2024年电力行业投资策略：核电加快常态化核准，清洁基荷电源支撑电力转型

1、 三代核电核准提速，助力能源绿色低碳转型

1.1、 核电是核能在发电领域的应用

核能是原子核中的核子（质子和中子）重新分配或组合时释放的一种能量。这 种能量主要通过两种方式产生：裂变——原子核分裂；或聚变——原子核融合。当 前世界各地用于生产电力的核能主要是通过核裂变产生的，利用核聚变生产电力的 技术仍处于研发阶段。 核裂变是一个原子核分裂成两个或多个更小的原子核并释放能量的一种核反应。 例如，当一个铀-235 原子核被一个中子撞击后，分裂成一个钡-141 原子核、一个氪 -92 原子核和两个或三个中子。这些额外的中子将撞击周围其他铀-235 原子，这些 铀-235 原子也将以倍增效应分裂并产生额外的中子，从而在瞬间产生链式反应。每 次反应发生时，都有热和辐射形式的能量释放。热能使反应堆冷却剂升温，进而通 过蒸汽发生器产生高温高压的蒸汽，推动汽轮机发电。

1.2、 核裂变反应堆技术经历四代发展，强化安全性、经济性与可持续性

裂变反应堆按照中子能量不同，燃料不同、慢化剂和冷却剂不同分为多种类型。 按燃料循环分为铀-钚循环和钍-铀循环；根据引起裂变反应的中子能量不同分为热 中子堆（中子能量小于 0.1eV）和快中子堆（中子能量大于 0.1MeV）；按冷却剂类 型可分为轻水和重水；按慢化剂类型可分为石墨、轻水和重水。目前比较主流的反 应堆技术是热中子轻水堆，使用轻水做慢化剂和冷却剂；轻水堆又可分为压水堆和 沸水堆。我国主要采用压水堆技术，其堆芯所在的压力容器压强达 150 个大气压， 保证工作水温 350℃左右。

自 1954 年全球第一台核电站——前苏联奥布宁斯克核电站并网以来，全球核 电技术已经发展了四代。 第一代核电技术验证核能发电的技术可行性。第一代核电为原型堆，没有标准 化设计，发电功率较小；典型代表有前苏联的奥布宁斯克核电站、英国镁诺克斯反 应堆、美国希坪港压水堆等。目前采用第一代核电技术的机组已经全部退役。 第二代核电技术验证核能发电的经济可行性，实现了批量化商业部署。第二代 核电技术吸收了第一代核电技术的设计、建造和运行经验，形成了标准化的核电技 术；二代核电单机组功率水平大幅提高，达到百万千瓦级；同时二代核电单位造价 降低，相比火电也具有较好的经济性，实现了批量化商业部署。截至 2022 年底， 全球在运二代机组 393 台，占全部在运核电机组数量的 93%。 第三代核电技术着重提升安全性、经济性和先进性，目前全球大部分在建的核 电机组采用第三代核电技术。针对公众对核电安全性、经济性的疑虑，美国和欧洲 相继出台了《先进轻水堆用户要求》（URD）和《欧洲用户对轻水堆核电站的要求》 （EUR），对新建核电站的安全性、经济性和先进性提出了更高的要求。国际上通 常把满足 URD 文件或 EUR 文件的核电机组称为第三代核电机组。 第四代核能系统进一步聚焦安全性。第四代核能系统国际论坛（GIF）选定了 钠冷快堆、高温气冷堆、铅冷堆、熔盐堆、超临界水冷堆、气冷快堆六种最具前景 的四代核能技术路线，其中钠冷快堆、高温气冷堆、铅冷堆、超临界水冷堆预计在 2025 年前后进入示范工程阶段。第四代核能系统具有四个主要特点：核能的可持续 利用、经济性、安全与可靠性、防扩散与实物保护。

