KEPCO Q3 2025 Earnings Call - Strong Operating Profit Amid Rising Nuclear Share and Grid Investment Needs

Conference Moderator, KEPCO: Good morning and good evening. First of all, thank you all for joining this conference call. And now, we’re beginning the conference call on the KEPCO 2024 Fourth Quarter Earnings Results. This conference will start with a presentation, followed by a divisional Q&A session. If you have a question, please press asterisk 1 on your phone during the Q&A. Now, we shall commence the presentation on the KEPCO 2024 Fourth Quarter Earnings Results.

for attending the IR conference call for the announcement of Korea Electric Power’s third quarter 2025 performance despite your busy schedules.

Good afternoon. I am Jeong-taek Lee, Head of the Finance Team at Korea Electric Power Corporation. We sincerely thank you all for joining us for our KEPCO’s Q3 2025 earnings conference call despite your busy schedule.

오늘 컨퍼런스 콜은 국문과 영문 병행으로 진행될 예정이며, 먼저 간단한 실적 발표 후 질의응답을 받도록 하겠습니다.

Today’s conference call will be conducted in both Korean and English, and after a brief earnings presentation, we will proceed to a Q&A session.

오늘 발표할 실적 자료는 IFRS 연결 기준 잠정 수치이며, 모든 비교는 별도의 언급이 없는 한 작년 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.

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.

지금부터 2025년도 3분기 손익 증감 내역에 대해 우선 한국어로 말씀드린 다음, 동일 내용을 영어로 설명하겠습니다.

We now present the Q3 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 3분기 연결 영업 이익은 KRW 11조 5,414억을 기록하였습니다.

Good afternoon. This is Yang Si-young, Head of the IR Team. Let us begin by reviewing the operating profit. The consolidated operating profit for Q3 of 2025 is KRW 11 trillion 541.4 billion.

구체적인 내역을 살펴보면, 매출액은 5.5% 증가한 73조 7,465억 KRW를 기록하였습니다. 이 중 전기 판매 수익은 5.9% 증가한 70조 6,316억 KRW, 해외 사업 수익 등 기타 수익은 0.9% 감소한 3조 1,149억 KRW를 기록하였습니다.

If you look into the details, sales revenue was KRW 73 trillion 746.5 billion, up by 5.5%. Of this, electricity sales revenue posted KRW 70 trillion 631.6 billion, accounting for 5.9%, and other revenue, including overseas business income recorded KRW 3 trillion 114.9 billion, down by 0.9%.

배출원가와 판관비는 2.7% 감소한 62조 2,051억 KRW입니다. 이 중 연료비는 16% 감소한 14조 8,260억 KRW, 구입 전력비는 0.8% 감소한 26조 6,063억 KRW를 기록하였습니다.

Cost of sales and SG&A expenses total KRW 62 trillion 205.1 billion, down by 2.7%. Among these, fuel cost is KRW 14 trillion 826 billion, down by 16%, and power purchase cost is KRW 26 trillion 606.3 billion, down by 0.8%, affected by fuel price changes.

감가상각비는 3.5% 증가한 8조 8,344억 원을 기록하였습니다.

Depreciation expenses came to KRW 834.4 billion, increasing by 3.5%.

주요 영업 외 손익 중 이자 비용은 전년 동기 대비 1,435억 원 감소한 3조 2,794억 원을 기록하였습니다.

Among the non-operating items, interest expenses down YOY by KRW 143.5 billion to post KRW 3 trillion 279.4 billion.

지금까지 언급한 내용을 주요 원인으로 2025년도 3분기 연결 영업 이익은 11조 5,414억 원, 당기 순이익은 7조 3,281억 원을 기록하였습니다.

Based on the factors mentioned, Q3 2025 consolidated operating profit was KRW 11 trillion 541.4 billion, and net profit for the period was KRW 7 trillion 328.1 billion.

안녕하십니까. IR 담당 엄태섭입니다. 이어서 주요 관심 사항 말씀드리겠습니다. 먼저 전력 판매 실적 및 전망에 대해 말씀드리겠습니다. 3분기 전력 판매량은 하계 폭염 등으로 인한 판매량 증가로 총 판매량 419.9 TWh를 기록하며 전년 동기 대비 0.4% 증가하였습니다. 2025년 연간으로는 경제 성장률 하향과 제조업 경기 침체 등의 영향으로 판매량이 소폭 감소할 것으로 전망하고 있습니다.

