环保公用研究框架20260816 导读

2026年08月16日19:48 关键词 核电 装机容量 利用小时数 市场化电价 计划电价 发电成本 中核集团 中国广核 电力供需 在建项目 投产节奏电价政策 核电行业 煤电 核电站 成本 电价 市场化 火电 新能源 全文摘要 自2020年以来，中国核电行业经历了政策环境的重大变化，其中机制电价政策的出台成为影响行业发展的关键因素之一。这些政策调整不仅重塑了核电的经济模型，还对核电运营商的运营模式、发电成本、电价策略及装机容量规划产生了深远影响。核电行业在追求安全、高效、绿色发展的同时，正面临成本控制、市场化进程加快以及政策支持获取的新挑战。具体而言，核电运营商需优化成本结构，提升运营效率，同时积极适应市场化电价机制，以维持竞争力和盈利性。在建和待建核电项目规模的调整，以及利用小时数的变化，进一步凸显了行业在追求稳定盈利与应对市场变化之间的平衡。展望未来，随着行业在安全有序发展的基础上不断探索新的增长点，预计核电运营商及其产业链上的公司将迎来估值重塑和稳定盈利的机遇。 章节速览 l00:00核电行业成长性与政策影响分析 报告探讨了核电行业的发展潜力，重点分析了核电装机容量的增长趋势、利用小时数的稳定性及电价市场化进程对行业盈利的影响。指出核电装机目标明确，利用小时数虽受大修计划影响但总体保持高位，市场 化电价比例提升为行业带来新的挑战与机遇。 l05:41中国核电发展现状与未来规划 对话围绕中国核电发展展开，指出2025年能源法中积极安全有序发展的政策导向，回顾了2008年至2025年间核电核准量的变化趋势，强调了2019年后核电核准常态化，以及2025年底在运在建和核准待建项目共112台，总装机容量1.26亿千瓦，连续三年稳居全球首位。同时，展望了2030年和2040年核电装机容量分别达到1.1亿千瓦和2亿千瓦的目标，以及沿海省份核电基地的分布情况，特别是广东省、福建省和浙江省的领先地位。 l11:40中国核电与广核集团未来投产节奏分析 对话讨论了中国核电与广核集团的未来投产节奏，指出中国核电预计2027年将迎来集中投产期，而广核集团的高投产期将在2030年左右，主要受前期审批时间窗口影响。此外，还提供了已投运、在建及已核准待开工的核电机组详细信息，包括项目名称、开工及预计投产时间等。 l13:42核电利用小时数在双碳目标下的高位维持分析 讨论了中国核电在2026至2027年间机组投产计划及利用小时数的高位维持问题。回顾了十三五期间核电利用小时数下滑的原因，包括电力过剩、火电装机增加及煤炭价格下降等。当前虽有火电新增装机，但在双碳目标下，核电作为清洁能源的价值凸显，加之政策支持，预计核电利用小时数将维持高位。分析了核电与火电、新能源之间的相互影响，强调了核电在东部地区的稳定作用及火电利用小时数的压降趋势。 l19:17核电成本分析与电价稳定探讨 对话深入探讨了核电成本构成及其波动性，指出核电成本受多种因素影响，包括机组类型、运行时间、财务费用等，具体成本在0.25至0.37元/千瓦时之间。成本结构主要由固定资产折旧、乏燃料处置、运维成本和核燃料成本构成，其中折旧占比约30%，运维成本约30%，核燃料成本约25%。此外，还分析了2019至 2024年间核电成本的波动情况，强调了市场化进程中成本控制的重要性。 l22:44核电入市与电价市场化趋势分析 对话深入探讨了核电入市的进程及其对电价市场化的影响，指出核电市场化比例已提升至50%，电价从标杆电价向市场化电价转移，与煤电交易电价关联度加大，体现了电力市场政策的演变趋势。 