核电装机容量、利用小时及量价分析

核电装机具备较大增量空间，上网电价稳定。

1、 装机容量：核电进入新一轮资本开支周期

国内仅四家企业拥有核电牌照。我国核电的开发和运营长期以来由中核、中广 核两家核电央企主导，在引进美国三代技术 AP1000 后，控股山东海阳核电的中电 投与具备核电工程设计技术的国家核电重组合并为国家电投，成为第三家具备核电 业主开发资质的央企。2021 年，由华能集团控股的海南昌江二期核电项目获得核准， 标志着华能集团正式获得核电运营资质，成为我国第四家具备核电运营资质的发电 企业。 核电运营商呈现双寡头局面。截至 2024H1，我国商运核电机组 56 台，装机容 量 58.22GW；其中，中国广核、中国核电、国家电投分别控股装机 25.04GW、 23.75GW、2.51GW，占比 43.01%、40.79%、4.30%，中国广核与华能集团联营 6.71GW，占比 11.53%。截至 2024H1，我国在建核电机组（核岛已浇筑第一罐混凝 土）26 台，装机容量 30.15GW；其中，中国核电（不含霞浦示范快堆）、中国广核 （含广核集团委托）、国家电投（不含国核示范工程）在建装机容量分别为 11.42W、 7.05GW、5.01GW，占比 44.12%、27.24%、19.36%。

截至 2024H1，中国核电控股在运核电机组 25 台，总装机容量 23.75GW，权 益装机容量 12.55GW，在运机组平均商运时间 11.17 年。其中，秦山一期 1 号机组 于 1991 年首次并网，设计使用寿命 30 年，2021 年获准延续运行许可 20 年至 2041 年，是国内第一台获准延寿的核电机组；福建福清核电站 5 号、6 号机组是国内首 批 “华龙一号”的机组，截至 2024H1，福清 5 号机组已投入商运超过 3 年。

截至 2024H1，中国广核管理的在运核电机组 28 台，总装机容量 31.76GW， 权益装机容量 19.68GW，在运机组平均商运时间 10.22 年。其中，辽宁红沿河核电 为中国广核与国家电投联营电站。

截至 2024H1，国家电投控/参股在运核电机组 8 台，总装机容量 9.22GW，权 益装机容量 4.65GW，在运机组平均商运时间 6.78 年；华能集团控/参股在运核电机 组 1 台，为国内首台高温气冷堆示范机组，装机容量 0.21GW，权益装机容量 0.12GW，于 2023 年末投运，现已运行超过半年。

核电站建设阶段可分为 FCD 准备、土建、设备安装、调试、并网五个部分。 其中，FCD 准备阶段指核电机组获得国务院核准至核岛浇筑第一罐混凝土（FCD， The First Concrete Date）；土建施工阶段指 FCD 至主厂房穹顶吊装就位；设备安装 阶段指核核岛系统设备全面安装施工至核岛主系统具备冷态功能试验条件；调试阶 段指电厂全面联合调试；并网阶段指发电机实现与电网首次并网后的调试。 截至 2024H1，我国在建核电机组（核岛已浇筑第一罐混凝土）26 台，装机容 量 30.15GW；核准待建核电机组 11 台，装机容量 13.42GW。2024 年 8 月，国常会 核准江苏徐圩等 5 个核电项目共计 11 台机组，总装机容量 12.92GW。根据中国核 电公告，华龙一号机组从核准至建设完成大约需要 7 年，目前多数在建/核准待建核 电项目预计于“十五五”期间投产。根据中国广核公告，集团承诺委托上市公司建 设的惠州、苍南项目在满足资产注入条件下，最晚不迟于核电项目正式开工建设之 后五年内注入上市公司。在建及已核准项目全部投产后，中国核电控股装机容量 （不含霞浦示范工程）将较目前提升 86.91%，中国广核管理的装机容量将较目前提 升 60.52%。

2、 利用小时：核电出力稳定，利用小时数保持高位运行

核电出力不受季节和气候等因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长 期稳定运行。 中国核电控股机组平均利用小时数逐年提升。2023 年，公司核电机组平均利用 小时数 7852，同比提升 0.67%；2023 年全年，公司共完成 17 次换料大修，其中常 规大修 16 次，平均工期 23.75 天，较 2022 年优化 3.4 天。

中国广核管理的机组平均利用小时数小幅波动。2023 年，公司核电机组平均利 用小时数 7509，同比提升 2.71%。其中，台山核电 1 号、2 号机组为国内首批采用 EPR 技术路线的反应堆，台山 1 号机组于 2023 年一季度开展首次换料大修，于 2023 年 11 月末恢复并网发电，为 EPR 机组长期稳定运行积累数据和经验。

