2011 Annual Review 안녕하십니까. 반갑습니다. 오늘 발표를 맡은 재무팀장 안찬성 입니다.

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1 2011 Annual Review 안녕하십니까. 반갑습니다. 오늘 발표를 맡은 재무팀장 안찬성 입니다.

2 Table of Contents 1. Company Overview 2.
Industry and Regulatory Environment 3. Business & Operations 4. Financial Overview 5. Financial Forecast 오늘 발표는 회사 현황 대내외 경영여건 사업구조와 경영실적 재무 현황 재무 전망 순으로 진행하겠습니다. 질문이 있으시면 언제든지 질문해 주시기 바랍니다.

3 1. Company Overview 먼저 회사 소개를 하겠습니다.

4 Company Snapshot KOSEP is a company specialized in power generation which had been a generation sector of KEPCO. KOSEP possesses 5 power plants with capacity of 8,376MW . Major Business Area Transmission & Distribution Generation KOSEP Introduction Key Stats Company Name Korea South East Power Co. Business Type Power generation and etc. Main Production Items Electric power, heat Establishment Date April 2, 2001 Number of Employees 1,808 Assets W6,253 billion Liabilities W3,036 billion Sales W2,131 billion Capacity of Equipment 8,376MW Power Generation Quantity 28,933GWh Credit Rating A1 (Moody’s) / A (S&P) / A+ (Fitch) Thermal (100%) KOSEP Republic of Korea (A1/A/A+) (51%) (A1/A/A+) KOMIPO (100%) (100%) WP Position in the Power Generation Industry(1) (100%) EWP 우리회사는 발전사업을 주 사업으로 하고 있으며, 한국전력거래소를 통해 한전에 모든 전력을 판매하고 있습니다. 아시다시피, 한전이 우리회사 주식 100%를 소유하고 있으며, 정부는 한전 주식 51%를 소유하고 있어, 남동발전은 정부 소유 공기업이라고 보시는 것이 정확한 표현일 것입니다. 2011년 6월 30일 기준으로, 우리회사는 5개의 발전소를 운영하고 있으며, 총 설비용량은 8,376MW이고 발전량 기준으로 우리나라 발전시장의 13%를 차지하고 있습니다. 참고로 2011년 1월 1일부로 우리회사의 양수발전이 한수원으로 이관됐으며, 이에 대해서는 추후에 자세히 설명드리겠습니다. (100%) KOSPO Nuclear & Hydro (100%) KHNP * As of June 30, 2011 Note: (1) Based on power generation as of June 30, 2011

5 Leader of Korean Gencos
KOSEP holds an advantage of the lowest fuel cost and highest operating margin compared to other thermal Gencos. Net Income Operating Margin (Unit: KRW100 million) (Unit: %) Note: As of June 30, 2011 Note: As of June 30, 2011 Capacity Factor Fuel Cost (Unit: %) (Unit: KRW/kWh) 다음은 우리회사의 전반적인 성과에 대해 말씀드리겠습니다. 본 그래프를 는 2011년 6월 30일 기준 수치이며 우리회사는 수익률, 이용률 및 비용 측면에서 타 발전사를 리드해왔습니다. 당기순이익과 영업이익률을 보시면 타 발전사 중 가장 높다는 것을 아실 수 있습니다. 이용률 또한 타 발전사 대비 높으며, 연료비는 타 발전사와 비교해 가장 낮은 수준입니다. Note: As of June 30, 2011 Note: As of June 30, 2011