Good afternoon. This is Eom 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 Q3 reached 419.9 TWh, up 0.4% YOY due to mostly the summer heat wave, among other factors. For the full year of 2025, we project sales to go down slightly due to the impact of lower economic growth rate and also the impact of the downturn in the manufacturing sector.

다음으로 연료원별 연료 가격 및 SMP 추이에 대해 말씀드리겠습니다. 2025년 3분기 연료 가격은 유연탄은 호주탄 기준으로 톤당 약 $105, LNG는 JKM 기준으로 톤당 약 KRW 1,010,000을 기록하였습니다. 또한 SMP는 118.21 per KWh를 기록하였습니다.

Next, let me cover the fuel price by type and the SMP trend. In Q3 of 2025, the bituminous coal price based on Australian coal was around $105.0 per ton, while LNG based on JKM was approximately KRW 1.01 million per ton. Additionally, the SMP was around 118.21 per kWh.

전력 그룹사 발전 믹스를 살펴보면, 2025년 3분기 누적 발전 비중의 경우 원전은 신규 원전 진입 및 이용률 상승으로 발전 비중이 증가하였습니다. 석탄의 경우 설비 용량과 석탄 이용률에 큰 변동이 없어 발전 비중을 유지하였습니다. LNG는 설비 용량 감소와 기저 발전량 증가로 발전 비중이 소폭 감소하였습니다. 2025년 연간으로는 원전 발전 비중 증가, 석탄 비중은 감소, LNG 비중은 소폭 유지할 것으로 예상됩니다. 2025년 연간 발전 원별 이용률 전망은 원전은 80% 중후반, 석탄은 40% 중반, LNG는 20% 중후반을 전망하고 있습니다.

Looking at the generation mix of KEPCO’s gen cos, our generation mix for nuclear went up due to the entry into operation of new nuclear power plants. As for coal, generation mix is maintained with no major changes in generation capacity and utilization rate, while LNG decreased slightly from decreased generation capacity and increased base load generation. For the full year of 2025, we expect that the nuclear generation will increase and coal is expected to decrease, while the LNG mix is expected to be maintained. Expected utilization rate by generation source for 2025 for nuclear is at the mid-to-high 80% range, coal mid-40% range, and LNG mid-to-high 20% range.

RPS 관련 비용에 대해 말씀드리겠습니다. 2025년 3분기 누적 RPS 비용은 연결 기준 2조 8,761억 원, 별도 기준 3조 4,694억 원을 기록하였습니다.

Now, let me touch upon the RPS-related cost. In Q3 of 2025, the RPS costs were KRW 2 trillion 876.1 billion on a consolidated basis and KRW 3 trillion 469.4 billion on a separate basis.

마지막으로 자금 조달 현황입니다. 2025년 3분기 연결 기준 차입금은 KRW 130.5조 원, 별도 기준 차입금은 KRW 86.1조 원을 기록하고 있습니다.

Finally, to go over the funding status, as of Q3 of 2025, borrowings did add KRW 130.5 trillion on a consolidated basis and KRW 86.1 trillion on a separate basis.

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

We now move on to the Q&A session. Since we’re providing consecutive interpretation, we would appreciate it if you can keep your questions and answers brief. We now begin the Q&A session.

Yang Si-young, Head of IR Team, KEPCO: 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 1 if you have any questions. For cancellation, please press asterisk 2 on your phone.

처음으로 질문해 주실 분은 유진투자증권의 황성현 님입니다. 질문해 주십시오.

The first question will be given by Hwang Seong-hyun from Yujin Investment & Securities. Please go ahead.

안녕하세요. 유진투자증권 황성현입니다. 실적 축하드립니다. 실적 관련은 아니고요, 그냥 간단한 것 몇 개 여쭤보고 싶은데요. 우선 첫 번째로 저희 회사채, 단기 회사채 같은 거 이제 롤오버할 때 최근에 금리 변동이나 이런 거 관련해서 혹시 문제될 거 없는지 좀 디테일하게 설명해 주시면 감사하겠고요. 두 번째는 이제 지역별 차등 요금제, 이거 도매, 소매 나눠서 스케줄 어떻게 되는지, 진행 언제부터 될 건지 이런 거 좀 말씀해 주시면 감사하겠습니다. 세 번째는 자사채 처분 불이익이 확정이 돼서 2030년 기준 저희 50%까지 올라갈 것 같은데, 발전사들은 이제 SMP로 정산한다 쳐도 저희 입장에서는 어떻게 되는지 좀 예상 말씀해 주시고 대응 방안 말씀해 주시면 감사하겠고요. 끝으로 네 번째로 에너지 고속도로 관련해서 민간 투자 얘기가 계속 나오고 있는데, 이거 정산이나 이런 거에 대해서 어떻게 좀 진행될 거라 보시는지 간단한 뷰 말씀해 주시면 감사하겠습니다. 이상입니다.

