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　　能源转型与能源安全背景下核电的重要意义凸显，我国全球领先的核产业链奠定了中核与广核长期成长空间。2026年开始，煤价潜在的反弹、碳价持续上涨、机制电价试点托底政策的出台很大概率为长期资金市场过去三年担忧的核电降价画上了阶段性句号。随着“十五五”核电密集投产，我们预计核电龙头股价或将先后迎来盈利修复、成长加速与估值提升三重利好。

　　“双碳”目标下，核电或是能源“不可能三角”最有效的解决方式。国产化的“华龙一号”和“国和一号”已形成了完整的产业链，我们测算每台三代核电能够更好的降低全国煤炭和LNG进口0.4%-1.1%，沿海省份的对外依存度下降超10%。核电成本稳定在0.2元/度，供热/供电相比沿海火电和风光性价比凸显。“十五五”碳价可能持续上涨，核电vs火电的优势或进一步拉大。

　　2022年我国核电审批进入新常态，预示着2026年开始投产步入高速增长期，我们测算中核与广核“十五五”权益装机增速分别为11%和13%。2023年来，煤价下降带动电价下降，导致两家公司利润下滑。2026年我们判断煤价和碳价的上涨可能催化电价拐点，且辽宁/广西的机制电价试点先后落地，表明政府托底核电盈利的态度。我们测算，2026年若试点全国推广，两家公司盈利有7%-43%的修复空间；假设煤价中枢上移150元/吨，或对应电价5-6分/度的上涨，有望带来公司业绩30%-40%的向上弹性。

　　哪怕在电价持续下降的2023-25年，核电站层面的ROE也就没有低于过15%，不输三大水电龙头。5年以上的项目建设期导致核电上市公司层面既没有体现增量利润的成长性，整体ROE还被新项目的前期成本和费用压制，并未体现核电站真实的高盈利。我们大家都认为，机制电价的落地或显著地增强长期资金市场对核电盈利稳定性的信心，2026年开始的投产提速也会促进缓解在建项目的摊薄压力，从而带来盈利和估值的双提升。

　　2023-25年，核电电价下降导致存量和新项目盈利风险加剧，市场很难以成长股的方式对其进行估值。相比长期资金市场，我们对核电电价上涨更有信心：煤价和碳价上涨会直接带动沿海电价反弹，且政策托底信号已提前落地。考虑核电作为长久期资产，我们测算在7%的WACC下，中核和广核在手项目DCF价值2185和2661亿；考虑每台三代机组还可额外增厚100-120亿，我国每年8-10台的常态化审批，还会给两家公司带来源源不断的增量。倘若辽宁和广西的试点全国性推广，市场对核电盈利稳定性的信心有望显著提升，意味着DCF估值时WACC的要求可能进一步下降。

　　风险提示：辽宁、广西核电试点后续的进展、煤价波动（霍尔木兹海峡封锁时间、印尼煤炭出口配额变化、国内供给侧改革等）、沿海电力供需。

　　我们对核电电价上涨更有信心，煤价和碳价上涨会直接带动沿海电价反弹，即便煤价不涨，政策托底信号已开始慢慢地显现。1）随着一直增长的新能源挤压火电定价权，火电机组在现货及未来中长协上更倾向于边际成本报价，固定成本通过容量市场回收，调节性成本通过辅助服务市场回收。所以煤价和碳价作为火电边际成本的主要构成，对电能量电价的同向拉动是大概率的。2）即便短期煤价没再次出现反弹，当前部分沿海省份的电价已经很难支撑当地核电机组收回成本，所以地方性试点政策已经出台，提前托底核电电价与盈利的政策信号非常明确。

