. 사우디 자푸라 프로젝트 등 해외 채권의 실제 회수 여부가 재무 건전성 점검의 핵심 변수로 작용한다.
경북1 육상풍력의 착공은 개발행위허가 완료에 달려 있으며, 지역 수용성 문제나 행정 절차 지연 시 일정이 밀릴 수 있다. 발전 매출이 본격화되는 2028년 하반기까지는 저마진 EPC·전기공사 의존도가 높은 수익 구조가 지속될 가능성이 높다. 2023~2025년 ESS 관련 손실 사례처럼 대형 프로젝트에서 설계변경·원자재 비용 상승이 발생할 경우 마진이 예상보다 크게 낮아질 수 있다.
금양그린파워는 전통적 전기공사업에서 재생에너지 EPC 및 직접 발전 사업자로의 체질 전환을 추진 중인 기업으로, 2025년 연간 흑자전환이라는 의미 있는 이정표를 달성했다. 그러나 영업이익률 0.2%라는 미미한 마진과 2026년 1분기 80억원대 영업손실 재발은 수익성 구조의 정상화가 아직 완성 단계에 이르지 못했음을 보여준다. 1.1GW 발전 파이프라인, 원전 정비 진출, RE100·12차 전기본 정책 호응성은 중장기 성장 내러티브의 핵심 축이 될 수 있으나, 경북1 착공 허가·원전 정비 수주·제주 태양광 EPC 매출 인식 등 모두 아직 검증이 필요한 관문을 앞두고 있다. 뚜렷한 계절성과 소수 대형 프로젝트 의존 구조는 분기 실적 변동성을 높이는 구조적 요인이며, 부채비율 상승도 재무 안정성 차원에서 지속적 관찰이 필요하다. 경북1 착공 확정, 원전 정비 첫 수주, 제주 태양광 EPC 매출 가시화 등 복수의 이정표가 2026년 하반기 안에 현실화되는지 여부가 이 기업의 투자 논리를 판가름하는 핵심 변수다. 이러한 사업 이정표들의 달성 여부에 따라 수익성 정상화 속도와 밸류에이션 재평가 가능성이 결정될 것이므로, DART 공시, 분기 실적 동향, 수주 발표를 면밀하게 추적하는 것이 바람직하다.
English version
After a sharp 2024 operating loss, the company returned to annual operating profit in 2025—albeit at a paper-thin 0.2% margin—yet an ~KRW 8 bn operating loss recurred in Q1 2026, making the pace of 1.1 GW pipeline monetization and seasonal earnings smoothing the central variables for the investment case.
Kumyang Green Power was founded in 1993 as a specialist electrical contractor, accumulating expertise across industrial plants, power stations, and renewable energy projects before listing on KOSDAQ in March 2023. Its three business segments are: ① Renewable Energy (EPC and development investment), ② Electrical Construction (chemical and industrial plants), and ③ Services (renewable energy design and routine maintenance). The renewable energy revenue share rose from approximately 9.0% in 2022 to 29.1% on a cumulative basis through Q3 2025, marking a structural pivot from pure electrical construction toward a combined renewable development and EPC platform. Key contracted projects include electrical works for Saeul Nuclear Units 3 and 4 and EPC for the 100+ MW Jeju Haeoreum Solar Power Plant, with Pre-FEED experience on Ulsan floating offshore wind also in the track record. The company holds a 1.1 GW development-stage pipeline—415 MW onshore wind, 375 MW offshore wind, 288 MW solar, and 30 MW fuel cell—positioning it among the larger mid-tier independent power producers (IPPs) in Korea. Subsidiary Kumyang Eco Power (19.8 MW; 42% stake) contributes stable equity-method income through fuel-cell generation. On the nuclear side, the company absorbed nuclear I&C maintenance specialist GIPS in H1 2026, establishing the foundation for nuclear maintenance market entry while KHNP Q-class certification remains in progress. Peer competitors in the renewable development space include SK Eternix and Daemyung Energy, but the company differentiates through its combined EPC execution capability and direct power development.
