Korea Electric Power - Earnings Call - Q1 2025

Transcript

Speaker 0

Good morning and good evening. First of all, thank you all for joining this conference call. Now, we'll begin the conference of the fiscal year 2025 first quarter earnings results by KEFCO. This conference will start with a presentation followed by a Q&A session. If you have a question, please press asterisk one on your phone during the Q&A. Now, we shall commence the presentation on the fiscal year 2025 first quarter earnings results by KEFCO.

Speaker 3

안녕하십니까. 한국전력공사 금융실장 이정택입니다. 바쁘신 와중에도 한국전력의 2025년도 1분기 실적 발표 IR 컨퍼런스콜에 참석해 주신 여러분께 감사의 말씀을 드립니다. 오늘 컨퍼런스콜은 국영문 병행으로 진행될 예정이며, 먼저 간단한 실적 발표 후 질의응답을 받도록 하겠습니다. 오늘 발표할 실적 자료는 IFRS 연결 기준 잠정 수치이며, 모든 비교는 별도의 언급이 없는 한 전년 동기 대비입니다. 아울러 실적 발표 회의 내용 중 언급될 수 있는 경영 계획 및 목표, 추정 재무 수치 등은 현 시점에서의 목표 또는 전망치이므로 불확실성 및 투자 위험 요소가 있음을 양지하시기 바랍니다. 지금부터 2025년도 1분기 손익 증감 내역에 대해 우선 한국어로 말씀드린 다음, 동일 내용을 영어로 설명하겠습니다.

Good afternoon. This is Lee Jeong-taek, Head of NIR Team at KEFCO. We sincerely thank you all for joining us for our KEFCO's Q1 2025 earnings conference call despite your busy schedule. Today's conference call will be conducted in both Korean and English, and after a brief presentation, we will proceed with the Q&A session. The figures presented today are preliminary based on IFRS consolidated standard, and all comparisons are made year over year unless otherwise stated. Please also note that any management plans, targets, and estimated financial figures mentioned during the call reflect our current outlook and are subject to uncertainty and investment risk. We will now present the Q1 2025 profit and loss details in Korean and then provide the same content in English.

안녕하십니까. IR 담당 부장 양시영입니다. 먼저 영업 손익부터 살펴보겠습니다. 2025년 1분기 연결 영업 이익은 ₩3조 7,536억 원을 기록하였습니다. 구체적인 내역을 살펴보면 매출액은 4% 증가한 ₩24조 2,240억 원을 기록하였습니다. 이 중 전기 판매 수익은 4.7% 증가한 ₩23조 2,112억 원, 해외 사업 수익 등 기타 수익은 10.2% 감소한 ₩1조 128억 원을 기록하였습니다. 매출 원가와 판관비는 6.9% 감소한 ₩20조 4,704억 원입니다. 이 중 연료비는 18.7% 감소한 ₩5조 100억 원, 구입 전력비는 4.8% 감소한 ₩8조 7,568억 원을 기록하였습니다. 감가상각비는 5.1% 증가한 ₩2조 9,508억 원을 기록하였습니다. 주요 영업 외 손익 중 이자 비용은 전년 동기 대비 ₩346억 원 감소한 ₩1조 1,171억 원을 기록하였습니다. 지금까지 언급한 내용을 주요 원인으로 2025년도 1분기 연결 영업 이익은 ₩3조 7,536억 원, 당기 순이익은 ₩2조 3,617억 원을 기록하였습니다. 이어서 영어로 손익 실적을 설명드리겠습니다.

Good afternoon. This is Yang Si-Young, General Manager of our IR team. Let us begin by reviewing the operating profit. The consolidated operating profit for Q1 2025 was ₩3.75 trillion, and if you look into the details, revenue was ₩24.2 trillion, up by 4%. Of this, electricity sales revenue accounted for ₩23.2 trillion, up by 4.7%, and other revenue, including overseas business income, recorded ₩1.1 trillion, down by 10.2%. Cost of sales and SG&A expenses totaled ₩20.47 trillion, down by 6.9%. Among these, fuel cost is ₩5 trillion, down by 18.7%, and power purchase cost is ₩8.75 trillion, down by 4.8%, affected by fuel price changes. Depreciation expenses came to ₩2.95 trillion, increased by 5.1%. Among non-operating items, interest expense amounted to ₩1.1 trillion, down by ₩34.6 billion from the same period last year. Based on the factors mentioned, Q1 2025 consolidated operating profit was ₩3.75 trillion, and net profit for the period was ₩2.36 trillion.

안녕하십니까. IR 담당 엄태섭입니다. 이어서 주요 관심 사항 말씀드리겠습니다. 먼저 전력 판매 실적 및 전망에 대해 말씀드리겠습니다. 1분기 전력 판매량은 수출 부진 등 산업용 판매량 감소 등으로 총 판매량 141TWh를 기록하며 전년 동기 대비 0.5% 감소하였습니다. 2025년에는 경제 성장률 하향과 제조업 경기 침체 등의 영향으로 판매량이 소폭 감소할 것으로 전망하고 있습니다.