第四代核能系统出口温度更高，在电力、冶金、石化等领域具有较为广阔的应 用前景，如热电联产、工业用热、氢气制备、海水淡化等。国内目前在运的大型压 水堆核电机组二回路蒸汽温度一般为 200～300℃，可以在发电同时满足部分中低温 热负荷需求；而 2023 年投运的石岛湾高温气冷堆示范工程二回路蒸汽温度在 571 摄氏度左右，可以满足工业用户的高温热负荷需求；将来开发出超高温气冷堆后， 将进一步拓展核能工业应用领域。 第四代核能系统装机规模更灵活，具有良好的厂址适应性。小型钠冷快堆和铅 冷快堆功率规模可低至 100MWe 以内，建设周期短，选址灵活，可适用于工业基础 设施有限的偏远地区。 四代核电中的快堆能够实现燃料增殖，大幅提高铀资源利用率，强化核能发展 的可持续性。以压水堆为代表的热堆的铀资源利用率仅有约 1%，且主要燃料铀235 仅 占自然界天然铀资源的 0.71%；以快堆为代表的增殖与嬗变堆能够利用占天 然铀资源的 99.28％的铀-238，且铀资源利用率可提升至 60%-70%；钚-239 裂变释 放的快中子能够被铀-238 吸收变为铀-239，而后衰变成钚-239；在大型快堆中，平 均每 10 个铀-235 原子核裂变可以使 12 至 14 个铀-238 转变成钚-239，从而实现燃料 增殖；天然铀资源可利用时间将从百年级别提升至千年级别。

1.3、 我国自主核电技术先进性得到验证， 核电核准进入快车道

1.3.1、 我国在运核电规模世界前三，在建核电规模世界领先

核能是重要的清洁能源。根据能源研究所（EI）的数据，2023 年世界总发电量 29924.8TWh，核电贡献 2737.7TWh，占比 9.15%；经合组织（OECD）国家总发电 量 11178.6TWh，核电贡献 1831.7TWh，占比 16.39%。

压水堆是在运核电机组的主流选型。根据国际原子能机构（IAEA）的数据， 截至 2024H1，世界在运核电机组 416 台，装机规模 374.67GWe。其中，压水堆 307 台，占比 73.80%；装机容量 294.08Gwe，占比 78.49%。

世界范围内在运核电站投产时间集中在 20 世纪 80 年代，核电机组能够实现延 寿 10-20 年。根据 IAEA 的数据，截至 2024H1，世界在运 416 台机组平均年龄为 32.18 年；在运机组中，136 台机组运行时间超过 40 年，25 台机组运行时间超过 50 年。而上世纪投运的二代机组设计寿命大多在 40 年，表明在良好的寿命管理下， 核电机组能够实现延寿 10-20 年，且世界范围内已具备充足的机组延寿经验。

我国在运核电规模世界前三，在建核电规模世界领先。根据 IAEA 和中国核能 行业协会的数据，截至 2024H1，世界在运核电规模前三的地区分别为美国、法国、 中国大陆（不含中国台湾地区），在运机组数量分别为 94 台、56 台、56 台，在运 装机容量分别为 96.95GWe、61.4GWe、58.22GWe。截至 2024H1，我国在建机组数 量（核岛已浇筑第一罐混凝土）26 台，在建装机容量 30.15GWe，位于世界领先水 平。

1.3.2、 我国自研三代机组“华龙一号”先进性得到验证，核电核准进入快车道

我国核电装机容量、发电量占比均低于世界平均水平。根据中国核能行业协会 数据，2023 年我国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为 4333.71 亿千瓦时，占全国累计发电量的 4.86%，远低于世界平均水平 9.15%和 OECD 国家平均水平 16.39%。截至 2023 年末，我国商运核电机组 55 台，装机容量 57.03GW，仅占全国总发电装机容量的 1.95%。

