1.1 控股股东全产业链深度协同，优秀运行业绩彰显管理优势
中国核电是由中国核工业集团有限公司作为控股股东，联合中国长江三峡集团有限 公司、中国远洋海运集团有限公司和航天投资控股有限公司共同出资设立，2015 年 6 月 10 日在 A 股上市。公司投资控股秦山核电、江苏核电、福清核电、海南核电、 三门核电、漳州能源、辽宁核电等在运、在建核电基地，控股中核汇能负责风电、光 伏等可再生能源开发，受托管理建设霞浦核电基地。公司拥有国内最丰富的核电在建 和运行机组堆型，其中压水堆包括 CP300、CP600、CP1000、VVER1000、VVER1200、AP1000、CAP1000、华龙一号等，重水堆包括 CANDU-6 等。
截至 2024 年 9 月 30 日，公司第一大股东为中核集团，直接持股 59.36%，第二大 股东香港中央结算有限公司直接持股 3.94%，实控人是国务院国资委。 中核集团是国家核科技工业主体，是推进核能开发利用、核工程建设、核技术应用的 国家队和主力军，拥有完整的核科技工业体系。国家授权中核集团对核燃料、铀产品 的生产经营和进出口实行专营，中核集团是唯一拥有完整核燃料循环产业、能够实现 闭式循环的特大型中央企业。 凭借多年的技术积累，集团在核电技术开发上处于领先地位，核电是中核集团核产业 链中一环，中核集团的全产业链优势可给予公司大力支持，成为公司持续发展的坚强后盾。公司通过与中核集团下属燃料采购企业和组件加工企业签订长期协议，有效锁 定燃料采购数量和价格，保障公司稳定的成本结构和燃料来源。
公司在运/在建/核准待开工的核电站主要分布在浙江、江苏、福建、海南、辽宁，相 关核电子公司包括秦山核电有限公司（秦山一核）、核电秦山联营有限公司（秦山二 核）、秦山第三核电有限公司（秦山三核）、三门核电有限公司（三门核电）、中核浙 能能源有限公司（中核浙能）、江苏核电有限公司（田湾核电）、中核苏能核电有限公 司（中核苏能）、福建福清核电有限公司（福清核电）、中核国电漳州能源有限公司（漳 州能源）、海南核电有限公司（海南核电）、中核辽宁核电有限公司（辽宁核电）。此 外，公司风电、光伏等新能源业务由中核汇能有限公司（中核汇能）负责。
公司大力发展核能、非核清洁能源、战略新兴产业等三大产业。 核能发展稳中求进：截至 2024 年上半年，20 台在运机组 WANO 综合指数满分，核 准、在建 15 台机组“六大控制”目标均可控在控；非核清洁能源开发迈上新阶：在 运在建装机突破 3600 万千瓦，在建新能源项目数量超过 130 个，海外新能源项目实 现“零”的突破；战略性新兴产业稳步推进：中核光电正式推出商品级钙钛矿产品， 秦山核电商用碳-14 实现大批量国产化生产。 截至 2024 年 9 月 30 日，公司控股核电在运机组 25 台，装机容量 2,375.00 万千瓦； 控股核电在建及核准待建机组 18 台，装机容量 2,064.10 万千瓦，核电装机容量合 计 4439.10 万千瓦。公司控股非核清洁能源在运装机容量 2,414.70 万千瓦，包括风 电 783.12 万千瓦、光伏 1,631.58 万千瓦，另控股独立储能电站 132.90 万千瓦；控 股非核清洁能源在建项目 1,504.52 万千瓦，包括风电 319.77 万千瓦，光伏 1,184.75 万千瓦。 公司规划到 2025 年，运行电力装机容量达到 5,600 万千瓦，核电在运在建装机规模 保持全国第一，核能多用途利用打开新局面，核电技术服务产值实现“翻一番”，非 核清洁能源成为百亿级产业，敏捷清洁技术产业取得突破。
1.2 核电保持稳定盈利能力，光伏风电业务快速发展
2019-2023 年，公司营业收入年均复合增长率为 12.94%，归母净利润年均复合增长 率为 23.19%。2023 年，公司圆满完成年度生产经营目标，主要经济指标全面完成 计划值，利润总额实现两位数增长；运行业绩继续领跑国际，上网电量再创历史新高。 全年实现营业收入 749.57 亿元，同比增长 5.15%；利润总额 229.81 亿元，同比增 长 17.43%；归母净利润为 106.24 亿元，同比增长 17.91%。 2024 年前三季度，公司营业收入为 569.86 亿元，同比增长 1.60%，归母净利润为 89.34 亿元，同比减少 4.22%。分季度看，2024Q1 营业收入为 179.88 亿元，同比 增长 0.53%，归母净利润为 30.59 亿元，同比增长 1.18%；2024Q2 营业收入为 194.53 亿元，同比增长 5.70%，归母净利润为 28.23 亿元，同比减少 6.50%；2024Q3 营业 收入为 195.45 亿元，同比减少 1.25%，归母净利润为 30.52 亿元，同比减少 7.10%。
