2025年核电行业专题报告：海外视角看入市核电复兴由何驱动？

1、本轮美国核电复兴由何驱动？

我们认为：高密度清洁能源转型、大国核技术博弈、AI 算力基建带动电力基建，三 重因素共同作用下，形成核电复兴预期。

多因素驱动 1900 年以来的能源转型，清洁性是不变的转型方向。但低密度可再生能 源因其不稳定性带来的时段性缺电、电价飙升问题于各国均已有案例，尤其是中、美 两国在用电量维持个位数正增长的背景下，对高密度清洁能源的追寻更为迫切。从占 比来看，石油煤炭天然气在全球能源结构中仍占据重要地位，核电投资的关注度提升。

1900~1975 年：技术驱动“煤转油”。在石油开采初级阶段，石油这一新品种在能源效 率和运输便捷性优势，逐渐对煤形成替代。

1970~2000 年：地缘政治恶化、去依附目标驱动“油转气”。两次“石油危机”引发石油 供应减少；欧美发达经济体受影响较大、寻找替代能源意愿较强。

2000~2010 年：中国下游需求驱动“用煤回升”。中国的资源禀赋决定了“以煤为主”的 能源消费结构，随着 2000 年以来重工业发展，中国处在经济腾飞阶段，中国煤炭消 费占全球的权重上升。

2010~2020 年：ESG+多因素驱动可再生能源发展。可再生能源占比加速提升，一方面 全球对气候目标达成共识，带来 ESG 投资风气；另一方面新能源技术突破、新的地缘 政治问题出现等多因素引发了全球范围内新一轮的能源转型。

2023 年 COP28 以来：由美国、法国、英国等二十余国提出的《三倍核能宣言》，提出 使 2050 年核能装机容量增至 2020 年的三倍目标，全球核电投资将加速。

电量平衡时期核电安全问题、经济性劣势被放大。放眼全球来看本世纪近 20 年内老 牌核电强国（美国、法国等）核电发展放缓，在福岛核事故发生的 10 年内有关核电 站邻避效应、核泄漏、核废料处理等老问题重新引发讨论；欧美用电增速持平甚至下 滑背景下，核电相比可再生能源更高的发电成本在参与市场化交易过程中体现经济性 劣势。

清洁的高能量密度能源是确定性未来方向。核电与风光可再生能源发电同为温室气体 排放量最低的电源类型，但前者在能量密度上具有绝对优势，更为符合能源转型过程 中对高能量密度能源的追求。

中美大国核能观：争夺下一代核技术话语权。

美国高度重视清洁能源领域的技术竞争。美国政府发布的《关键和新兴技术清单》列 出 19 项关键和新兴技术，囊括了可再生能源技术、核能技术等清洁能源技术。近年 来,中国在清洁能源领域的快速发展倒逼美国采取技术管制措施。美国始终将清洁能 源投资视为提高国家竞争力的一种零和博弈,中国技术产品出口将削弱美国际技术领 导力。保持核行业发展与技术领先驱动美国核电复兴计划。在特朗普 1.0 时期、拜登 政府任期及 24 年特朗普团队竞选论调中均体现核电的战略定位，提升核电在本国能 源体系里的地位、同时通过限制出口等手段对华制裁。

特朗普 1.0 任期：维护其全球核技术优势地位，遏制中国自主设计的三代堆型与四代 新技术发展。

特朗普政府提出了一系列方针、政策和框架，核能新政主要体现在《核能创新与现代 化法案》《先进核能技术法案》《先进堆开发与部署愿景和战略》《美国国家安全战略》 等若干关键政策文件，对核电态度较为积极，意图通过重振美国核能，确保美国在全 球核技术优势地位，尤其对先进核电技术提出支持。

通过 18 年发布的《美中民用核能合作政策框架》，提出对涉及华龙一号、CAP1400 等 与美国有直接竞争堆型的美国专有设备出口进行管制，提出对 SMR、先进四代堆的全 方位限制出口。

拜登政府任期：颁布 IRA 法案补贴国内核电，拉拢核能发展盟友，加大出口管制。

通过 IRA 法案对各类清洁能源进行补贴，扭转核电亏损局面。

23 年 COP28 由美国、法国、英国等二十余国首次联合发布《三倍核能宣言》，提出使 2050 年核能装机容量增至 2020 年的三倍目标。24 年 COP29 再提三倍核电落地框架， 签署国总数升至 31 个。

8M23 美国核管理委员会（NRC）发文进一步收紧出口：要求出口商在出口特殊核材料和原材料时，必须获得特定许可证。与此同时，某些发电机、容器和软件，在出口到 中国时，也需要获得美国商务部的特定许可证。