l25:38核电电价市场化与政策支持探讨 对话围绕2025年核电平均上网电价下降趋势展开，分析了供需变化、煤炭价格下移及新能源入市等因素对电价的影响。提及江苏、广东等地电价变化，指出核电成本线逼近，呼吁国家部委出台支撑性电价政策，保障核电健康可持续发展。 l28:10核电机制电价试点引发行业估值重塑 辽宁省和广西率先实施核电机制电价试点，通过政策调整和差价结算费用分摊机制，核电行业成本稳定预期增强，未来盈利波动性有望收敛，行业或将迎来估值重塑，建议关注核电运营商及相关产业链公司。 要点回顾 公用事业行业中，您认为哪个细分行业在2020年政策变化较大？近期核电行业的电价政策情况如何？我们关注的是核电行业，特别是其机制电价政策的出台以及对核电估值的影响。中核集团等正联合其他核电集团争取国家部委在电价方面的政策支持，以保障核电项目的发展。 核电行业的运营模式是怎样的？我国核电发展的关键词有哪些？ 核电行业的盈利模式主要是通过发电量乘以电价减去发电成本得到电费收入，得出净利润。其发电量与装机容量和利用小时数密切相关。预计到2025年底，全国核电在运装机容量将达到61个G瓦，并在未来几年 内有较大增长。关键词是“积极”、“安全”和“有序”。自2011年后，我国核电核准量逐步恢复正常并实现常态化。 对于核电利用小时数有何特点？ 核电利用小时数理论上可接近全天候发电，但实际因换料、大修、电网调度、节假日及小修等因素会有波动。历史上，核电发电量的利用小时数在7000至8000小时之间波动。 核电电价有哪些类型？ 核电电价分为计划定价和市场化定价两种类型。在2024年和2025年的市场化电量比例分别是53%和56%。 核电发电成本及盈利情况怎样？ 核电的年发电平均成本相对稳定，在2毛5到2毛9每度电之间。由于固定成本较高，净利润随电价波动而变化。 本篇报告围绕哪三个问题展开讨论？报告主要围绕三个问题展开：核电装机成长性及其确定进度、核电利用小时数是否能保持高位、以及核电发电成本及其市场化后的稳定性。 我国当前和未来的核电装机容量情况如何？截至2025年底，我国在运、在建和核准待建的核电机组总装机容量已达到1.26亿千瓦，连续三年位居全球首位。预计到2030年，我国核电在运装机将达到1.1亿千瓦。 到2040年，中国的核电发电量预计会达到什么水平？目前四大核电集团在中国商业运行机组中的市场份额是怎样的？ 到2040年，预计中国的核电发电量将达到2亿千瓦，占总发电量的10%的比例。目前四大核电集团中，中国广核集团市场份额占比51%，中核集团占比42%，国家电投占比6.5%，华润集团占比不到1%。 中国核电站的主要分布情况如何？ 中国的核电站主要分布在沿海八个省，共有25个核电基地。其中广东省、福建省和浙江省在运和在建的核电机组规模位居前列。 在建和核准在建的中国核电项目规模及其比例是多少？在十四五期间，各主要电力集团共获批了多少核电项目？ 在建和核准在建的中国核电项目中，中核和广核的在用规模比例分别为88%和76%。在十四五期间，中核、国投、国家电投和华能集团共获批了39%、35%、17%和9%的核电项目，中核和广核获批数量较多。 未来几年中国核电的投产节奏如何？当前及未来中国核电机组的投产计划有哪些重点？ 中国核电可能率先迎来集中投产期，预计在2027年能投产4台核电机组，带动核电控股装机同比增长18%。而中国广核的新核准电站集中投产预计在2030年，即十四五末期。在2026年中国核电有多台机组预计进入投产期，如漳州二号机组、田湾七号机组和昌江核电站等。