Good afternoon. This is Yong Tae-seop, Senior IR Manager of the IR team. I will now go over the key points of interest. First, on electricity sales performance and outlook. Electricity sales volume in Q1 reached 141 TWh, showing 0.5% decline due to decreased industrial sales from sluggish export. For full year 2025, we project sales to go down slightly due to the impact of lower economic growth and slowdown in the manufacturing industry.

다음으로 연료원별 가격과 SMP 추이에 대해 말씀드리겠습니다. 2025년 1분기 연료 가격은 유연탄은 호주 탄 기준 톤당 약 $105.3, LNG는 JKM 기준 MMBtu당 약 ₩106만을 기록하였습니다. 또한 SMP는 약 ₩115.6/kWh를 기록하였습니다.

Next, I will cover fuel price by type and the SMP trend. In Q1 2025, the determinate score price based on Australian coal was around $105.3 per ton, while LNG based on JKM was approximately 1.06 million won per ton. Additionally, the system marginal price was around 115.6 won per KWh.

전력 그룹사 발전 믹스를 살펴보면 2025년 1분기 발전 비중의 경우 원전은 신규 원전 진입 및 이용률 상승으로 발전 비중이 증가하였습니다. 석탄의 경우 석탄 이용률 하락에 따라 발전 비중이 감소하였습니다. LNG는 설비 용량 감소와 기저 발전량 증가로 발전 비중이 소폭 감소하였습니다. 2025년 연간 기준으로는 원전 발전 비중 소폭 증가, 석탄 소폭 증가, LNG 비중은 소폭 감소할 것으로 예상됩니다. 2025년 연간 발전원별 이용률 전망은 원전은 80% 중반, 석탄은 50% 초반, LNG는 20% 중반을 전망하고 있습니다.

Looking at the generation mix of KEPCO's GENCOs, generation mix for nuclear went up from introduction of new plants and higher utilization. As for coal, generation mix is down from lower utilization, while LNG also declined slightly from decreased capacity and higher base load generation. For full year of 2025, we expect that the nuclear generation will slightly increase, and coal also expected to go up slightly, while LNG mix is expected to go down slightly. Expected utilization rates by generation source for 2025 are for nuclear at the mid-80% range, coal early 50%, and LNG at mid-20% range.

IPS 관련 비용에 대해 말씀드리겠습니다. 2025년 1분기 IPS 비용은 연결 기준 ₩782.6십억, 별도 기준 ₩978.3십억을 기록하였습니다. 마지막으로 자금 조달 현황에 대해 말씀드리겠습니다. 2025년 1분기 연결 기준 차입금은 ₩133.2조, 별도 기준 차입금은 ₩87.7조를 기록하고 있습니다.

In Q1 2025, RPS costs were ₩782.6 billion on a consolidated basis and ₩978.3 billion on a separate basis. Finally, to go over the funding status, as of Q1 2025, borrowing stood at ₩133.2 trillion on a consolidated basis and ₩87.7 trillion on a separate basis.

이어서 질의응답 시간을 갖도록 하겠습니다. 국영문 순차 통역으로 진행되므로 질문과 답변을 간단하고 분명하게 해주시면 감사하겠습니다. 그럼 이제 질문을 시작해 주시기 바랍니다.

Next, we will begin the Q&A session. As this session will be preceded with consecutive interpretation in both Korean and English, we ask that you kindly keep your questions and answers brief and clear. We will now open for Q&A.

Speaker 2

그럼 지금부터 질의응답을 시작하겠습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오. 신청하신 질문을 취소하시려면 별표와 2번을 눌러주시면 됩니다. Now, Q&A session will begin. Please press asterisk one if you have any question. For translation, please press asterisk two on your phone. 처음으로 질문해 주실 분은 메리트증권의 문경원 님입니다. 질문해 주십시오. The first question will be given by Moon Kyungwon from Merit Securities. Please go ahead.

네, 안녕하십니까. 메리트증권 문경원 연구원입니다. 세 가지 질문이 있습니다. 첫 번째로는 별도 영업 외 손익에 관련한 건데요. 영업 이익보다 별도 세전 이익이 높을 정도로 영업 외에서 특별한 이익이 있었던 것 같은데, 어떤 요인에서 발생했는지, 해당 특별 이익 규모는 얼마였는지 궁금합니다. 두 번째로는 정산 조정 대수에 관련한 거고요. 이번 1분기에 작년 연말 대비해서 석탄 원자력 정산 조정 대수가 어떻게 변화했는지, 그리고 앞으로 연내 어떤 변화가 있을지 코멘트 부탁드립니다. 세 번째는 석탄 발전량 감소에 관한 건데요. 석탄 발전량이 작년 대비해서 많이 감소한 것 같습니다. 원전 발전량의 증가로 인한 어떤 기저 발전 사이에서의 균형 맞추기 개념이라고 봐야 될지, 아니면 다른 요인이 있는지 궁금하고, 석탄 이용률 전망과 원전 이용률 전망 말씀해 주시면 좋을 것 같습니다. 감사합니다.

