关于中国核电的几个核心问题的思考！

先来回顾大逻辑：

核能发电稳定性强且单位碳排放量低，是“双碳”背景下稳定清洁的基荷电源，与此同时，技术迭代提高机组安全性、设备国产化降低建造成本，为核电大规模发展提供可能。目前审核主流机型三代核电机组在安全性和使用寿命方面均有较大提升，正在发展的四代技术在安全性和燃料使用效率方面更有根本性突破。在此背景下，2021年我国核电发展政策由“安全高效”调整为“积极有序”，大力推动了核电机组的核准进程， 2022、2023年每年核准的机组数量达到10台，2024年8月一次性核准11台核电机组，创近年新高。预计“十五五”核电开工建设有望进入高峰期。从中长期角度看，在“碳中和”情景下，预计到2030年我国核电装机量有望达到1.4亿千瓦，到2050年我国核电装机容量有望达到3.5亿千瓦，我国核电未来发展前景广阔。

这是我最开始考虑的逻辑，下面咱们就来验证了=>

接着来看核心问题：

收入端：

1.中国核电的长协电价（核准价）维持度如何？

2.中国核电的市场化交易电价能走多远？

成本端：

3.核电折旧这块怎么看？

4.未来新建核电的成本如何？

这4个问题基本上横在了中国核电投资者的心上。

回答1和2，就需要回顾一下历史了：

2010 - 2013 年：核电发展初期，定价机制是 “一厂一价”，由政府部门综合考虑核电项目建设成本和投资收益来核定上网电价，没有统一的长协电价和市场化交易电价概念。这是行业发展初期的一种鼓励性和保护性政策。

2013 - 2015 年：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》，将核电上网电价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策。此时还没有全面开启市场化交易，长协电价基本参照标杆电价执行，但这个标志着核电定价机制开始从计划走向市场。

2015 - 2020 年：2015 年新一轮电力市场改革后，核电电价市场化改革逐步推进。2016 年部分核电机组开始参与电力市场改革，上网电量分为计划电（执行核准电价）和市场电（执行市场定价）两部分。此阶段，市场化交易电量占比逐渐上升，市场电价因各地情况不同有所波动，但整体处于探索和发展阶段。=》稳定的那部分是计划电，剩下那部分是市场电。

核准电价依据《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格﹝2013﹞1130号）政策执行，2013年1月1日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策：

全国核电标杆上网电价确定为0.43元/千瓦时（含税价，增值税率17%）；

全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；=》核电和煤电开始对比！基本上和煤电的基准持平了

全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行核电标杆上网电价；承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。

市场电价则根据市场供需情况确定。

2020 - 2025 年：2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制改为 “基准价 + 上下浮动” 的市场化机制，核电核准电价参考基准价，受煤电基准价格下行和增值税调整等因素影响，核电核准电价受到下行压力。在市场化交易方面，核电入市电量比例逐年上涨，如 2023 年度在运核电机组市场化交易电量占比为 42%。部分地区如江苏，核电市场化规模逐年扩大，交易价格不设限制；广东则有超额盈利回收和变动成本补偿机制，削弱了核电电价的上浮弹性。2025 年，中核在江苏有 300 亿度市场电，市场电价从 2022 年开始呈下降趋势，2022 - 2025 年分别为 0.466 元、0.466 元、0.446 元、0.412 元；2025 年一季度，中国核电综合电价同比略有下降，维持在 0.4 元左右，其中江苏省 2023 - 2025 年一季度市场电电价分别约为 0.4 元、0.398 元、0.39 元多。=》开始挂钩煤电基准价！

下面举个例子，通俗解释一下：

想象一下你开了两家店，一家是卖核电 “产品” 的店，一家是卖煤电 “产品” 的店，现在有这么些规定：

从 2013 年 1 月 1 日之后开始营业的卖核电 “产品” 的店，有个统一的价格标准，就好比是全国核电标杆上网电价，定的是每度电卖 0.43 元（这里面包含了税，税率是 17% ）。