유관장님, 질문 뭐예요?

Yes. My name is Hwang Seong-hyun from Yujin Securities. Thank you very much for giving me this opportunity to ask questions, and congratulations on your good results. I have a brief lead for questions. The first has to do with your short-term corporate funds. When rolling over these securities, is there any impact because of the volatility in the interest rate? And my second question has to do with the localized marginal pricing. So can you explain further about whether the wholesale and the retail pricing will be introduced simultaneously and the point in time in which this new system will be introduced? My third question has to do with the direct purchase transaction system. So it is expected that this will go up to 50% by 2030. And what would be your responses with regards to the gen coal settlement?

With regards to my fourth question, this has to do with the Energy Highway. It is expected that greater room will be given to the private sector players to increase their investment, and this will be applied to issues of settlement as well as others. Can you provide more details about this matter?

예, 첫 번째 질문, 단기 자금 롤오버에 어떤 영향, 뭐 특별히 이슈가 있느냐 이 질문으로 이해하고 있습니다. 최근 국채 금리 변동성 증가 등에 따른 관계 당국의 모니터링을 면밀히 하고 있다라는 기사도 확인을 하였지만, 저희가 현재 시점에서 저희도 마찬가지로 면밀한 모니터링을 하고 있고요. 특별한 이상이 감지되고 있지는 않지만, 저희도 정부 당국 또는 시장을 확실하게 체크해서 문제가 없도록 적극적으로 대응하도록 하겠습니다.

With regards to your first question about any impact or issues regarding the rollover of short-term corporate debt, with regards to the volatility and interest rates related to the sovereign bonds or the treasury bonds, we have read news reports that there is very close monitoring undertaken by the government part, and we are also closely monitoring the situation as well. As of yet, no special signs are being detected, but we will be working closely with the relevant government authorities as well as looking closely into the market developments and ensure that proactive responses are made when it is possible.

두 번째, 지역별 차등 요금제 도입에 대해 말씀드리겠습니다. 일단 2024년 5월에 2025년 연내 지역별 도매 가격을 도입하고 2026년에 소매 요금을 도입하기로 한 발표 이후에 일정에 대해 변경돼서 추가로 발표한 사항은 없습니다. 현재 도입 방향에 대해 2026년 2월 정도까지 연구 용역을 진행 중이고, 내년에 세부 도입안을 계속 검토할 예정입니다.

With regards to the second question about the localized marginal pricing, so by May of 2024, it has been decided that within the year 2025, the wholesale system will be introduced, and that by 2026, the retail system will be introduced. After that announcement, there has been no further announcement that has been made, and we will be completing the research that has been commissioned to outside organizations regarding this issue by the month of February of next year, and more detailed plans will be devised by next year.

세 번째, 배출권 거래제에 대해 말씀드리겠습니다. 11월 10일 날 4차 배출권 거래제가 확정이 되면서 발전사의 유상 할당 비율이 10%에서 점진적으로 50%까지 늘어날 것으로 예상되고 있습니다. 이에 대해서 저희 한전 또한 이런 여러 가지 환경 관련 비용들이 기후 환경 요금에 적절히 반영될 수 있도록 정부와 지속적으로 협의를 해나가겠습니다.

Thirdly, with regards to your question on the emission trading scheme, on the 10th of November, the fourth plan period ETS has been announced and finalized, and it is expected that for the gen cos, they will be subjected to 10%-50% of the paid allocation. With regards to this, we will make sure that these charges are fully reflected in our environmental charges, and we will continue to maintain close consultations with the government authorities.

네 번째, 에너지 고속도로의 민간 투자 관련해 말씀드리겠습니다. 현재까지 확정된 사항으로는 서해안의 에너지 고속도로 중 서해안에 관련된 내용으로 10차 전력 기본 계획에 이미 들어가 있던 사항입니다. 현재까지는 해당 사업에 대해 민간 투자를 한다든지에 대한 공식적인 내용은 없습니다. 다만 12차 전력 수급 계획이 수립된다면 그에 대해서 전체적인 방향으로 검토는 할 수 있겠지만, 현재까지는 논의되고 있는 바는 없습니다.