Thank you for the opportunity. I have three questions. First question is on non-operating profit on a separate basis. It seems that you have had additional or increase in profit before tax, and I would like to understand what drove up this non-operating profit on a separate basis. What is the size of this profit? Second question is on your coefficient, settlement coefficient. Compared to last year, Q1's coefficient seemed to have changed for coal. How much has changed, and what is your expected change within the full year 2025? Third question is on the decrease in coal generation volume. It seems that coal generation has gone down. Is it because of the increase of utilization of nuclear power plants to balance off the base generation load, or is there some other reason for that? If you can share the reason or outlook for the overall generation mix for coal and nuclear power plants, that would be great.

네, 그 별도 영업 외 손익에 대해서 답변드리겠습니다. 별도 자회사 배당 실적이 전년 동기 대비 ₩1.7조 증가한 배당금 수익이 ₩1.8조를 기록하였기 때문입니다.

To answer your first question on the non-operating profit increase on a standalone basis, it is because we have seen an increase of dividend profit of ₩1.7 trillion, leading to the dividend line item for a subsidiary company amounting to ₩1.8 trillion.

네, 두 번째 질문 답변드리겠습니다. 정산 조정 대수는 전년 대비 원전과 석탄 모두 소폭 상승한 바 있습니다. 연내 변화에 대해서는 아직 올해 초 최초 선정 후에 재산정할 바는 없습니다. 연료가가 급격한 변동을 보이는 등 예측할 수 없는 사유가 발생할 시 재산정을 하는데요, 아직 거래소에서 재산정 계획을 공유한 바는 없습니다.

To answer your question, on a year-on-year basis, there has been a slight increase for the settlement coefficient for coal and nuclear power plant, nuclear energy. While there has been a slight increase, we have not reassessed the increased amount for the full year yet. Whenever there is a significant change in the fuel price, we will go ahead and carry out this recalculation or reassessment of the coefficient, but we have not been notified from the power exchange on such a plan to do so.

세 번째 질문 답변드리겠습니다. 원전 발전량이 증가하면서 석탄 발전량이 감소한 이유입니다. 1분기에는 운전 정지 중인 고리 2호기, 3호기를 제외하면 한울 1호기의 2개월, 5개월 외에는 모든 원전 발전기가 운전되었습니다. 이는 거래소에서 공개한 연간 정지 계획을 따르는 것으로, 이런 계획에 따르면 4분기에는 원전 6대에서 7대의 추가 정지가 예상됩니다. 이는 연내 변경이 가능한 사항으로, 연내 석탄 발전량이나 원전 발전량의 증감 상황을 현재 정확하게 전망하기는 어렵습니다.

The decline in the generation mix of coal from increased generation of nuclear power plant is due to the following reason. In Q1, we have had the operation of Q2 and Q3, and except for the Q2 overhaul, all the nuclear power plants were up and running. As of this point, we believe that there will be up to four to six overhauls in Q4 when you look at the overall full year plan, but at this point, it's difficult to see how much will go up or down within 2025 full year.

추가로 석탄 발전량이 감소한 이유에 대해 말씀드리자면, 동해안에 있는 한울, 신한울 원전이 모두 발전할 경우에 동해안 송전 제약으로 인해 동해안에 있는 석탄이 발전하기 어려워서 그렇습니다.

Also, if I may cite, the additional reason for decreased coal generation mix is because if we were to run all the coal power plants, Hanul and Shinhanul in the east coastline, it will face the limitation of transmission capacity, and we will not be able to transmit all the electricity that is generated.

Speaker 3

다음 질문 받겠습니다.

Speaker 2

다음으로 질문해 주실 분은 미래에셋증권의 유재현 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Yoo Jae-hyun from Mirae Asset Securities. Please go ahead.

네, 안녕하세요. 유재현입니다. 이번에 가격이 다들 좀 많이 안 주셔서, 일단은 저기 연료비 1분기 가격도 주셨는데, 올해 전망은 어느 정도 하시는지, SMP 가격이랑 좀 어느 정도 가격을 좀 주시면 감사드리겠고요. 두 번째로 그 재무 쪽 차익은 이번에 어떻게 변화가 있었고, 이자 비용은 어느 정도인지 말씀 부탁드리겠습니다.

Well, we have not been able to receive much materials, but my question would be regarding the fuel cost. You shared with us the fuel cost for Q1, but would also like to further understand the outlook for this year, including SMP price outlook. If you can share your guideline on the overall fuel price, including SMP, that would be great. Second question is on your financial status. What is the size of your borrowing at the moment and the associated interest cost?