然后呢，要看看这个核电的价格和当地卖煤电 “产品” 那家店的价格比一比（这里的煤电价格是包含了脱硫、脱硝这些额外加价之后的价格）。

要是核电每度电 0.43 元这个价格比当地煤电的价格高了，那新开的卖核电 “产品” 的店，就得按照当地煤电的价格去卖电，也就是跟着煤电的价格走。

反过来，如果核电每度电 0.43 元这个价格比当地煤电的价格低呢，那这家新开的卖核电 “产品” 的店就按照自己原本定的每度电 0.43 元这个核电标杆价格去卖就行。

还有一种特殊情况哦，如果这个核电机组是承担着引进核电技术、搞自主创新或者是让重大专项设备国产化这些重要任务的首台或者首批机组，又或者是当作示范工程的，那它卖电的价格，就可以在每度电 0.43 元这个全国核电标杆价格基础上，再适当往高了调一调。

而且，要是煤电那边的基准价格有了变化，就像煤电价格涨了或者跌了，那核电核准的卖电价格也会跟着受到影响，毕竟它们之间有着这样相互参照对比的关系。

那么煤电基准价格的趋势如何

价格中枢整体下移：从当前情况来看，煤电基准价格有下行趋势

一方面，供给端较为宽松，2024 - 2025 年山西、内蒙古等主产区新增优质产能约 2 亿吨 / 年，国内煤炭供应较为充足。同时，2024 年进口煤超 4 亿吨，2025 年预计维持高位，这对市场煤价形成压制。另一方面，需求端面临压力，新能源装机加速增长，2025 年风电和光伏累计装机或超 12 亿千瓦，占发电量比重约 20%，进一步挤压火电空间，导致电煤需求增长乏力。动力煤（5500 大卡）价格 2024 年在 700 - 900 元 / 吨，2025 年预计在 600 - 800 元 / 吨，价格中枢下移 10% - 15%。

短期波动仍存：尽管整体趋势向下，但煤价在短期仍可能出现波动。

例如，2025 年 4 月我国多个省份出现电厂负电价现象，这导致火电企业亏损，电煤采购意愿下降，4 月环渤海港口 5500 大卡动力煤价格跌至 665 元 / 吨，同比下降 15%。不过，夏季用电高峰若高温天气持续且水电出力不足，煤价可能阶段性反弹；四季度传统旺季也可能因高库存和需求疲软而 “旺季不旺”。

长期来看，随着能源结构转型的推进，新能源在能源结构中的占比将不断提高，火电的份额会逐渐被挤压，对电煤的需求也将进入持续下降通道，这将进一步推动煤电基准价格下行或保持在相对较低的水平。不过，煤电作为目前电力供应的重要组成部分，在未来一段时间内仍将发挥重要作用，其价格也会受到多种因素的综合影响而保持一定的波动性。

由此可见，核电核准价其实并不乐观，也就是开始打到了火电，就是开始动了核电饭碗！

国内核电主要集中于8个沿海省份，2023年度福建、辽宁、海南省核电发电量占比都超过20%，分别为27.3%、23.4%、22.7%。近年来，核电入市电量比例呈逐年上涨趋势，据统计，二代核电机组市场化电量比例高于三代核电机组，目前广西、辽宁等地区均已推动核电全电量参与中长期交易。

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。

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（vs.2023全部上网电量 650亿千瓦时）；2025年进一步将市场化电量增加到273亿kwh。

下面解释一下超额回收机制和变动补偿机制：

超额盈利回收机制

你可以把核电企业想象成一个开超市的老板，平时卖东西（发电卖电）有个大概能赚多少钱的范围，是比较合理的。

核电企业卖电的时候，一部分电是按照之前定好的价格卖出去（类似签了长期合同的固定价格），还有一部分电是放到市场上，跟着市场行情来定价卖的。有时候市场上用电需求特别大，电不够用了，那核电拿到市场上卖的电价格就蹭蹭往上涨，这样一来，核电企业赚的钱就比正常情况下多多了，比原本算好的、该赚的那个合理范围超出了一大截。

这时候，“超额盈利回收机制” 就起作用了。就好比有个监管部门站出来说：“你这赚太多了，超出合理范围的那些钱可不能都自己留着啊，得交出来一部分。” 这样做，是为了保证整个电力市场的公平性，不能让核电企业因为市场一时的变化就赚得盆满钵满，避免影响到其他发电企业，也让整个电力价格不会因为核电赚太多而变得太离谱，让市场能健康、平稳地运行下去。

