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这份研报主要讲了什么内容？
这份研报聚焦核电行业，分析了政策变化、电价机制与行业成长性，指出机制电价政策出台可能实现核电估值重塑。报告指出核电盈利模式为净利润=（发电量×电价）-发电成本，成本端平均维持在2.5-2.9元/度，度电盈利随电价波动。
核电行业未来的发展趋势如何？
核电行业未来发展趋势积极，预计2025年底全国核电在运装机61GW，在建及核准待建112台共1.26亿千瓦，连续3年稳居全球首位；预计2030年在运达1.1亿千瓦，2040年达2亿千瓦、发电量占比10%。中国核电2027年预计投产4台，控股装机同比增18%；中国广核投产高峰或在2030年。市场化电价方面，2024年中核、广核市场化电量占比53%、51%，2025年上半年广核升至56%；2026年江苏年度长协电价3.4元/度，广东表观签3.7元/度，逼近成本线，辽宁、广西率先试点机制电价保障。
研报重点分析了哪些方向？
研报重点分析了核电行业的装机成长性、投产节奏以及市场化电价。装机成长性方面，中国核电连续3年稳居全球首位，预计2030年在运达1.1亿千瓦，2040年达2亿千瓦。投产节奏方面，中国核电2027年预计投产4台，控股装机同比增18%；中国广核投产高峰或在2030年。市场化电价方面，2024年中核、广核市场化电量占比53%、51%，2025年上半年广核升至56%；2026年江苏年度长协电价3.4元/度，广东表观签3.7元/度，逼近成本线，辽宁、广西率先试点机制电价保障。
当前核电行业的市场现状如何？
当前核电行业的市场现状显示，核电盈利模式清晰，净利润=（发电量×电价）-发电成本，成本端平均维持在2.5-2.9元/度，度电盈利随电价波动。市场化电价方面，2024年中核、广核市场化电量占比53%、51%，2025年上半年广核升至56%；2026年江苏年度长协电价3.4元/度，广东表观签3.7元/度，逼近成本线，辽宁、广西率先试点机制电价保障。但需关注利用小时数，十三五初期核电利用小时数下探至7000小时，当前新能源消纳压力或影响部分区域，东部核电受影响较小。
研报提到了哪些风险提示？
研报提到了几个风险提示：一是利用小时数，十三五初期核电利用小时数下探至7000小时，当前新能源消纳压力或影响部分区域，东部核电受影响较小。二是电价稳定性，2025年核电上网电价下探，需关注后续机制电价政策落地效果。三是行业竞争，新能源与火电的市场竞争或持续影响核电市场化电价。此外，还需关注国家层面机制电价政策的推进与落地情况，核电投产节奏与装机增长的实际兑现，以及核电利用小时数在双碳背景下的长期表现。