저희는 연료비 전망에 대해서는 저희가 가지고 있는 공식적인 가이던스는 없음을 양지해 주시기 바랍니다. 대략적으로 어떤 방향성에 대해서라도 좀 알려주시면요, 1분기 대비해서.

Currently, we don't have an official guideline for the fuel cost outlook for this year, but could you please share the overall trend if you can, please?

저희가 공식적인 가이던스를 갖고 있지는 않지만, 저희는 블룸버그라든지 여러 가지 예측 기관을 통해서 전망을 하고 있으며, 2025년에는 석탄은 톤당 ₩1,710,000, 그다음에 LNG는 톤당 ₩1,060,000, 유류는 리터당 ₩1,030을 예상하고 있습니다.

While we do not have official guidelines for the fuel cost outlook, we leverage institutional data like data coming from Bloomberg to forecast the overall fuel cost outlook. For 2025, our expectation is that for coal, it will be ₩171,000 per ton, and for LNG, it will be ₩1.06 million per ton, and for oil, it will be ₩1,031 per liter.

두 번째로 차익금과 이자 비용 현황 말씀드리겠습니다. 2025년 1분기 기준 저희 연결 차익금은 ₩133.2조를 기록하였으며, 2024년 말 대비 ₩7천억 정도 증가한 수치입니다. 이자 비용에 대해서 말씀드리겠습니다. 2025년 1분기 이자 비용은 ₩1조 1천억 정도를 기록하였으며, 전년 동기 대비 ₩350억 정도 감소한 수치입니다.

To share the overall outstanding borrowing, if you look at our consolidated basis for borrowing for 2025 Q1, it's at ₩133.2 trillion, and it's up by ₩700 billion compared to the end of 2024. As for the interest cost, in 2025, it is ₩1.1 trillion, and on a year-on-year basis, it's down by ₩35 billion.

관련해서 올해 좀 차익금 상환이나 추가 차익 계획이나 자금 수지 계획을 좀 말씀해 주시면 감사드리겠습니다.

Could you also share your plans for further borrowing this year? Do you have plans to repay your debt within this year or to source additional debt throughout the year?

해당 내용에 대해서는 추후 답변드리도록 하겠습니다.

We will answer the question offline separately. Thank you.

다음 질문 받겠습니다.

We're ready for the next question.

현재 질문을 요청하고 계신 분은 없습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오. Currently, there are no participants requesting. Please press asterisk 1 to give your question. 다음으로 질문해 주실 분은 메리츠증권의 문경원 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Moon Kyung Won from Meritz Securities. Please go ahead.

네, 문경원 연구원입니다. 우선 아까 배당금 수익이 1.3조 원이라고 말씀하셨는데, 작년 순이익과 비교해 보면 연결사들의 평균 배당 수익률이 60%가 넘어가는 것 같고요. 이러한 배당 성향은 좀 평범하지는 않은 것으로 보입니다. 배당 성향이 앞으로 유지될 수 있을지에 대해서 여쭤보고요. 왜 갑자기 배당 성향이 올라가게 됐는지도 그 배경에 대해서도 같이 설명해 주시면 감사할 것 같습니다. 그리고 동해안 송전 제약이 풀리는 시점, 저희가 기대하고 있는 해결책 같은 게 있다면 같이 말씀해 주시면 감사하겠습니다.

It seems that the increase of dividend profit for non-operating profit is somewhat unusual looking at the past trend. The average profitability, I think, is higher than 60%. Do you believe that this number is something that can be sustained going forward? What was the dividend payout ratio for this? Secondly, when do you expect the transmission limitation for the east coast area will be resolved? Are you seeing any kind of solution that is being devised as we speak?

첫 번째 질문 먼저 답변드리겠습니다. 선생님, 자회사의 재무 상태와 또 작년 연결 기준으로 자회사들의 당기 순이익이 좀 많이 발생한 점 등을 종합적으로 고려해서 배당 성향을 높게 결정하였으며, 차년도에는 내년 1월 이후 다시 재무 상태와 자회사 의견 등을 종합적으로 수렴해서 배당 성향을 결정할 계획입니다.

To answer your first question, the current dividend payout ratio was determined based on the increase of the profit on a consolidated basis for our subsidiaries, looking at their current financial status. For the future plans, we will be able to determine the dividend payout ratio looking at their financial status in January next year, as well as accommodating the feedback and comments from our shareholders.

두 번째로 동해안 송전 제약에 대해 말씀드리겠습니다. 저희는 동해안에 걸려 있는 송전 제약을 해소하기 위해 신한울에서 신갑평으로 가는 1단계 HVDC 사업, 신한울에서 수도권으로 향하는 2단계 HVDC 사업을 진행하고 있습니다. 해당 준공은 각각 2025년, 2026년으로 계획되어 있으나, 이는 조금 미뤄질 가능성이 있음을 말씀드립니다.