我国已形成“华龙一号”、“国核一号”自主三代核电技术。上世纪 80 年代以 来，我国以秦山一期 30 万千瓦起步，同时吸收法国 M310 技术，研发 60 万千瓦、 百万千瓦级二代热堆核能机型，实现了标准化、批量化发展。本世纪尤其在 2011 年福岛核事故以后，我国对标全球最高安全标准，加快推进“华龙一号”、“国和一 号”自主三代核电实现批量化发展。目前，我国热堆技术已经实现了由二代向三代 的全面跨越并走出国门，2021 年“华龙一号”全球首堆——福建福清 5 号机组以及 海外首堆——巴基斯坦卡拉奇 K-2 机组正式投入商运。截至 2024H1，世界范围内 在运“华龙一号”机组 6 台，其中国内 4 台，巴基斯坦 2 台。“国和一号”一期示范工程于 2021 年开工，规划建设 2 台“国和一号”机组，机组单机发电功率 153.4 万千瓦，设计寿命 60 年，有望于 2024 年年内投运。 “华龙一号”具备能动安全和非能动安全系统，极端条件下依旧能够保证安全。 历史上三次重大核事故使公众对核电的安全性产生了较大的怀疑，1979 年美国三哩 岛核事故、1986 年苏联切尔诺贝利核事故和 2011 年日本福岛核事故的共同原因在 于人为操作失误和极端情况导致的能动安全系统失效，最终导致堆芯过热熔毁、放 射性物质扩散。“华龙一号”可以抵御 17 级台风、9 度地震烈度；同时，“华龙一号” 非能动安全系统能够在电站断电的极端条件下，依靠重力、温差和压缩空气等自然 力，通过蒸发、冷凝、对流、自然循环等自然过程来带走热量，防止堆芯过热熔毁。

我国自主核电技术先进性得到验证，核电核准、建设进入快车道。2011 年福岛 核事故后，我国核电核准降速，“十二五”期间核准 10 台机组，“十三五”期间仅 核准 8 台机组；2021 年“华龙一号”全球首堆成功投入商运后，2022-2024 年分别 核准核电机组 10/10/11 台机组，其中采用“华龙一号”技术的机组 18 台；截至目 前，我国在运/在建/核准待建“华龙一号”机组累计达 30 台，我国核电建设进入快 车道。 三代核电相关设备国产化率超 90%，具备每年 10 台/套左右主设备制造能力。 “华龙一号”首堆设备国产化率达 88%，实现了反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆 内构件等关键设备在内的 411 台设备的国产化；目前批量化建设阶段相关设备国产 化率已超 90%。截至 2023 年底，“国和一号”已实现整机 100%国产化能力。目前， 我国已形成每年 10 台/套左右的百万千瓦级压水堆主设备制造能力，具备同时建造 40 余台核电机组的工程施工能力。 未来十年有望保持每年开工 8-10 台百万千瓦核电机组的建设节奏。根据核能行业 协会的报告，预计到 2035 年，核能发电量在我国电力结构中的占比将达到 10%左右， 与当前全球平均水平相当，到 2060 年，核能发电量占比需达到 18%左右，与当前 OECD 国家水平相当。“十五五”和“十六五”期间，按年度开工 8-10 台百万千瓦机组 规模预计，2030 年、2035 年我国核电装机将分别达到 1.2 亿、1.5 亿千瓦左右，发电量 分别约占全国总发电量的 7.3%、10%。2022-2024 年，我国已连续三年每年核准不低于 10 台机组，未来核准节奏有望维持平稳。

1.3.3、 核电是优质的清洁电源，未来有望陆续取代部分火电充当基荷电源

核能全生命周期碳排放量处于较低水平，是优质的清洁电源。根据联合国政府 间气候变化专门委员会（IPCC）的数据，核电全生命周期度电二氧化碳排放当量中 位数约为 12 克，与风电接近，低于光伏和水电，远低于煤电和气电。

核电出力稳定，年利用小时数在主力电源中最高。核电出力不受季节和气候等 因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长期稳定运行。2023 年我国发电设 备平均利用时长 3592 小时，其中核电 7670 小时，火电 4466 小时，水电 3133 小时， 风电 2225 小时，光伏发电 1218 小时。