从收入结构看，2019-2023 年公司核电、风电和光伏年均复合增长率分别为 8.66%、 156.30%、123.91%，风电和光伏收入快速增长。2023 年四大业务收入占比分别为 核电（84.66%）、光伏（7.85%）、风电（5.24%）、其他（2.26%）；2024 上半年四 大业务收入占比分别为核电（82.03%）、光伏（9.24%）、风电（6.67%）、其他（2.06%）， 核电占比有所下降，光伏和风电占比持续提高。
毛利方面，核电毛利占比最高，但近年来占比有所下降，光伏和风电占比快速提高， 其他业务近 3 年占比也略有增长。2019-2023 年公司核电、光伏、风电、其他业务 年均复合增长率分别为 9.42%、123.76%、160.70%、65.47%。2023 年四大业务毛 利占比分别为核电（81.63%）、光伏（10.94%）、风电（6.63%）、其他（0.80%）； 2024上半年四大业务毛利占比分别为核电（79.34%）、光伏（11.87%）、风电（7.73%）、 其他（1.06%）。
费用端，公司期间费用率总体呈下降趋势，财务费用和管理费用占比较高。2023 年， 公司研发费用率、管理费用率、销售费用率、财务费用率分别为 1.85%（同比-0.11pct）、 5.11%（同比-1.37pct）、0.15%（同比+0.04pct）、9.74%（同比-1.68pct）；2024 年 前三季度，研发费用率、管理费用率、销售费用率、财务费用率分别为 1.33%（同比 -0.52pct）、4.45%（同比+0.46pct）、0.08%（同比-0.04pct）、9.28%（同比-0.35pct）。 财务费用的减少主要系开展高息债务置换等资金精益管理导致利息费用同比减少和 汇率波动的影响。2023 年、2024 年前三季度公司研发费用分别为 13.84 亿元、7.56 亿元，分别同比减少-1.01%、-27.03%。
盈利端，近年公司毛利率和净利率稳中有进，分别保持在 44%、22%左右。按照产 品划分，2020-2024H1 核电毛利率在 43%~46%，光伏毛利率在 61%~63%，风电毛 利率在 55%~57%。2023 年四大业务毛利率分别为核电（43.02%）、光伏（62.23%）、 风电（56.46%）、其他（15.86%）；2024 上半年四大业务毛利率分别为核电（45.95%）、 光伏（61.03%）、风电（55.03%）、其他（24.34%）。
现金流方面，2019-2022 年公司经营性现金流净额持续上涨，2023 年为 431.26 亿 元，同比减少-7.65%；2024 年前三季度为 328.45 亿元，同比减少 4.36%，主要系 发电收到售电款增加低于购买商品、接受劳务和支付税费现金流增加。 营运能力方面，2019 年以来，公司存货周转天数在 230 天左右，应收账款周转天数 持续上升，2023 年和 2024 年前三季度分别为 92.64 天和 109.96 天。负债端，公司 近年资产负债率维持在 70%左右，流动资产占比维持在 13%左右；2023 年流动比率 和速动比率分别为 0.70 和 0.34，2024 年前三季度流动比率和速动比率分别为 0.70 和 0.35。
2024 年，按照发行价格 8.33 元/股计算，公司拟发行的股票数量为 1,680,672,268 股，不超过发行前公司总股本的 30%，即不超过 5,664,985,460 股（含本数）。其中， 中核集团拟认购金额为 20 亿元，认购数量为 240,096,038 股；社保基金会拟认购金 额为 120 亿元，认购数量为 1,440,576,230 股。社保基金会作为战略投资者与控股 股东参与认购，有力支撑公司长期成长。扣除发行费用后的募集资金净额将全部用于 以下项目：