To address the transmission and generation limitation in the east coast area, we are connecting Shinhanul and Shingaul plant with HVDC to increase generation, as well as to connect back to the metropolitan area. The plans of completing these connections are scheduled for 2025 and 2026, but the completion date is yet to be seen.

다음 질문 받겠습니다.

다음으로 질문해 주실 분은 UBS의 조윤행 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Jo Yunheng from UBS. Please go ahead.

네, 안녕하세요. 질문 기회 감사합니다. 숫자들 좀 여쭤보고 싶은데요. 첫 번째로 1분기 연료 단가 실적 다시 한 번만 좀 불러주시면 감사할 것 같고요. 두 번째로는 원전 연료비가 전체 1분기 때 몇천억 원 정도, 얼마 정도 발생했는지 좀 질문해 주시면 감사할 것 같고, 세 번째로는 원전 가동률 실제로 실적 문서에서 반영하는 게 어느 정도로 몇 %로 측정되는지 궁금하고요. 마지막으로는 저희 발전 관련 감가상각비 얼마 발생하셨는지 좀 부탁드리겠습니다. 감사합니다.

I would like to ask about some numbers regarding the earnings for this quarter. First question is around the unit fuel cost for Q1. Could you please share that once again? Second is on the nuclear power plant fuel cost. What was the fuel cost for nuclear power plant in Q1? The third question is on the utilization of the nuclear power plant. The last question would be the depreciation cost for your generation.

첫 번째 질문에 대해 답변드리겠습니다. 저희가 추정하는 1분기의 연료비 단가는 석탄은 대략적으로 톤당 ₩190,000 가량, LNG는 톤당 ₩1,100,000 가량, 유류는 리터당 ₩1,100 가량입니다.

Our estimated fuel cost for Q1 for coal is ₩190,000 per ton, and for LNG is ₩1.1 million per ton, and for oil it's ₩1,100 per liter.

두 번째 질문에 답변드리겠습니다. 2024년도 1분기 원전 연료 감모 삼각비는 약 ₩4,900억입니다.

To answer your second question, for the fuel cost depreciation for nuclear power plant for Q1 was ₩490 billion.

세 번째 질문 관련, 본사에서 반영하는 원전 가동률 의미를 다시 한 번 말씀해 주시면 감사하겠습니다.

아, 예. 과거에는 좀 고민을 해주셨던 것 같은데, 원전 가동률 1분기 때 얼마로 집계하셨는지 그거 말씀 부탁드리겠습니다. 그 점에 대해서는 추후 답변이 가능하면 드리도록 하겠습니다.

The third question regarding the nuclear power plant utilization that was reflected in the earnings performance will be shared later offline if we are able to have the number.

네 번째 질문에 답변드리겠습니다. 발전 사업에서 발생한 1분기 감가상각비는 약 1.8조 원입니다.

To answer your last question on the depreciation cost for our sixth generation coast for Q1 is ₩1.8 trillion.

다음 질문 받겠습니다.

다음으로 질문해 주실 분은 NH 투자증권의 이민재 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Lee Min-jae from NH Investment Securities. Please go ahead.

네, 안녕하세요. NH 투자증권 이민재입니다. 세 가지 질문이 있는데, 일단 첫 번째는 석탄 이용률 관련된 내용인데요. 이게 동해안 송전 제약만으로 설명하기는 좀 부족한 것 같은 게 한전 발전사에서 석탄 이용률도 많이 떨어진 것 같거든요. 그래서 이게 이유가 있는지, 그다음에 지금 5월 달 현재도 석탄 이용률은 30%, 오늘 기준으로 30%대인 것 같은데, 이게 연간 가이던스 50%대를 달성 가능한지 이 부분이 궁금하고요. 두 번째는 1, 2, 3월 달에 ICT로부터 구입해 오는 단가가 좀 상승했던 것 같은데, 원인이 따로 있는지 보면 통계 속도 기준으로 봤을 때 저희가 kWh당 SMP 대비 한 10원 이상 좀 비싸게 사오는 것 같거든요. 그래서 이게 이유가 있는지 궁금하고요. 마지막으로 5월 달에 가스공사가 고시하는 발전료 연료비가 하락했는데 SMP는 계속 유지가 되어 있거든요. 그래서 이게 특별한 이유가 있는지 이런 부분들 좀 궁금합니다.

I have a question regarding the coal utilization rate. I mean, the declining coal utilization cannot, I believe, be just explained with the limitation of the transmission lines. When you just look at the utilization by your subsidiaries, it has gone down significantly, and the main numbers are somewhere around 30%. One would wonder whether or not you will be able to achieve the coal utilization rate of 50% within the year. The second question is regarding the IPP unit cost. It seems that the IPP purchase unit cost has gone up looking at the trend from January to March. Is there a reason for that? The kW unit price, I believe, is ₩10 higher than SMP cost. It would be great if you can explain the reason behind it. Also, if you look at the disclosed fuel cost for May, the fuel cost has gone down for May while SMP is maintained. What is the reason behind that?