我国核电项目集中在沿海 8 省，沿海核电厂址储备充裕，可满足中期发展需要。 截至 2024 年 8 月，我国在运、在建、已核准待开工核电站全部分布在广东、福建、 浙江、辽宁、江苏、山东、广西、海南 8 省，靠近华南、华东负荷中心。根据公开 资料，沿海核电厂址广西玉林、辽宁庄河、山东辛安等多个厂址已纳规，但尚无机 组核准；现有核电厂址浙江三门、浙江金七门、广东廉江等部分已纳规机组尚未核 准，沿海核电厂址储备充裕。根据中国核电公告，我国核电若按照当前每年 8-10 台 的核准节奏，沿海的核电厂址尚可满足“十四五”，甚至“十五五”的发展需要。

2011 年后我国内陆核电建设暂停。2008 年前后，国家发改委相继审批通过了 湖南桃花江、湖北咸宁、江西彭泽等内陆核电项目；2011 年福岛核事故后我国内陆 核电建设暂停；根据中国核能行业协会的一份报告，截至 2021 年，上述三个核电 项目均已完成项目审批与核准所需的工作，累计投入已超过 120 亿元，具备申请项 目核准开工建设条件。 内陆核电技术上完全可行。内陆核电厂一般是通过直流冷却、冷却塔和水库等 多种方式相结合的冷却方式来带走多余的热量，对河流水流量的要求并不高。我国 内陆核电厂厂址均布局在长江流域以及其他水资源丰富的地区，并采用降低核电厂 的用水量和耗水量的水冷却方案（如二次循环冷却、空冷和中水再利用等）；采用 二次循环冷却方式的 4 台百万千瓦的核电机组，补水量需求约为 4~6 立方米每秒。 中国广核集团有限公司党委书记、董事长杨长利曾表示，全世界核电在内陆和沿海 采用相同的安全标准，我国规划的内陆核电厂址具有足够抗震裕量、抵御洪水和干 旱的能力。 核电站替换火电站热电联产具备理论和经济可行性。国内目前在运的大型压水 堆核电机组二回路蒸汽温度一般为 200～300 摄氏度，可以在发电同时满足部分中 低温热负荷需求。以高温气冷堆为代表的第四代核反应堆主蒸汽参数与常规火电超 高压机组参数基本相当，可同时承接火电厂退役后电力用户、热力用户，直接和原 有管网系统、原有出线走廊对接，无需新建电力和蒸汽输出设施，经评估和少量改 造后，火电厂现有配套设施可直接用于高温气冷堆核电站。

世界核电选址内陆是普遍现象，内陆核电与沿海核电数量相当。根据世界核协 会（WNA）公布的数据，截至 2020 年年底，全球在运行的 441 台核电机组中，有 251 台分布在内陆，占比 57%。美国 94 台核电机组中有 74 台分布在内陆，占比 79%，其中密西西比河流域 31 台；法国 56 台核电机组中有 36 台分布在内陆，占比 64%，其中罗纳河沿岸 14 台。另外，我国出口巴基斯坦的四台核电机组全部位于内 陆地区；位于北京的快中子实验堆和高温气冷实验堆已平稳运行多年。

新型电力系统安全稳定运行需要核电提供坚强支撑。随着新能源装机和发电力 占比持续提升，电力系统主体电源由连续可控的火电机组变为弱可控和强不确定的 风光机组，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显。常 规火电机组被新能源机组大规模替代导致系统转动惯量减少、电力系统保持频率和 电压稳定的能力下降。核电机组是同步发电机，具有转动惯量，能够提高系统阻尼， 为电力系统提供有效的功角稳定、电压稳定和频率稳定支撑，能够有效应对火电机 组减少带来的系统安全风险，是新型电力系统安全稳定运行的重要保障。