辽宁徐大堡核电站 1、2 号机组项目：项目位于辽宁省葫芦岛市辖兴城市。本期工程 建设 2 台单机容量 125 万千瓦的国产化 CAP1000 核电机组，总装机容量 250 万千 瓦，设计寿期 60 年。单台机组建设工期 60 个月左右。 辽宁徐大堡核电站 3、4 号机组项目：项目位于辽宁省葫芦岛市辖兴城市。本期工程 建设 2 台单机容量 127.4 万千瓦的 AES-2006 型压水堆核电机组，总装机容量 254.8 万千瓦。单台机组建设工期 65 个月左右。 福建漳州核电站 3、4 号机组项目：项目为福建漳州核电站的扩建项目，计划建设 2 台单机容量 120 万千瓦的“华龙一号”压水堆核电机组，总装机容量 240 万千瓦。 单台机组建设工期 60 个月左右。江苏田湾核电站 7、8 号机组项目：项目为江苏田湾核电站的扩建项目，位于江苏省 连云港市连云区，建设 2 台单机容量 126.5 万千瓦的 AES-2006 型压水堆核电机组， 总装机容量 253 万千瓦。单台机组建设工期 65 个月左右。
2.1 双碳目标和清洁能源转型，核电发挥不可或缺的作用
能源是推进碳达峰、碳中和的主战场。中共中央、国务院《关于全面推进美丽中国建 设的意见》明确提出，要力争 2030 年前实现碳达峰，为努力争取 2060 年前实现碳 中和奠定基础。坚持先立后破，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。大力发 展非化石能源，加快构建新型电力系统，要求到 2035 年非化石能源比重进一步提高。 核电具有环保性、经济性、高效性三大优点，对实现双碳目标和清洁能源转型发挥不 可或缺的作用。 环保性：与火电相比，核电站不会污染空气或直接排放二氧化硫、氮氧化物、温室气 体，其二氧化碳的间接排放量仅为 21 克每千瓦时，是六种主要发电方式中最低的。 经济性：与风电、光伏相比，单位投资相当，但核电的运行小时数高，每年可以运行 7000 小时以上。据联合国经合组织研究报告，欧洲的核电发电成本是光伏发电的 1/5.3，风电的 1/1.8；中国的核电发电成本是光伏发电的 1/4.7，风电的 1/2.1。 高效性：1000 克标准煤、矿物油及铀分别产生约 8 千瓦时、12 千瓦时及 24 兆瓦时 的电力，单位铀的发电量分别是标准煤和矿物油的 3000 倍和 2000 倍。 能源转型趋势下，世界各国重视核电发展。目前已有 70 多个国家（能源相关温室气 体排放量占全球四分之三）承诺将排放量减至净零。核能发电作为唯一可大规模替代 化石燃料的清洁能源，受到世界许多国家的青睐，各国政策纷至沓来，我国也提出 《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出加快推动能源绿色低碳转型，到 2025 年， 核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。
核电消纳政策方面，2017 年国家发改委与国家能源局联合发布《保障核电安全消纳 暂行办法》，提出按优先保障顺序安排核电机组发电，对于保障外电量，鼓励通过电 力直接交易等市场化方式促进消纳。2019 年，国家发改委发布《关于全面放开经营 性电力用户发电计划的通知》，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 年以来，国家发布了一系 列促进清洁能源消纳政策，核电作为唯一可大规模替代化石燃料的清洁能源，将充分 发挥碳减排的作用和能力，助力实现“双碳”目标。
2.2 核准机组连续三年保持高位，核电建设进程再提速
我国在运核电装机规模居世界第三位。据国际原子能机构统计，截至 2024 年 11 月 21 日，世界 32 个国家和地区在运核电机组共计 415 台，装机容量 373.74GW。其 中，美国在运核电94台，装机容量96.95GW；法国在运核电56台，装机容量61.37GW； 中国在运核电56台，装机容量54.15GW；俄罗斯在运核电36台，装机容量26.80GW。
截止 2024 年 11 月，世界 15 个主要核电国家在建核电机组共计 63 台，装机容量约 66.1GW。印度、土耳其在建核电为 7 台和 4 台，装机容量为 5.4GW 和 4.5GW；按堆型划分，全球在建压水堆、重水堆、沸水堆和快堆分别为 55 台、2 台、2 台和 4 台，装机容量分别为 53.2GW、1.9GW、2.7GW 和 2.1GW，压水堆仍是主流。我国 在建核电机组共 29 台，总装机容量约 30.8GW（本统计来源于国际原子能机构，信 息未包括霞浦快堆和国和一号示范堆），整体规模继续保持全球第一，其中，两台为 快中子堆，其余均为压水堆。
