Korea Southern Power

1. Modèle économique

KOSPO est l’une des sociétés de génération (« GENCO ») issues de la réorganisation du secteur électrique sud-coréen autour de KEPCO : elle vend essentiellement de l’électricité produite dans un parc où dominent le charbon et le GNL, complété par des EnR et des technologies « pont » comme les piles à combustible. Les revenus sont ainsi corrélés aux prix des combustibles, au régime de marché de gros et aux politiques tarifaires nationales — une exposition typique des producteurs intégrés à un système encore très fossile.

Sur le papier récent, le groupe annonce pour le premier semestre 2024 un chiffre d’affaires d’environ 3 121 milliards de KRW (l’équivalent d’environ 2,1 milliards d’euros selon les ordres de grandeur de change usuels), en repli net par rapport au même semestre 2023, avec une perte nette de 14,9 milliards de KRW après une perte encore plus marquée un an plus tôt — signal d’une rentabilité fragile dans un contexte de coûts et de prix volatils (états financiers téléchargeables). Les effectifs exacts publiés dans les extraits consultés pour cette fiche ne sont pas aisément isolés du périmètre KEPCO ; certaines bases marché avancent un ordre de grandeur millier–milliers de salariés pour l’entité, mais ce chiffre doit être pris avec prudence sans lien direct vers un rapport officiel consolidé.

2. Impact réel

Le bilan matériel, en juillet 2025, est sans ambiguïté : 12 134 MW de capacité installée au total, avec 5 602 MW de charbon, 5 587 MW de gaz naturel liquéfié (GNL) et seulement 945 MW d’énergies renouvelables, soit 7,8 % du parc (données publiées sur les installations). Autrement dit, plus de neuf titres sur dix de la puissance déclarée restent attachés aux combustibles fossiles — un écart brutal avec les trajectories européennes qui visent une sortie structurante des fossiles vers le neutre (cadrage ADEME sur la transition des énergies).

Dans le même registre documentaire, KOSPO met en avant des effets d’évitement (conversion charbon–gaz, projets financés par dette verte) : par exemple environ 1,37 TWh d’électricité renouvelable produite en 2023 et 2,41 Mt CO₂eq présentées comme évitées via la conversion charbon–gaz dans le socle ESG 2024 (synthèse ESG / obligations vertes). Ces agrégats corporate doivent être lus pour ce qu’ils sont : des indicateurs de reporting, pas un verdict scientifique unique sur le bilan climatique pays.

3. Innovations / partenariats

Côté infrastructures, la mise en service en 2024 de la centrale cyclique combinée au GNL Shinsejong (597 MW) illustre la priorité sécurité d’approvisionnement + rendement thermique (communiqués et pages « generation »), tandis que le volet hydrogène « propre » passe aussi par la séquence réglementaire coréenne : KOSPO est apparu comme acteur engagé dans le mécanisme Clean Hydrogen Portfolio Standard, avec un contrat d’achat d’électricité associé à une soumission gagnante en 2024 (note juridique Kim & Chang).

Sur le pilotage stratégique, le groupe annonce une « KOSPO 2035 New Vision » : parmi les lignes rendues publiques figurent une extension importante de capacités de transition (ordre de grandeur 3 000 MW évoqué dans la presse spécialisée), un objectif de marge EBITDA à 22 % et une trajectoire de réduction des GES à −72 % par rapport à 2018 pour 2035, au lieu de −62 % précédemment (stratégie commentée par Maeil Business Network, relèvement de la cible −72 %). Enfin, la firme reste citée dans le haut du tableau CSA de S&P Global dans la presse généraliste sud-coréenne début 2026 (JoongAng Ilbo).

4. Greenwashing / zones grises

La première zone grise est arithmétique : avec 92,2 % de capacité fossile (charbon + GNL) au milieu de 2025, le discours « transition » repose mécaniquement sur un report massif du risque climatique vers le méthane et les infrastructures gaz — exactement là où les analyses françaises rappellent que le gaz n’est pas un substitut neutre à long terme (tribune « gaz naturel »).

La seconde est financière-documentaire : sur les fonds suivis dans le rapport d’impact des obligations vertes 2024, une part substantielle — 115 millions de dollars sur environ 388 millions alloués entre 2019 et 2023 — est affectée aux piles à combustible, technologie souvent alimentée par l’hydrogène extrait du gaz, ce qui tend à verdir un pivot gazier plutôt qu’à sortir du fossile (rapport d’impact obligataire vert).

La troisième est judiciaire et systémique : en août 2025, des agriculteurs engagent une action contre KEPCO et ses filiales de production, avec une estimation de 72,9 milliards de dollars de dommages climatiques attribués aux émissions du groupe sur une fenêtre récente — une ligne rouge pour tout narrative « résilience acquise » (note de presse SFOC, analyse The Diplomat, fiche technique du dossier Ma et al.).

5. Positionnement stratégique

KOSPO joue la carte souveraineté énergétique à court terme — conversion charbon → GNL, turbines américaines sur nouvelles unités, ramp-up hydrogène et piles à combustible — tout en promettant un assainissement financier (ratio d’endettement visé sous 180 % à l’horizon 2035 selon les échos de stratégie relayés par la presse économique, contre environ 200 % évoqués comme référence de départ du groupe) (article de stratégie 2035). Dans un pays où la justice constitutionnelle a déjà qualifié d’insuffisante une trajectoire climatique nationale, la pression réglementaire et contentieuse devient un coût politique aussi tangible que le prix du méthane.

Verdict WattsElse

KOSPO incarne le paradoxe sud-coréen : les billions investis dans le « vert » corporate ne compensent pas les térawattheures encore tirés du charbon et du GNL ; la plainte de 2025 fixe un prix social à cette divergence. En résumé : un champion industriel du gaz qui découvre que le climat tient une plume — et un tribunal.

Sources : kospo.co.kr · kospo.co.kr · ademe.fr · kospo.co.kr · kimchang.com · mk.co.kr · mk.co.kr · joongang.co.kr · connaissancedesenergies.org · forourclimate.org · thediplomat.com · climatecasechart.com