电力行业专题研究-核电电价市场化比例提升利好运营商-国联证券_17页_1mb

中国核电行业电价机制改革历程及影响分析

核电上网电价机制经历多阶段演变。1993-2013年为“一厂一价”模式，按成本加成定价；2013-2015年转向标杆电价模式，以燃煤机组标杆电价与0.43元/kWh的较低值作为基准；2015-2019年市场化进程加速，核电电价分为计划电价与市场电价；2019年后形成“核准价+市场价”双轨机制，其中核准价受机组类型影响，市场价则随电力市场供需波动。

市场化比例提升为核电运营商带来业绩弹性。2023年全国电力市场化交易电量占比达61.4%，江苏、浙江、福建、广东等电力需求紧张省份推进较快。核电电价由两部分构成：计划电价（占比约50%-60%）相对稳定，低于当地煤电基准价；市场化电价（占比提升）通过集中竞价、双边协商等方式确定，具备向上弹性。例如，中国核电2021-2023年市场化交易占比提高47.7个百分点，平均电价提升0.016元/kWh；中国广核同期市场化占比提升18.15个百分点，平均电价增长0.022元/kWh。

各省核电市场化政策差异显著。江苏通过中长期交易扩大市场化规模，2021-2024年市场化电量从180亿kWh增至约270亿kWh，电价随市场化交易价格上涨；浙江部分机组转为保障性机组，市场化电价围绕燃煤基准价浮动；广东实行超额回收机制，市场化电量占比高；福建将非华龙一号机组电量纳入交易，市场化规模提升至640亿kWh。

核电电价具备向上弹性，推荐中国核电与中国广核。电价市场化改革使核电运营商受益于供需变化带来的电价调整空间，尤其在电力需求高、市场化推进快的省份。中国核电凭借稳定的分红政策（2023年现金分红占比34.67%）和高成长性（在建机组规模扩大）具备投资价值；中国广核通过新增机组投产（如台山、防城港）保障业绩增长，电价总体平稳。

风险提示：核电机组建设进度不及预期可能拉低业绩，电力市场供需变化或导致市场化电价波动，叠加其他电源发电量增加引发的市场竞争压力。