2022 年以来，中国核电机组核准数量创十余年来之最。2011 年日本发生福岛核事故 后，中国一度暂停了新增核电项目审批，2019 年中国核电审批再次重启，2019—2023 年，我国核准核电机组数量分别为 6 台、4 台、5 台、10 台、10 台，整体呈现出积 极安全有序发展的势头。2023 年分别于 7 月核准六台，以及 12 月再核准四台，与 2022 年持平，均创十余年来之最。按照单台“华龙一号”机组约 200 亿元的总投资 计算，2023 年核准的 10 台机组投资规模高达 2000 亿元。 2024 年，国常会核准的 5 个核电项目，包括中核江苏徐圩一期工程，中广核广东陆 丰一期工程、山东招远一期工程、浙江三澳二期工程，国家电投广西白龙一期工程， 合计 11 台机组。5 个核电项目总投资 2400 多亿元，每个项目的民资股比均达到 10%， 推进民间资本参与。从近 3 年四大集团核准机组数量来看，中核和中广核居于第一 梯队，分别核准 11 台和 12 台，后面依次是国家电投（6 台）、华能（2 台）。
从核电发电量来看，我国核电发电量占比还有巨大的发展空间。2023 年，我国火电 占总发电量的比重高达 66.3%，而核电发电量占比仅 4.6%，与法国（64.8%）、韩国 （30.7%）、美国（18.5%）、加拿大（13.7%）等主要核电国家相比仍然较低。我国 近 20 年全国核电发电量增速大体上先上升后下降，20 年 CAGR 为 12.03%，2024 年 1-11 月，我国核电发电量累计值 4025.2 亿千瓦时，同比增长 1.85%。
核电行业的进入壁垒包括行政壁垒、技术壁垒、人才壁垒和资金壁垒这四大壁垒。目 前我国具有核电运营资质牌照的公司只有四家，即中国核工业集团公司、中国广核集 团、国家电力投资集团公司和中国华能集团公司。近十年来主要的核能发电企业只有 中核集团和中国广核，但近几年来国家电投和中国华能也开始有小规模的装机容量。
2024 年四大集团在运机组和容量分别为：中核集团：25 台，2375 万千瓦；中国广 核：28 台，3175 万千瓦；国家电投：2 台，250 万千瓦；中国华能：1 台，21 万千 瓦。五大发电集团中的国家电投、华能已实现核电站控股，中国大唐、中国华电和国 家能源集团在核电领域也有所渗透，通过参股的模式拥有一定的核电项目或装机权 益。未来五大发电集团的发力将带来新的变量和新的动能。
国内核电发展规模和节奏有望进入新常态。预计 2030 年前，我国在运核电装机规模 有望超过美国成为世界第一，在世界核电产业格局中占据更加重要的地位。综合多家 机构的研究成果，预计到 2035 年，我国核能发电量在总发电量中的占比将达到 10%， 相比 2022 年翻倍，核电在我国能源结构中的重要性进一步提升。
3.1 装机容量：2027 年迎来机组投运高峰期
在运机组方面，截至 2024 年 11 月 30 日，公司控股在运核电机组 25 台，总装机容 量为 2375.0 万千瓦，其中：浙江地区：秦山核电 9 台机组，装机容量 666.4 万千瓦； 三门核电 2 台机组，装机容量 250.0 万千瓦；江苏地区：田湾核电 6 台机组，装机 容量 660.8 万千瓦；福建地区：福清核电 6 台机组，装机容量 667.8 万千瓦；海南 地区：昌江核电 2 台机组，装机容量 130.0 万千瓦。
2018 年以来，公司陆续对秦山核电一期、二期进行升级改造，实现机组整体提效增 容。2020 年 3 月，国家能源局浙江监管办公室正式向秦山核电核发新的电力业务许 可证（发电类），批准同意秦山核电 30 万千瓦级核电机组电力业务许可容量由 310 兆瓦变更为 330 兆瓦，2021 年变更为 350 兆瓦。秦山二期 1-4 号机组也于 2021- 2022 年逐步增容至 670 兆瓦，2023 年至今在运机组的装机容量未发生改变。
在建机组方面，截至 2024 年 11 月 30 日，公司控股在建核电机组 13 台，装机容量 1513.5 万千瓦，其中：辽宁地区：徐大堡 1、2、3、4 号机组，装机容量 513.0 万千 瓦；江苏地区：田湾核电 7、8 号机组，装机容量 253.0 万千瓦；浙江地区：三门 3、 4 号机组，装机容量 250.2 万千瓦；福建地区：漳州能源 1、2、3、4 号机组，装机 容量 484.8 万千瓦；海南地区：海南小堆，装机容量 12.5 万千瓦。 2024 年，漳州 3 号机组、徐大堡 2 号机组、漳州 4 号机组分别于 2 月、7 月、9 月 实现 FCD，田湾 8 号机组、徐大堡 4 号机组、三门 3 号机组转入安装阶段，漳州 2 号机组处于调试阶段，漳州 1 号机组于 11 月 28 日并网成功。