In 2022, the company reported revenue of KRW 230.6 bn with operating profit of KRW 10.7 bn (OPM 4.6%), reflecting solid underlying profitability. In 2023, revenue grew modestly to KRW 238.9 bn while operating profit declined to KRW 6.1 bn (OPM 2.5%), signaling margin pressure. The situation deteriorated sharply in 2024—revenue held at KRW 243.2 bn while one-time cost overruns including ESS design changes drove an operating loss of KRW 17.1 bn (OPM -7.0%) and a net loss of KRW 11.2 bn. Full-year 2025 showed a welcome operating turnaround to KRW 0.43 bn (OPM 0.2%) on revenue of KRW 264.8 bn (+8.9% YoY), though absolute profit remained negligible. The recovery was entirely H2-driven: Q3 2025 delivered KRW 4.3 bn operating profit on KRW 73.9 bn revenue, and Q4 2025 added KRW 4.4 bn OP on KRW 87.7 bn revenue, together offsetting H1 losses. By contrast, Q1 2025 recorded an operating loss of KRW 8.5 bn and Q2 generated only KRW 0.19 bn OP, underscoring pronounced seasonality. Q1 2026 showed meaningful top-line improvement year-on-year (KRW 72.8 bn vs. KRW 46.8 bn), yet operating losses of KRW 8.0 bn recurred, with parent net loss widening to KRW 8.9 bn—making full-year 2026 profitability entirely dependent on H2 project revenue recognition. On a positive note, operating cash flow improved substantially to KRW 15.1 bn in 2025 (vs. KRW 8.2 bn in 2024 and KRW -0.4 bn in 2023), suggesting cash generation is on a healthier trajectory than reported earnings. The debt-to-equity ratio rose to 92.7% at end-2025 from 71.9% a year earlier, driven by a KRW ~21 bn increase in total liabilities to KRW 88.7 bn.
Korea's 11th Basic Plan for Electricity Supply and Demand (finalized February 2025) designated the construction of Saeul Units 3–4 and Shin Hanul Units 3–4 alongside systematic renewable expansion as the twin pillars of the energy mix. The follow-on 12th Basic Plan, covering 2026–2040, is due before year-end 2026 and is expected to incorporate new demand from AI data centers and broader electrification alongside carbon-neutrality commitments. Rising corporate RE100 participation among Korea's major conglomerates is structurally expanding private PPA demand, increasing contracting opportunities for competitively priced renewable developers. On the nuclear side, the government is lowering barriers to new entrants in the maintenance market by awarding bonus scores to newcomers in tender evaluations, gradually eroding historical incumbent advantages. Among peers, established renewable developers such as SK Eternix and Daemyung Energy trade at PBR multiples of 2–3x or more, whereas Kumyang Green Power is classified as an early-stage transition story. Government plans to expand annual BESS installations to GW-scale levels could also support a recovery in ESS-related revenues. Structural growth in electricity demand driven by AI adoption and electrification provides a durable long-term tailwind for the domestic renewable energy market.
| Price | ₩7,740 |
|---|---|
| Market cap | ₩0.09T |
| P/B | 1.07 |
| ROE | -0.6% |
Management has described 2026 as a pivotal year, with the ground-breaking of directly developed renewable projects as its primary objective. Gyeongbuk 1 onshore wind (50 MW) is scheduled to begin construction following development permit approval, with PPA negotiations targeting 20-year-plus off-take agreements underway with major Korean corporates. Jeju Village Wind Farm targets construction start by end-2026 or early 2027, while Pohang Wind (155 MW), Samcheok Wind (110 MW), and East Blue Power floating offshore wind (375 MW) have already obtained generation business licenses and are in the sequential medium-term development queue. One securities firm estimated that once Gyeongbuk 1 and Pohang Wind reach commercial operation, annual wind generation revenues of approximately KRW 80 bn by 2030 could be achieved. Jeju Haeoreum Solar EPC (100+ MW) revenue is expected to flow through in H2 2026 in earnest, alongside resolution of the one-time ESS cost overruns, forming the twin drivers of second-half improvement. On the nuclear maintenance front, the company secured eligibility for nuclear I&C maintenance services in late 2025 and is slated to enter relevant bids from Q2 2026, making a first contract award the key milestone to watch. If the 12th Basic Plan is finalized in a renewable-friendly direction, the medium-to-long-term EPC order pipeline could expand materially.