답변드리겠습니다. 석탄 이용률 하락에 대해서는 3월에 주말마다 미세먼지 관련으로 석탄 발전을 제약하는 조치가 있었기 때문으로 생각됩니다. 현재 이용률에 대해서는 추후 확인 후 답변드리도록 하겠습니다.

To answer your first question on the declining nuclear power plant utilization, there has also been a limitation on nuclear generation, on coal generation, due to the fine dust particle matters that took place in weekends of March. On the utilization rate for coal going forward, I would share those numbers offline.

두 번째 질문과 세 번째 질문에 대해서는 추후 답변드리겠습니다.

Let me please also follow up on the second and third question later on.

다음 질문 받겠습니다.

We'll move on to the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 하나증권의 유재선 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Yoo Jae-sun from Hana Securities. Please go ahead.

예, 질문 주셔서 감사합니다. 석탄 관련해서 좀 여쭤볼 게 있는데요. 석탄 발전소 이용률 말고 가동률도 혹시 1분기에 어떻게 나왔는지 말씀해 주실 수 있으면 감사드리겠습니다. 두 번째 질문 총 네 개인데요. 두 번째는 PPT 보시면 2022년 총괄원가 잠정치라고 나와 있는데, 사실 이게 좀 늦어도 다음 연도 한 6월, 7월쯤 바뀌었던 걸로 기억을 하거든요. 근데 되게 오랫동안 머물고 있어서 혹시 이게 바뀐다면 언제 바뀔 수 있는지 궁금하고요. 세 번째는 두 번째랑 연관된 거긴 한데, 기후환경 요금 같은 게 매년 전가가 돼야 되는 비용이 잡혀야 되는 것 같은데, 아무래도 이게 계속 동결이 돼 있는데 이게 언제쯤 바뀔 수 있는지 이것도 관련해서 두 번째랑 같이 연이어서 말씀해 주시면 좋을 것 같고. 네 번째 질문은 이제 전력 구입비에 2025년부터 CHPS에서 일반 수소 발전 비용이 반영될 것 같긴 합니다. 물론 1,300기가와트가 다 출발해서 연간으로 통으로 반영되는 건 아닌 것 같기는 한데, 그리고 적어도 1분기에 만약에 반영이 됐다면 양하고 비용이 혹시 어떻게 되는지 말씀해 주시면 감사하겠습니다.

I have four questions. First is on the coal utilization rate, not the usage of the coal power plant. Second question is on the estimated number for 2025 HMC. Third question, it seems that the climate environment tariff or fee has been frozen for some time. When do you expect this number to change going forward? Number four on the CHPS for 2025, what is the expected volume for hydrogen for 1,030 kW plant once it's up and running?

석탄 발전소 가동률에 대해서는 추후 답변드리겠습니다.

Let me please get back to you on the utilization rate for the coal power plant later on.

두 번째 질문에 대해서 답변드리겠습니다. 한전은 총괄원가를 전년도 결산 기준과 당해년도 예산 기준으로 산정하여 당해년도 6월 말까지 정부에 제출하고 있습니다. 정부에 제출한 후 정부의 원가 검증 과정을 거쳐서 한전 홈페이지에 공개하고 있는데요. 한전은 매년 기준에 따라서 총괄원가를 산정하여 제출하였고, 정부 공개 방침에 따라서 공개할 예정입니다.

To answer your question on the overall tariff, the total comprehensive cost is based on those numbers or several numbers from last year and also the budget and estimates for the year going forward. Those total comprehensive costs are submitted to the government in June, where the government goes through the relevant due diligence and it's disclosed on our website. Once it is disclosed and goes through the review process, then we will be able to come up with the budget and will be disclosed as a budget for KEPCO.

세 번째 기후환경 요금에 대해서 답변드리겠습니다. 기후환경 요금은 전년도에 발생한 기후환경 비용을 2년도에 요금으로 반영하도록 원칙적으로는 되어 있으나, 2021년 이후에 연료비 급등 등으로 인해서 기후환경 비용뿐만이 아니라 연료비 등 인상 요인이 있었기에 요금에 다 반영되지 못한 상황 등을 종합적으로 고려한 이후, 잔여 인상 요인과 기후환경 비용 등을 종합적으로 고려하여 정부와 협의하고 기후환경 요금의 조정 시기와 조정 수준 등을 결정할 계획입니다.

On the climate environment cost, in principle, the way the cost is reflected is that it's based on the previous year's climate-related cost and it's reflected in the next year's tariff. But since 2025, due to a surge in fuel costs, we were not able to reflect all the increase in fuel costs alongside the cost for climate environment. So this is something that we need to negotiate and discuss with the government. At this point, we do not have the level or the plan on when this will be adjusted and reflected.