核准机组方面，公司近 5 年共核准 18 台机组，其中包括海南小堆和徐圩高温气冷堆。 截至 2024 年 11 月 30 日，公司核准待开工机组 5 台，装机容量 550.6 万千瓦，其 中：浙江地区：金七门 1、2 号机组，装机容量 243.0 万千瓦；江苏地区：徐圩 1、 2 号机组和高温气冷堆机组，装机容量 307.6 万千瓦。公司的沿海核电基地项目目前 正在规划中，已经进入规划的有 37 个厂址，预计还能推动 3~5 个厂址纳入规划，将 保障每年 4~6 台机组具备核准条件。
3.2 利用小时数：2021 年以来保持在 7800 小时以上
2023 年，公司存量机组平均利用小时为 7,852 小时（同比-0.47%），平均能力因子达 93.30%（同比+0.07pct），平均负荷因子达 90.30%（同比-0.06pct）。2024 年前 三季度，公司核电机组利用小时数为 5,711.07 小时，同比减少 2.74%。
能力因子反映核电厂在优化计划停堆活动和降低非计划能量损失方面管理的有效性， 负荷因子则反映机组长期运行的经济效益。随着单个基地机组数量的增加，提高机组 能力因子成为核电机组的重要考核指标，必须保证优秀的大修业绩。公司提出了“运 行机组全寿期能力因子达 96%、WANO 综合指数 100 分”的世界一流业绩要求。 核电厂大修主要根据设备性能特性和技术规格书等要求，周期性地停堆以完成正常 运行期间无法进行的燃料更换、维修、变更改造、检查和试验等工作。大修的目的是 保证机组在下一个运行周期安全、稳定、可靠、经济地运行，通常大修造成的发电损 失占机组总发电损失的 90%以上。 以 AP1000 为例，机组共设置 3 类大修，分别为正常换料大修（短大修）、5 年大修 （中大修）和 10 年大修（长大修）。据大修项目规划和标准大修窗口计划，正常换料 大修规划工期 30 天，5 年大修规划工期 35 天，10 年大修规划工期 45 天，实际大 修目标工期将根据具体大修工作范围有所优化，10 年六次大修按照“短短中短短长” 顺序规划。 秦山二厂在大修业绩方面取得了优异的成绩。1 号机组 117 大修工期为 37.52 天，创 造了全国 M310 机组 A 类二十年大修最佳工期纪录；2 号机组 215 大修工期为 25.02 天，创造了全国核电机组 B 类五年大修最佳工期纪录；4 号机组 409 大修工期为 37.48 天，创造了全国 M310 机组 A 类十年大修最佳工期纪录；特别是 3 号机组 310 大修工期为 15.12 天，创造了全国核电机组大修最佳工期纪录，全球 M310 机组大 修最佳工期纪录。
2023 年，公司全年完成大修 17 次（包括 1 次十年大修，4 次五年大修和 12 次日常 大修），其中 16 次常规大修平均工期 23.75 天，在保证安全质量的前提下，较 2022 年进一步优化 3.4 天。2024 年全年计划开展 18 次大修，上半年完成 10 次大修，大 修工期累计提前 29.86 天。在建机组或大修机组投运时间对公司营收影响较大，以 120 万千瓦机组、不含税电价 0.365 元/度为例，提前 1 天投运带来的收入增加为 1,051 万元，提前 1 个月投运带来的收入增加为 31,536 万元。
3.3 综合厂用电率：近 3 年核电机组综合厂用电率下降
厂用电率是发电厂生产电能过程中消耗的电量，是电厂重要的技术经济指标之一，与 电厂运行经济效益直接相关。以年发电量 1800 亿千瓦时为例，厂用电率节省 0.1%， 按照不含税电价 0.365 元/度计算，每年可节省发电成本 6570 万元。综合厂用电率 是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值。
公司综合厂用电率整体呈下降趋势，2021-2023 年核电机组综合厂用电率分别为 6.58%、6.49%和 6.45%。分地区来看，浙江省综合厂用电率分别为 6.51%、6.50%、 6.43%；江苏省综合厂用电率分别为 6.75%、6.60%、6.70%；福建省综合厂用电率 分别为 6.33%、6.24%、6.07%；海南省综合厂用电率分别为 7.40%、7.05%、7.09%。
3.4 电价：市场化电量占比增加，长期看电价水平有望提升