　　核电资产的盈利能力某一些程度上不输大水电，但市场对核电的估值被表观ROE局限。我们回顾过去几年核电上市企业旗下具体的核电子公司，核电电站层面的ROE基本都在14%以上。即使是在经历了3年电价下降后：1）2024年中国核电除了三门（技术引进）和昌江（台风影响海缆），其他电站ROE均值为16%；2）2025年中国广核平均ROE高达17%，除了台山（技术引进）和防城港（广西电价下降过多），其他子公司的ROE均在14%以上——盈利能力某一些程度上甚至好于长江电力、华能澜沧江和雅砻江。但是因为核电公司新项目较多，总部的三费和前期项目开发成本制约了表观ROE，而新项目核准后5年内又难以为上市公司贡献利润，故传统的PB估值方法对核电是失效的。下图我们大家可以看出，三家核电公司的PB估值从2024年年中左右持续回落（截止2026年4月3日，中国核电、中国广核和中广核H分别自高点回落32%、16%和11%），而上证指数的PB从2024年9月以来持续走强。

　　核电建设期较长，虽然核准后贡献利润的确定性较大，但PE估值层面尚未充分定价，所以我们大家都认为DCF或更能体现核电企业的价值。

　　在“双碳”目标及核技术进步背景下，核电或是能源安全、公平（可负担性）、环境可持续“不可能三角”最有效的解决方式。2011年福岛核事故后我国核电核准显著放缓，2015年国务院虽短暂重启审批，但由于我国三代首堆三门1号（引进美国AP1000）投产延期，直到2019年我国才再批新项目。2021年习确立了“双碳”战略，结合国产三代华龙一号首堆2021年初商运成功，当年3月政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的发展，并录入《中华人民共和国能源法》实现立法。2022年国务院核准10台机组，创下近十年来审批记录；2024年更是在10台三代机组外额外核准了1台四代核电（徐圩高温气冷堆）——核电审批迈入常态化，预示着2026年开始我国核电投产步入高速增长期（通常为54-70个月建设周期）。

　　2026年3月中国加入《三倍核能宣言》，进一步彰显了我国核电长周期积极发展的决心。《宣言》由美国、法国等在2023年第28届联合国气候变化大会（COP28）上联合发布，核心目标是到2050年将全球核能装机增至2020年的三倍，以此助力实现本世纪中叶全球净零排放及《巴黎协定》温控目标（控制在1.5℃以内）；我国的加入使参与国增至38个。

　　核电为低碳清洁能源，可减少温室气体排放。与火电不同，核电站不会污染空气或直接排放二氧化硫、氮氧化物或温室气体。根据我们国家生态环境部环境规划院发布的《中国产品全生命周期温室气体排放系数集（2022）》显示，核电全生命周期二氧化碳排放当量仅约12.2克/千瓦时，与水电、风电和光伏等可再次生产的能源相当或更低，具有无法替代的综合优势。

　　沿海核电助益沿海火电大省降碳，减少进口煤炭使用。我国大部分沿海省份均存在用电缺口，刚好匹配我国沿海核电的布局。核电项目选址靠近电力负荷中心，可某些特定的程度缓解沿海省份用电问题，也减少了风光长距离传输过程中的损耗与对外的化石能源依赖。

　　运行稳定且利用小时明显高于其他电源。与其他清洁能源相比，核电很少受天气、季节或别的环境条件的影响，除12-18个月核电站换料一次外，平时几乎都处于基荷运行。高稳定性带来较高的利用小时数，核电的利用小时数明显高于其他电源。

　　从安全性来看，根据中国电源学会披露信息，以AP1000为代表的三代核电站事故率低至10-6次/年，比我们生活当中的大部分行业都要安全，核电站周围一年的辐射剂量和乘坐一次飞机相当。根据中电联数据，每燃烧1吨标准煤不仅产生二氧化碳2620千克，更产生了二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克和280千克炉渣，带来严重的环境问题。

