Korea Electric Power Corporation (KEP): SWOT-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie sehen sich gerade die Korea Electric Power Corporation (KEPCO) an, und die Geschichte ist eine finanzielle Gratwanderung mit hohen Einsätzen. KEPCO ist das wesentliche Rückgrat der südkoreanischen Wirtschaft, aber sein unmittelbarer Erfolg – ein starkes Betriebsergebnis von 11,541 Billionen KRW in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 – wird völlig von einer strukturellen Schuldenbombe überschattet 206 Billionen KRW ab Mitte 2025. Dabei geht es nicht nur um Versorgungsmanagement; Es handelt sich um eine politische und finanzielle Krise, in der staatlich vorgeschriebene Dienstleistungen direkt mit der Notwendigkeit kollidieren, massive Schulden zu bedienen. Wie führt das Unternehmen also a aus? 72,8 Billionen KRW Plan zur Netzmodernisierung, während seine zentrale Preismacht als Geisel gehalten wird? Lassen Sie uns die Stärken, Schwächen, Chancen und Risiken aufschlüsseln, die derzeit definitiv die Zukunft von KEPCO bestimmen.

Korea Electric Power Corporation (KEP) – SWOT-Analyse: Stärken

Dominante Marktposition als staatlicher Energieversorger

Ihre Kernstärke, die alles andere untermauert, ist Ihre nahezu monopolistische Stellung auf dem südkoreanischen Strommarkt. Die Korea Electric Power Corporation (KEP) ist der einzige Betreiber des landesweiten Stromübertragungs- und -verteilungsnetzes, einem wichtigen Teil der nationalen Infrastruktur, der einfach nicht reproduziert werden kann. Fairerweise muss man sagen, dass dies ein enormer Vorteil ist.

Dieser staatliche Status bietet Ihnen einen stabilen, etablierten Kundenstamm und erhebliche Skaleneffekte. Ab 2024 kontrolliert KEP ca 93.4% des Stromerzeugungs- und -verteilungsmarktes in Südkorea. Diese Dominanz führt direkt zu einer stabilen Einnahmequelle, selbst wenn es mit betrieblichem Gegenwind zu kämpfen hat. Es ist die ultimative Eintrittsbarriere für jeden Konkurrenten.

• Kontrolle über 93.4% des nationalen Strommarktes.
• Alleiniger Akteur in der Stromübertragung und -verteilung.
• Die staatliche Unterstützung stellt ein „Too big to fail“-Sicherheitsnetz dar.

Starke Gewinnerholung mit einem Betriebsergebnis von 11,541 Billionen KRW in den ersten neun Monaten 2025

Die finanzielle Wende im Jahr 2025 ist eine starke Stärke und signalisiert, dass das Schlimmste der Treibstoffkostenkrise wahrscheinlich hinter uns liegt. Für die ersten neun Monate des Jahres 2025 (9M 2025) meldete KEP ein konsolidiertes Betriebsergebnis von 11,541 Billionen KRW. Hier ist die schnelle Rechnung: Diese Zahl stellt eine nahezu Verdoppelung des Betriebsgewinns im Vergleich zum Vorjahreszeitraum dar, was vor allem auf höhere Industriestromtarife und die Stabilisierung der globalen Energiepreise zurückzuführen ist.

Dieser Aufschwung ist auf jeden Fall entscheidend. Es stellt das notwendige interne Kapital bereit, um mit der Bewältigung der massiven Schuldenlast zu beginnen, die sich in den vergangenen Jahren durch den Verkauf von Strom unter Selbstkosten angesammelt hat. Die Rückkehr zu einer deutlichen Rentabilität verschafft dem Unternehmen die dringend benötigte steuerliche Flexibilität und verbessert Ihr Ansehen bei Gläubigern und Investoren.

Steigerung der Kernenergieerzeugung durch Nutzung kostengünstiger und stabiler Produktion

Ihre strategische Rückkehr zur Kernenergie ist eine große Stärke, da sie Ihre Abhängigkeit von volatilen, teuren importierten fossilen Brennstoffen wie Flüssigerdgas (LNG) direkt verringert. Kernenergie ist eine kostengünstige, stabile und kohlenstofffreie Grundlastquelle. Dies ist ein enormer Wettbewerbsvorteil in einer Welt, die sich auf Energiesicherheit und Dekarbonisierung konzentriert.