特朗普 24 年竞选：特朗普表态为“释放包括核能在内的所有能源生产”、“加速新核 电机组”。对于核电表态积极，主要从产出效率角度对新能源项目、尤其是美国的海 上风电项目提出质疑。

我国核电“三步走”，以核电新技术突破带动核工业发展。为解决核能发展“两大问 题”——资源可持续和环境友好性，解决铀资源、厂址资源保障问题、解决乏燃料后 处理问题、解决核废物处理处置影响最小化问题；同时在核工业各类应用上取得突破， 我国自 20 世纪 80 年代便提出了核能发展“三步走”战略（热堆、快堆、聚变堆）。 近 20 年时间，均将采用热堆路线、以年核准 8~10 台的节奏有序安全发展核电，快堆 建设计划集中在本世纪中期。

AI 发展驱动用电增长，电力基建与算力基建并行。

AI 数据中心发展驱动的用电需求上升将改变美国电力行业现状。尽管 NVIDIA 发布的 AI 计算平台在算力提升的过程中随着技术进步、功耗水平有所下降，但考虑到 AI 搜 索相比于传统搜索的单次耗电量有近 10 倍的提升，单机功耗下降不足以改变 AI 用电 量总体上升的趋势。

根据高盛的预测，2022~2030 年美国用电 CAGR 或回升至 2.4%。在 2010~2023 的近 13 年里，由于制造业外流、人口等多因素影响，美国用电 CAGR 仅有 0.2%。伴随制造业 回流、电气化程度加快以及 AI 计算等新兴产业的发展，高盛预测美国在 2022~2030 年间用电 CAGR 将重回 2.4%，其中 AI 数据中心预期贡献 0.9pct，在几个影响因素中 预期贡献量最大。

中国算力规模全球第二、仅次于美国。我们测算算力增长驱动 IDC 用电增长，至 25 年占全社会用电量比重将接近 2.5%。 至 25 年我国 IDC 用电总需求测算：根据中国信息通信研究院的数据，23 年我国新增 算力约 28%，单机架算力提升算力增速略快于机架数增速。假设 24/25 年算力增速扩 至 32%/35%，在运机架总量预计从 23 年的 810 万架增至 1281 万架（2.5KW 标准机架 口径）。假设 24/25 年国内全社会用电增速设为 7%/5.7%，对应 25 年 IDC 用电占比将 继续提升至 2.3%。 66%上架率水平下，IDC 年利用小时数接近 7600h，与核电全年发电小时数高度匹配（考 虑平均 18 个月的换料大修周期）。

可再生能源有效容量贡献不足，PJM/ERCOT 市场已反映季节性/时段性供需紧张。23 年夏季 PJM 市场上光伏出力偏低、但对应夏季负荷高峰，可再生能源有效装机容量与 负荷需求间差距拉大；23 年 ERCOT 市场当风光出力占比低于 25%时（平均出力占比 32%），采取稀缺定价机制下的市场电能量电价飙升至 3000 美元/MWh 及更高的水平。

数据中心运行阶段重点关注指标包括能源消耗、能效措施、关键性能指标（KPIs）。 运行连续性是关键指标，运营中断面临的可能不仅是经济损失、甚至是法律责任。相 比于风光出力不可控，核电这类可靠性电源与数据中心诉求更为相符。 能耗下降配合零碳目标。亚马逊曾在 2019 年表示到 2040 年将实现净零碳排放；微软 曾在 2020 年表示到 2030 年减排量超过排放量；谷歌曾在 2021 年表示到 2030 年实现 净零排放。然后，伴随 AI 数据中心大量建设，三大科技巨头的 24/7 净零排放目标在 这两年均面临挑战。

科技巨头为实现零碳目标，目前主要调用风电/光伏，但为了减轻风光出力不可控、 不可预测的问题，主要尝试采用运算的区域调配、时移等方式主动需求响应。未来运 算需求进一步增加、负荷调节能力达上限、将倒逼应用更稳定的零碳电源——核电。 Engie 作为谷歌在德国数据中心的供电商（合同能源管理公司），自 2020 年起以 24/7 零碳覆盖率为指标签署了框架协议，内嵌多个当地绿电 PPA 协议，设计了“碳智能计 算平台”，可视化呈现风/光资源包的实时发电情况、市场电价情况等，帮助优化运算 任务的分配，实现在可再生能源充足的地区进行更多的运算。 谷歌设计了一套数据中心碳排放算法，通过任务时移来避免对瞬时电力负荷需求过大， 在风能和太阳能最充足的时候执行次要任务，在出力不足时仅用于保障核心功能使用。 在电网高负载运行期间，通过调低服务器最大性能，形成需求侧响应，绘制出 Carbon-aware Load。