　　核能分为裂变和聚变，裂变发电目前已实现大规模商业化，技术路径迭代四次；聚变技术仍处于工程可行性验证阶段。一代核电目前已全部退役，二代核电技术已实现了裂变批量化商业部署，目前全球在建核电主要是三代核电机组（满足美国《先进轻水堆用户要求》（URD）和欧洲《欧洲用户对轻水堆核电站的要求》（EUR））。第四代核能系统国际论坛（GIF）选定了钠冷快堆、高温气冷堆、铅冷堆、熔盐堆、超临界水冷堆、气冷快堆六种最具前景的技术路线，其中我国高温气冷堆（示范堆2012年12月开工/2023年12月商运）、钠冷快堆（示范堆2020年12月开工）、熔盐堆（钍基实验堆2025年11月建成并首次实现堆内钍-铀转化）、铅冷堆（实验堆2025年获得核准已经开工）等均有所突破。

　　目前我国的第三代核电技术路线主要有两种，引进美国AP1000消化吸收再创新的国和一号（CAP1000和CAP1400）和自主研发（中核集团ACP1000和中广核ACPR1000技术融合）的华龙一号（HPR1000）。中国作为全球在建核电顶级规模、装机总量第三的国家，拥有完整的核电产业链和丰富的建设运营经验。目前已形成东方电气集团、哈尔滨电站设备集团以及上海电气集团三大核电装备制造基地，以第一、第二重型机械制造集团以及上海重型机械制造集团为重点的大型铸锻件和能承受压力的容器制造基地，具有核电站建安工程设计资质的有核工业第四、第五、第七建筑安装设计院，具有核岛建筑安装施工资质的有中国核工业建设集团公司和核工业中原工程公司等。据华龙国际有关负责的人介绍，仅华龙一号中国已形成了每年8-10完整台套以上的核电设备制造供货能力。

　　在2025春季核能可持续发展国际论坛上，中国核能行业协会轮值理事长杨长利介绍说，目前，中国商运核电机组58台，核准在建44台，总规模升至全球第一。

　　根据我们统计，2025年全国煤炭和液化天然气的进口一半左右分布在核电大省，发展核能对我国化石能源的安全可控是重要支撑。其中进口量较高的地区还包括京津冀和上海，考虑到核电厂址的要求比较高，目前尚未有核电基地获批。

　　以“华龙一号”为例每台机组装机116-125万千瓦，每年清洁发电近100亿度，相当于减少标准煤消耗312万吨，减少二氧化碳排放816万吨。每建成一台“华龙一号”相当于减少标准煤消耗300万吨和30万吨LNG，能够更好的降低全国煤炭和液化天然气进口量0.4%-1.1%，但是对广东、广西、福建、海南、山东、辽宁等部分省份来说可以大幅度提升能源自供率。

　　核电成本整体相对来说比较稳定，度电经营成本约0.2元/度，相比沿海其他电源仅略高于水电。从财务报表上的会计成本来看，2019年迄今主要核电公司的度电成本约0.2元（不包括四项费用）。我们以同样的口径计算2024年沿海其他电源的成本，选取广东、广西、福建、浙江、江苏、辽宁的代表企业，发现核电在沿海发电机组中成本仅略高于水电，相比火电、风电和光伏有着非常明显优势。考虑到“十五五”期间碳价还可能有持续上涨趋势，核电相比稳定可调的火电成本优势可能进一步拉大。必须要格外注意的是，沿海清洁供热的需求也为核能的综合利用开拓了多元化的应用场景，风光不直接产生热量，相比化石能源供热，核能兼具减碳优势与成本优势（详情可见我们2025年12月的报告《公用事业/环保: 看好发电机组供热改造解锁新机遇》）。

　　核电成本构成相对均衡，可变成本占比22%-29%。考虑上市公司的整体成本（考虑到部分费用可能涉及未投产项目，可能会引起度电费用高估），折旧依然是第一大成本项（占比25%-30%），燃料成本占比14%-20%，财务费用占比9%-20%，维修等成本占比15%-19%，人力成本占比6%-11%。值得一提的是，核燃料成本包括铀燃料采购与组件加工环节，和近年来天然铀涨价相关的成本占比仅个位数。