变动成本补偿机制

咱们再把核电企业比作一个开饭店的。开饭店嘛，成本有时候是会变的呀，比如说今天菜价（相当于核电的燃料等成本）突然涨了，或者燃气费（类似运维等费用）变高了，那经营成本就增加了。

核电企业发电也是一样的道理，它在运营过程中，有些成本不是固定不变的，像核燃料的价格可能会波动，设备维护保养需要花的钱也可能因为设备老化或者出现特殊情况而变多了。要是成本变高了，企业的利润就会受影响呀，可能原本能赚点钱，成本一涨就赚不到或者还亏本了呢。

这时候 “变动成本补偿机制” 就发挥作用了，就好像有个好心人（相关管理部门或者规则设定）出来说：“哎呀，你成本增加了这么多啊，那不能让你吃亏，我们根据你成本增加的情况，补给你一些钱，让你能维持正常的经营，不至于因为成本变高就运营不下去了。” 通过这个机制，就能保障核电企业在遇到成本变化的时候，还能正常地发电、卖电，继续为大家提供电力啦。

这两个机制就是一方面防止核电企业赚太多不合理的钱，另一方面又保障它在成本有变化的时候还能正常运转，让电力市场能稳稳当当的。

简单的理解，可以是多退少补，稳定盈利就好了，不要赚太多，也不要亏了。稳定好用电，一方面护着，一方面压着，核电的定位就是成为表现到位的乖宝宝就行。

下面还是看一下汇总的图：

那么其实核心是我们看一下核电的市场化比例了：

截至2024年底，中国核电市场化交易比例达42.7%，中国广核市场化交易比例达57.3%，2022年起，全国市场化交易电价上浮，以中国核电田湾核电站所在的江苏为例，近三年年度长协电价上浮比例超15%，也高于田湾核电标杆电价，而江苏并不限制核电交易电价。

从这块可以看出，市场化交易已经是比较明确的大趋势了。那么问题来了=》

1.核电的市场化交易对于核电电价的影响如何？

2.对于核电企业净利润的影响如何？

先来回答第一个问题：核电的市场化交易对于核电电价的影响如何？

（1）电价弹性受政策机制制约

上浮空间受限

当市场电价高于核准电价时，核电企业需通过政府授权合约差价回收机制将超额收益部分返还给用户。例如广东核电结算电价中仅10%按市场均价计算，90%仍执行核准价，导致电价弹性被削弱。=》也就是多赚的那部分只是(市场电价-核准电价)x10%。

举个通俗的例子来说明：

假设你开了一家面包店，政府给面包定了一个核准价格，就比如说核准价是 3 元一个面包。

平常，面包就在市场上卖，有时候市场行情变化，面包的市场价格变高了，比如说市场上现在一个面包能卖到 5 元了（这就好比市场电价高于核准电价的情况）。

但是按照规定，有个类似政府授权合约差价回收机制在起作用。你卖面包结算的时候，可不是全都按照这 5 元一个的市场高价来算钱。只有 10% 的面包销售额是按照市场均价 5 元去计算的，另外 90% 的面包销售额还得按照政府核准的 3 元一个面包来算钱。

本来要是都按 5 元一个面包算，你能赚挺多钱的，可现在因为有这个规定，大部分的收入还是按照那个相对低的核准价 3 元来算，你能额外多赚的钱就少了很多，就好像这个面包价格跟着市场行情往上涨、能多赚钱的弹性就被削弱了一样，没办法完全随着市场高价去赚更多钱了，核电企业遇到的情况和这面包店的情况是类似的道理。