6 Historical Milestones
KOSEP was spun off from KEPCO as a part of the government’s reorganization plan. 2001~2002 Established in April Declared corporate vision and ethical guidelines Obtained the highest domestic credit ratings of AAA (2002) 2005 Moody’s upgraded its ratings to A2 2007 Completed 250kW Bundang Hydrogen-fuel cell power generation system First ignition of Yonghung Thermal Power Plant #3 2009 Received the government’s permission to build Yonghung plant #5, 6 Moody’s downgraded its rating to A2 Acquired 0.3% of PT Adaro Indonesia 2011 Newly designated as a market-based public company. Issued $300 million Global bond Completed Yeosu #2 Renovation 2001~2002 2003~2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2003~2004 Received A3 from Moody’s (2003) Issued $150 mm Euro bond (2003) Postponed IPO (2004) Completed Yonghung Plant #1, 2 (2004) 2006 Moody’s upgraded its ratings to A1 Issued $300 million Global bond 2008 Completed Yonghung Plant #3, 4 Officially stopped the IPO plan S&P upgraded its rating to A 2010 The government declared a new plan to restructure the electricity industry Moody’s upgraded its rating to A1 우리회사는 2011년 4월 2일에 한전으로부터 분리되었으며, 그 후, IPO를 통해 민영화하려 했으나 정부는 2008년 공식적으로 그 계획을 철회했습니다. 지난 10년간 우리회사는 영흥화력에 1,2,3,4 호기를 건설하였고 현재 5,6호기를 건설중에 있으며, 7,8호기 건설을 계획하고 있습니다. Source: Company data.

7 Key Credit Highlights Strong Government Support
KOSEP was newly designated as a market- based public enterprise in 2011. Still strong linkage with KEPCO as 100% owner and sole offtaker KOSEP’s profit margins was higher than other thermal gencos H’s operating income margin was 9.4% and net income margin 7.5%. Strong Government Support Strong Financial Performance KOSEP is one of the most cost-effective thermal gencos with low unit cost. Favorable regulatory framework with cost pass- through mechanism supports financial stability With a power generation capacity of 10.6% (8,376MW) out of total capacity, KOSEP generated 13.4% of the domestic power market in 2011. Cost -Effective Operation Solid Market Position 우리회사의 Key Credit Highlight에 대해서 말씀드리겠습니다. 먼저, 우리회사는 시장형공기업으로서 정부의 강력한 정책 지원을 받고 있으며, 또한 우리회사 최대주주인 한전과도 여전히 긴밀한 관계을 맺고 있습니다. 두번째로, 우리회사는 견고한 재정상태를 유지하고 있으며, 다른 발전사와 비교했을 때 매출액 대비 영업이익률과 당기순이익률이 가장 높습니다. 세번째로, 우리회사의 발전원가는 가장 낮으며, 발전원가를 보상받는 cost pass-through mechanism으로 재정적인 안정성을 유지하고 있습니다. 마지막으로 우리회사는 약 11%의 설비용량으로 국내 발전량의 13%를 차지하고 있는 설비이용율이 매우 높은 발전회사 입니다. 6 6

8 2. Industry and Regulatory Environment
다음으로 대내외 경영여건에 대해 말씀드리겠습니다.

9 Committed and Continued Government Support
KOSEP plays a key role in national electricity supply as one of the key power generators in Korea. Strong Government Support Public Corporation Act Electricity Business Law Public corporation governed by the Public Corporation Act Continued government support pursuant to legal framework Oversight of the Ministry of Knowledge Economy and the Ministry of Strategy and Finance Legal Framework for KOSEP Basic Plan for Energy Development Environmental Policy Law Solid Credit Profile International Credit Rating Local Credit Rating 우리회사는 안정적인 전력공급의 역할을 수행하기 위해 지속적으로 정부의 지원을 받고 있습니다. 또한 우리회사는 상위기관으로 지식경제부, 환경부, 기획재정부를 두고 관련법과 정책의 틀 내에서 한전 및 전력거래소와 긴밀한 관계를 유지하여 안정적인 전력 공급에 힘쓰고 있습니다. 우리회사는 무디스 A1, S&P A stable 등급을 가지고 있으며, Fitch는 비공식적이긴 합니다만 A+ Stable 등급을 가지고 있습니다만 최근 국가 등급이 Positive로 상향되었습니다. 이는 우리나라 국가 등급과 같은 등급이며, 국내 최고 등급이기도 합니다. Stable Stable Stable Stable Stable Stable ROK KOSEP 8 8 8 8