With regards to your last question about the possible private sector investment into the Energy Highway, what has been finalized as of present is that for the West Coast Energy Highway, private sector investment will be allowed. However, that is something that has already been included and reflected in the 10th Basic Plan for Electricity Supply and Demand, and there has been no further official announcements made about any additional private sector investments since then. But once discussions become initiated about the 12th Basic Plan on Electricity Supply and Demand, it may be reviewed. However, as of yet, no official discussion is underway.

다음 질문 받겠습니다.

Now, we see the next 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, 안녕하십니까. 메리츠증권 문경원 연구원입니다. 두 가지 질문이 있는데요. 우선 첫 번째로는 현재 전기 요금 인상 관련해서 어떤 정부 관계 부처랑 많은 이야기를 하고 계실 것 같은데, 저희의 전기 요금 인상 근거로 말씀을 해 주신 여러 가지 이유들 중에 가장 강력한 게 무엇인지, 뭐 부채에 대한 문제도 있을 수 있고요, 아니면 전력망 투자 필요성 때문일 수도 있는데, 그런 것 중에 가장 강력한 근거가 무엇인지 궁금합니다. 그리고 두 번째로 이 정산 조정 계수 관련해서 2분기나 3분기 중에 정산 조정 계수가 인상되거나 인하된 적이 있는지, 그리고 앞으로 남은 연말까지 정산 조정 계수를 또 변동하실 계획이 있으신지 궁금합니다. 이상입니다.

Yes, I’m Moon Kyung-won from Meritz Securities. Thank you very much for giving me this opportunity to ask my questions. So I have two questions. My first question is, I would presume that you are having discussions with the relevant government authorities about the additional increases in the electricity tariffs. So there may, I do presume that there are many factors and many grounds for raising the tariffs. What, in your view, would be the strongest basis for further increases in the tariffs? Would it be your debt levels, or would it be the need to invest further in grid expansion? So can you answer that question? And my second question has to do with the adjusted coefficient.

So has there ever been a case where in the second quarter or the third quarter you have actually raised the adjusted coefficient, and do you have any plans of changing the adjusted coefficient till the end of this year?

조정 계수를 확정한 질문입니다. 이런 전기 요금은 재생 에너지 확대와 첨단 산업의 안정적인 전력 공급 등을 위해서 전력망 확충 등에 많은 투자 재원이 필요한 상황으로, 전력 발전 투자 재원 마련을 위해서 추가 인상이 필요하고, 더불어 국가 온실가스 감축 목표 달성 등을 위해서 추가적인 비용 상승이 전망이 되고 있기 때문에 그러한 비용 증가에 대비하여 원칙적으로 원가를 반영하는 요금 조정이 필요하다고 보고 있습니다.

With regards to the electricity tariffs, with expansion of the use of renewable energy and also to supply stable electricity for the advanced industries in this country, there is a need to make further investments into our power grid. And so yes, it is necessary to raise the tariffs in order to raise the funds to finance these investments. In addition, in order to achieve the greenhouse gas reduction targets that are set by the government, this will lead to additional costs, and this is all prospective to further reinforce the need to raise our tariffs. So in principle, there is a need to adjust the tariffs so that it reasonably or adequately reflects the cost involved.

두 번째 질문 답변 드리겠습니다. 정산 조정 계수는 3분기에 이미 변경한 바가 있으며, 연내 1회 더 재산정할지에 대해서는 유관 기관과 협의 중에 있습니다.

Let me take your second question. With regards to the adjusted coefficient, there has been already one change to the adjusted coefficient made in the third quarter, and whether we will engage in an additional change to the adjusted coefficient is something that we will need to determine through consultations with the relevant authorities.

다음 질문 받겠습니다.

We now receive the next question.

현재 질문을 요청하고 계신 분은 없습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오.

Currently, there are no participant questions. Please press asterisk 1 to give your question.

다음으로 질문해 주실 분은 대신증권의 허민호 님입니다. 질문해 주십시오.

The following question is by Heo Min-ho from Daeshin Securities. Please go ahead.

네, 뉴스 상에 보면 2026년에 원전에 전기가 많아서 재생에너지를 채운다라는 뉴스가 최근에 좀 나온 것 같은데, 2026년 원전 가동률을 좀 얼마로 보시는지 궁금하고요. 그다음에 동해안 HVDC 1차 준공과 운전 시기가 매년 언제쯤으로 좀 예상하시는지요. 그랬을 경우에 원전과 석탄 발전 가동률이 얼마만큼이나 더 상승할 수 있을 건지 좀 말씀 부탁드리겠습니다. 그리고 미국의 원전 건설 시장 진출 관련돼 가지고 그 이후에 좀 업데이트 되고 말씀해 주신 게 있으시면 좀 말씀 부탁드리겠습니다.