2、美核电复兴的政策/市场化工具有哪些？

我们认为：美国通过提升存量/新建市场化核电的经济性，提升核电在 AI 算力-电力 系统中的重要性，同时重新构建起国内核产业链，掌握核电新技术主动权。这一发展 思路与我国不谋而合，以核电反哺核工业。

气价下行、用电需求增长不足、带补贴新能源快速增长带来电价下行，是美国在运市 场化核电承压、新建核电少的根因（电价端下行包括电量/容量电价两个市场的走弱）。 由于核电非可再生能源，无法从 RPS 绿证体系中获益，因此 2016 年起五个州陆续开启零碳补贴项目（ZEC）以核电的零碳价值为由，率先针对经营困难的核电提供补贴。 22 年后拜登 IRA 清洁能源法案从联邦层面为核电提供税收补贴、提升了与带补贴新 能源同台竞价的公平性，且新建/重启/新技术核电补贴力度＞在运。 数据中心-核电 PPA 签订案例，突出核电可靠性溢价/环境溢价。Talen 与 Constellation 两家核电运营商 24 年内分别与 Amazon、Microsoft 签订了核电 PPA， 根据两方测算，PTC 价格（IRA 税收补贴后电价）以外的电价收益贡献将占到 40%~50%， 对于两类溢价的前景看好。

2.1 电量/容量电价内卷致美国市场化核电承压

回顾美国核电衰落：1990 年后美国核电机组总数下行、市场化核电承压，与电力市 场化推行节奏吻合。

1990 年是美国电力市场化的重要节点，在 1990 年以前，美国电力公用事业公司大多 采取垂直一体化经营方式，发输配售一体因此用户不具有购电选择权。为了使得电价 定价合理，州政府对电价实施监管、基于成本监审及合理收益率行政定价。非市场化 地区为电力基础设施建设提供确定性收益保障，但于用户而言可能承担较大的固定成 本分摊压力（如南卡罗莱纳州电力用户需要为当地未建成的核电分摊前期投资成本）。

1990 年后，美国电力市场化改革开启，竞争加剧。一体化的电力公用事业公司逐步 聚焦于更具规模效应且体现自然垄断的输配环节（继续处于管制），独立发电商掌握 发电资产，七大区域输电组织（RTO）跨州运行、代替州政府实施市场力监管，联邦 能源管理委员会（FERC）监管 RTO 并负责东部和西部两个大区之间的跨区批发交易。

发电侧：自由竞争创造了批发市场——好处是具有更多的电厂投资决策权，区位优势 凸显；坏处是需要承担电厂投资风险，收益率变得不确定。

用户侧：购电选择变多形成了零售市场——好处是可获得更低的电价和符合需求的电 力结构（例如清洁电力），不再承担电厂投资风险；坏处是对未来供需判断不准确导 致签订的长期 PPA 价格与实际存在偏差。

多数在运核电位于管制地区，多数退役核电为市场化地区。传统管制市场上发电成本 由州委员会管制，可以为发电厂提供保护、使其免受成本上涨影响。而在市场化地区 发电资产主要是独立发电商运营，通常无法获得价格保护，在各类电源充分竞争中存 在运营成本无法收回的可能性。根据 EIA 统计的截至 10M24 的在运装机数据，近 6 成在运核电为电力公用事业公司（大部分位于管制地区），4 成为独立发电商。而 2013 年至今共有 13 台退役核电，近 7 成为独立发电商，平均服役年限为 42 年。

电价因素导致关停/计划关停机组增多。根据 MIT 的研究结论，2013~2018 年间（关 停高峰期）关停或计划关停机组大多在放开管制的电力市场，批发侧电价充分竞争。 就 PJM 市场来看，该市场覆盖范围内的核电站电价下降主要归因为气电燃料成本（天 然气价）下降带来的冲击，其次归因于用电需求的下滑，最后归因于可再生能源（主 要为风电）电量的提升。

相比可再生能源度电成本不具备可比优势、前期固定投资成本高是存量机组关停、并 且 2000 年后仅有两台新建的原因。站在当前时点看，考虑核电与新能源享受税收抵 免政策（PTC）后，新建核电 LCOE 仍将接近 71＄/MWh，虽相比超超临界煤电更具有 经济性，但仍高于气机、大幅高于陆上风电和光伏，且高于七大 RTO 批发电价（电量 电价），直接入市无法盈利。