核电能够缓解华中地区电力供需困境，内陆核电有望迎来破局。2024 年 4 月， 中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2024）》蓝皮书，建议优化核电布局， 针对电力供应缺口问题突出的华中省份，尽快启动核电项目建设；中国工程院院士、 国家电网有限公司顾问舒印彪指出，中国中部地区，位于能源供应的末端，水电资 源已开发，在运煤电机组多，风光资源不具备基地型开发条件，核电成为实现能源 可持续供应和替代煤电的较好选择，2030 年前后，应适时启动中部地区核电项目前 期及工程建设工作，内陆核电将对保障中部省份持续增长的用电需求、优化电源结 构起到重要作用。 未来核电将充当电力系统的基荷电源发挥重要作用。根据国家电投的报告，未 来风光总容量将超过 50%，但要保证工业负荷瞬态安全，电网应该具有 60%的稳定 负荷供应能力，发电量：火电（25%）、水电（15%）、核电（20%）与储能联动。 未来核电装机容量应达到 4 亿干瓦、发电量在骨干电网占比应超过 20%，预计需要 持续建设 200 台以上的大型先进压水堆，直接总投资将超过 4 万亿。

2、 收入：核电装机具备较大增量空间，上网电价稳定

2.1、 装机容量：核电进入新一轮资本开支周期

国内仅四家企业拥有核电牌照。我国核电的开发和运营长期以来由中核、中广 核两家核电央企主导，在引进美国三代技术 AP1000 后，控股山东海阳核电的中电 投与具备核电工程设计技术的国家核电重组合并为国家电投，成为第三家具备核电 业主开发资质的央企。2021 年，由华能集团控股的海南昌江二期核电项目获得核准， 标志着华能集团正式获得核电运营资质，成为我国第四家具备核电运营资质的发电 企业。 核电运营商呈现双寡头局面。截至 2024H1，我国商运核电机组 56 台，装机容 量 58.22GW；其中，中国广核、中国核电、国家电投分别控股装机 25.04GW、 23.75GW、2.51GW，占比 43.01%、40.79%、4.30%，中国广核与华能集团联营 6.71GW，占比 11.53%。截至 2024H1，我国在建核电机组（核岛已浇筑第一罐混凝 土）26 台，装机容量 30.15GW；其中，中国核电（不含霞浦示范快堆）、中国广核 （含广核集团委托）、国家电投（不含国核示范工程）在建装机容量分别为 11.42W、 7.05GW、5.01GW，占比 44.12%、27.24%、19.36%。

截至 2024H1，中国核电控股在运核电机组 25 台，总装机容量 23.75GW，权 益装机容量 12.55GW，在运机组平均商运时间 11.17 年。其中，秦山一期 1 号机组 于 1991 年首次并网，设计使用寿命 30 年，2021 年获准延续运行许可 20 年至 2041 年，是国内第一台获准延寿的核电机组；福建福清核电站 5 号、6 号机组是国内首 批 “华龙一号”的机组，截至 2024H1，福清 5 号机组已投入商运超过 3 年。

截至 2024H1，中国广核管理的在运核电机组 28 台，总装机容量 31.76GW， 权益装机容量 19.68GW，在运机组平均商运时间 10.22 年。其中，辽宁红沿河核电 为中国广核与国家电投联营电站。

截至 2024H1，国家电投控/参股在运核电机组 8 台，总装机容量 9.22GW，权 益装机容量 4.65GW，在运机组平均商运时间 6.78 年；华能集团控/参股在运核电机 组 1 台，为国内首台高温气冷堆示范机组，装机容量 0.21GW，权益装机容量 0.12GW，于 2023 年末投运，现已运行超过半年。

核电站建设阶段可分为 FCD 准备、土建、设备安装、调试、并网五个部分。 其中，FCD 准备阶段指核电机组获得国务院核准至核岛浇筑第一罐混凝土（FCD， The First Concrete Date）；土建施工阶段指 FCD 至主厂房穹顶吊装就位；设备安装 阶段指核核岛系统设备全面安装施工至核岛主系统具备冷态功能试验条件；调试阶 段指电厂全面联合调试；并网阶段指发电机实现与电网首次并网后的调试。 截至 2024H1，我国在建核电机组（核岛已浇筑第一罐混凝土）26 台，装机容 量 30.15GW；核准待建核电机组 11 台，装机容量 13.42GW。2024 年 8 月，国常会 核准江苏徐圩等 5 个核电项目共计 11 台机组，总装机容量 12.92GW。根据中国核 电公告，华龙一号机组从核准至建设完成大约需要 7 年，目前多数在建/核准待建核 电项目预计于“十五五”期间投产。根据中国广核公告，集团承诺委托上市公司建 设的惠州、苍南项目在满足资产注入条件下，最晚不迟于核电项目正式开工建设之 后五年内注入上市公司。在建及已核准项目全部投产后，中国核电控股装机容量 （不含霞浦示范工程）将较目前提升 86.91%，中国广核管理的装机容量将较目前提 升 60.52%。