10 Robust Demand Growth in the Future
Korea’s power sector is expected to enjoy robust demand growth. Continuous economic growth will be a primary driver of power demand growth – expect GDP to grow at an annual rate of 3.9% on average between 2010 and 2024. Power demand is expected to grow at a rate of 4.3% per annum on average between 2010 and 2017 and 2.5% between 2018 and 2024, whereas supply is expected to grow by 2% in total period. Electricity Demand Projections (2010–2024) Total Utility Capacity Projections (2010–2024) (Unit: GWh/%) (Unit: MW) 그래프에서 보시다시피, 우리나라의 전력소비 증가율은 2010년에서 2017년까지 평균 4.3%, 2018년부터 2024년까지는 평균 2.5%가 될 것으로 예상됩니다. 전력공급 증가율과 비교해 보면, 전력수요가 전력공급보다 약 1%이상 높은 것을 나타나 남동발전의 설비이용율을 현재보다 더 높은 수준을 유지할 수 있을 것으로 예상됩니다. 또한 총 설비용량은 2024년에 112,593MW로 2010년에 비해 약 150% 증가할 것으로 예상됩니다. Source: The Fifth Basic Plan of Long Term Electricity Supply and Demand, December 2010, by MKE. (Base case scenario).

11 Update on Electricity Pricing Mechanism
Introduction of “The Adjusted Coefficient of SMP” motivates Gencos to construct base load power plants and led to fair competition among Gencos. New pricing system has helped KOSEP, with the highest base load proportion, to be more profitable and competitive. Regulatory Change in Electricity Pricing Mechanism (May 2008 ~ Present) Regulated Market Price (RMP) System New Power Pool Market System Existing regulated market prices acted effectively as price caps on coal-fueled and nuclear power sold to KEPCO, deteriorating the profitability of the GENCOs that primarily rely on coal sources for electricity generation Through the new power pool market system, KOSEP can pass through its fuel cost through the energy price Concept of Electricity Pricing Mechanism Price of Electricity Energy Payment (Variable Cost) Capacity Payment (Fixed Cost) Price of Electricity that GENCOs sell to KEPCO Provide adaptable price caps under the concepts of a “System Marginal Price (SMP)” and an “adjusted coefficient” of the SMP To compensate for the costs of constructing power generation facilities and to provide incentives for new construction Price Type Price Remarks Energy Payment (EP) Base Load Fuel Cost + [Max {(SMP-Fuel Cost), 0} x The Adjusted Coefficient] The Adjusted Coefficient (July ~ ) Nuclear: (←0.2597) Coal: (← ) Anthracite: (← ) Others/General: (←0.3033) Non Base Load Capacity Payment (CP) KRW 7.63/kWh KRW 7.63/kWh as a base price, CP is differentiated by regions, by seasons and by hours 우리나라의 전력요금은 Cost-based pool system을 기반으로 제조원가를 기초로 결정됩니다. 연료비나 환율 변동 등 외부요인에 큰 영향을 받는 제조원가를 안정적으로 유지하기 위해, 전기요금체계는 변동비를 보정해주도록 변경되었습니다. 표에서 보시는 것과 같이, 전력요금은 EP와 CP로 구성되고, EP는 연료비와 보정계수를 반영하여 변동비를 보상하도록 되어 있습니다. 현재의 전력요금 시스템에서는 기저부하를 많이 가지고 있을수록 수익률이 높게 나옵니다. 10 10