This is Heo Min-ho from Daeshin Securities. So if you look at the news in the year 2026, a lot of the nuclear power plants are expected to go through scheduled maintenance, and that it’s possible to make up for the gap through renewable energy. So can you give us an outlook for the utilization rate for the nuclear power generation for 2026? And also my second question has to do with the HVDC. When do you expect that the preliminary or first round of construction, first phase construction completion and the operation of this HVDC project to be? And if that happens, do you expect an increase in the utilization rate of the coal-fired power plants and the nuclear power generation? And also another question has to do with your entry into the United States nuclear power market.

Is there any updates that you can provide to the analysts and investors?

답변 드리겠습니다. 2026년 원전 정비 일정 관련해서는 확인 후 추후 말씀드리도록 하겠습니다.

So let me answer your question about the scheduled maintenance for nuclear power for 2026. Let us verify the actual schedule and get back to you at a later date.

두 번째, 동해안 발전 제약 관련해서 말씀드리겠습니다. 현재 동해안에 진행되고 있는 HVDC 건설 사업의 경우 1단계는 2026년 10월, 2단계는 2027년 12월 준공 예정에 있으며, 현재까지 이 준공 일자에 대해 다시 말씀드린 적은 없습니다. 이 두 가지가 준공될 경우 각각 4기가의 송전 용량이 추가되므로 지금 현재 제약이 이루어지고 있는 7.8기가 정도를 충분히 해결할 것으로 보고 있습니다.

Let me take your second question about the transmission capacity constraints that are occurring in the East Coast area. At present, construction is underway for the HVDC project, and the first phase of the project is expected to be completed by October of 2026, and the second phase of the construction is expected to be completed by December of 2027. Once the HVDC project is completed, then it will be providing an additional 4 gigawatts of transmission capacity, which we do believe is sufficient to address the 7.8 gigawatts of constraint that we are currently experiencing.

세 번째 질문에 대해 답변 드리겠습니다. 아시다시피 미국 트럼프 정부의 미국 내 원전 확대 정책 하에 미국은 우수한 원전 건설 능력을 보유한 한전 및 팀코리아와의 협력 강화를 희망하고 있습니다. 한전은 미국 원전 시장 참여 방안을 다각도로 모색하고 있으며, 미국 내 원전 사업에 존재하는 다양한 리스크를 심층적으로 우선 검토한 후 전략적으로 추진해 나갈 예정입니다.

Let me answer your third question. As you are well aware, the Trump administration in the United States has announced a policy to increase nuclear power generation within the United States, and they are looking forward to cooperating with KEPCO and Team Korea in this area. We are looking into various options in how we can participate in the U.S. nuclear market, and we will be looking at the various risk factors that are involved and continue the review of this matter.

다음 질문 받겠습니다.

We will receive 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.

죄송합니다만 목소리가 잘 안 들려서 크게 말씀해 주시면 감사하겠습니다.

예, 질문 주셔서 감사합니다. 잘 들리실까요?

네, 잘 들립니다.

네, 질문 세 가지 가지고요. 동해안 HVDC 늦어지는 거 고시로 확인은 했는데, 동서울 변전소 이슈는 해소됐는지 진행 중인지 좀 궁금하고요. 그리고 두 번째는 환율이 많이 올랐는데 저희 연료비에서 환헤지 비중이 어느 정도로 됐는지 현황 좀 말씀 부탁드리고요. 원전 이용률 연간 80% 중반이라고 말씀해 주셨는데 이게 언제 수립된 건지 좀 궁금합니다. 한수원 홈페이지에서 예방 정비 보면은 한 79%, 80% 정도 되는 것 같은데, 네, 이거는 언제 수립됐는지 궁금하고, 그리고 고리 2호기처럼 가동 정지된 원전 이런 것들도 재가동을 고려를 해서 숫자가 나온 건지 앞으로 계속 멈춘 원전이 늘 텐데 이런 게 반영된 숫자인지 좀 궁금합니다. 이상입니다.

Yoo Jae-sun from Hana Securities, I have three questions. So I have a very good disclosure about the physical delay in the HVDC project. What about the substation issue? Has that been resolved? That’s my first question. And my second question has to do with the exchange rate volatility. So how much of exchange rate hedging is incorporated into your fuel cost? That is my second question. And you said that the utilization rate for the nuclear power generation is in the mid-80% range. When was that established? When we look at the website of KHNP, the plan overall is set at 79% or so. So I would like to know when these plans were established. And so do these numbers perhaps include a possibility that those reactor units that have been suspended operation, like Gori Unit 2, that they will be back into operation perhaps?