Der Auslastungsgrad Ihrer Kernkraftwerke ist erheblich gestiegen und stieg im dritten Quartal 2025 auf 86,5 %, verglichen mit 81,7 % im Vorjahreszeitraum. Diese höhere Auslastung bedeutet, dass mehr Strom aus Ihrer günstigsten Quelle erzeugt wird, was Ihre gesamten Treibstoffkosten direkt senkt. Neue Kernkraftwerke gehen ans Netz, und die erwartete Auslastung für das Gesamtjahr 2025 wird voraussichtlich im mittleren bis hohen Bereich von 80 % bleiben. Diese betriebliche Effizienz ist ein starker Hebel für nachhaltige Rentabilität.

Von der Regierung unterstütztes Mandat zur Netzmodernisierung im Wert von mehreren Billionen Won

Das Engagement der Regierung für eine umfassende Netzerneuerung bietet KEP eine klare, langfristige Investitionsperspektive. Der im Mai 2025 fertiggestellte „11. langfristige Übertragungs- und Umspannwerksplan“ sieht eine Gesamtinvestition von 72,8 Billionen Won (ca. 53,5 Milliarden US-Dollar) bis 2038 vor. Dies ist eine Steigerung von 28,8 % gegenüber dem vorherigen Plan.

Bei dieser Investition handelt es sich nicht nur um die Wartung; Es handelt sich um eine strategische Modernisierung, die sich auf den Bau der „Energieschnellstraße“ konzentriert – einer nationalen Hochspannungs-Gleichstrom-Infrastruktur (HGÜ). Dies ist notwendig, um Strom effizient von neuen Zentren für erneuerbare Energien und der wachsenden Kernenergieflotte zu wichtigen Nachfragezentren wie der Metropolregion Seoul und neuen Halbleiterclustern zu übertragen. Allein das HGÜ-Netz an der Westküste ist eine voraussichtliche Investition von 7,9 Billionen Won. Dieses Mandat richtet die Investitionsausgaben von KEP an den nationalen Wirtschafts- und Energiesicherheitsprioritäten aus und garantiert im Wesentlichen eine langfristige staatliche Unterstützung und einen klaren Weg für das Infrastrukturwachstum.

Korea Electric Power Corporation (KEP) – SWOT-Analyse: Schwächen

Massive konsolidierte Verschuldung von über 206 Billionen KRW (Stand Mitte 2025).

Man kann nicht über die Korea Electric Power Corporation (KEP) sprechen, ohne sofort den Elefanten im Raum anzusprechen: die enorme Schuldenlast. Das ist nicht nur eine große Zahl; Es handelt sich um ein strukturelles Risiko, das die Finanzlage des Unternehmens dominiert profile. Ab dem zweiten Quartal 2025 erreichten die konsolidierten Schulden von KEPCO kolossale 206,2323 Billionen KRW. Um das ins rechte Licht zu rücken: Diese Haftung ist eine direkte Folge von Jahren, in denen die Stromerzeugungskosten den regulierten Verkaufspreis bei weitem überstiegen, was das Unternehmen dazu zwang, riesige Mengen an Unternehmensanleihen auszugeben, nur um das Licht am Laufen zu halten.

Diese Schuldenanhäufung, die seit 2020 um über 70 Billionen KRW gestiegen ist, schränkt die betriebliche Flexibilität von KEPCO und seine Fähigkeit, wichtige langfristige Investitionen zu tätigen, erheblich ein. Ehrlich gesagt gefährdet diese Höhe der Verschuldung die finanzielle Integrität des Unternehmens und stellt angesichts der impliziten staatlichen Garantie hinter dem Versorgungsunternehmen ein systemisches Risiko für den öffentlichen Sektor Südkoreas dar.

Hohe Zinsaufwendungen, die auf etwa 5 Billionen KRW pro Jahr geschätzt werden

Die schiere Höhe der Schulden führt direkt zu einem lähmenden Zinsaufwand. Allein für die erste Hälfte des Geschäftsjahres 2025 beliefen sich die Zinsaufwendungen von KEPCO auf 2,2112 Billionen KRW. Damit beläuft sich die auf das Jahr hochgerechnete Run-Rate deutlich auf über 4,4 Billionen KRW und stimmt weitgehend mit den geschätzten jährlichen Zinsaufwendungen von etwa 5 Billionen KRW für das gesamte Geschäftsjahr 2024 überein.