12 Government’s Revised Restructuring Plan
On 24 August 2010, Korean government announced its revised restructuring plan for the domestic electricity industry. Introduction of Market-based Public Company System Transfer of Water-pumped Storage Power Plants to KHNP 1 Yang-yang Sanchung Muju, Yecheon Samrangjin, Chungsong Chungpyung KEPCO’s Oversight Function The move to becoming market-based strengthens the government’s involvement in KOSEP’s management. Nevertheless, linkage between KOSEP and KEPCO remains tight given KEPCO’s 100% ownership in KOSEP and 100% offtake of electricity generation. This is not expected to change over the foreseeable future. KHNP Transfer as of January 1, 2011 2 Management Autonomy Individual generation companies will have management autonomy in areas such as construction and management of power plants and procurement of fuel. According to the revised plan, KOSEP transferred its water-pumped storage power plants (Muju and Yeochon) to Korea Hydro Nuclear Power on January 1, 2011 The book value of two power plants was roughly 742 billion KRW, including 373 billion KRW of financial debts, as of Dec Those amount consisted of 13.5% of total asset. 3 KEPCO’s Relationship with GENCOs Relationship between KEPCO and the power generation companies changes under the plan. Selection of executives and evaluation of performance will no longer be the purview of KEPCO. Instead, the President of Korea will select the CEO and the statutory auditor of the generation companies and the Minister of Strategy and Finance will select the non-executive directors. The Operating Status of Muju water-pumped Storage Power Plant as of Dec. 2010 2010년 8월, 정부는 전력산업구조개편 계획을 발표했으며, 이 계획으로 우리회사는 2011년부터 시장형공기업으로 지정되었습니다. 이번 개편으로 한전은 발전회사에 대한 소유권은 유지하겠지만 발전회사는 발전소 건설이나 경영, 연료조달 등에서 독립적인 경영권을 가지게 될 것입니다. 동시에 임원의 선임이나 경영평가는 한전이 아닌 정부가 직접 시행하게 되며, 특히 사장은 대통령이 직접 임명하게 됩니다. 또한 전력산업구조개편으로 모든 양수발전소가 한수원으로 이관되었으며, 우리회사는 무주와 예천양수발전소를 2011년 1월 1일부로 한수원에 이관했습니다. 이관방식은 자산 및 부채 이관 방식으로 총 7,420억원의 자산이 이관되었습니다. (Unit: KRW bn) Key Stats % of KOSEP Capacity 600MW (300MW×2 units) 6.7% Power Generation 462 GWh 0.8% Revenue(1) 99 2.3% Operating Income(1) 29 Articles of Incorporation was revised to reflect new “Market-based Public Company” status Note: (1) KOSEP’s 2010 audited report 11

13 3. Business & Operations 다음은 우리회사의 사업구조와 운영실적에 대해 설명해드리겠습니다.

14 Power Generation Portfolio
KOSEP has the largest base load capacity and competitive site locations near high-electricity-consuming areas among the thermal gencos. Location of Power Plants Generation Portfolio as of H “Operation Units” “Fuel Type” Capacity (MW) Samchonpo 6 Bituminous 3,246 Yonghung 4 3,352 Bundang 10 LNG 924 Yeosu 2 Oil 529 Yongdong Anthracite 325 Total 8,376 BUNDANG YONGDONG YONGHUNG Note: (1) Muju plant was transferred to Korea Hydro & Nuclear Power as of January 1, 2011. Power Generation in H (In GWh) SAMCHONPO YEOSU 우리회사는 가장 많은 기저부하 발전소를 가지고 있습니다. 왼쪽 지도를 보시면 영흥,분당, 영동, 여수, 삼천포 등 사업소의 위치를 보실 수 있습니다. 현재 우리회사는 총 5개의 사업소를 운영하고 있으며 총 발전용량은 8,376MW입니다. 특히 영흥화력본부는 우리회사에서 가장 큰 사업소로 2018년까지 총 4호기를 더 건설할 예정입니다. Metropolitan Area Major Industrial/Chemical Complex Source: Company Data.