2.2、 利用小时：核电出力稳定，利用小时数保持高位运行

核电出力不受季节和气候等因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长 期稳定运行。 中国核电控股机组平均利用小时数逐年提升。2023 年，公司核电机组平均利用 小时数 7852，同比提升 0.67%；2023 年全年，公司共完成 17 次换料大修，其中常 规大修 16 次，平均工期 23.75 天，较 2022 年优化 3.4 天。

中国广核管理的机组平均利用小时数小幅波动。2023 年，公司核电机组平均利 用小时数 7509，同比提升 2.71%。其中，台山核电 1 号、2 号机组为国内首批采用 EPR 技术路线的反应堆，台山 1 号机组于 2023 年一季度开展首次换料大修，于 2023 年 11 月末恢复并网发电，为 EPR 机组长期稳定运行积累数据和经验。

2.3、 电量&电价：政策保障核电优先消纳，市场化交易影响有限

电量：政策保障核电优先消纳，保量保价与保量市价结合。2017 年，《保障核 电安全消纳暂行办法》明确核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网、 保障电量、平衡利益”，电力供求平衡的地区核电机组按机组满发运行来安排年度 计划电量，电力过剩地区按照上一年当地发电平均利用小时数的一定倍数确定核电 机组保障利用小时数，保障外的发电量鼓励通过市场化方式消纳；2019 年，《关于 规范优先发电优先购电计划管理的通知》提出优先发电是确保核电、大型水电等清 洁能源按基荷满发和安全运行的有效方式，《关于全面放开经营性电力用户发电计 划的通知》正式将核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划 管理有关工作要求做好保障消纳工作。2021 年，《清洁能源消纳情况综合监管工作 方案》提出，督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能源优先 上网和全额保障性收购。

电价：核电的定价机制先后历经了“一厂一价”到“标杆电价”、再到“核准 价+市场价”的转变。 核电发展初期，国家采取支持核电发展的电价模式，不论是个别定价还是经营 期定价，不论是从机组利用小时还是内部收益率（FIRR）来看，都制定了支持政策， 对促进我国核电发展起到了积极的作用。 2013 年，国家发展改革委下发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全 国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机 制，正式迎来标杆电价时代，核电定价机制从计划走向市场。 2015 年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，逐步引入 双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。2016 年，部分核电机 组开始参与电力市场改革，上网电量划为两部分，不参与电力市场的部分继续执行 核准电价（也称计划电价），参与电力市场的部分执行市场定价。 2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+ 上下浮动”的市场化机制；核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考 燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

市场化电价高于核电计划电价，核电市场化交易占比扩大有望抬升度电收入。 根据各省电力交易中心公告，2023 年平均市场化电价均较省内核电计划上网电价上 浮 10%以上。其中，广东省 2023 年平均市场化上网电价 0.5399 元/千瓦时，较岭澳、 岭东、阳江核电机组计划上网电价上浮约 30%。核电机组参与市场化交易有望抬升 平均上网电价。

上市公司市场化交易电量占比逐年提高。2023 年，中国核电市场化电量约为 880 亿千瓦时，市场化电量比例为 44.6%，同比提升 0.9 个百分点；中国广核市场化 电量约为 1226 亿千瓦时，市场化电量比例为 57.3%，同比提升 2 个百分点。

核电平均上网电价保持稳中有升。2023 年，中国核电、中国广核平均上网电价 （税前）分别为 0.423、0.411 元/千瓦时，较 2018 年上网电价提升幅度分别为 3.27%、4.52%。