3、 电量&电价：政策保障核电优先消纳，市场化交易影响有限

电量：政策保障核电优先消纳，保量保价与保量市价结合。2017 年，《保障核 电安全消纳暂行办法》明确核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网、 保障电量、平衡利益”，电力供求平衡的地区核电机组按机组满发运行来安排年度 计划电量，电力过剩地区按照上一年当地发电平均利用小时数的一定倍数确定核电 机组保障利用小时数，保障外的发电量鼓励通过市场化方式消纳；2019 年，《关于 规范优先发电优先购电计划管理的通知》提出优先发电是确保核电、大型水电等清 洁能源按基荷满发和安全运行的有效方式，《关于全面放开经营性电力用户发电计 划的通知》正式将核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划 管理有关工作要求做好保障消纳工作。2021 年，《清洁能源消纳情况综合监管工作 方案》提出，督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能源优先 上网和全额保障性收购。

电价：核电的定价机制先后历经了“一厂一价”到“标杆电价”、再到“核准 价+市场价”的转变。 核电发展初期，国家采取支持核电发展的电价模式，不论是个别定价还是经营 期定价，不论是从机组利用小时还是内部收益率（FIRR）来看，都制定了支持政策， 对促进我国核电发展起到了积极的作用。 2013 年，国家发展改革委下发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全 国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机 制，正式迎来标杆电价时代，核电定价机制从计划走向市场。 2015 年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，逐步引入 双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。2016 年，部分核电机 组开始参与电力市场改革，上网电量划为两部分，不参与电力市场的部分继续执行 核准电价（也称计划电价），参与电力市场的部分执行市场定价。 2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+ 上下浮动”的市场化机制；核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考 燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

市场化电价高于核电计划电价，核电市场化交易占比扩大有望抬升度电收入。 根据各省电力交易中心公告，2023 年平均市场化电价均较省内核电计划上网电价上 浮 10%以上。其中，广东省 2023 年平均市场化上网电价 0.5399 元/千瓦时，较岭澳、 岭东、阳江核电机组计划上网电价上浮约 30%。核电机组参与市场化交易有望抬升 平均上网电价。

上市公司市场化交易电量占比逐年提高。2023 年，中国核电市场化电量约为 880 亿千瓦时，市场化电量比例为 44.6%，同比提升 0.9 个百分点；中国广核市场化 电量约为 1226 亿千瓦时，市场化电量比例为 57.3%，同比提升 2 个百分点。

核电平均上网电价保持稳中有升。2023 年，中国核电、中国广核平均上网电价 （税前）分别为 0.423、0.411 元/千瓦时，较 2018 年上网电价提升幅度分别为 3.27%、4.52%。

核电大省电力需求旺盛，市场化电价具备支撑。2023 年，核电装机 8 省用电量 占全国总用电量的 42.47%，并且其中 5 省用电量增速高于全国用电量增速。2023 年，核电装机 8 省用电量全部高于发电量；其中，广东、山东、江苏、浙江、辽宁 5 省省内电力供需呈现较大缺口，市场化电价具备较燃煤基准价上浮的支撑。

各省核电市场化交易政策：超额盈利回收机制削弱核电电价上浮弹性。 广东：岭澳、阳江核电市场化占比约 30%，2023 年新增超额回收机制。根据 广东省能源局文件，2024 年，安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 195 亿千瓦时 （2023 年岭澳、阳江核电上网电量 650 亿千瓦时）；对核电机组的年度、月度中长 期交易电量，按照对应交易品种成交均价与市场参考基准价（0.4630 元/千瓦时）之 差的 85%从核电机组进行回收（负值置零）。 福建：除华龙一号机组外，全部参与市场化交易。根据福建省发改委文件， 2024 年福清核电 1-4 号机组、宁德核电 1-4 号机组原则上全部上网电量参与市场交 易，交易规模约 640 亿千瓦时。 浙江：核电市场化规模约 50%，2023 年新增超额回收机制。2023 年，浙江省 发改委提出对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电 价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收（负值置零），超额回收机制将核 电市场化电价压制在计划电价附近。 江苏：核电市场化规模逐年扩大，交易价格不设限制。根据江苏省发改委文件， 2022 至 2024 年江苏核电有限公司所属核电机组（田湾核电）全年市场交易电量由 不低于 200 亿千瓦时增长至 270 亿千瓦时左右，约占田湾核电年发电量的 50%。 广西：防城港 1-3 号机组全部参与市场化交易。根据广西省工业和信息化厅文 件，防城港 1-3 号机组全部参与市场化交易，核电核定上网电价（含税）406.3 元/ 兆瓦时。 辽宁：优先发电以外的上网电量全部参与市场化交易。根据辽宁省工业和信息 化厅文件，2023 年辽宁红沿河核电预计上网电量 470 亿千瓦时，优先发电量 133 亿 千瓦时。 山东：2019-2021 年海阳核电一期项目试行价格按照每千瓦时 0.4151 元执行， 国家发改委《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》明确对承担技术引进的 首批核电机组予以支持，海阳核电一期项目自投运起至 2021 年底试行上网电价 0.4151 元/千瓦时，暂无最新政策披露。 海南：核电不参与市场化交易。

上市公司核电上网电价整体保持稳定。根据中国核电、中国广核公告，福建、 浙江、广西、辽宁四省 2024 年度长协电价与当地核电核准电价基本持平。