15 Renewable and New Business
Capacity : 40MW We have been developing innovative and environment-friendly renewable energy since 2003. Especially, oceanic small hydro facilities, installed at Samchonpo and Yonghung, are the world-first renewable energy using thermal plant’s cooling-out water. Wind power facilities have been established at Yonghung in May,2010. Domestic 1. Yeosu co-generation power plant - Partner: Hyundai Construction, Yeochon TPL - Capacity: 48.4MW - Share: % - Completion: June 2012 2. Munsan complex power plant - Partner: SK Construction, SK, E&S - Capacity: 800MW - Type : Operation & Maintenance - Contract date : To be Updated Type Photo Voltaic Small Hydro Fuel Cell Wind Capacity 5.3MW 12.34MW 0.25MW 22MW Note: As of Sep 30, 2011 Near Future up to 2022: 1,800MW (10% of total power generation) We have built up strategic partnership with renewable energy facility producers like Rolls-Royce, CX-Solar. By 2022, we have a target to generate electricity from renewable energy source at 10% of total power generation to meet the Renewable Portfolio Standard. We are also studying to develop renewable energy using ocean power and tidal current. Abroad With the independent coal development target ratio of 27% by 2013, we have secured 3.6million ton/year by acquiring shares of coal mines. Type Photo Voltaic Small Hydro Wind Fuel Cell IGCC Tidal Current Bio mass Capacity 215 15 1,185 100 85 Type Projects Share Coal Development Moolraben (Australia) Adaro (Indonesia) 1% 0.3% Power Generation Photo Voltaic(Bulgaria) In commercial operation(42MW) 50% 우리회사의 신재생에너지와 신사업 분야에 대해 말씀드리겠습니다. 현재 우리회사는 40MW의 신재생에너지 설비를 갖추고 있으며, 앞으로 RPS 목표비율을 맞추기 위해 2022년까지 총 발전량의 10%를 신재생에너지로 공급할 예정입니다. 신사업 분야에서는 여수집단에너지 사업과, 문산복합발전단지 건설, 그리고 불가리아 태양광 사업을 진행중에 있습니다. 불가리아 태양광은 이미 상업운전을 시작하였고, 여수집단에너지 사업은 2012년 6월에 완공될 예정이며, 문산복합발전단지는 경제성 평가 중입니다. 또한 우리회사는 안정적인 유연탄 공급을 위해 호주와 인도네시아 광산의 일정지분의 지분을 보유하고 있습니다.

16 Operations Highlights
Our efforts to effectively utilize the company’s resources along with ongoing stability of the electricity market in Korea provide a competitive advantage to KOSEP. Generation Capacity Power Generation Sales (In MW) (In GWh) (In GWh) Generation Capacity as % of Market(1) Power Generation as % of Market(1) Sales Amount as % of Market(1) (In %) 우리 회사의 영업 실적을 살펴보도록 하겠습니다. 그래프를 보시면 우리회사는 지난 3년간 꾸준히 발전량과 판매량이 늘었습니다. 우리회사는 2011년 6월 기준으로 전체 전력시장에서 발전량 13.4%, 판매량 13.1%를 차지하고 있습니다. Source: Company data. Note: (1) Data as of June 30, 2011

17 Operational Efficiency
Efficient Operations Capacity Factor (Unit: %) Capacity factor has improved every year due to KOSEP’s efforts to procure fuel at the lowest price and operate its facilities more efficiently Comparing among thermal Gencos, capacity factor is the highest More and larger capacity facilities with less operating manpower makes KOSEP one of the highest productive companies Note: Company data. Unplanned Outage Rate Productivity (Revenue per Head) (Unit: %) (Unit: Million Won/person) 다음은 우리회사의 운영효율에 대해 말씀드리겠습니다. 오른 쪽 그래프를 보시면 우리회사의 이용률은 2008년부터 2010년까지 꾸준히 증가했으며 노동생산성 또한 지난 3년간 증가했음을 알 수 있습니다. 또한 고장정지률은 2008년 1.64%에서 2010년 0.54%로 급격히 낮아졌습니다. Note: Company data. Note: Company data.

18 Cost Efficiency Efficient Cost Management Fuel Cost Composition
KOSEP has extensive and deep knowledge in procuring fuels - Fuel cost has remained the lowest among thermal Gencos In 2009~2010, KOSEP was the fuel integration purchasing center among Korean Gencos In spite of higher depreciation cost with the completion of Yonghung power plant, KOSEP’s production cost has been lowered Note: For the year ended June 30, 2011. Fuel Purchasing Cost Trend by Product Production Cost (Unit: KRW/kWh) Fuel Type 2011.6 2010.6 Change Bituminous Coal (KRW/ton) 111,513 90,207 +24% Anthracite (KRW/ton) 135,104 122,827 +10% Oil (KRW/liter) 728.44 610.45 +19% LNG (KRW/ton) 845,210 775,464 +9% 우리회사는 연료 조달에 대한 경험과 노하우를 가지고 지난 10년간 연속으로 발전사 중 가장 낮은 연료비를 유지해 왔습니다. 또한 오른쪽 하단 바 그래프를 보시면 영흥화력발전소의 건설로 인한 높은 감가상각비에도 불구하고, 우리회사의 생산단가는 지난 3년간 감소했음을 알 수 있습니다. Note: Company data. Note: Company data.

