与美国核电在自由竞争市场中充分暴露电价风险不同，国内核电入市采取了更为审慎的路径。广东、浙江等核电大省通过政府授权差价合约机制，将核电结算电价稳定在核准价附近。国金证券认为，与美国相比国内核电牌照集中度更高、成本控制更优，在容量机制成熟和零碳目标驱动下，核电的可靠性溢价与环境溢价有望通过市场化方式逐步体现。
国内核电入市：差价合约稳价，单电能量收益结构待突破
国内核电市场化比例约50%。与美国类似天然气价对核电电价的影响，国内煤价对市场化核电电价也有扰动。“十四五”以来煤价处于高位，支撑了核电市场化电价上浮；而在2019/2020年秦皇岛港Q5500煤价分别为589、600元/吨的背景下，核电机组存在平均不超过3分的折价。影响幅度有限得益于当时入市电量占比不超过40%。
广东、浙江的差价合约实践
广东和浙江在近三年市场化交易方案中均直接采用政府授权差价合约机制。广东2025年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约273亿千瓦时，执行单向差价合约（合约价为核电核准价，溢价部分执行90%回收比例）加变动成本补偿机制。浙江2025年秦山核电（二期、三期、方家山）执行90%政府授权合约价加10%现货电价。
差价合约使得核电结算电价处于核准价附近，起到平抑价格波动的作用。国际上同样计划采用该方案的还有法国，在本轮欧盟电改中计划以差价合约代替现行的核电调控价机制。
度电盈利稳定与新机投运红利
按电量加权平均后，中国核电2019-2023年度电盈利总体提升约2分钱。2023年中国核电、中国广核核电度电净利润分别为0.0939、0.0818元/千瓦时。部分机组电价得以上浮、新机投运初期盈利能力较高是多因素促成结果。
新机投运前5年免收乏燃料处理费并享受税收三免三减半，处于盈利高值。后续伴随贷款还完、折旧完毕，度电利润有翻倍空间。2019年国内核电核准重启后的第一台获批机组漳州一号已于2024年11月投运，新的厂址与新机组将陆续到来。
容量补偿与零碳溢价的前景
目前我国从煤电开始试行容量补偿机制，暂以政府定价方式落地，核电尚未纳入。这引发了对核电这类出力曲线平稳但尚未获取容量补偿电源的市场化电价担忧。山东为前期容量补偿先行省份，海阳核电于2023年11月入市。国内容量补偿机制暂未引入核电，电源间制度公平性有望在未来拉开。
零碳目标驱动下，AI数据中心-核电多年PPA等新模式值得期待。国内算力规模全球第二，测算算力增长驱动IDC用电增长至2025年占全社会用电量比重将接近2.5%。IDC平均利用小时数接近7600小时，与核电全年发电小时数高度匹配。
中国核电与中国广核度电净利润对比| 公司 | 2023年度电净利润（元/KWh） | 较2020年变化 |
|---|
| 中国核电 | 0.0939 | +0.0186（+24.8%） |
| 中国广核 | 0.0818 | -0.0007（-0.9%） |
| 中国广核（剔除台山小修） | 0.0964 | +0.0034（+3.7%） |