我国大陆核电商运已有 30 多年历史，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，核定 全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元，全国核电标杆电价与所在地燃煤标杆电 价进行比较，取两者中的较低值。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。 2019 年，燃煤发电定价机制实行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，预计会在 一定程度上影响核电上网电价甚至定价机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网 电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。2021 年，燃 煤发电市场交易价格浮动范围改为上下浮动均不超过 20%。
随着我国新一轮电力体制改革的持续纵深推进，全国范围内逐步构建起竞争充分、开 放有序的电力市场体系，市场主体规模将进一步扩大。2023 年 1-12 月，全国各电力 交易中心累计组织完成市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比重为 61.4%，同比提高 0.61 个百分点。国家发改委、国家能源局《关于加 快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确指出，到 2025 年，全国统一电力市 场体系初步建成；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成。 核电机组参与电力市场的程度逐步加深，市场电量逐步增大，公司市场化交易电量整 体呈上升趋势。2019-2023 年公司市场化交易电量占比分别为 33.71%、37.06%、 37.88%、43.67%、42.65%，2024 年上半年核电市场电交易电量 374.26 亿度，约 占上网电量的 45.32%，预计下半年市场电价整体维持高位状态，市场电保持在 46% 左右。 浙江省：2022 年，秦山一期、三门核电、秦山二期、秦山三期、方家山核电全年市 场化交易电量分别占其年发电量的 50%、10%、50%、40%、50%，2023 年秦山核 电二期、三期、方家山市场化比例参照 2022 年实际市场化电量比例执行。2024 年 上半年，秦山核电市场化交易电量 92.13 亿千瓦时，占其上网电量的 37.28%；三门 核电市场化交易电量 30.59 亿千瓦时，占其上网电量的 32.59%，相较去年大幅提升。 根据浙江发改委发布的《2023 年浙江省电力市场化交易方案》，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）。总体来看，公司在浙江地区市场化电量占比增加带来 的实际收益提升有限。
江苏省：近年来核电机组市场化交易电量呈上升趋势，根据江苏省发改委发布的《关 于开展 2025 年电力市场交易工作的通知》，2025 年江苏核电所属核电机组全年市场 交易电量 300 亿千瓦时左右，其中#1-2 机组不低于 100 亿千瓦时。
福建省：2025 年福清、宁德、漳州核电可参与市场交易，核电交易电量预测为 500 亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量预测为 90 亿千瓦时。 海南省：2024 年交易方案提出适时推动核电机组参与月度交易，9 月以来海南核电 已有部分电量参与月度交易。
2023 年，在市场电价普遍下行的压力下，公司按计划完成全年电力营销工作，全年 综合电价为 0.4193 元/千瓦时（含增值税），比 2022 年综合电价（0.4226 元/千瓦时） 有所下降，下降比例约 0.78%。分省份来看，浙江省、江苏省、福建省、海南省的平 均上网电价分别为 0.4192 元/千瓦时、0.4225 元/千瓦时、0.3863 元/千瓦时、0.4138 元/千瓦时。2023 年，浙江省和江苏省的上网电价超过当地燃煤标杆电价（分别高 0.94%、8.06%），福建省和海南省低于当地燃煤标杆电价（分别低 1.75%、3.72%）。
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