19 Expansion Plan We are prudently expanding our business to maintain sustainable growth and meet the environmental regulations to control carbon emission. Expansion Plan (KRW in Billions) Expansion Plan Details Yonghung No. 5, 6 Yosu Life Extension Construction Period 2010~2014 2009~2015 Capacity ~870MW * 2 ~700MW We plan to construct units no.5, no.6, no.7 and no.8 of Yonghung thermal plant and remodel units no.1 and no.2 of Yeosu thermal plant with an aggregate installed capacity of 4,180 megawatts. Units no.5 and no.6 of Yonghung plant will be completed by 2014 We budgeted Won 775 billion, Won 1,803 billion and Won 1,736 billion for capital expenditures for 2011, 2012 and 2013, respectively. 다음은 투자비에 대해 말씀드리겠습니다. 우리회사는 지속가능한 성장과 이산화탄소배출과 관련한 환경규제에 대응하기 위해 체계적인 투자계획을 가지고 있습니다. 2013년까지 영흥화력과 여수화력 건설을 위해 약 3.1조원, 신재생에너지와 신사업 투자를 위해 1.2조원을 투자할 계획입니다. Renewable and New Business We invested Won 33 billion in 2010 to develop renewable energy sources, such as wind power and solar energy. We budgeted Won 65 billion, Won 288 billion and Won 460 billion for development of renewable energy sources for 2011, 2012 and 2013, respectively.

20 4. Financial Overview 이번에는 우리회사 재무상태를 살펴보도록 하겠습니다.

21 Financial Profitability
Revenue Operating Profit (Unit: KRW in billions) (Unit: KRW in billions) Operating Profit Margin Net Profit Margin (Unit: %) (Unit: %) 우리회사의 수익성에 관한 자료를 보시겠습니다. 표에서 보시는 것과 같이 우리회사의 매출액은 꾸준히 증가했으며 영업이익과 영업이익률은 2008년에 비해 2010년 크게 증가했습니다. Note: (1) 1H10, 1H11 financial data are based on K-IFRS accounting standard (consolidated basis) while annual data is based on K-GAAP accounting standard (unconsolidated basis).

22 Financial Stability EBITDA/Interest Expense Net Debt/EBITDA
(Unit: multiple) (Unit: multiple) Note: EBITDA = Operating Income + Depreciation + Amortization Note: Net Debt = Short-term financial Debt + Long-term financial Debt EBITDA = Annualized EBITDA for 1H 2010 and 1H 2011 Net Debt/Capitalization CFO/Total Debt (Unit: %) (Unit: %) 다음은 우리회사의 재무 안정성에 대한 자료를 보시겠습니다. 이자비용 대비 EBITDA는 점점 증가하는 반면, EBITDA대비 금융부채와 총 금융자산 대비 금융부채 비율은 점차 낮아지는 것을 볼 수 있습니다. 이것은 우리회사 재무구조의 안정성을 보여준다고 할 수 있습니다. Note: Capitalization = Net Debt + Total Shareholder’s Equity. Note: CFO = Annualized Cash flow from operating activities for 1H 2010 and 1H 2011 Note: (1) 1H10, 1H11 financial data are based on K-IFRS accounting standard (consolidated basis) while annual data is based on K-GAAP accounting standard (unconsolidated basis).

23 Debt Profile KOSEP maintains a balanced debt profile despite increased Capex spending. Debt Maturity Profile Short-term vs. Long-term Local vs. Foreign Currency (KRW in Billions) Type of Borrowing Type of Interest 다음은 우리회사 부채 현황입니다. 왼쪽 그래프는 2011년9월 30일 기준 향후 6년간 차입금 상환계획입니다. 2011년 9월 30일 기준 우리회사의 총 차입금은 2조 1200억원이며 그 중 75%가 장기차입금, 25%가 단기차입금입니다. 우리회사의 모든 외화사채는 통화스왑을 통해 헷지하여 환율 변동에 따른 위험을 최소화했습니다. Note: (1) As of Sep 30, 2011. (2) Total financial debt as of Sep 30 , 2011 is KRW 2,120billion. (3) Debt maturity profile excludes short-term debt