Is that possibility included in those numbers that you have established?

첫 번째, 동해안 HVDC 동서울 변전소 관련돼서 말씀드리겠습니다. 현재 아직 완전한 인허가가 나지 않은 상태로 해당 인허가가 난다는 전제 하에 현재 1단계가 2026년 10월로 준공 예정으로 발표되어 있습니다.

With regards to your first question about the HVDC project in the East Coast, with regards to the licensing and permit issue of the substation that you have mentioned, as of now yet the licensing process has not been completed. It is based on the assumption that all the licensing and permit will come through that the first phase of the construction will be completed on October 2026.

두 번째로 환율 관련해서 말씀드리겠습니다. 저희 환율 같은 경우에는 특히 LNG 가스 공사에서 도입하는 LNG의 경우 월별로 평균적인 환율을 정산하고 있습니다.

Let me touch upon the exchange rate issue that you have raised in your second question. With regards to the LNG that we procure from KOGAS, on a monthly basis we settle on an average settle the price based on the average exchange rate.

답변 드리겠습니다. 연간 원전 이용률에 대해 말씀드리자면 처음에 발표한 바와 같이 원전 이용률은 80% 중후반대를 유지할 것으로 예상이 됩니다.

As we have mentioned during our presentation for the four-year nuclear power utilization rate, we expect that it will be around mid- to high-80% range.

다음 질문 받겠습니다.

We’ll receive the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 NH투자증권의 류승원 님입니다. 질문해 주십시오.

The following question is by Ryu Seung-won from NH Investment & Securities. Please go ahead.

네, 안녕하세요. NH투자증권 류승원입니다. 두 가지 여쭤보고 싶은데 첫 번째는 저희 이번에 한미 협정 관련된 이야기 나오면서 우라늄 농축이나 제철 관련된 얘기들 나오는데 이거 진행된다면 한전이나 한수원이 어떤 롤을 맡을지 아니면 저희가 안 하면 누가 하는지 이런 부분들 좀 해주실 수 있는 범위 내에서 이야기 좀 부탁드리고요. 그다음에 두 번째는 저희 엘엔지를 어떤 식으로 지금 확보하고 있는지 기관이나 국가나 기업들 비중이 어떻게 되는지 좀 알려주시면 감사하겠습니다.

죄송합니다만 어떤 걸 확보한다고 말씀하셨을까요?

우라늄이요. 우라늄.

우라늄 확보, 예 알겠습니다.

네.

Okay. So I’m Ryu Seung-won from NH Investment & Securities. Let me answer your question. So based on the agreement between Korea and United States, we now have to go ahead with the enrichment and reprocessing of uranium. So would there be any role to be played by KEPCO or KHNP in this, or if not, who will be involved in this task? And my second question has to do with the procuring of the uranium. Which countries and during which period and what share would be procured? That is my second question.

첫 번째로 한미 원자력 협정 관련 내용 말씀드리겠습니다. 현재는 한국 내에서 농축을 할 수 없게 되어 있는데 이게 해소될 수 있는 것으로 기대를 하고 있는 상황이지만 현재 구체적으로 어떻게 될지에 대해서는 정해진 바가 없습니다.

First, let me take your question about the nuclear agreement between Korea and United States. Up until now, it has not been allowed for Korea to engage in uranium enrichment within Korea. However, we are looking forward to this situation being resolved based on the recent agreement. However, going forward, the exact details of how this will be brought about is something that has not yet been finally determined.

두 번째로 우라늄 수급에 대해 말씀드리겠습니다. 한국수력원자력의 경우 우라늄 연료 계약을 5년에서 10년 장기 계약으로 다양한 계약을 맺어놓고 있습니다. 또한 물량 조절권을 보유하고 있어 우라늄 가격 추이에 따라 구입 시점을 조절하여 연료 단가를 관리하고 있습니다. 다만 우라늄의 경우 한수원 원가에서 차지하는 비중이 낮은 편이며 또 재고를 적절히 보유하고 있어 적절히 보유하는 것으로 대응하고 있습니다.

Next question about the procurement of the uranium. So in the case of KHNP, uranium is being procured through various long-term agreements spanning from anywhere from five years to 10 years. And also these agreements include the option to adjust the volume that is procured depending on uranium price trends. They can adjust the timing of the purchase, and this is how they are actually managing or controlling for the fuel cost. However, the percentage taken up by uranium in the overall fuel cost of KHNP is not that high, and they do have sufficient inventory built up.