气价下行、电力供需宽松格局下，容量市场价格同样表现萎靡。 开设容量拍卖的电力市场如 PJM，核电中标容量补偿占比在上升。核电机组需要确 保在交付年期间满足容量市场的合规性要求，在电力高峰需求期间提供承诺的 UCAP 容量；遵守 PJM 的调度和运营规则；提供备用支持；必须参与 PJM 的日 前市场和实时市场，并在特殊情况下（如紧急负荷响应）提供服务。 基于可用容量（Unforced Capacity, UCAP）参与容量市场拍卖，核电几近满容量可 用。UCAP=装机容量×(1−EFORd)，其中 EFORd (Equivalent Forced Outage Rate during demand)反映机组在高峰需求期因不可用因素导致的实际出力下降概率。核电 机组的 EFORd 通常较低（1%-3%），因为核电机组具备高稳定性和较少的紧急停机； 而风电/光伏中标的可用容量大约仅总装机的一半。25/26 交付年气机中标容量减少， 核电中标占比上升。

规则修订拉高 25/26 交付年容量价格，度电补偿预计从 4.6＄/MWh（100＄/MW·天） 升至 12.3＄/MWh（270＄/MW·天）。容量市场的拍卖（基本拍卖市场和追加拍卖市 场）价格高低取决于：（1）市场供需关系：若市场容量紧缺，价格上升；若过剩，价 格下降。（2）区域差异：在输电约束较大的区域，中标价格更高。25/26 交付年针对 可用容量的计算规则变更、供给收缩，价格大幅上升。根据清华大学能源互联网创新 研究院的规则总结，在 24/25 交付年及过往交付年，PJM 通过机组等效强迫停运率 转换火电机组的装机容量得到可用自然容量；而从 25/26 交付年起，PJM 将通过等 效带载能力求取所有发电机组的可用自然容量，这也是导致 25/26 交付年的有效供给 大幅降低的原因。

值得注意的是，虽然电价跟降导致利润空间压缩，但核电电量始终表现稳健、未体现 消纳压力，突出基荷电源定位。美国核电于 1985~2000 年期间容量因子得到大幅提升， 换料大修工期缩短、利用效率提升，2000 年后平均利用小时数维持在 8000h 的高位， 在各类电源中电量占比稳定约 20%。在面对全社会用电量需求增长乏力、风光可再生 能源冲击之下，核电电量消纳仍有保障，突出基荷电源的角色定位。

客观来看，借助可靠性溢价/零碳环境溢价弥补核电在电能量市场不占优的局面，成 为美国自由竞争电力市场里核电复兴的必然选择。实现途径上既可以来自行政命令方 式（包括联邦 IRA 法案为收益托底、各州 ZEC 补贴提供两类溢价），也可以来自市场 化方式（与 AI 数据中心签订长期 PPA）。COP28 以来联邦政府表态积极、24 年内核电 与 AI 数据中心供电协议落地，两方因素共振下美国核电公司于资本市场受到青睐。

2.2 ZEC/IRA 补贴:零碳价值为由、弥补亏损为实

零碳环境价值。ZEC/CEC 零碳补贴逐步铺开。美国针对可再生能源转型及对应的可再 生能源环境溢价变现主要以可再生能源配额制 RPS 为抓手。与欧盟直接以碳市场 EU ETS 为抓手、不单设绿电交易市场、碳-电高度耦合的设计有所不同，美国模式与国 内现状更为接近。

美国的 RPS 与 REC 体系分别对应强制市场与自愿市场，各州制定的可再生能源配额目 标仅可通过“证电合一”的绿电绿证交易市场（强制市场）完成，“证电分离”的绿 证交易为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供购买途径（自愿市场）。 针对两类绿证形式，衍生出的不同交易形式做出了更进一步划分，PPA 与 vPPA 分别 对应了强制市场和自愿市场。

核电并非可再生能源，美国截至目前并未向核电核发绿证（RECs）,因此无法像风电 光伏那样通过绿电交易/绿证交易作为可再生能源配额制（包括 RPS 强制市场与自愿 市场）的履约途径。甚至由于 RPS 体系的存在，风光可再生能源对电能量电价的诉求 进一步降低，这对核电电价不利。

核电环境价值目前主要从零碳角度变现。由于美国尚未形成全国统一的强制碳市场， 仅以区域性市场为主，典型包括区域温室气体倡议 (简称 RGGI)、加州碳排放交易体 系(简称 CCTP)。因此核电的零碳价值一方面体现为相比煤电/气电节省的发电碳成本， 另一方面通过各州发放核电零碳补贴的行政方式落实。