Hier ist die schnelle Rechnung: Diese 5 Billionen KRW sind Gelder, die nicht in die Modernisierung des Netzes, die Entwicklung erneuerbarer Energien oder gar den Ausbau des Übertragungsnetzes fließen. Stattdessen handelt es sich um einen nicht betrieblichen Aufwand, der jeden potenziellen Betriebsgewinn schmälert und die finanzielle Erholung des Unternehmens äußerst prekär macht. Ohne Tochtergesellschaften fließt der größte Teil des Geldes, das KEPCO aus dem Stromverkauf erwirtschaftet, derzeit direkt in die Bedienung dieser Schulden.

Die folgende Tabelle fasst die finanzielle Kernbelastung ab Mitte 2025 zusammen:

Regulatorisches Risiko durch politisch kontrollierte Stromtarife (Tarifsetzung)

Die grundlegende Schwäche, die dem finanziellen Schlamassel von KEPCO zugrunde liegt, ist der politisch kontrollierte Mechanismus zur Festlegung der Stromtarife. Die Regierung hat in der Vergangenheit Preisstabilität und Wirtschaftswachstum priorisiert und häufig aus politischen Gründen, insbesondere im Zusammenhang mit Wahlen, niedrige Stromtarife für Endverbraucher beibehalten. Dies bedeutet, dass KEPCO die tatsächlichen, schwankenden Kosten für importiertes brennstoffähnliches Flüssigerdgas (LNG) und Kohle nicht einfach an die Verbraucher weitergeben kann.

Der „Kraftstoffkosten-Pass-Through-Mechanismus“, der die finanzielle Belastung von KEPCO verringern sollte, wurde durch dieses politische Versehen praktisch zunichte gemacht. Als die weltweiten Energiepreise in die Höhe schossen, war KEPCO gezwungen, Strom mit Verlust zu verkaufen, was die Hauptursache für die Schulden in Höhe von 206 Billionen KRW ist. Dieser Mangel an Preisautonomie führt dazu, dass die Rentabilität des Unternehmens nicht von seiner betrieblichen Effizienz, sondern von einer politischen Entscheidung bestimmt wird, wodurch ein inhärentes, nicht behebbares strukturelles Risiko entsteht.

Erhebliche Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen, wobei Kohle immer noch einen hohen Prozentsatz der inländischen Stromerzeugung ausmacht

Trotz globaler Dekarbonisierungsbemühungen sind KEPCO und seine Tochterunternehmen der Energieerzeugung (GENCOs) nach wie vor in erheblichem Maße auf fossile Brennstoffe angewiesen, wodurch das Unternehmen sowohl der Volatilität der Brennstoffpreise als auch steigenden Umwelt-, Sozial- und Governance-Risiken (ESG) ausgesetzt ist. Für das Gesamtjahr 2025 liegt die erwartete Auslastung der Kohlekraftwerke von KEPCO im mittleren Bereich von 40 %.

Während sich der Stromerzeugungsmix des Landes insgesamt verändert, bleibt die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen hoch, wobei Kohle und Gas zusammen etwas mehr als die Hälfte der gesamten Stromerzeugung zwischen August 2024 und Juli 2025 ausmachen. Diese starke Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen, insbesondere Kohle, macht KEPCO sehr anfällig für geopolitische Angebotsschocks und Preisspitzen, eine Lektion, die während der globalen Energiekrise 2022 schmerzlich gelernt wurde.

Das langsame Tempo des Übergangs zu erneuerbaren Energien innerhalb von KEPCO selbst ist eine klare Schwäche:

• Die KEPCO-Tochtergesellschaft GENCOs verfügt über einen geringen Anteil erneuerbarer Energiekapazitäten.
• Die übermäßige Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen führte im Jahr 2022 zu zusätzlichen Kosten für das Land in Höhe von schätzungsweise 22 Billionen KRW.
• Die hohe Auslastung von Kohlekraftwerken widerspricht den globalen Klimazielen und erhöht die Belastung durch externe Umweltkosten.

Diese auf fossile Brennstoffe ausgerichtete Energiesicherheitsstrategie ist definitiv eine finanzielle Zeitbombe, die auf den nächsten Rohstoffpreisschock wartet.