네 번째 질문 답변드리겠습니다. 2025년 1분기 구조조정에 CHPS 비용은 반영되고 있으나 운영과 비용 공개 여부는 해당 부서와 상의 후 추후 답변드리겠습니다.

For CHPS cost for 2025, while the cost is now being aggregated as we speak on the volume and the amount, that's something that I need to get back to you after discussing with the relevant team.

다음 질문 받겠습니다.

We'll move on to the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 메리츠증권의 문경원 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Moon Kyungwon from Meritz Securities. Please go ahead.

네, 안녕하십니까. 석탄 쪽의 질문인데요. 개별 서비스가 원래 kg당 46원에서 39원으로 인하가 됐었는데 이게 6월 말까지 한시적으로 적용이 되는 사안으로 알고 있습니다. 이후에도 유연한 서비스가 있을 수 있을지 아니면 다시 인상이 되는 건지 여쭤보겠습니다.

I have a question regarding coal individual consumption tax. It has been reduced from 46 won to 39 won per kW. I believe that this was something that is a temporary decline until end of June. Will this be maintained going forward for the two-minute call? What is the outlook?

답변드리겠습니다. 말씀해 주신 대로 6월 말까지 유연한 개별 서비스의 한시적 할인이 적용되고 있었습니다. 이 할인이 연장될지 여부에 대해서는 아직 정부의 방침이 나온 바가 없습니다.

To answer your question, as you have mentioned, the individual consumption tax for coal has been discounted until end of June. Whether or not that discount will be extended has not been determined by the government yet.

다음 질문 받겠습니다.

현재 질문을 요청하고 계신 분은 없습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오. Currently, there are no participants with questions. Please press asterisk 1 to give your question. 다음으로 질문해 주실 분은 대신증권의 허민훈 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Heo Min-hoon from Daishin Securities. Please go ahead.

네, 안녕하세요. 몇 가지 질문 드리는데요. 먼저 별도 기준으로 이자 비용이 얼마 정도 발생했는지 궁금하고요. 올해는 평균 연결 기준, 그리고 별도 기준 둘 다 평균 이자율을 얼마 정도로 보고 계신지, 금리가 좀 떨어지는 부분이 있는데 얼마나 반영됐는지 궁금하고요. 별도 기준으로 금융 수익과 비용, 그리고 발전 자회사가 받는 배당 수익이 전체 1분기 때 얼마 잡혔는지 말씀 좀 부탁드립니다. 그리고 제가 아까 못 들어서 그러는데 IPS 비용이 연결과 별도가 각각 얼마큼 잡혔었는지, 그리고 1분기 때 외부 전력 구입량이 얼마였는지 말씀 좀 부탁드리겠습니다.

I have questions regarding different costs. First is on a separate basis, what has been your interest cost? If you can share the average interest cost on a consolidated basis as well as separate basis for this year, that would be greatly appreciated. And also, what is the financial profit and cost and dividend profit for Q1 on a separate basis? And could you also share again the RPS cost for consolidated and on a separate basis, as well as the external power purchase cost?

예, 별도 기준 이자 비용부터 말씀드리겠습니다. 별도 기준 이자 비용은 전년 동월 대비 562억 원 감소한 6,855억 원을 기록하였습니다.

If you look at the interest cost on a separate basis, it is down by ₩56.2 billion on a year-on-year basis at ₩685.5 billion.

두 번째로 연결 및 별도 이자율은 추후 확인 후 말씀드릴 수 있도록 하겠습니다.

Please allow me to follow up on the interest rate for consolidated and separate basis later on.

별도 기준 금융 수익은 ₩1조 9,060억 원 정도 되며 이 중에 배당금 수익은 ₩1조 8,000억 원 정도 됩니다. 그리고 금융 비용은 ₩7,300억 원입니다.

On a separate basis, the financial profit is ₩1.96 trillion, and financial cost is ₩730 billion, with dividend profit of ₩1.8 trillion.

IPS 비용 말씀드리겠습니다. 1분기 IPS 비용은 연결 기준 ₩782.6십억 원, 별도 기준 ₩978.3십억 원을 기록하였습니다.

To also share the IPS cost for Q1 on a consolidated basis is ₩782.6 billion, and on a separate basis is ₩978.3 billion.

전력 구입량에 대해 말씀드리겠습니다. 저희 총 구입량 144.7TWh 중 TPA로부터의 구입량은 6TWh, 민간사로부터의 구입량은 48.3TWh입니다.

On a power purchase, out of 144.7 TWh, we purchased 6 TWh from PPA and 84.3 TWh from IPP.

다음 질문 받겠습니다.

We'll move on to the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 NH투자증권의 이민재 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Lee Min-jae from NH Investment Securities. Please go ahead.