RGGI 碳价走高，煤机未进行 CCS 改造或拉高发电成本近 16＄/MWh，核电相对优势凸 显。RGGI 市场目前主要覆盖 25MW 以上的火电发电机组，在创立之时便明确了 90%的 配额通过有偿拍卖发放，并通过拍卖底价、成本控制储备（CCR）、排放控制储备（ECR） 工具控制碳价稳定。由于 2021~2030 年间配额上限年降幅度扩大至 3%，加速了碳价 上涨。我们以前文所述的煤机/气机碳排 820/490 吨/GWh 测算，20＄/吨的碳价将对 应 16.4/9.8＄/MWh 的碳成本。

前一批 5 州的 ZEC 项目进入执行末期，ZEC 项目补贴亏损属性较强。2016 年，美国伊 利诺伊和纽约州先后通过立法对核电提供补贴。2019 年，新泽西和俄亥俄州也通过 类似的法案，为州内核电站提供补贴。横向比较来看，补贴均针对经营困难机组，设 置一定的价格帽，以弥补未收回成本为目的。成本由当地负责售电的公用事业公司承 担，最终体现在电力用户的附加费中、或允许参与以前仅限于可再生能源的清洁能源 市场提供资金。其中康涅狄格州采取 PPA 方式，伊利诺伊州 CMC 补贴采用中标价倒减 算法而非固定金额补偿。

ZEC 补贴相比绿证价格波动性更小，占综合电价比例提升、稳定了收益预期。根据 Constellation 公司对体内机组的梳理：IL CMC 补贴机组基本顶格签订综合电价；NY ZEC 补贴价在 23~25 周期因电量/容量市场电价上升而下调至 18＄/MWh、仍占预测综 合电价的 30%；剩余机组享受 IRA 补贴、综合电价预期随通胀率稳步上升。

联邦 IRA 补贴推出，为其余各州市场化核电贡献了托底收益，避免了仅对新能源补贴 带来的市场失灵问题。 

拜登时期发布的 IRA 法案旨在一方面削弱中国新能源产品出口竞争力，另一方面通过 补贴刺激本国清洁能源转型。正如前文所述，不止低碳，维护国家能源安全与核电技 术领先优势地位的目标驱动美国核电复兴计划，这使其对核电的战略定位高于风电/ 光伏。我们预计 IRA 法案中针对本国核电发展的相关支持条例或能得到延续或避免出 现补贴大幅削弱的情景。

现行 IRA 法案下核电市场电价位于目标价区间时触发补贴机制，补贴差价。24 年为 市场电价处于 25~43.75＄/MWh 的机组提供至多 15＄/MWh 的补贴，补贴后最高价为 45＄/MWh，后续随通胀率调整。这意味着 IRA 法案为核电电价提供托底保障。考虑到 新建核电成本显著更高，补贴金额上升至 27.5＄/MWh（PTC）或补贴投资金额的 30% （ITC），有效期为项目投产后 10 年内，且不随市场电价波动退坡。

2.3 借助数据中心供电 PPA，可靠性/环境溢价再提升

伴随数据中心对用电需求的增长，24 年 PJM 市场上已有两例数据中心与核电签订供 电协议的案例，协议为长期 PPA，相比直接参与市场具有更高的确定性以及更高的溢 价。通过区位比对可见，萨斯奎哈纳核电（Susquehanna)与三哩岛核电（Three Mile Island）均处于 PJM 市场价格相对较低地区，独立发电商签订长期 PPA 锁定收益的意 愿更强。

两处核电站背后的运营商发电资产多元化。萨斯奎哈纳核电（Susquehanna)与三哩岛 核电（Three Mile Island）分别由 Talen、Constellation 两家美股上市公司运营， Susquehanna为Talen旗下唯一的核电场站，Talen主营为气电与煤电；Constellation 则以市场化核电运营为主，核电场站分布于 PJM 区域内的纽约州、伊利诺伊州及其他 不含 ZEC 补贴地区。

Talen-Amazon 协议：计划直连供电+签订 10 年 PPA，合同参考 PJM 电能量/容量价格， 25 年价格预计为 65~80＄/MWh，高出 PTC 价格约 20~35$/MWh，并额外签署 carbon-free energy 协议（CFE）。未来若发电许可证续期成功，AWS 拥有两个 10 年的续期选择。 该模式下不会触发 PTC 补贴，测算 PTC 价格以外部分将贡献 40%~50%的收入，体现核 电的可靠性溢价和环境溢价。