　　只要核电上网电价稳定，“十五五”产能和产量的两位数增长有望逐步体现——我们大家都认为机制电价试点倘若可以全国推行，上市公司不但可以迎来存量电站的盈利修复，在建的大量新增装机也都可以贡献确定性的利润增长，估值和基本面有望迎来双击。当前核电的估值仅反映了表观的盈利能力，忽略了在建与筹建机组对公司ROE的压制。根据DCF测算，公司在手项目的股权价值或还有较大空间。

　　机制电价试点倘若可以全国推行，我们预计上市公司2026年的利润修复空间达7%-43%，2030年两家公司的权益装机相对当前还有70%/86%的潜在增长。即便机制电价政策最终低于预期，煤价反弹也将带来公司电价和利润弹性；长久来看，碳价的上涨也会推升火电边际报价，最终带动核电作为清洁能源的价值逐渐体现。

　　考虑到核电FCD后约5年的建设期，2031年前的核电投产进度确定性较高。

　　事实上，“十四五”核电装机与电量也在持续增长，但是中国核电和中国广核两家上市公司核电利润在2024和2025年分别出现下滑（剔除增值税影响），主要在于收入端的波动。我们下文简单回顾一下核电定价与电改以来核电入市的情况。

　　2013年以前，国家按成本利润原则，单独对核电厂定价。早期核电厂上网电价一厂核定一价，核电企业缺少足够的积极性控制建设和运行成本。截至2012年底，全国在役核电机组共计15台，合计装机1,263万千瓦，其上网电价均按“成本+利润”模式制定。

　　2013年统一核电标杆电价。2013年国家发改委《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）规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策。核定全国核电标杆上网电价为0.43元/度（增值税变化后调整为0.4153元/度）；核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆电价的地区，执行当地燃煤机组标杆电价（现在统称为当地基准电价）。从此，标杆电价成为了核电核算成本的重要参考，鼓励其降本增效、促进竞争。全国固定的标杆电价，也造成了不一样的地区核电站的经济性差异，广东、广西、海南等地区因为燃煤标杆电价高，核电的标杆电价天然会高于辽宁、福建、江苏等地区。

　　特殊政策：三代核电首批项目试行上网电价不同于1130号文。2019年发改委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，明确广东台山一期/浙江三门一期/山东海阳一期核电项目试行价格分别为每度0.4350/0.4203/0.4151元。根据中国核能行业协会在“中国核能可持续发展论坛”上发布的《我国三代核电经济性及市场竞争力研究》，相比二代，三代核电的设计寿命由40年延长到60年，电厂可利用率由85%提高到93%以上，三代造价成本更高，投产后经营压力较大。

　　核电市场化交易电量过半，电价随行就市。2015年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，发改9号文标志着我国新一轮电力体制改革开启。截至2026年度交易方案，辽宁、广西、福建的核电已经全电量入市，江苏（2026年度安排300亿度）入市比例超60%，浙江（省调机组50%中长期+10%现货，剩余40%分配政府授权合约）入市比例为60%，广东岭澳和阳江核电（以7500小时作为年度基准值，安排312亿度作为年度市场电量上限）入市比例接近40%。2022年来，市场化交易电价的下降带动核电度电收入持续下降，核电盈利承压。依照我们的测算，2023-25年以来中国核电和中国广核受各省市场化交易电价下降影响的税前收入影响体量分别在9亿和58亿左右，倘若2026年没有新增政策变动，两家公司还将继续受到电价拖累影响利润19亿和24亿，对核电的负面冲击较大。

　　煤价或碳价的上涨都将推动火电边际成本上涨，对核电电价带来向上弹性。依照我们2026年3月的报告《美以伊冲突下油价高涨或将推升电价》，煤价上涨或带动沿海电价出现反弹。依照我们的测算，参照两家公司2026年市场化交易电量情况，电价每上涨1分/度，对两家核电公司的收入影响分别在9.4亿和13.3亿，对净利润弹性高达6%-7%。2026年3月，华泰证券煤炭组在报告《中东冲突系列报告（二）： 若冲突长期化，煤炭行情如何演绎？》中上调煤价中枢至850元，相比2025年均价700元同比上涨150元，按照300克/度的煤耗，或对应5-6分/度的电价上涨。