下行压力加剧

当市场价低于参考价时，核电需支付补偿费用。以广东为例，若市场均价低于0.463元/千瓦时，核电需按差额的85%进行补偿，极端情况下最大补偿额可达4.1分/千瓦时，导致结算电价显著低于核准价。举一个通俗的例子来说明：假设你开了一家面包店，面包有个官方核准的价格，就好比是核电的核准价，咱们假设这个核准价是10元一个面包（只是打比方方便理解）。然后，市场上会有个大家交易面包的平均价格，这就类似核电里说的市场均价了。现在有这么个规定，要是市场上大家买卖面包的平均价格低于8元（相当于核电里的0.463元/千瓦时这个参考价）的时候，你作为面包店老板就得给大家补偿了。具体补偿办法，就是按照比8元低的那部分差额的85%来掏钱补偿给买面包的人。比如说市场均价变成了7元一个面包，那比8元低了1元，这1元的85%也就是0.85元，你就得额外掏出来补偿给买面包的人。在极端情况下呀，最多可能要补偿给人家4.1角（相当于核电里的4.1分/千瓦时。这样一来，你最后实际从卖面包这件事上拿到手结算的钱，就会比最开始核准的10元一个面包的价格少了挺多，核电也是同样的道理，经过这么一补偿，结算电价就会明显低于最开始核准的价格了。 也就是说市场电价比核电电价低的越多，核电需要补偿的越多。

（2）地区政策差异交大

完全市场化传导地区（如江苏）

市场化电价波动直接影响核电收益。2024年江苏年度交易均价同比下降2.94%至0.4529元/千瓦时，但通过扩大市场化电量（同比增长50亿千瓦时）部分抵消了电价下降影响。

收益回收机制地区（如浙江、广东）

浙江实施超额收益回收机制，将市场化电价与核准价差额按比例回收，实际结算电价基本锚定核准价；广东则通过单向差价结算回收机制，将90%电量锁定为核准价，仅10%反映市场波动。

全电量入市地区（如广西、福建）

广西防城港机组全电量参与市场，但存在溢价回收机制；福建除华龙一号外全电量入市，2024年交易规模达640亿千瓦时，电价与市场供需直接挂钩。

（3）综合影响呈现分化

短期电价波动有限

2023-2024年市场化电价同比降幅约1-3分/千瓦时，但核电综合电价仍稳定在0.39-0.43元/千瓦时区间。主要因市场化电量占比约50%，且部分省份通过机制设计平滑波动。

成本压力凸显

市场化交易增加了辅助服务费用（如调峰分摊）、偏差考核成本（广东考核系数1.1）等，推高核电入市成本，但当前电价未充分体现核电的低碳价值。

（4）未来趋势与应对策略

长期风险与机遇并存

预计“十五五”期间电力供需宽松或导致市场电价进一步下行，但核电因核准价普遍低于燃煤基准价（约0.43元/千瓦时），具备一定安全边际。若市场电价维持基准价附近，核电综合电价仍可保持稳定。

这里面的对标就是看燃煤基准价，下面来解释一下这个术语：

想象一下，你所在的小区有好多家卖烤红薯的小摊位（可以类比成不同的燃煤发电企业）。为了让大家卖烤红薯的价格有个基本参照，不至于乱要价或者恶性竞争，小区管理者就定了一个标准价格，比如说一个中等大小的烤红薯基准价是 5 元（这就类似燃煤基准价）。

这个 5 元的价格，是综合考虑了很多因素定出来的，像生红薯的进价、烤红薯用的煤炭成本（这煤炭成本就好比发电用的燃煤成本）、摊位的租金这些成本，再加上合理的利润空间后得出来的这么一个基础价格。

对于那些卖烤红薯的摊主来说，他们可以根据自己的实际情况，比如自己的手艺更好，烤出来的红薯格外香甜，那可能会稍微把价格往上调一点；或者有时候红薯进价便宜了，也可以适当降点价，但这个 5 元的基准价就是一个基本的参照标准，大家心里都有数，围绕着它来调整自己的价格。

在发电领域，燃煤基准价就是综合考虑了燃煤采购成本、发电运营成本以及合理利润等诸多因素后，给燃煤发电定的这么一个基础的价格参照，别的燃煤发电价格往往就是围绕着这个基准价根据实际情况去做相应的变动。