Korea Electric Power Corporation (KEP) – SWOT-Analyse: Chancen

Investitionsplan in Höhe von 72,8 Billionen KRW zum Ausbau des nationalen Stromnetzes bis 2038

Sie stehen vor einem massiven, von der Regierung unterstützten Ausbau der Infrastruktur, und das ist eine klare Chance für die Korea Electric Power Corporation (KEP). Der „11. langfristige Übertragungs- und Umspannwerksplan“ von KEP sieht eine Investition von 72,8 Billionen Won (ca. 53,5 Milliarden US-Dollar) bis 2038 zur Erneuerung des nationalen Netzes vor. Dabei handelt es sich nicht nur um routinemäßige Wartung; Es handelt sich um eine bedeutende Verbesserung, die eine Steigerung von 28,8 % bzw. 16,3 Billionen Won mehr als der vorherige Plan darstellt. Dieser Investitionsumfang garantiert KEP und seinen Tochtergesellschaften für das nächste Jahrzehnt und mehr einen stetigen Strom an Kapitalausgaben und stabilisiert so ihre Kerngeschäftsumsätze.

Der Plan ist konkret: Er zielt darauf ab, die Gesamtkapazität der Übertragungsleitungen gegenüber 2023 um 71,9 % zu erhöhen und fast 400 neue Umspannwerke hinzuzufügen. Diese enorme Kapitalspritze ist eine direkte Reaktion auf die sich schnell verändernde Energielandschaft des Landes, insbesondere auf die Notwendigkeit, neue erneuerbare Energiequellen anzuschließen und High-Tech-Industriecluster mit Strom zu versorgen. Es ist schlicht und einfach ein grundlegender Wachstumstreiber.

Steigender Strombedarf von KI-Rechenzentren und Halbleiterclustern

Das explosive Wachstum der künstlichen Intelligenz (KI) und der fortschrittlichen Fertigung führt zu einem beispiellosen Anstieg der Stromnachfrage, und KEP ist der direkte Nutznießer. Der landesweite Strombedarf wird voraussichtlich um 37,4 % steigen, von geschätzten 106 Gigawatt (GW) im Jahr 2025 auf 145,6 GW im Jahr 2038. Der Hauptgrund dafür ist die Konzentration stromhungriger Anlagen.

KEP baut beispielsweise ein großes Umspannwerk im Yongin-Halbleitercluster, das allein eine gewaltige Stromversorgung von 10 GW oder mehr erfordern wird. Weltweit werden Rechenzentren im Jahr 2025 voraussichtlich rund 536 Terawattstunden (TWh) verbrauchen, und Südkorea ist ein zentraler Knotenpunkt für dieses Wachstum. Diese Nachfrage ist ein starker Rückenwind für KEP und sorgt für ein langfristiges Umsatzwachstum, vorausgesetzt, das Unternehmen kann die Kapitalkosten für die erforderliche Infrastruktur bewältigen.

Hier ist die kurze Rechnung zum Nachfragedruck:

• Schätzung der nationalen Nachfrage 2025: 106 GW
• Nationale Nachfrageprognose 2038: 145,6 GW
• Nachfrage nach Yongin-Halbleiterclustern: 10 GW+

Ausbau der Hochspannungs-Gleichstrom-(HGÜ)-Infrastruktur für Netzeffizienz

Die Umstellung auf Hochspannungs-Gleichstrom (HGÜ) ist eine große technische und finanzielle Chance für KEP. Die HGÜ-Technologie ist von entscheidender Bedeutung, da sie die effiziente Übertragung großer Strommengen über große Entfernungen mit deutlich geringeren Verlusten als herkömmliche Wechselstromsysteme ermöglicht.

Der Plan von KEP umfasst die Einrichtung neuer HGÜ-Strecken, im Wesentlichen einer „elektrischen Autobahn“, die Stromerzeugungszentren in der südwestlichen Region mit dem stark nachgefragten Großraum Seoul verbinden. Das Unternehmen hat seinen Plan überarbeitet, von 2031 bis 2038 schrittweise vier separate 2-GW-HGÜ-Stromkreise zu bauen. Dies ist ein stabilerer Ansatz als die ursprünglichen beiden 4-GW-Leitungen. Bis 2038 soll die Gesamtlänge der HGÜ-Leitung 3.818 Leitungskilometer (C-km) erreichen. Zum Vergleich: Der globale HGÜ-Markt wächst schnell, wird im Jahr 2024 auf 10,16 Milliarden US-Dollar geschätzt und soll bis 2032 16,63 Milliarden US-Dollar erreichen, sodass KEP in einen definitiv wachstumsstarken Sektor investiert.