Microsoft-Constellation Energy 协议 ：计划并网运行+签订 20 年 PPA。计划重启 三哩岛核电并于 28 年并网，并网前 10 年享受 IRA 法案中对重启/新建核电的 PTC 固 定补贴 27.5＄/MWh。目前 Constellation 公司在运核电年发电量约 1.8 万亿 KWh，受 IRA 法案托底的电量占 60%、剩余 40%享受额外溢价（主要为纽约州/伊利诺伊州/新 泽西州 ZEC 补贴，体现可靠性、零碳、高负荷曲线匹配度等电能量市场无法体现的价 值），根据其规划享受溢价的电量比例会随着 AI 数据中心的兴起、清洁能源政策的推 广而逐年上升。

3、国内核电入市前景如何？

我们认为：与美国相比，国内核电牌照集中度更高，在成本控制和厂址顶层规划方面 优于美国。从目前核准情况看未来 5~10 年国内核电装机端增长具有持续性，新机投 运前 5 年受益于税收优惠与免计提乏燃料费、盈利较好。目前国内市场化核电收益结 构为单一电能量收益、以差价合约作为主流的价格维稳工具、价格水平总体处于核准 价上下；伴随容量机制成熟后向容量市场进一步转型、核电可靠性溢价有望体现在收 益结构内；零碳目标驱动下，AI 数据中心-核电多年 PPA 等新模式值得期待。

顶层规划下，国内核电装机增长预期有持续性。

我国已投运核电机组 5808 万千瓦，核准在建 5505 万千瓦，在运在建装机规模跃居世 界首位。但从在运装机的电量贡献看，美国核电占总电量比例稳定在 20%电量；国内核电电量占比仅约 5%，此轮核准高峰在 8~10 台/年的节奏下、考虑 5~6 年的建设周 期，预计 2030 年电量占比可至 7.3%。

国内核电装机增长预计有持续性。比较国内预测口径（结合核准数据）、IAEA 预测口 径、IEA-WEO 预测口径，2030 年前国内核电年新增装机预计为 3.5~11.3GW，2030~2040 年间预计为 4.5~13.7GW，2040~2050 年间预计为 2.3~8.7GW。

国内核电市场化摸索前行。2013 年以前核电机组根据成本监审单独核价，2013 年《关 于完善核电上网电价机制有关问题》出台后对新建核电机组实行标杆上网电价 0.43 元/KWh 与当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）孰低原则定价，承担核 电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程 可定价上浮。此后，再无国家层面电价机制文件更新，但核电市场化进程在各省“自 下而上”推进。

国内市场化核电收益来源为电能量市场，类似天然气价之于美国核电的影响，国内煤 价对市场化核电电价也有扰动。“十四五”以来煤价处于高位，支撑了核电市场化电 价上浮，而在 19/20 年秦皇岛港 Q5500 煤价分别为 589、600 元/吨的背景下，核电机 组存在平均不超过 3 分的折价（VS 核准价）。影响幅度有限得益于当时入市电量占比 不超过 40%。当前，短期煤价再度跌落至 770 元/吨以下的中长期煤价合理区间，部 分机组近两年充分享受市场化溢价、或有价格回调。

核电度电盈利总体稳定。根据中国核电公司公告中对各子公司净利润及上网电量的梳 理，可见按电量加权平均后 19~23 年盈利总体提升，提升幅度约度电 2 分。我们判断 部分机组电价得以上浮、新机投运初期盈利能力较高等多因素促成这一结果。

国内多省采用差价合约机制稳定电价。美国 IRA 法案针对存量机组的补贴类似单向差 价合约、以弥补亏损为主要目标因此“折价补偿、溢价不回收”，而国内核电差价合 约则本身诞生于“溢价回收”背景下，两者出发点有别。国内引入差价合约机制核电 省份中的广东、浙江在近三年市场化交易方案中均直接采用了政府授权差价合约的机 制，使得结算电价处于核准价附近，起到平抑价格波动作用。国际上同样计划采用该 方案的还有法国，在本轮欧盟电改中计划以差价合约代替现行的核电调控价机制 （ARENH），推动核电定价更加市场化。

国内容量补偿机制暂未引入核电，零碳价值亦有望在未来得到体现。目前我国从煤电 开始试行容量补偿机制，暂以政府定价方式落地。这引发了对核电这类出力曲线平稳 但尚未获取容量补偿电源的市场化电量电价担忧，电源间制度公平性有望在未来拉齐。