혹시 더 질문 드려도 될까요?

네, 말씀해 주십시오.

혹시 만약에 저희 제철이나 농축이나 제철이 하게 되면 이거는 담당 기업 이런 것들이 대략적으로 생각하시는 것들이 있으실까요?

So can I ask a further question? Yes, you may go ahead. The question is, if we are allowed to have a role in the reprocessing or enrichment of uranium, do you have any candidate companies that you have in mind for this role?

현재는 수입을 한국수력원자력에서 담당하고 연료봉 제조는 한국원자력연료에서 하고 있지만 향후 매저리 협정에 따라 어떻게 업무 분장이 될지에 대해서는 정해진 바가 없습니다.

As of now, the uranium is being imported by KHNP, and the fuel rod is the responsibility of KEPCO NF. Going forward, we’re as of yet not in the know of the exact details.

다음 질문 받겠습니다.

We’ll receive the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 대신증권의 허민호 님입니다. 질문해 주십시오.

The following question is by Heo Min-ho from Daeshin Securities. Please go ahead.

두 가지만 더 질문 드리도록 하겠습니다. 동해안 HVDC 1차가 내년 10월에 정말 준공이 된다라고 하면 바로 연결돼서 송전 계약이 바로 해소되기 4기가 정도가 바로 해소된다고 봐도 되는 건지 아니면 HVDC 같은 경우에는 시운전이 좀 필요해서 추가적으로 실제로 상업 운전 연결하는 데 몇 개월 더 걸리는 건지 좀 궁금하고요. 그다음에 아까 정산 조정 계수 좀 변경이 3분기 1회 있었다고 말씀하셨는데 하락한 건지 상승한 건지 좀 어느 정도 폭을 좀 있었던 건지 좀 말씀 부탁드리겠습니다.

So this is Heo Min-ho from Daeshin Securities. I have two additional questions. So first, with regards to East Coast HVDC project, you said that the provisional construction phase of the construction is October of 2026. So when the first phase of this completed, would it be possible to link up or connect to the transmission system and resolve the transmission through the 4G network that is provided? Or because HVDC requires commissioning, would it take several months or more from that point on until commercial operation is possible? Oh, and also I have another question. You mentioned during one of your answers that you have once adjusted the adjusted coefficient in the third quarter. So did it go up or down? And what was the magnitude of the adjustment? That is my second question.

첫 번째 동해안 HVDC 건설 사업에 대해 말씀드리겠습니다. 저희가 1단계, 2단계 사업을 진행하고 있고 각각 4기가씩 송전 가능 용량이 늘어나게 됩니다. 말씀드린 대로 첫 번째 사업인 신한울에서 신가평으로 가는 2026년 10월에 준공되는 1차 HVDC 사업이 완성된다면 4기가의 용량이 그때부터 송전이 가능해지는 것으로 판단하고 있습니다.

Let me take your question about the HVDC project. The first phase of the project and the second phase of the project will each provide four gigawatts in additional capacity for transmission. Once the first phase of the project is completed, then from Shin Hanul to Shin Gapyeong, our understanding is that immediately once the project is completed, four gigawatts of additional capacity will be provided into the transmission system.

정산 조정 계수 변경 폭에 대해 말씀드리겠습니다. 석탄의 경우 변하지 않았고 원자력의 경우 소폭으로 하락하였습니다.

So let me take your question about the change in the adjusted coefficient, the magnitude of the change. In the case of the coal, there were no changes, and for the nuclear power generation, there was a slight decline.

다음 질문 받겠습니다.

We’ll receive the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 JP Morgan의 이선우 님입니다. 질문해 주십시오.

The following question is by Lee Seung-woo from JP Morgan. Please go ahead.

네, 안녕하세요. 질문 기회 주셔서 감사합니다. 두 가지 질문 드리고 싶은데요. 첫 번째로는 지금 한전이 아까 가스 공사 LNG는 월별로 정산한다, 환율 정산한다고 하셨는데 한전이 전체적으로 원자재 수입에 있어서 환율 헤지 없이 오픈 포지션으로 가져가시는지 아니면 일부 익스포저에 대해서 환 헤징을 하고 계신지 궁금하고요. 그리고 이번 분기에 석탄 발전소 가동이 전년 비해서 좀 높았던 것 같은데 현재와 같은 전력 믹스가 앞으로도 계속 유지될 수 있을지 아니면 조금 소폭 석탄 발전소 가동이 좀 감소할지 답변 주실 수 있으면 감사하겠습니다.