来一个更官方的说法：

政府确定燃煤基准价主要依据以下几个方面：

历史标杆电价：2019 年，国家发展改革委印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中明确，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为 “基准价 + 上下浮动” 的市场化价格机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定。这是基于过去长期执行的标杆电价制度，标杆电价是政府按照一定的规则和标准进行核定的，考虑了当时的发电成本、合理利润等因素，为燃煤发电企业提供了相对稳定的上网电价水平，也为确定基准价提供了重要参考。

发电成本：包括煤炭采购成本、发电设备的投资与折旧、运行维护成本、人员工资等。煤炭是燃煤发电的主要燃料，其价格波动对发电成本影响较大。政府会关注煤炭市场的长期价格趋势，以及发电企业在一定时期内的平均煤炭采购成本。同时，也会考虑发电设备的技术水平、使用年限等因素对折旧和维护成本的影响，以综合评估发电的合理成本，从而为确定燃煤基准价提供成本依据。

市场供需状况：电力市场的供需关系是影响燃煤基准价的重要因素。当电力市场供大于求时，发电企业之间的竞争加剧，可能会导致电价有下行压力，政府在确定基准价时会考虑市场的承受能力和发电企业的合理收益平衡；反之，当电力供应紧张时，为了保障电力供应的稳定性和鼓励发电企业增加供应，基准价可能会适当调整，以反映市场的真实需求情况。

社会经济发展需要：政府会考虑宏观经济形势和产业政策等因素。例如，为了支持某些重点产业的发展或促进经济结构调整，可能会在一定时期内对燃煤基准价进行适当调整，以降低企业的用电成本，提高产业竞争力。同时，也会考虑居民生活用电的稳定性和承受能力，确保基准价的调整不会对居民生活造成过大影响。

合理利润空间：要保证燃煤发电企业能够获得合理的利润，以维持其正常的生产经营和投资发展。政府会参考行业的平均利润率，并结合发电企业的成本结构、市场竞争状况等因素，确定一个能够使发电企业在长期运营中获得合理回报的利润水平，将其纳入燃煤基准价的计算中，以保障电力行业的可持续发展。

所以的话，其实只要火电站的占比还比较大，这种担忧就比较小。下面还是看一下度电成本这个图：

也就是水电排在核电前面，火电，风电，光伏都排在后面，只有度电成本打到核电成本线以下的电价，才会具有明显的带动市场化电价下行趋势。只不过这个推演有一个麻烦的点，是政策限制了核电的净利润想象力，这部分国家希望多拿一些。核电基准价和燃煤基准价的挂钩，长期趋势，决定了核电也是逐步走上了以量补价的动态博弈，当然还要考虑新建的核电站，成本持续降低，折旧到期，也陆续释放利润出来。

所以，目前的情况是，核电不怕市场化竞争，是核电市场化交易通过政治制定的电价形成机制重构了收益结构：上浮空间被政策压缩，下行风险通过机制设计部分缓释。地区政策差异导致电价影响分化，而成本传导不畅和绿色溢价缺失仍是核心矛盾。未来需依赖市场化规则优化（如容量补偿机制）和多元化商业模式突破，才能实现核电经济效益与低碳价值的平衡。

核电企业策略：主要运营商通过优化交易策略（如核电+新能源组合售电）、拓展核能供热等非电业务（如国家电投“暖核一号”供热项目）对冲风险，同时推动核电纳入绿色电力体系以获取溢价。

那么这第二个问题：对于核电企业净利润的影响如何？

1.核电企业的新建成本持续折旧；

2.核电的核准价对标燃煤基准价，长期趋势定价中枢持续下调；

3.市场化交易价格占比持续提升，这块核电也是按照核电基准价（燃煤基准价）进行竞争的，对核电的净利率也是长期不利的；

4.核电的新建增多，这是产能的增加；

下面看成本端的2个问题：

3.核电折旧这块怎么看？

以中国核电为例，其折旧政策及影响可从以下角度分析：

（1）折旧方法与政策特点

工作量法计提折旧

中国核电的核电专用设备（占固定资产61.09%）采用工作量法计提折旧，折旧金额与当期发电量挂钩。计算公式为：当期折旧率=当期工作量/（当期实际工作量+剩余使用寿命预计工作量）。这种方法使折旧与机组实际运行效率直接相关，发电量越高，当期折旧费用越大。