而在2027年，中国核电将有大量机组进入投产阶段，同时中国广核也会有少量机组投产。 关于核电利用小时数的问题，过去和现在的情况如何？ 在十三五初期，核电站利用小时一度下探到约7000小时，主要受供给侧改革导致的电力过剩影响，如火电投产增加、煤炭成本下降等。但当前，在实现脱碳目标的大背景下，尽管火电仍有新建项目，但由于强调压降煤电利用小时数以及新能源的大规模建设，整体电力消纳情况已有所不同。 在过去的25年和今年上半年，新能源装机过剩的区域主要集中在哪些地方？火电在东部地区的建设情 况如何？ 新能源装机过剩的区域主要集中在西北地区。东部地区的火电项目也在进行压降利用小时数的调整，并且火电正面临降碳背景下的容量电价政策影响。2025年火电净增长达到了94个G瓦，创历史新高，今年仍有可能继续有新高投产。 火电市场的定位有何变化？煤炭价格是否有所回落？ 火电在电源品种市场中的定位发生变化，其市场份额明显下降，而煤电价格呈现回落趋势。5500大卡平仓价的煤炭价格相较于2020年持续下降，尽管今年有所反弹，但仍处于相对可控范围内。 在双碳目标下，核电的地位如何变化？ 双碳目标下，核电作为清洁能源和基础能源，其价值逐渐凸显，叠加积极安全有序发展的政策支持，预计15期间核电利用小时数将维持高位水平。 关于核电成本及其电价稳定性的问题如何？ 核电发电成本大约在2毛4到2毛9之间，受机组类型、大修安排和运行时间等因素影响有所不同。以台山核电发电成本最高，约为0.37元左右，红沿河核电渡电成本最低，大概在0.25元左右。核电成本包括固定资产折旧、乏燃料处置、运维成本和核燃料成本四大块，其中折旧成本占比约30%，燃料成本占比约25%。随着市场化进程推进，核电入市比例逐年提升，从2019年的较低水平增长到2024年的50%左右，但因市场化部分电价曾跟随煤电价格上涨，导致未能享受到低价优势。目前所有电力品种均进入市场，核电也不例外。 在核电入市前，上网电价是如何与计划店挂钩的？随着核电入市，电价锚点有何变化？ 在入市之前，上网电价主要是与计划店（即标杆电价）挂钩，通过梳理不同省份的电价和对应标杆电价差异可以看出这一阶段的价格关系。随着核电入市后比例增大，其电价锚点从标杆电价逐渐向市场化电价转 移，市场化交易电价的影响和关联度逐渐增强。 2025年核电综合电价有何变化趋势？当前有哪些地区进行了核电电价试点改革？ 2025年，部分地区的核电综合电价呈下降趋势，如中核和广核的平均上网电价分别为0.35元和0.34元，主要原因是供需由紧转松、煤炭价格中枢下移以及火电中长期签约带动了市场交易电价下跌。辽宁省在今年3月份出台了政策，成为首个进行核电电价试点的地区，并追溯调整了自1月1日起的电价。广西紧随其后，自2026年1月起也开始执行合约，实行差价合约分摊和分享机制。 核电价格为何会被整体电价带下来？ 由于沿海城市电力供需宽松，煤炭价格走低，火电交易电价下降，核电价格受到整体电价影响而下跌。同时，在新能源大省如广西、辽宁等地，新能源入市导致核电市场交易电价走低。 辽宁省和广西核电具体如何执行试点政策？ 在辽宁省，每日21小时时段的80%上网电量纳入机制，其中3小时时段不纳入；广西方面，则是在代理购电价格表中，自2026年1月起，按照系统运营费进行分摊和分享。 当前核电行业面临何种市场环境及未来展望？ 当下伴随核电支持产业政策落地及成本稳定预期，核电机组未来的中长期盈利波动性将收敛并向稳定盈利中枢趋近。叠加核电行业的高成长性，核电行业将迎来估值重塑的机会，建议关注核电运营商及其相关产业链公司的投资机会。