So this is Lee Seung-woo from JP Morgan. I have two questions. You said that there was a monthly settlement with KOGAS based on the average exchange rate. Does that mean that you have an open position or that you are hedging for an exchange rate to some degree? That’s my first question. And my second question is that you said that the utilization rate of the coal-fired had gone up. Do you think that this generation mix will continue, or is there any possibility of the coal-fired utilization rate coming down going forward?

첫 번째로 환율 관련 내용 말씀드리겠습니다. 저희 회사의 경우 대부분 환율에 대해서 전체적으로 노출되어 있습니다.

Let me take your question about the foreign exchange rate. In the case of KEPCO, for the most part, yes, we are exposed. We have an open position to the foreign exchange rate.

두 번째 질문 답변 드리겠습니다. 석탄 발전소 이용률의 경우에는 기온뿐만 아니라 정부 정책과도 관련된 사항으로 합리적인 전원 믹스가 될 수 있도록 유관 기관과 협의해 나가겠습니다.

Let me take your second question about the coal-fired generation utilization rate. So this is related not only to the temperature conditions but also the policies of the government. So we will continue to ensure that a reasonable generation mix is maintained through consultation with the relevant government authorities.

다음 질문 받겠습니다.

We’ll receive the next question.

다음으로 질문해 주실 분은 HSBC의 박유신 님입니다. 질문해 주십시오.

The following question is by Park Yoo-shin from HSBC. Please go ahead.

네, 안녕하세요. HSBC의 박유신입니다. 질문 기회 감사합니다. 두 가지 질문 드리고 싶은데요. 원전 관련돼서 혹시 저희 향후에 미국이랑 유럽 쪽 말고 아시아, 중동 쪽으로 팀 코리아 입찰 예정 중인 프로젝트 타임라인 한번 업데이트 부탁드리고요. 추가적으로 두 번째로 혹시 향후 주주환원 정책 방향에 대해서 소통 가능하면 어떤 방식으로 진행이 될지 설명 부탁드리겠습니다.

This is Park Yoo-shin from HSBC. I have two questions. With regards to the nuclear power, aside from the United States and Europe, you also have bidding projects in Asia as well as the Middle East. Can you provide an update on those projects? My second question has to do with the shareholder return. Can you communicate to the extent that is possible about the future directions for the shareholder return policy of KEPCO?

네, 첫 번째 질문에 대해 답변 드리겠습니다. 해외 원전의 아시아 시장 관련해서는 지금 베트남을 중심으로 사업 수주를 위해서 수주 활동을 펼치고 있으며, 그리고 중동 지역에서는 사우디 원전 사업에 입찰 참여 중이나 현재 입찰이 진행 중이므로 자세한 내용은 공개해 드릴 수 없음을 양해해 주시기 바랍니다.

Let me take your first question about the overseas nuclear power projects. For the Asian market, we are carrying out activities to win nuclear power plant orders in Vietnam. And in the case of the Middle East, we have participated in the bidding process of a nuclear power plant project in Saudi Arabia. However, the bidding is in process, so we’re not in a position to disclose any further details. We ask for your understanding.

두 번째 주주환원 관련해서 말씀드리겠습니다. 주주환원에 있어서 가장 중요한 배당 정책의 경우에는 저희가 1년에 순이익 규모가 결정되고 내년에 있을 기재부 배당 협의체 등에서 결정하게 되므로 현재로서는 배당 규모나 시기 등에 대해서는 배당 규모에 대해서 말씀드리기 좀 어려운 점 양해 부탁드립니다.

Let me take your second question about the shareholder return. So the most important aspect of shareholder return would be, of course, the dividend policy. And the dividend policy would take into consideration the net profit of that year. And also it is determined through the dividend quantitative body in MOEF. So we’re not in a position at present to disclose any size of the dividends.

다음 질문 받겠습니다.

We’ll receive the next question.

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.

다시 한번 말씀드리겠습니다. 질문이 있으신 분들은 전화기 버튼의 별표와 1번을 눌러주십시오.

Once again, if you have a question, please press asterisk and 1.

질문이 더 이상 없으신 관계로 이상으로 질의응답을 마치겠습니다. 추가로 궁금하신 점은 IR팀으로 문의 부탁드립니다. 바쁘신 중에도 참석해 주신 분들께 감사드리며 한국전력공사의 2025년 3분기 실적 발표는 이것으로 마치겠습니다. 고맙습니다.

That’s the.