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核电行业研究报告：政策、历史、短中长视角分析。2021 年后煤炭供需持续偏紧导致火电承压，同时风光平价后一定程度上影响 项目的收益水平，在此背景下火电与风光运营板块持续受到扰动。站在当前时 点，原料成本稳定且电价没有明显下行压力的核电优势愈发凸显。我们承接前 三篇对于风电与光伏运营商的讨论，推出华创证券新能源运营商研究工具书系 列第四篇——核电篇。我们首先对核电行业基本概念进行梳理，详细分析核电 行业政策走向，对核电发展历史复盘的同时，从短期视角分析核电收入端具有 上涨态势以及长期视角下核电成本端具有下降趋势的发展格局。

核电行业基础知识梳理及政策分析：核电设计原理复杂，前期投入较高，维护 难度较大，我们结合核能发电原理对核电产业的利弊现状进行分析，同时描绘 了核电的全产业链图。行业政策方面，由于核电技术壁垒高，核准需由国务院 审核，因此受政策影响较大；同时对核电的定价政策进行梳理总结。

历史复盘与国际对比：从我国看：从起步到适度发展再到积极快速发展，我国 核能发电已进入新时代，随着“华龙一号”“国和一号”以及第四代核电技术研发 的进展，我国核电技术已经位列世界顶尖水平。从世界范围来看：核电在不断 试错中逐步迈入新时代。全球核能发电发展史可以划分为 4 个阶段：验证示范 阶段，高速发展阶段，减缓发展阶段，开始复苏阶段。

短期视角看：核电量价齐升逻辑逐渐显现。1）量的角度：审批恢复推动装机 增长，电力市场化促进发电量上升：在碳中和大背景下，核电因其直接间接碳 排放均低于其他模式，更加顺应政策实施，作为基荷电力更具成长空间；2019 年后我国核电走出福岛核事故阴霾，审批制度恢复助力年新增 6-8 台机组，打 开核电成长空间。随着电力市场化改革，在保供电量不变的情况下，电力市场 化改革有利于核电利用小时数提升，最终提升核电市场化电量。2）价的角度： 电价上浮空间打开，业绩有望加速释放。1439 号文不仅打开电价上浮空间， 而且取消了工商业目录电价，逐步将全部工商业用户纳入电力交易市场，后续 市场电比例有望稳步提升。整体社会的市场电比例提升，市场电量价齐升推高 核电营收水平。在市场化电量占比 35%-50%的情形下，电价上浮 5%-10%， 核电机组项目 IRR 将较基准情况（8.51%）可提升 0.52-1.04 个百分点。

长期视角看：核电降本增效仍有空间。1）折旧占成本比重最大，技术路线不 断成熟后仍有下降空间。核电折旧占成本比例近四成，三代机组技术路线不断 成熟后成本仍有下行空间，国内三代核电站同类型机组投资成本随数量的增加 有下降态势，同时核电设备市场广阔，不同部分面临不同降本机会。2）中间 环节参与者众多，不同角色面临多种降本机遇。核岛是核电站的核心，且平均 毛利达 45%以上，存在较大让利弹性；常规岛国产化率达 85%以上，民营企业 占比逐渐提升；BOP 设备民营企业百花齐放，市场化提升有望进一步压缩成 本。3）初始投资成本下降对项目 IRR 的提升更为明显，若未来十年核电初始 建造成本下降 15%可提升项目 IRR 约 5.59 个百分点。参考二代机组成本下降 速度及幅度，其他情况不变下，初始投资成本下降 5%/10%/15%，项目 IRR 收 益将较基准情形（8.51%）分别提升 1.22-4.26 个百分点；若电价同时能够提升 10%，则较基准情形的项目收益（8.51%）可分别提升 2.35-5.59 个百分点。