　　即便不考虑煤价上涨，碳价持续上涨与免费碳配额的收紧在“十五五”也是大势所趋。依照我们2026年1月的报告《碳价与绿证市场预期升温》，若未来碳价上涨至150-200元/吨（2026年3月27日收盘价80元/吨），火电碳成本最高将增加0.139-0.185元/度，对应的批发电价上涨可以带动核电利润增厚78%-147%。

　　在电价尚未反弹的2026年3月，辽宁率先发文，在国家发改委和国家能源局的指导下，通过建立核电可持续发展价格结算机制，推动核电平稳入市（详情可参考我们3月的报告《核电机制托底提前确立中国绿电电价拐点》）。政策明确2026年开始核电机组执行差价结算机制，自2026年1月1日起实施，试行期1年。根据广西的电费账单，我们大家可以推测类似试点在广西2月或已开始实行。

　　政策思路类似新能源入市的136号文：结算机制高度类似国家发改委2025年136号文对新能源机制电价的规则（详情见我们2025年2月的报告《公用事业/电力：新能源全面入市，关注电价与供需》）；

　　机制电量：2026年，核电月度机制电量规模在当月机组实际上网电量的基础上，将每日21小时时段的80%上网电量纳入机制；其余3小时时段的上网电量不纳入机制（原则上选择新能源消纳最为困难的连续3小时，1-3月暂定为每日2:00-5:00）——我们测算机制电量是实际上网电量70%；

　　机制电价：红沿河1-6台核电机组平均机制电价执行0.3798元/千瓦时——该机制电价为实际6台机组建成后核准电价的加权平均值，代表着核电的机制电价=核准电价，是对核电计划电价有效性的高度认可（核准电价的确定方式具体请参考2013年国家发改委的1130号文；

　　结算机制：市场交易价格高于或低于机制电价部分，纳入工商业用户的系统运行费进行结算分摊；

　　容量补偿：有效衔接发改委2026年的114号文，参与机制电价获得保障，就不参与发电侧容量补偿机制；

　　公司控股的防城港参股的辽宁红沿河电站2026年市场化比例将从原计划的100%调整为70%按照上述机制电价结算；

　　我们测算，机制电价政策2026年全年实行，将增厚中国广核在辽宁和广西的机组盈利为13亿元（归母净利润口径）。

　　对于中央和地方政府来说，核电的亏损可能性还是机制电价政策最终落地的底线考虑。虽然中国的发电资产本质不是回报率定价的“公用事业”，2015年电改“9号文”以来的中国发电厂收入端电量的市场化比例持续不断的增加（2030年市场化交易电量占全社会用电量的70%左右），电价的浮动比例随现货市场的完善与容量电价的健全不断放开（2026年1月30日的国家发改委114号文），但是7%-8%的ROE和2%左右的ROA（参照上述测算），可能依然是政府对重资产发电企业认可的合理回报水平。

　　根据新能源或核电的结算原则，机制电价高于现货市场化交易电价部分均需要由该省所有非经营性电力用户承担，辽宁的试点也代表着当地用电侧成本会出现非常明显的上涨。依照我们测算，以2025年各省核电电量和用户侧电量计算，暂不考虑现货价格低于年度交易，辽宁工商业用户电价会因为核电新的结算机制上涨2分/度，仅次于广西和福建，远高于江苏、浙江和广东等用电大省，还在于当地工商业用电量较少（分母），而核电在发电侧占比较高（分子）。