核电大省电力需求旺盛，市场化电价具备支撑。2023 年，核电装机 8 省用电量 占全国总用电量的 42.47%，并且其中 5 省用电量增速高于全国用电量增速。2023 年，核电装机 8 省用电量全部高于发电量；其中，广东、山东、江苏、浙江、辽宁 5 省省内电力供需呈现较大缺口，市场化电价具备较燃煤基准价上浮的支撑。

各省核电市场化交易政策：超额盈利回收机制削弱核电电价上浮弹性。 广东：岭澳、阳江核电市场化占比约 30%，2023 年新增超额回收机制。根据 广东省能源局文件，2024 年，安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 195 亿千瓦时 （2023 年岭澳、阳江核电上网电量 650 亿千瓦时）；对核电机组的年度、月度中长 期交易电量，按照对应交易品种成交均价与市场参考基准价（0.4630 元/千瓦时）之 差的 85%从核电机组进行回收（负值置零）。 福建：除华龙一号机组外，全部参与市场化交易。根据福建省发改委文件， 2024 年福清核电 1-4 号机组、宁德核电 1-4 号机组原则上全部上网电量参与市场交 易，交易规模约 640 亿千瓦时。 浙江：核电市场化规模约 50%，2023 年新增超额回收机制。2023 年，浙江省 发改委提出对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电 价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收（负值置零），超额回收机制将核 电市场化电价压制在计划电价附近。 江苏：核电市场化规模逐年扩大，交易价格不设限制。根据江苏省发改委文件， 2022 至 2024 年江苏核电有限公司所属核电机组（田湾核电）全年市场交易电量由 不低于 200 亿千瓦时增长至 270 亿千瓦时左右，约占田湾核电年发电量的 50%。 广西：防城港 1-3 号机组全部参与市场化交易。根据广西省工业和信息化厅文 件，防城港 1-3 号机组全部参与市场化交易，核电核定上网电价（含税）406.3 元/ 兆瓦时。 辽宁：优先发电以外的上网电量全部参与市场化交易。根据辽宁省工业和信息 化厅文件，2023 年辽宁红沿河核电预计上网电量 470 亿千瓦时，优先发电量 133 亿 千瓦时。 山东：2019-2021 年海阳核电一期项目试行价格按照每千瓦时 0.4151 元执行， 国家发改委《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》明确对承担技术引进的 首批核电机组予以支持，海阳核电一期项目自投运起至 2021 年底试行上网电价 0.4151 元/千瓦时，暂无最新政策披露。 海南：核电不参与市场化交易。

上市公司核电上网电价整体保持稳定。根据中国核电、中国广核公告，福建、 浙江、广西、辽宁四省 2024 年度长协电价与当地核电核准电价基本持平。

3、 成本：折旧和财务费用占据大量利润空间

折旧和财务费用占据上市公司大量利润空间。拆解 2023 年核电行业上市公司 电力业务收入，中国核电折旧和财务费用占电力业务收入的 31.88%，原材料费用占 比 13%，利润率为 31%；中国广核折旧和财务费用占电力业务收入的 25.78%，核 燃料成本占比 13%，利润率为 31%。根据中国核电公告，公司核电固定资产综合平 均折旧年限为 25-30 年，建设期贷款期限 20 年左右，而二代、三代核电设计寿命分 别为 40 年、60 年，且存在到期延寿 20 年左右的预期，核电实际运营时间远远超过 可衰减成本的递减时间。针对当前已投运的机组，在折旧到期、建设期贷款偿还完 毕后，上市公司利润有较大释放空间。

营业成本与发电量强相关，度电成本稳定。上市公司营业成本基本跟随发电量 变动，2021-2023 年，中国核电、中国广核度电平均成本分别为 0.1943、0.1854 元/ 千瓦时，平均度电折旧分别为 0.0752、0.0566 元/千瓦时，平均度电原材料费用分别 为 0.0424、0.0477 元/千瓦时，平均度电运维及其他成本分别为 0.0767、0.0811 元/ 千瓦时。

