国内核电市场化进程在各省“自下而上”推进，差价合约成为主流价格维稳工具。广东安排岭澳、阳江核电执行单向差价合约（合约价为核准价，溢价部分90%回收）+变动成本补偿机制。浙江泰山核电执行90%政府授权合约价+10%现货电价。国金证券指出，差价合约机制使核电结算电价处于核准价附近，平抑了煤价波动对核电收益的冲击。未来容量补偿机制向核电开放、以及零碳价值变现通道的打通，有望丰富核电入市收益结构。本报告基于国金证券2025年1月10日发布的行业深度报告，深入分析核电入市差价合约机制。
核电入市差价合约总览
2013年国家层面《关于完善核电上网电价机制有关问题》出台后，再无国家层面电价机制文件更新，但核电市场化进程在各省“自下而上”推进。2013年以前核电机组根据成本监审单独核价，2013年后新建机组实行标杆上网电价0.43元/KWh与当地煤机标杆电价孰低原则定价。当前国内市场化核电收益结构为单一电能量收益，差价合约作为主流价格维稳工具，价格水平总体处于核准价上下。广东、浙江近三年市场化交易方案中均直接采用了政府授权差价合约机制。
广东模式：单向差价合约+变动成本补偿
广东安排岭澳、阳江核电全部机组进入市场。2025年入市规则执行单向差价合约（合约价为核电核准价，溢价部分执行90%回收比例）+变动成本补偿机制。单向差价合约区别于美国IRA“折价补偿、溢价不回收”模式，诞生于“溢价回收”背景下，更注重平抑超额收益，但同样起到了稳定综合结算电价的作用。岭澳、阳江市场化电量安排从2023年的全部机组入市，到2025年的273亿千瓦时年度市场化电量，入市比例逐步扩大。
浙江模式：政府授权合约价+现货电价
浙江泰山一核2023年全年市场化交易电量占年发电量50%，三门核电占10%。2024年泰山一核、三门核电优先发电用于保障居民农业用电，泰山核电（二期、三期、方家山）用于平衡电网代理购电和兜底售电用户电量需求。2025年泰山核电（二期、三期、方家山）不参与市场交易或未明确，其余执行90%政府授权合约价（批复价或承诺价）+10%现货电价。浙江模式与广东模式的差异反映了各省电力市场结构的差异性，但差价合约机制稳定电价的逻辑一致。
煤价对核电入市电价的扰动与展望
“十四五”以来秦皇岛港Q5500煤价维持高位，支撑核电市场化电价上浮。中国核电市场化机组结算价较核准价偏差在±3分区间，中国广核偏差在±2分区间。当前短期煤价再度跌落770元/吨以下中长期合理区间，部分机组近两年享受的市场化溢价面临价格回调压力。国金证券判断中国核电19-23年度电盈利总体提升约2分，部分得益于新机投运初期盈利能力较高。伴随容量机制成熟后向容量市场进一步转型、核电可靠性溢价有望体现在收益结构内。
表：广东与浙江核电差价合约机制对比| 省份 | 适用机组 | 2025年入市规则 | 价格稳定机制 |
|---|
| 广东 | 岭澳、阳江核电 | 273亿千瓦时年度市场化电量 | 单向差价合约（溢价90%回收）+变动成本补偿 |
| 浙江 | 泰山核电（二期、三期、方家山） | 90%政府授权合约价+10%现货电价 | 政府授权差价合约 |