美国 PJM 容量市场经验：低成本可靠电源掌握定价主动权，市场竞争激烈，规则设计 影响结果。若将容量补偿机制理解为对电源投资固定成本的回收，即使 25/26 拍卖年 份因 PJM 容量市场规则变更、容量电价上涨至 270＄/MW·天，也仅能满足投资成本 最低的单轴联合循环机组（气电）控制在 13 年回本，核电回本年数高达 79 年。从我 国当前煤价容量机制设计来看，330 元/KW·年全容量补偿对应新建煤机回本周期约 12 年，与现价下的美国气电处境相似。

山东为前期容量补偿先行省份，海阳核电于 11M23 入市。根据山东省能监办发文，提 及研究建立核电机组优先电量与电力市场衔接方式、容量补偿机制、参与中长期市场 和现货市场方式。

与美国相比，国内核电更具备成本优势、区位优势。 国内核电成本控制较好。根据 IEA-WEO 对全球主要地区核电成本的预测，中国的核电 建设成本约为美国的一半（实际华龙一号堆型已降至约 15000 元/KW），近两年投运的 项目因技术成熟度提升、建设工期大多控制在 5~6 年。 均为沿海核电，分布于主要经济发达区，对电量消纳能力、电价接受能力均处于较高 水平。

国内核电进入密集投运期，投运初期为盈利高值，盼新机投运拉高平均盈利水平、对 冲电量电价下滑影响。2019 年国内核电核准重启后的第一台获批机组漳州一号已于 11M24 投运、新的厂址与新机组将陆续到来，预计 2030 年前核电装机增速将扩大。 从核电度电盈利变化来看，投运前 5 年免收乏燃料处理费，并享受税收三免三减半， 处于盈利高值，新投机组有利于拉高平均盈利水平。第 6 年起计提乏燃料处理费增加 运行成本；后续伴随贷款还完、折旧完毕，度电利润有翻倍空间。

4、国内核电新技术落地节奏如何？

我们认为：国内核电新技术投资围绕核电“三步走”战略，从三代核电（热堆）到四 代核电（快堆）到聚变堆。国内四代核电技术目前处于国际领先地位，高温气冷堆已 商用并完成了第二台机组核准（电-汽联供），落地最快；中核玲珑一号 SMR 商用堆（全 球首个）预计于 2026 年并网，将是下一个重点落地项目。此外，快堆与聚变堆预计 分别于 2035 年、2050 年建成商用堆。

核电技术的发展来看，当前三代技术成熟、四代核电试点，均为核裂变路线下的技术 迭代。

第一代核电：核电站的开发与建设开始于上世纪 50 年代，实验性和原型核电机组被 称为第一代核电机组。

第二代核电：上世纪 60 年代后期，在试验性和原型核电机组基础上，陆续建成了功 率在 30 万千瓦以上的压水堆、沸水堆、重水堆等核电机组，核电具备经济性。 

第三代核电：上世纪 90 年代开发研究成熟的先进轻水堆被称为第三代核电技术，目 前有 VVER1000、AP1000、EPR、HPR1000（国产华龙一号）等主流堆型。

第四代核电：第四代国际核能论坛(GIF)选定了六种四代反应堆型，包括三种热中子堆和三种快中子堆。三种热中子堆分别是超临界水冷堆(SCWR)、超高温气冷堆(VHTR) 和熔盐堆(MSR)，其中 SCWR 是唯一入选的水冷堆路径，MSR 是唯一入选的以“钍”代 替“铀”作为核燃料的路径；三种快中子堆分别是钠冷快堆(SFR)、铅冷快堆(LFR) 和气冷快堆(GFR)，差异主要体现在冷却剂的选择。总体上，四代机相比三代机在原 理设计层面的改变巨大、且路径选择也更多。我国拥有全球首座投入商业运行的第四 代核电站——中国华能石岛湾高温气冷堆示范工程，已于 12M23 正式商运投产，设备 国产化率达到 93.4%。

国际原子能机构(IAEA)将电功率在 300MW 以下的核电机组定义为小型堆(SMR，区别于 常规三代核电 HPR1000 单个机组 120 万千瓦容量），SMR 主要从装机容量角度进行定 义，所用技术路径可以是三代轻水堆（合计约占目前全球开发量的 50%）、也可以是 四代气冷堆、快堆、熔盐堆（合计约占目前全球开发量的另 50%）。

从现有投运 SMR 机组看，中国进度领先。中国于 7M21 开工建设的 ACP100 反应堆（玲 珑一号），目标在 2026 年底前开始商运。美国 NuScale 小型堆于 9M20 通过美国核管 会（NRC）标准设计审查，但因项目经济性问题并未开工。

