Qué dijo la dirección de Korea Electric Power Corporation en la llamada del Q2 2026

Un primer semestre con beneficios, pero bajo presión en costes

KEPCO cerró el primer semestre de 2026 con un ingreso operativo consolidado de 4,912.7 miles de millones de wones y un beneficio neto de 2,796.5 miles de millones de wones. Los ingresos totales crecieron apenas un 0,3% interanual hasta 46,317.3 miles de millones de wones, mientras que los costes de ventas y gastos generales subieron un 2,8%. El aumento más destacado fue el de los costes de combustible, que se incrementaron un 8,8%, en parte como consecuencia del alza de precios de carbón bituminoso y GNL ligada al conflicto en Oriente Medio. El volumen de ventas de electricidad cayó un 0,6% hasta 266,7 teravatios-hora, reflejo de una menor demanda industrial asociada a la desaceleración económica.

La aportación de la energía nuclear a la mezcla de generación disminuyó durante cuatro trimestres consecutivos, una tendencia que la dirección atribuyó a prolongaciones imprevistas en los mantenimientos preventivos de varias centrales. Como factor corrector, la compañía prevé incorporar la Unidad 3 de Saeul a la red en el segundo semestre y ejecutar los mantenimientos de manera más ordenada, con el objetivo de que la energía nuclear registre una ligera mejora en su aportación al conjunto del año. El factor de capacidad proyectado para 2026 se sitúa en el rango del 80%-85% para nuclear, 50%-55% para carbón y 20%-25% para GNL.

Lo que viene: tarifas, deuda y grandes proyectos nacionales

La dirección reconoció que una subida tarifaria sería necesaria para reducir las pérdidas operativas acumuladas y cumplir con el límite legal de emisión de bonos corporativos, actualmente fijado en dos veces el capital y las reservas a finales de 2027. Sin embargo, la compañía no ofreció un calendario concreto, señalando que cualquier ajuste dependerá de la inflación, la coyuntura macroeconómica y la coordinación con el Gobierno. En paralelo, el Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente prepara un sistema de tarifas diferenciadas por región: se celebrará una audiencia pública en el segundo semestre y el sistema podría quedar finalizado antes de cierre de año, aunque KEPCO declinó cuantificar su impacto financiero por considerarlo prematuro.

Respecto a los tres megaproyectos nacionales anunciados por el Gobierno —que requerirán expansión significativa de capacidad y red eléctrica—, la dirección subrayó que se trata de iniciativas de medio y largo plazo, por lo que el desembolso no será inmediato ni concentrado. La empresa trabaja en un plan de inversión plurianual y en una gestión más estricta de los recursos disponibles, con la intención de que el esfuerzo inversor no comprometa la gestión ordinaria del grupo.

Turno de preguntas: energía nuclear, SMP al alza y el techo de deuda

Los analistas centraron sus preguntas en tres asuntos. Primero, la capacidad nuclear: un analista de LS Securities cuestionó si era realista esperar una recuperación suficiente en el segundo semestre como para que el dato anual resulte positivo, habida cuenta del deterioro acumulado. La dirección respondió que sigue la situación de cerca, pero no ofreció cifras de confianza adicionales. Segundo, la evolución del SMP: un analista de Citibank preguntó si los menores precios globales del petróleo reducirían los costes de combustible en el tercer trimestre; la dirección advirtió que el SMP de julio y agosto de 2026 ya supera al del mismo periodo de 2025 —133 y 151 wones por kilovatio-hora frente a 121 y 117, respectivamente—, y explicó que el desfase temporal entre el mercado internacional y su traslado al SMP está comenzando a notarse. Tercero, el techo de bonos: ante la pregunta directa de si KEPCO puede cumplir el ratio de 2x en 2027, el director de Finanzas evitó hablar de reducción de deuda y reencuadró la respuesta en términos de mejora de la generación de caja operativa y acuerdo tarifario con el Gobierno, sin comprometerse a un camino concreto.