한국전력

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.

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.