네, 안녕하세요. 질문 하나만 좀 더 추가로 드리면요. 저희 올해랑 내년 내후년까지 해서 송배전 쪽에 어떤 투자 금액에서의 어떤 방향성이라든가 아니면 특별히 투자가 더 발생할 영역들, 예를 들면 헤드 케이블이라든가 변압기라든가 이런 쪽에 특이점들이 있으면 좀 말씀해 주시면 감사하겠습니다.

If you could share the overall CAPEX plan for T&D for this year, next year, and the year after, that would be great. Is there certain areas that you would specifically execute this CAPEX on, like the undersea cables as well as the electricity towers?

답변드리겠습니다. 현재 11차 국가 전력 수급 계획이 나옴에 따라 저희 한전에서는 11차 장기 송변전 설비 계획을 수립하고 있습니다. 이는 5월 중에 나올 예정으로 해당 내역이 나오시면 참고하실 수 있을 것 같습니다.

Currently, we are in the process of developing the 11th Basic Plan for Electricity Power Supply and Demand, which will be available within May. This T&D plan is also being developed alongside the 11th Basic Plan, and you will be able to access those numbers when this plan becomes available.

다음 질문 받겠습니다.

다음으로 질문해 주실 분은 대신증권의 허민훈 님입니다. 질문해 주십시오. The following question is by Hominoh from Pension Securities. Please go ahead.

아까 잘못 들어서 그런 것 같은데요. 연결 기준 금융 수익하고 금융 비용, 그다음에 지분법 손익 좀 다시 한번 말씀해 주셔서 감사하고요. 그다음에 최근에 산업용 전기요금이 많이 오르면서 산업용 전기가 저희한테 구입보다는 전력 그래프를 통해서 구입하는 쪽이 최근에 이슈가 되고 있는데, 저희가 그렇게 됐을 경우에 한전한테서 몇 년간 구매를 앞으로 민간 산업 업체에서 구매를 못 하는지, 또 손배전망 비용 관련된 추가로 그들한테 어떻게 부과할 건지, 이런 게 구체적으로 계획 같은 게 있는지 말씀 부탁드리겠습니다.

I was not able to hear clearly on the financial profit and cost on a consolidated basis. If you could share that once again, that would be great. As we have seen the surge in industrial electricity tariffs, there has been an issue of industries purchasing power over KPX. For KEPCO, what's your goal plan going forward in providing electricity for the private sector and also to pass through the T&D cost if this becomes an issue going forward?

첫 번째 질문에 답변드리겠습니다. 연결 기준 금융 수익은 ₩813.3십억, 금융 비용은 ₩1.23조입니다. 그리고 지분법 관련 손익은 ₩125.1십억입니다.

To mention the cost once again, on a consolidated basis, the financial profit has been ₩413.3 billion, and the cost is ₩1.23 trillion. The profit, based on the equity method, is ₩125.1 billion.

두 번째로 전력 직접 구매에 대해 말씀드리겠습니다. 말씀 주신 대로 전력 직접 구매에 대한 신청이 있었던 바, 저희는 한전과 산업부 전력거래소 각 회원들이 모여서 전력 직접 구매 제도에 대해서 개선을 하기로 합의를 하였고요. 저희는 직접 구매자 의무 거래 기간을 1년에서 3년으로 연장하고, 판매 사업자인 한전이 부담 중인 복지 총액 비용 등을 똑같이 부과하고, 또한 직접 구매자가 참여 시 시장에 대한 책임을 더 강화할 수 있는 방향으로 규칙을 개정하였습니다. 앞으로도 그런 방향으로 계속 협의해 나갈 예정입니다. 두 번째로 망 이용 요금에 대해서는 현재 망 이용 요금에 대해서도 현재 관련 용역과 협의를 진행하고 있습니다.

On the direct purchase issue that you have mentioned, currently we are discussing this issue with KPX, the ministry, as well as the members of the power industry to resolve this issue and to improve the overall mechanisms and related rules for direct purchase. We have also increased the mandatory purchase period from one year to three years, and also the welfare-related special costs will be going to all relevant stakeholders, not just on KEPCO. We're also increasing the market liability as well as responsibility of direct purchase of the market. This is the overall trend for us to improve the direct purchase arrangement at the moment. Regarding the power grid usage, we're currently carrying out a study regarding this, and once that study is over, we'll be able to share more.

다음 질문 받겠습니다.

현재 질문을 요청하고 계신 분은 없습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오. Currently, there are no participants requesting. Please press asterisk 1 to give your question. 질문이 더 이상 없으신 관계로 이상으로 질의응답을 마치겠습니다. 추가로 궁금하신 점은 IR팀으로 문의 부탁드립니다. 바쁘신 중에도 참석해 주신 분들께 감사드리며, 한국전력공사의 2025년 1분기 실적 발표는 이것으로 마치겠습니다. 고맙습니다. As there are no further questions, we're now at the end of the Q&A session. For any additional inquiries, please contact our IR department. This concludes the fiscal year 2025 first quarter earnings report by KEPCO. Thank you for your participation.