Globale Exportmöglichkeiten für Kernkraftwerke, ein hochwertiger Markt

KEP ist gut aufgestellt, um von der globalen nuklearen Renaissance zu profitieren, indem es seine bewährte APR1400-Reaktortechnologie nutzt. Der globale Kernenergiemarkt ist eine riesige, hochwertige Chance, deren Wert im Jahr 2024 auf etwa 424,53 Milliarden US-Dollar geschätzt wird und die bis 2034 voraussichtlich auf etwa 513,49 Milliarden US-Dollar anwachsen wird. KEP verfolgt aktiv neue Exportgeschäfte in Schlüsselregionen.

Der konkretste jüngste Sieg ist das Projekt Tschechien. Ein von Korea Hydro geführtes Konsortium & Nuclear Power (KHNP), zu dem auch KEPCO Engineering gehört & Construction Co. (KEPCO E&C) sicherte sich im Juni 2025 einen Auftrag über 26 Billionen Won (19 Milliarden US-Dollar) zum Bau von zwei neuen Kernkraftwerken am Standort Dukovany, mit einer Option auf zwei weitere. Dieser Deal ist ein wichtiger Zugang zum europäischen Markt.

Außerhalb Europas führt KEP Gespräche mit Vietnam, Saudi-Arabien und der Türkei. Insbesondere hat KEP der türkischen Regierung ein vorläufiges Angebot für ein 30-Milliarden-Dollar-Projekt zum Bau von vier APR1400-Kraftwerken vorgelegt. Darüber hinaus unterzeichneten KEP und die Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) im November 2025 eine Absichtserklärung zum gemeinsamen Export ihres Fachwissens, mit besonderem Schwerpunkt auf margenstarken KI-gesteuerten Anlagenbetriebs- und -wartungsdiensten in Drittländer. Das ist ein kluger Schachzug, vom reinen Baugewerbe zu lukrativen langfristigen Dienstleistungen überzugehen.

Korea Electric Power Corporation (KEP) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Sie müssen die regulatorischen und marktbezogenen Veränderungen nicht nur als politische Maßnahmen betrachten, sondern als einen direkten Angriff auf das jahrhundertealte Geschäftsmodell von KEP. Die größten Bedrohungen sind struktureller Natur und zwingen KEP dazu, ein Netzbetreiber und nicht ein garantierter Stromverkäufer zu werden, und die finanziellen Kosten dieses Übergangs sind enorm. Ehrlich gesagt sind die Schulden die unmittelbarste Bedrohung, aber die neue Marktstruktur ist der langfristige Killer.

Steigende RPS-Quote (Renewable Portfolio Standard) erreicht 20,5 % im Jahr 2025

Der Vorstoß der Regierung für grüne Energie ist zwar notwendig, stellt für KEP jedoch einen massiven Kostendruck dar. Der obligatorische Renewable Portfolio Standard (RPS)-Anteil – der Prozentsatz der gesamten Stromerzeugung, der aus erneuerbaren Quellen stammen muss – soll im Jahr 2025 20,5 % erreichen. Dies ist ein starker Anstieg und zwingt KEP und seine Erzeugungstöchter dazu, entweder teure erneuerbare Kapazitäten aufzubauen oder Zertifikate für erneuerbare Energien (RECs) von unabhängigen Produzenten zu kaufen. Die schnelle Rechnung zeigt die Kosten: Die geschätzten Gesamtkosten für die RPS- und Emissionshandelssystem-Verpflichtungen (ETS) von KEP zusammen werden im Geschäftsjahr 2025 voraussichtlich 5,0436 Billionen KRW erreichen. Diese höheren Beschaffungskosten sind der Hauptgrund dafür, dass die kumulierten Verluste von KEP immer noch über 30 Billionen KRW (21 Milliarden US-Dollar) liegen, selbst nachdem das Unternehmen im dritten Quartal 2025 einen Rekordbetriebsgewinn von 5,65 Billionen KRW verbuchte.