The stock trades at a slim premium to book value (BPS: KRW 7,209), and because the cumulative twelve-month net income attributable to owners shows a loss—reflected in EPS of -KRW 45—PER is not applicable at this juncture. The stock is trading well below its 52-week high of KRW 20,200, a level consistent with the market's reassessment following H1 2026 earnings weakness. In contrast to established renewable development peers (SK Eternix, Daemyung Energy) that command PBR multiples of 2–3x or more, the company is valued close to book value, reflecting early-stage transition risk and project-timeline uncertainty rather than a permanent impairment of the underlying asset base. With no dividends currently paid, income-oriented returns are absent, placing the company below the sector average on this dimension. Multiple concrete business milestones—Gyeongbuk 1 wind commencing construction, a first nuclear maintenance contract award, and Jeju solar EPC revenues accelerating—would likely be prerequisites for a meaningful book-value re-rating, while continued delays could sustain the current discount-to-peers profile.
As the 1.1 GW pipeline (415 MW onshore wind, 375 MW offshore wind, 288 MW solar, 30 MW fuel cell) progressively reaches commercial operation, the income structure shifts from reliance on one-time EPC contracts to recurring generation revenues. One securities firm estimated that Gyeongbuk 1 and Pohang Wind reaching commercial operation could generate approximately KRW 80 bn in annual wind generation revenues by 2030. Long-term PPA contracts of 20-plus years, once secured, would establish a stable cash-flow base that could underpin a significant enterprise-value re-rating.
Government policy promoting new entrants into the nuclear maintenance market—including bonus scores in tender evaluations—is reducing the entry barrier. With I&C expertise acquired through the GIPS merger and KHNP Q-class certification in progress, nuclear maintenance could become a stable, annually recurring revenue stream once certified. The domestic new-build program (Saeul and Shin Hanul Units 3–4) and growing K-nuclear export pipeline could further expand the nuclear revenue opportunity over the medium to long term.
Rising corporate RE100 adoption among Korea's major conglomerates is structurally expanding private PPA demand, improving the prospects for long-term off-take agreements tied to the company's self-developed onshore wind projects at competitive prices. If the 12th Basic Plan (due year-end 2026) maintains the renewable expansion and private-PPA promotion trajectory, the EPC order pipeline could broaden materially. Structural growth in electricity demand—driven by AI data centers and broader electrification—provides a durable long-term tailwind for the domestic renewable energy market.
The construction and plant project business model structurally front-loads costs in H1 and concentrates revenue recognition in H2, making quarterly earnings inherently unpredictable. Full-year 2025 profitability was entirely driven by Q3 and Q4 operating profits of approximately KRW 4.3 bn each, and the same Q1 loss pattern recurred in 2026. With revenue concentrated across a handful of large contracts, project delays or cost overruns in any single engagement carry significant risk of materially undermining the full-year result.
The debt-to-equity ratio jumped to 92.7% at end-2025 from 71.9% a year earlier, with total liabilities rising approximately KRW 21 bn to KRW 88.7 bn. Trade receivables also grew during the year, raising questions about the smoothness of future cash inflows that warrant ongoing monitoring. Actual collection of overseas receivables—including those from the Saudi Jafoura project—is a critical variable for assessing balance-sheet health.
Construction start of Gyeongbuk 1 onshore wind is contingent on obtaining the development permit, and local community acceptance issues or administrative delays could push back the schedule significantly. Until generation revenues begin ramping up from H2 2028, the company remains heavily reliant on low-margin EPC and electrical construction work. As demonstrated by the ESS-related cost losses in 2023–2025, large-project design changes and raw-material cost inflation carry an ongoing risk of compressing margins well below projections.
Kumyang Green Power is executing a structural pivot from traditional electrical construction toward renewable EPC and direct power development, having achieved the meaningful milestone of returning to annual operating profitability in 2025. However, a wafer-thin 0.2% operating margin and the recurrence of a roughly KRW 8 bn operating loss in Q1 2026 confirm that durable profitability normalization is still in progress. The 1.1 GW development pipeline, nuclear maintenance market entry, and policy alignment with RE100 and the upcoming 12th Basic Plan form the pillars of a medium-to-long-term growth narrative, but each remains subject to additional verification milestones—Gyeongbuk 1 permitting and construction start, a first nuclear maintenance contract, and Jeju solar EPC revenue recognition. Structural factors—pronounced H1/H2 seasonality and reliance on a handful of large contracts—will sustain quarterly earnings volatility, while the elevated year-end 2025 debt ratio warrants ongoing balance-sheet vigilance. Whether multiple business milestones converge within H2 2026 is the central determinant of the investment thesis. The pace of margin normalization and the prospects for a valuation re-rating will hinge on these outcomes, making close monitoring of DART disclosures, quarterly earnings, and contract announcements essential for informed assessment.
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)