3.1、 生产成本：燃料成本受现货铀价影响较小

燃料：与集团下铀业兄弟公司签订燃料供应长协，燃料成本受现货铀价波动影 响较小。压水堆核电站的核燃料使用铀 235 含量为 3%-5%的低浓铀，一组燃料组件 总重 675KG 左右，长循环 44 组，18 个月换料，预计一次更换重量为 29.7 吨。上市 公司均与各自集团下铀业兄弟公司签订了燃料供应长协，确保燃料长期稳定供应， 国际现货铀价走势对公司生产成本影响较小。2016-2023 年，国际现货铀价由 26.49 美元/磅上涨至 48.99 美元/磅，涨幅高达 84.97%，整体呈现逐年上升趋势；而中国 核电、中国广核单位发电量对应的原材料成本分别下降 16.24%、9.85%，整体呈现 波动下行趋势，受国际现货铀价走势影响微弱。 乏燃料处置基金：压水堆运行五年后按固定价格征收。2010 年，多部门印发 《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，乏燃料处理处置基金按照 核电厂已投入商业运行五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收，征收标 准为 0.026 元/千瓦时。

3.2、 折旧：核电固定资产加权平均折旧年限 25-30 年

上市公司固定资产主要是核电设备。核电行业上市公司固定资产主要由核电设 备、房屋及建筑物等组成。截至 2023 年年报，中国核电固定资产中核电设备占比 61.09%，中国广核固定资产中核电设备占比 76.98%；其中差异主要系截至 2023 年 末，中国核电控股在运新能源机组 18.52GW，而中国广核并无控股新能源机组；剔 除中国核电固定资产中的“其他”项目后，核电专用设备占比将提升至 74.78%。

核电设备采用工作量法计提折旧，折旧金额与当期发电量挂钩。折旧率计算方 法为：当期折旧率=当期工作量/（当期实际工作量+剩余使用寿命预计工作量） 固定资产平均折旧年限 25-30 年。根据中国核电公告，不同设备的折旧周期存 在差异，折旧年限分布在 5-45 年，整体平均折旧年限（价值量加权）在 25-30 年区 间内；根据中国广核公告，由于设计寿命不同，二代机组与三代机组折旧年限也存 在差异，二代机组平均折旧年限 25 年，三代机组平均折旧年限超过 30 年。 上市公司单位发电折旧略微上涨，整体保持平稳。2023 年，中国核电、中国广 核平均单位发电折旧分别为 76.49 元/兆瓦时、58.64 元/兆瓦时，较 2021 年分别提升 1.98 元/兆瓦时、3.39 元/兆瓦时，提升幅度分别为 2.66%、6.13%。

3.3、 财务费用：资产负债率和平均财务成本波动下行

上市公司资本结构逐年优化。2011-2023 年，中国核电资产负债率由 81.86%逐 渐下降至 69.81%，下降趋势平稳；中国广核资产负债率由 79.51%下降至 60.19%， 降幅可观。2019-2023 年中国核电财务费用规模小幅波动，整体保持平稳，中国广 核财务费用呈现阶梯式下行。

LPR 下调助力上市公司平均债务成本下行。2019 年 8 月至 2023 年 12 月，1 年 期 LPR 经历多次下调，由 4.31%降至 3.45%，降幅 86bps；带动中国核电/中国广核 平均财务成本（计算方式为财务费用/长期借款）由 2020 年的 3.96%/ 5.00%降至 2023 年的 2.98%/3.56%。 根据中国核电公告，2023 年公司新增项目贷款融资成本在 3%以下。中广核集 团控股的广东惠州核电和浙江苍南核电由集团出资，委托上市公司管理建设，集团 承诺在满足资产注入条件下，最晚不迟于核电项目正式开工建设日之后五年内（基 本与建设周期吻合）注入上市公司，建设期内贷款和财务费用由集团承担，一定程 度上减轻了上市公司资本结构和财务费用压力。

编辑：火腿肠