差异化折旧年限

不同设备的折旧周期差异显著，分布在5-45年之间，但整体加权平均折旧年限为25-30年。例如：核岛机械类设备：25年（三代机组调整为30-60年）；电气类设备：17年；房屋建筑：60年（采用年限平均法，年折旧率1.67%）。

（2）折旧年限与资产寿命的错配

机组寿命显著长于折旧年限

二代核电机组设计寿命40年，三代机组达60年，且可通过技改延寿至80-100年。而中国核电的平均折旧年限仅25-30年，意味着机组在折旧完成后仍可继续运营30-50年，期间折旧成本归零，利润空间显著提升。折旧到期

节奏

从机组投产第16年起，部分设备折旧开始到期，直至40年全部结束。例如，早期投产的二代机组（如秦山一期）已进入折旧末期，未来将逐步释放利润。

（3）折旧对成本的影响

成本占比高

2023年，固定资产折旧占中国核电营业成本的38.67%，是最大成本项。单位发电折旧成本为76.49元/兆瓦时，较2021年增长2.66%，但整体保持平稳。

与燃料成本的对比

折旧成本远高于燃料成本（占比22.19%），凸显核电行业重资产特性。但燃料价格通过长期协议锁定，波动风险较小，而折旧成本随年限递减，长期成本下行趋势明确。

（4）未来折旧趋势

三代机组延长折旧年限

华龙一号等三代机组调整后折旧年限达30-60年（原25年），可能减缓短期折旧压力，但削弱了折旧到期后的利润释放速度。新能源资产影响

中国核电控股新能源机组18.52GW（2023年），其设备折旧政策（通常年限更短）可能拉低整体折旧年限，但新能源收入快速增长（2023年风光收入98亿元）可对冲影响。

（5）对比中国广核

中国广核核电设备折旧年限为30-60年，更接近实际使用寿命，因此折旧占营收比例更低（14% vs 中国核电23%）。但中国核电通过更短的折旧周期，未来利润释放潜力更大，形成差异化竞争优势。

故此，中国核电短期通过工作量法匹配现金流，长期利用折旧年限与资产寿命的错配构建利润增长点。随着存量机组逐步进入折旧后期，叠加三代机组造价下降（如华龙一号单位成本较早期下降4161元/千瓦），其成本优势将进一步凸显。

4.未来新建核电的成本如何？

从成本构成角度看，核电的完全成本以固定资产折旧、财务费用、燃料及材料成本等为主。折旧与核电机组造价相关，过去几年国产化率提升带动二代核电机组装机成本显著下降。核电机组代际间成本呈上升趋势，代际更迭后首批机组造价明显提升，我国首批“华龙一号”三代机组造价约1.6万元/千瓦，较量产后的二代机组1.2万元/千瓦的造价提升约33%。随着三代核电标准化、批量化建设，其造价有望在维持安全指标前提下降至1.3万元/千瓦左右。与之对应，三代机组的全投资IRR约8%，略低于二代机组10%左右的水平，未来随着三代机组造价的下降，其IRR有望提升。四代核电技术目前处于项目示范阶段，造价较高，四代高温气冷堆机组现阶段主要用于工业供汽，未来以热电联产为主要方向，经济性有望进一步提升。此外，由于核电的实际使用寿命远超折旧年限，核电机组利息偿还完毕、折旧计提完毕后净利润也有望进一步释放。

中国未来新建核电项目的成本预计将呈现稳中有降的趋势：

1. 技术迭代推动成本下降

第三代核电技术成熟：以“华龙一号”和“国和一号”为代表的自主三代压水堆技术已实现批量化建设，单机组造价从首堆的2.2万元/千瓦降至2024年的1.6万元/千瓦，降幅达28%。预计到2030年，三代机组建设成本将进一步优化至1.4万元/千瓦以下。

第四代技术研发：高温气冷堆、快堆等四代技术进入示范阶段，模块化设计（如玲珑一号SMR）可缩短建设周期至42个月，单台机组投资成本较传统机型降低40%。快堆技术还能提升铀资源利用率100倍，降低核燃料循环成本40%。