　　辽宁政策精确指出机制电价是在国家发改委和能源局的指导下开展的试点，有较大概率被其他省份效仿，甚至出台全国统一的核电机制电价政策。辽宁和广西核电新规可能会带来用户侧系统运行费11%和29%的上涨，终端电价4%和8%的上涨，但考虑到当地核电站的盈利承压，两省还是率先出台了可持续发展结算机制的试点。单纯考虑到用户侧承受能力，其他省份沿袭类似政策的压力远小于辽宁和广西；这也反映了不管是中央还是地方政府对发电企业合理回报率的重视，并不会以“市场化”为由坐视电力资产陷入经营困境。更不用说，两省核电2026年的潜在亏损远没有到亏损现金流的程度（核电主要成本为折旧等固定成本），但是政策优化及时到位——或有力打消长期资金市场对于国内监管环境下是否会出现煤价上涨而电价不涨情况的担忧。

　　我们根据两家公司2023年的盈利测算（2024年两家核电公司均有所得税处理，2025年中国核电尚未披露年报），根据过去三年各省电力交易规则与实际市场化交易电价水平（2026年主要考虑已经签订的年度长协情况），假设核电电价不受这三年来的煤价下降带来的扰动，两家核电公司的利润能恢复到的水平。考虑到公司“十五五”期间核电的权益装机增速可能高达10%左右，倘若辽宁和广西的试点全面铺开，我们大家都认为公司未来利润有望保持稳定增长，估值也或将充分受益于核电未来的价格机制变化。

　　核电运营作为具备确定性成长属性的赛道，相关上市公司单纯以表面上的ROE来进行PB定价是没考虑公司未来的新增产能的，也没考虑当前公司为了后续成长所承担的财务费用和在建工程（变相压低了公司ROE）。

　　2025年，中国广核的项目公司在经历3年电价下降后，平均ROE仍高达17%，和中核一样，除了特殊的三代机组，项目子公司的ROE均在14%以上（防城港除外，电价下降过多，导致广西机制电价率先出台）。核电子公司的盈利能力甚至好于长江电力、华能澜沧江和雅砻江三大水电公司。但是因为核电公司新项目投资压力远大于水电公司，报表上的三费和总部成本压低了表观ROE，而在建项目短期又难以转化为上市公司利润，故传统的PE和PB估值方法对核电是失效的。

　　机制电价政策倘若落地，有助于提升长期资金市场对公司纯收入能力的稳定性预期，核电收入端可预测性某一些程度上甚至高于水电（三大水电公司市场化比例高于30%，且来水年度间有所波动）。参照我们在2023年的报告《核电：从DCF视角看估值提升空间》中的假设对核电机组建立DCF模型，所涉核心假设如下：

　　考虑到我国核电已确定进入常态化审批，2026年开始每年都还会有新项目不断增厚公司价值。依据上述假设，我们测算得容量为1200MW的审批常态化下未来投产的三代机组投产时具备的内在价值为100-110亿（相比我们2024年报告测算有所下调是因为财政部在2025年11月对所有新项目取消了增值税退税）。

　　辽宁核电机制电价政策的后续进展。辽宁核电电价机制有效期从2026年1月开始为期12个月，该政策试点一年后是否会继续推行有待观察，其他省份是否会跟进也是未知数。全国层面，是否所有沿海省份都有必要效仿，在大多数情况下要参考各省的真实的情况，对核电公司基本面的影响最终取决于中央和地方上电力交易规则。

　　国内煤价受供给侧扰动影响较大。国内煤炭供给侧从2H25开始“反内卷”，印尼从4Q25开始计划减少煤炭出口配额，到2026年3月中东地缘局势导致霍尔木兹海峡封锁引发一次能源价格大大波动，我们认为当前形势下海内外供给侧的因素对国内煤价预期的影响可能明显高于需求端的波动，对未来火电电价和整体电价水平的连锁反应需持续跟踪。

　　需求超预期的同时，供给侧增速也有可能相应提速，电价的上涨还需要供需支持。我国近年来用电量始终高于美国，我国电力“内卷”和美国“电荒”的根本原因并非是中国的AI算力需求受制于芯片发展不如大洋彼岸，而是我国基荷电源和新能源的装机增速都远超美国。虽然2026年开始，我国新增电力产能大概率会降速，但是需求弹性是否可能会引起供给增速重新反弹，是决定未来价格趋势的关键。