核电行业分析总结
一、核电运营商运营模式
核电的盈利模式主要依赖于发电量与电价的乘积减去发电成本，其中发电量与装机容量和利用小时数密切相关。截至2025年底，全国核电运行业装容量为6.11亿千瓦，预计到2023年和2024年将分别达到11亿千瓦和20亿千瓦。中核和中国广核的在建和核准代建项目与在运装机规模的比值分别达到88%和76%，显示在建和待建项目规模庞大。
二、核电利用小时数
核电利用小时数远高于其他类型电源，理论上可连续24小时发电，但实际受换料、大修、电网调度等因素影响，年发电量存在波动。历史上核电利用小时数曾达到7000多小时，高时接近8000小时。2025年上半年，中核和中国广核的核电利用小时数同比增长明显。
三、核电成长性与确定性
- 政策支持：2025年1月1日实施的《中华人民共和国能源法》提出“积极安全有序发展核电”，显示政策支持力度加大。
- 装机容量：截至2025年底，我国在运、在建和核准代建项目共112台，总装机容量1.26亿千瓦，连续三年稳居全球首位。预计到2030年，核电装机容量将达到1.1亿千瓦，到2040年将达到2亿千瓦，占发电量比例达10%。
- 市场分布：核电主要分布在沿海八省，其中广东、福建、浙江在运规模最大，在建规模也位居前列。
- 投产节奏：中核预计2027年迎来集中投产期，广核则将在2030年迎来投产高峰。
四、核电利用小时数分析
- 历史情况：十三五初期核电利用小时数下探至7000小时左右，主要受供给侧改革、火电批量投产和煤炭价格下降等因素影响。
- 当前情况：当前电力供需宽松，但核电作为清洁能源在双碳目标下价值凸显，预计十三五期间核电利用小时数将维持高位。
- 数据支持：2025年上半年核电利用小时数同比增长明显，全国核电机组平均能力因子显示行业整体利用小时数维持在较高水平。
五、核电成本与电价稳定性
- 发电成本：核电年发电成本平均在0.24-0.29元/千瓦时之间，主要成本项包括固定资产折旧（30%）、乏燃料处置（12%）、运维成本（30%）和核燃料成本（25%）。
- 市场化程度：2024年中核和中国广核的市场化电量比例分别为53%和51%，市场化比例逐年提升。
- 电价演变：核电上网电价从“一厂一价”到“标杆价”，再到市场化交易，电价锚点从标杆电价转向市场化电价。
- 电价趋势：2025年上半年中核和中国广核的核电平均上网电价分别为0.35元和0.34元，同比下降。2026年各省调整年度标杆电价，江苏和广东电价已接近核电成本线。
- 政策支持：辽宁和广西率先试点机制电价政策，显示政策支持逐步落地。
- 投资建议：持续看好核电运营商的经营稳定性和持续成长性，建议关注核电运营商及其相关产业链公司。
六、风险提示
以上观点均基于天风证券研究所公开外发的研究资料，具体报告内容详见完整报告。