2. 规模化与国产化效应

设备国产化率提升：关键设备（如蒸汽发生器、压力容器）国产化率已达93%，锻件等核心部件实现90%国产替代。国产化降低了进口依赖，例如上海电气自主研发的1750MW汽轮机热效率提升至36.5%。

批量化建设摊薄成本：2025-2030年计划新增50台百万千瓦级机组，年均投资1200-1500亿元，规模化生产使设备采购、施工效率提升，单台机组成本显著下降。

3. 政策支持与市场机制

财政与碳市场激励：政府通过税收优惠、专项债券等降低融资成本，核电项目内部收益率（IRR）稳定在8%-10%，高于风电光伏。碳市场机制下，每兆瓦时核电可获0.8-1.2吨碳配额盈余，按60元/吨碳价计算，单台机组年收益增加4-6亿元。

电价机制改革：核电参与电力现货市场交易占比提升至35%，市场化电价较标杆电价上浮12%，增强了收益稳定性。

4. 成本构成与挑战

主要成本项：三代核电机组建设成本中，设备购置费占34%，建筑工程费占17%，工程其他费用占28%，建设期利息占12%。未来设备费有望通过国产化进一步压缩，但人工成本上涨可能推高建安费用。

风险因素：国际供应链波动（如美国技术限制）可能延长设备交付周期，但国产替代加速缓解了这一压力。此外，安全监管升级（如智慧监管平台缩短审批周期至18个月）平衡了成本与安全。

5. 长期趋势与规划

成本预测：到2030年，三代机组造价预计降至1.4万元/千瓦以下，四代技术商业化后成本优势更显著。国际能源署（IEA）建议核电造价需降至2000美元/千瓦（约1.4万元人民币/千瓦）以保持竞争力，中国当前已接近这一目标。

非电应用拓展：核能供热、海水淡化等综合利用项目到2030年市场规模将超800亿元，进一步分摊核电综合成本。

故此，中国核电新建成本在技术驱动和政策支持下将持续优化，预计2030年前后三代机组成本稳定在1.4-1.6万元/千瓦区间，四代技术和小型堆（SMR）将成为降本新引擎。同时，需关注人工成本上升和地缘政治风险对长期成本的影响。

因此，成本端和折旧都是有利于核电的大趋势！

所以核电的利润计算是：

核电的上网电量（核电的核准电价对应部分）持续增加，翻倍）x核电基准价+核电的市场化电价x核电的上网电量(持续增加）

上网电量增加=》利好！

核电核准价对标燃煤基准价=》长期定价中枢下降=》利空！

核电的市场化交易电量增加=》按照燃煤基准价计算的电量增加=》利空！

核电的建设成本降低=》度电成本减少=》净利润率提升=》利好！

核电的折旧到期=》净利润提升=》利好！

=》上网电量能够补上来，不过综合电价可能中枢要下调了，同时前者增长的幅度，应该超过后者，但是肯定比最开始的预估要差一些了，同时成本端也在持续下降。

也就是再次进入跷跷板序列，这个也是核电比水电差的主要原因吧！电价烧不到水电，先烧到了核电。

政府对核电企业的预期是稳定增长，同时希望风电和光伏配储解决问题的时间长一些，火电站支撑的长一些，这样核电的利润持续度更好一些。

不过核电企业本身也是碗里的肉，看政府想要怎样来定价和安排了，主要还是利润稳健增长，不多，也不那么少，就行了。需要知道的是，这部分也是给到股东的。

至于预期收益率，我的感知是长期净资产收益率应该也是在10-11%这个水平，甚至到8-9%，具体的，需要细致的去算账了。未来不利好核电的净利润质量，对净利润的总量增长，应该是有相对比较确定性的缓慢成长趋势的！

分析完，略有一丢丢失望，但也不算有多么太失望！马马虎虎，就我个人而言，可能边走边看去评估，核电是一个需要做多次决策才能持续赚钱的企业。大方向确定，中间的成长，需要看政府如何看待这块，我的感觉就是不赚太多，不赚太少，你核电企业稳定到位就行了！长期净资产收益率8-10%就可以了。

就这些！

$中国核电(SH601985)$

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