24 Cash Flow and Capex Capex and CFO Projection
(KRW in Billion) 2008 2009 2010 2011(E) Plant Facility 281,202 350,561 568,483 607,000 Building, Land, Communication equipment, etc. 23,258 54,985 57,275 143,400 Total Capex (1) 304,460 405,545 625,758 775,600 Cash from Operating Activities (117,353) 761,282 797,420 439,623 Cash from Investing Activities (293,463) (382,326) (598,671) (775,856) Cash from Financing Activities 362,211 (371,318) (37,907) 208,151 Proceeds from Borrowings 1,263,513 148,003 863,698 688,882 Repayment of Debts 901,302 519,321 901,605 480,731 Increase in Cash and Cash Equivalent (48,604) 7,637 160,842 (128,082) Cash in the Beginning of the Period 55,408 6,803 14,440 171,398 Cash in the End of the Period 175,974 43,316 (KRW in Million) 이번에는 우리 회사의 Capex와 CFO를 보시겠습니다. 그래프를 보시면 지난 3년간 Capex와 CFO는 꾸준히 증가하는 것을 알 수 있습니다. 특히 2009년과 2010년은 CFO가 Capex보다 높아 외부 차입이 없었습니다. 그러나 2011년에는 낮아진 보정계수와 연료비 상승으로 CFO가 줄어들 것으로 예상됩니다. (1) Total Capex includes expenditures on intangible assets and non-plant facilities.

25 Back-up Liquidity Bank Overdraft Facilities
Committed Amount Yield NACF 100 3M CD + Spread (KRW in Billions) Trade Financing Facilities (USD in Millions) Korea Exchange Bank 45 3M Libor + Spread ANZ 200 NACF 10 China Construction Bank 20 Kookmin Bank 50 Citi Bank Hana Bank 30 Woori Bank RBS 120 DBS HSBC 100 Total 695 다음은 긴급할 경우 즉시 활용할 수 있는 우리회사의 대출한도 입니다. 현재 확보한도는 총 1조원입니다. 특히 유연탄 수입대금 지급을 위해 약 6억 9천만불의 외화대출한도를 가지고 있습니다. 참고로 2011년의 유연탄 수입대금 지급액은 총 17억불을 넘을 것으로 예상됩니다. Total Short-term Borrowings Facilities The Shinhan Bank 100 3M CD + Spread Korea Exchange Bank 50 Woori Bank 70 Total 220 Note: All data was made as of Sep 30, 2011

26 5. Financial Forecast 이번에는 우리회사의 재무전망을 말씀드리겠습니다.

27 Assumption for Forecasts
Macroeconomic Assumptions 2012 2013 2014 2015 Demand Growth 4.1 % 4.4 % 4.2 % 3.6% KRW / US$ 1,100 1,000 Korean Won Interest Rate 5.00 % Coal Price (FOB, US$ / Ton) 93 Operating Assumptions 2012 2013 2014 2015 Fuel Cost (KRW billions) 2,924 2,746 2,887 2,800 Maintenance Cost (KRW billions) 116 127 151 171 Labor Cost Increase 2.0% Generation Assumptions 우리회사의 재무전망을 위해 전력수요는 매년 4% 증가한다고 보고, 유연탄은 구입단가는 93불로 가정하였습니다. 설비용량은 영흥 5,6호기가 완성되는 2015년에 10,320MW로 증가될 것이지만 신규 원자력발전소와 석탄화력의 준공으로 전력판매단가가 하향화될 것으로 예상되어 매출액은 현재 상태로 유지될 것으로 예상하고 있습니다. 향후 5년간의 재무상태표와 손익계산서 전망은 배포해드린 자료들을 참고해주시기 바라며 별도 설명은 생략하도록 하겠습니다. 이상 발표를 마치며 질문이 있으시면 질문해주시기 바랍니다. 2012 2013 2014 2015 Installed Capacity (MW) 8,271 8,362 8,938 10,320 Generation Volume (GWh) 60,073 61,251 62,275 65,498 Revenue (KRW Billions) 4,163 4,026 4,321 4,323 Source: KOSEP, Oil Price US$80/Barrel (Dubai).