数据中心为 SMR 带来新的应用场景。SMR 通常适用于电力市场基本饱和、电力需求微 增长的发达国家，和资金实力有限、电网容量较小、难以容纳大型核电机组的发展中 国家。美国目前由能源部（DOE）通过政府资助项目支持小堆的研发，美国核管会（NRC） 着手制定小堆设计的审查大纲与解决政策性问题。NuScale 发布的 77MW 模块化方案预计可以通过工厂预制方式将建造周期缩短至 36 个月，依据数据中心负荷需求设计 模块数量，并且受场址约束更小。

国内 SMR 关注中核集团海南昌江玲龙一号项目。该项目于 7M21 FCD，于 8M23 安装核 反应堆核心模块，并于 9M24 完成了常规岛汽轮发电机组定子安装。该机组大小仅为 传统反应堆的 1/10，采用了国内首台自主设计的屏蔽式主泵，取消了传统大堆复杂 的管路，采用高度仅传统 1/5 的直流蒸汽发生器，实现集约化效果。

为解决核燃料困境，开发快堆技术。一座百万千瓦级一体化快堆一年只需要１t 的贫 铀 U238 即可保持运行, 同时还可以嬗变 5 座百万千瓦压水堆产生的长寿命放射性废 物。在二元核能体系中, 利用压水堆的乏燃料以及贫铀 U238 实现快堆装机和运行, 并实现燃料增殖; 快堆增殖的核燃料可以支撑压水堆更大规模、更长时间的发展, 以 最少的铀资源, 发最多的电, 产生最少的废物。

国内快堆规划有望降低远期（2060 年）近 3 成 U235 需求。我国若达成核电发电占比 20%的目标对应核电装机需达到 400GW 以上，对应 U235 需求量为 6.7 万吨/年，这接 近目前全球 U235 年消耗量。根据核能高质量发展大会上的国内专家预测，2035 年后 快堆装机容量将得到快速发展，至 2060 碳中和节点、400GW 总装机中预计包含 100GW 快堆，对应全压水堆情景下 U235 消耗需求减少约 1.73 万吨。

霞浦快堆设计具备向商用过渡能力，关注 2035 年中核集团商用快堆目标。霞浦快堆 的建成使我国成为继法国、俄罗斯等国家之后第三个建成大型钠冷快堆核电厂的国家， 中核集团计划于 2035 年左右建成一体化快堆首个示范工程，实现商业化示范。需要 突破的技术包括百万千瓦级钠冷快堆、金属燃料、干法处理和废物整备等。预计 MOX 堆会起到过渡作用。

大国终极能源技术博弈在于核聚变技术。 核聚变物理原理来自质能方程：轻原子核在一定条件下发生聚合反应，反应过程中损 失一部分质量、并以能量的形式释放。氢的同位素氘氚（D-T）反应由于其碰撞截面 较大而被认为是有望最早实现的受控热核聚变反应。在 D-T 聚变反应堆运行过程中生 成 14.1MeV 的高能中子，高能中子进入反应装置的包层中慢化、动能转化为热能、加 热工质并推动汽轮机发电；同时，中子与包层中的锂反应产生燃料氚，实现核燃料循 环中的氚循环过程。因此，氚作为较难获得的燃料只在“初次点火”时需要，后续运 行中持续补充的为燃料氘（海洋中储量庞大）、因反应失去的锂。 磁约束核聚变（MCF）是目前国际公认最有希望的氘氚核聚变反应实现途径，国际热 核聚变实验堆（ITER）与国内两院所研制的托克马克装置均采用该路线。聚变堆需满 足据劳森判据，达成三个条件，使核聚变反应的能量产出率大于能量损耗率（能量增 益因子 Q 作为判别指标，商业堆 Q 值需达到 10），且能够控制反应进度保持稳定运行。 “高温”。燃料气体被电离成“等离子体”后, 温度要达到上亿度, 才能保证原子核 有足够的动能彼此接近并发生核聚变反应; “高密度”。过于稀薄时原子核之间碰撞或发生核反应的机会小; “长时间能量约束”。目的是使得核聚变反应能持续进行，尽可能降低等离子体的能 量损失率。

国内可控核聚变规划 2050 年建成商用堆，2035 年前后在示范堆或实验堆阶段取得标 志性成果。核电“三步走”战略中，核聚变工程目前处于规模实验阶段，国内核聚变研究主要由科研院所牵头，中核集团西南物理研究院已建成环流 3 号托克马克装置、 中科院合肥物质科学研究院建成了 EAST 托卡马克装置。后续需要经历非核运行、氘 氚反应等进一步燃烧实验。此外，我国也参与了国际 ITER 合作项目。

编辑：火腿肠