电力行业专题报告：市场化不改长期价值 核电景气度延续上行

　　核电电价机制：从“一厂一价”到市场化改革。我国核电电价大致分为三个阶段，2013 年前我国核电机组实行“一厂一价”政策，即政府价格主管部门根据上述法规及具体情况为每个核电站设定上网电价；2013 年6 月15日，国家发改委颁布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，其中指出对2013 年1 月1 日后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43 元，该价格与机组所在地燃煤标杆价“两价取低”，而2013 年1 月1 日前投产的机组继续沿用一厂一价。2019年，受增值税税率调整影响，部分机组上网电价有所变动。2020 年，国家取消标杆电价，改为“基准价 + 上下浮动”定价制度，核电电价需根据基准价进行调整。
　　现行各地电价：市场化进展存在差异，区域电价分化。受各地核电市场化进展以及当地基准电价、电力供需形势等差异影响，我国各地核电电价细则略有差异。
　　1）广东、广西、浙江：政府授权合约。其中广东省对核电应用政府授权单向差价合约机制，即按照年月中长期市场交易均价（与政府授权合约价格（0.4153 元/千瓦时）之差（为负置零）的85%对授权合约电量进行单向差价结算回收，授权合约电量为核电当月实际市场电量的90%；广西省防城港红沙核电1-4 号机组则按月确定核电政府授权合约价格，取当月市场成交均价与核电核准价中的较低者；浙江则采用一定比例政府授权合约+一定比例现货，即（90－中长期市场化交易电量比例）%核电电量分配政府授权合约，执行政府定价，10%核电电量则通过现货市场交易。
　　2）福建、辽宁：全电量参与市场交易。其中福建除华龙一号以外全电量参与市场交易，2025 年福建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，总交易电量较2024 年略有下降；辽宁全电量参与市场交易，并参与电力现货市场结算，此外核电发电企业也可作为买方或卖方参与东北区域的电力互济交易。
　　3）江苏：核定年度市场化交易电量规模，2025 年约300 亿千瓦时参与市场化交易，除此以外上网电量均为保量保价电量，核电机组、燃气机组，风电光伏机组的交易价格不设限制；年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竞价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式，公用核电需报量报价参加年度、月度和月内交易。
　　投资建议：尽管受市场化交易电量增长以及年度长协电价下滑影响，核电公司的上网电价或有所降低，但核电核准节奏稳健，新机组投运带来的发电量提升有望实现以量补价，建议关注中国广核（A+H）、中国核电。
　　风险提示：核电机组核准不及预期的风险，上网电价下滑的风险，核电利用小时数下滑的风险，核安全事故风险，项目建设进度不及预期的风险。
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