28 Financial Forecasts Balance Sheet 2010 2011F 2012F 2013F 2014F 2015F
(Unit: KRW Million) 2010 2011F 2012F 2013F 2014F 2015F Assets Current Assets 781,000 711,800 686,800 716,100 783,700 821,200 Non-Current Assets 6,073,100 5,767,100 6,851,900 7,876,100 8,728,800 9,476,000 Total Assets 6,854,100 6,478,900 7,538,700 8,592,200 9,512,500 10,297,200 Liabilities Current Liabilities 1,227,000 816,000 958,900 797,600 1,086,500 1,858,500 Non-Current Liabilities 2,152,100 2,364,300 3,091,400 4,065,900 4,456,500 4,291,000 Total Liabilities 3,379,100 3,180,300 4,050,300 4,863,500 5,543,000 6,149,500 Stockholders’ Equity Capital Stock 332,700 290,100 290,200 Capital Surplus 898,500 598,800 Retained Earnings 2,243,800 2,409,700 2,599,500 2,839,800 3,080,600 3,258,700 Total Stockholders’ Equity 3,475,000 3,298,600 3,488,400 3,728,700 3,969,500 4,147,700 Total Liabilities and Stockholders’ Equity

29 Financial Forecasts Income Statement 2010 2011F 2012F 2013F 2014F
(Unit: KRW Million) 2010 2011F 2012F 2013F 2014F 2015F Operating Revenues 4,227,900 4,343,400 4,350,500 4,277,200 4,519,800 4,466,900 Sales of Electric Power 4,074,000 4,275,200 4,221,100 4,142,700 4,378,200 4,301,100 Other Operating Revenue 153,900 68,200 129,300 134,500 141,600 165,800 Cost of Sales 3,762,700 3,548,000 3,530,700 3,632,300 3,899,800 3,945,500 Gross Profit 465,200 795,400 782,100 862,000 909,000 825,600 SG&A 36,200 394,200 392,300 403,600 433,300 438,400 Operating Income 474,000 422,900 449,800 527,600 551,500 486,900 Non-Operating Income 77,800 62,000 62,400 64,300 66,200 Non-Operating Expense 157,400 175,900 180,400 190,300 208,400 235,000 Ordinary Income -800 7,800 13,600 19,000 34,600 48,100 Income Taxes 96,700 76,700 83,600 101,800 107,400 89,100 Net Income 296,900 240,100 261,800 318,800 336,500 279,100

30 Financial Forecasts Cash Flow Statement 2010 2011F 2012F 2013F 2014F
(Unit: KRW Million) 2010 2011F 2012F 2013F 2014F 2015F Cash flows from Operating Activities Net Income 296,883 300,150 328,016 345,326 348,150 262,955 Non-cash Expenses 461,854 382,542 413,281 412,201 512,874 665,376 Depreciation and Amortization 424,402 365,321 360,180 351,280 438,639 566,947 Provision for Severance Indemnities 13,539 15,538 15,804 17,281 18,446 18,431 Other, net (Trade payables, Etc.) 23,913 1,683 37,297 43,640 55,789 79,998 Non-cash Incomes (55,290) (7,960) (13,796) (18,028) (33,193) (46,348) Changes in Assets and Liabilities 93,972 (235,108) 70,753 126,902 (38,612) (74,659) Net Cash Provided by Operating Activities 797,419 439,623 798,254 866,401 789,219 807,324 Cashflows from Investing Activities Plant Construction Expenditure (568,483) (607,000) (1,635,200) (1,540,500) (1,213,100) (1,245,300) Other, Net (30,188) (168,856) (168,338) (195,490) (205,138) (194,910) Net Cash Used in Investing Activities (598,671) (775,856) (1,803,538) (1,735,990) (1,418,238) (1,440,210) Cashflows from Financing Activities Proceed from Financial Borrowings 863,698 688,882 1,290,356 1,261,030 736,678 958,610 Repayment of Financial Debts (901,605) (408,731) (286,753) (392,818) (104,702) (325,712) Net Cash Used in Financing Activities (37,907) 208,151 1,003,603 868,212 631,976 632,898 Cash and Cash Equiv. at End of Period 175,974 43,316 41,634 40,258 43,215 43,227

31 Thank you