Verstärkter Wettbewerb durch unabhängige Erzeuger über Direct Power Purchase Agreements (PPAs)

Die Tage des Einzelhandelsverkaufsmonopols von KEP für Strom gehen zu Ende, zumindest für erneuerbare Energien. Durch Änderungen des Electric Utility Act können große Unternehmenskunden nun Direct Power Purchase Agreements (PPAs) mit unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) abschließen und so KEP für ihre erneuerbare Energieversorgung vollständig umgehen. Dies stellt eine direkte Bedrohung für das größte und profitabelste Kundensegment von KEP dar: Industrieanwender, die globale RE100-Verpflichtungen erfüllen müssen. Obwohl die Akzeptanzrate immer noch niedrig ist – im Jahr 2022 nutzten nur etwa 10,1 % der exportorientierten Unternehmen in Südkorea Direkt-PPAs –, wächst diese Zahl definitiv schnell, da der Druck in der globalen Lieferkette zunimmt. Der neue Wettbewerb konzentriert sich auf Kunden mit hoher Nachfrage und hohen Margen wie Rechenzentren und Halbleiterclustern, die KEP nicht mehr als selbstverständlich betrachten kann.

Neue Sonderzonen für verteilte Energie verringern das Stromverkaufsmonopol von KEPCO

Die Regierung arbeitet aktiv am Aufbau neuer, dezentraler Strommärkte, die KEP ausschließen. Im November 2025 hat Südkorea vier Sonderzonen für dezentrale Energie ausgewiesen, darunter Gebiete in Gyeonggi, Süd-Jeolla, der Insel Jeju und Busan. Diese Zonen sollen fortschrittliche Industrien mit hohem Stromverbrauch anlocken, indem sie ihnen ermöglichen, lokal erzeugten Strom zu nutzen und Strom direkt von nahegelegenen Anbietern zu flexiblen Preisen zu kaufen. Diese Politik schafft autarke Strominseln und eliminiert effektiv die Rolle von KEP als einziger Übertragungs- und Vertriebsmittler in diesen hochwertigen Regionen. Der Wandel ist bedeutsam:

• Es wird prognostiziert, dass die Kapazität verteilter Energieressourcen (DERs) zwischen 2024 und 2028 um 44 % wachsen wird.
• Bis Ende 2028 wird die gesamte an die Verteilungsnetze angeschlossene DER-Kapazität voraussichtlich 36,6 GW erreichen.
• Aufgrund der Kurzstreckenübertragung bieten die Zonen Strom zu einem niedrigeren Preis an, wodurch die nationalen Netzpreise von KEP unterboten werden.

Geopolitische Risiken in der Lieferkette für kritische erneuerbare Komponenten wie Lithium und Solarmodule

Die Fähigkeit von KEP, seinen neuen Verpflichtungen im Bereich der erneuerbaren Energien nachzukommen, hängt stark von den globalen Handelsspannungen und der Fragilität der Lieferkette ab. Die Kosten für den Aufbau neuer Kapazitäten sind aufgrund geopolitischer Faktoren gestiegen. Beispielsweise haben die im Jahr 2025 eingeführten neuen „Liberation Day“-Zölle in den USA die Kosten für Schlüsselkomponenten wie Solarmodule, Lithium und Seltenerdmetalle erhöht. Dies wirkt sich direkt auf die Investitionsausgaben (CapEx) von KEP für die Netzmodernisierung und neue erneuerbare Projekte aus.

Hier ist eine Momentaufnahme der wesentlichen Risiken, die die langfristige CapEx-Effizienz von KEP gefährden:

Was diese Schätzung verbirgt, ist der politische Wille, die Zinsen ausreichend anzuheben, um diese Schulden zu bedienen. Die Gesamtverschuldung von KEP belief sich im Juni 2025 auf unglaubliche 206,2 Billionen KRW. Der nächste Schritt ist klar: Beobachten Sie die Diskussionen über die Zinsanpassung im vierten Quartal. Finanzen: Verfolgen Sie das Verhältnis von Schulden zu Eigenkapital im Vergleich zum neuen Investitionsplan für das Vertriebsnetz in Höhe von 10,2 Billionen KRW.