环保公用研究框架20260816 导读

核电行业成长性与政策影响分析

报告探讨了核电行业的发展潜力，指出核电装机目标明确，利用小时数虽受大修计划影响但总体保持高位，市场化电价比例提升为行业带来新的挑战与机遇。

中国核电发展现状与未来规划

中国核电发展遵循“积极、安全、有序”的政策导向。2025年能源法明确了这一方向，2008年至2025年间核电核准量趋于常态化。截至2025年底，在运、在建和核准待建项目共112台，总装机容量1.26亿千瓦，连续三年稳居全球首位。展望未来，2030年和2040年核电装机容量目标分别达到1.1亿千瓦和2亿千瓦，沿海省份核电基地中，广东、福建和浙江领先。

中国核电与广核集团未来投产节奏分析

中国核电预计2027年将迎来集中投产期，广核集团的高投产期在2030年左右，主要受前期审批时间窗口影响。已投运、在建及已核准待开工的核电机组详细信息包括项目名称、开工及预计投产时间等。

核电利用小时数在双碳目标下的高位维持分析

2026至2027年间，中国核电机组投产计划及利用小时数将维持高位。十三五期间核电利用小时数下滑的原因包括电力过剩、火电装机增加及煤炭价格下降。当前在双碳目标下，核电作为清洁能源的价值凸显，加之政策支持，预计核电利用小时数将保持高位。核电与火电、新能源之间的相互影响显示，核电在东部地区的稳定作用及火电利用小时数的压降趋势。

核电成本分析与电价稳定探讨

核电成本构成包括固定资产折旧、乏燃料处置、运维成本和核燃料成本，其中折旧占比约30%，运维成本约30%，核燃料成本约25%。2019至2024年间核电成本波动，市场化进程中成本控制的重要性凸显。核电年发电平均成本在0.25至0.37元/千瓦时之间。

核电入市与电价市场化趋势分析

核电市场化比例已提升至50%，电价从标杆电价向市场化电价转移，与煤电交易电价关联度加大，体现了电力市场政策的演变趋势。

核电电价市场化与政策支持探讨

2025年核电平均上网电价下降趋势受供需变化、煤炭价格下移及新能源入市等因素影响。江苏、广东等地电价变化显示核电成本线逼近，呼吁国家部委出台支撑性电价政策。

核电机制电价试点引发行业估值重塑

辽宁省和广西率先实施核电机制电价试点，通过政策调整和差价结算费用分摊机制，核电行业成本稳定预期增强，未来盈利波动性有望收敛，行业或将迎来估值重塑，建议关注核电运营商及相关产业链公司。

要点回顾

• 公用事业行业中，核电行业在2020年政策变化较大，机制电价政策出台对行业影响深远。
• 核电行业的运营模式主要通过发电量乘以电价减去发电成本得到电费收入，得出净利润。
• 核电发展的关键词是“积极”、“安全”和“有序”，自2011年后核准量逐步恢复正常并实现常态化。
• 核电利用小时数理论上可接近全天候发电，实际因换料、大修等因素会有波动，历史上在7000至8000小时之间波动。
• 核电电价分为计划定价和市场化定价两种类型，2024年和2025年的市场化电量比例分别是53%和56%。
• 核电发电成本相对稳定，在0.25至0.37元/千瓦时之间，净利润随电价波动而变化。
• 报告主要围绕核电装机成长性、利用小时数高位维持及发电成本稳定性三个问题展开讨论。
• 截至2025年底，我国在运、在建和核准待建的核电机组总装机容量已达到1.26亿千瓦，预计到2030年核电在运装机将达到1.1亿千瓦。
• 到2040年，中国的核电发电量预计将达到2亿千瓦，占总发电量的10%。
• 中国核电站主要分布在沿海八个省，共有25个核电基地，广东省、福建省和浙江省在运和在建的核电机组规模位居前列。
• 在建和核准在建的中国核电项目中，中核和广核的在用规模比例分别为88%和76%。
• 未来几年中国核电的投产节奏显示，2027年可能迎来集中投产期，而广核集团的新核准电站集中投产预计在2030年。
• 2025年核电综合电价呈下降趋势，主要原因是供需由紧转松、煤炭价格中枢下移以及火电中长期签约带动了市场交易电价下跌。
• 辽宁省和广西分别于今年3月和2026年1月起执行核电电价试点改革，通过差价合约分摊和分享机制稳定电价。
• 当下伴随核电支持产业政策落地及成本稳定预期，核电机组未来的中长期盈利波动性将收敛并向稳定盈利中枢趋近，核电行业将迎来估值重塑的机会。