核电电价的稳定性是区别于其他电源的核心优势。广发证券研究所报告显示，近五年核电平均上网电价稳定在0.39-0.43元/千瓦时区间，2022-2023年火电市场化电价大幅上涨期间，核电电价仅上涨1-2分/千瓦时，远低于火电5-10分/千瓦时的涨幅。核电电价机制从“一厂一价”到“标杆电价”再到“市场化交易”逐步演变，但各省市场化执行差异较大——江苏省完全传导市场化电价波动，广东、广西存在溢价回收机制，浙江、福建、辽宁市场化电价与计划电价接近。即使后续市场化电价下行，核电电价的波动幅度亦有限，为核电盈利稳定性提供坚实保障。
电价机制演变：从一厂一价到标杆电价
核电电价机制经历了清晰的演变路径。2013年之前，核电机组执行“一厂一价”机制，根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原则确定上网电价。2013年7月，国家发改委核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时，若标杆电价高于当地燃煤标杆电价，则执行当地燃煤标杆电价。
多数核电机组计划电价较当地燃煤基准价存在折价，两者差值从-0.05至0.05元/千瓦时不等。首批三代核电机组（台山、三门、海阳）上网电价均在当地二代机组基础上有所提升。核电标杆电价在确定之后从未调整过，体现了核电电价的政策稳定性。一厂一价和标杆电价机制下，核电计划电价的确定更多基于成本补偿和合理收益原则，而非市场化供需博弈。
市场化电价执行差异：江苏传导、广东回收、其他趋稳
随着电力市场化改革推进，核电逐渐参与市场化交易，但各省执行差异显著。江苏省按市场化电价完全结算，2024年年度交易均价0.453元/千瓦时（较2023年下降1.4分/千瓦时），核电市场交易电量较2023年增加约50亿千瓦时，电价有所下降。
广东省存在溢价回收机制——核电成交均价与市场参考价之差（负值置零）的85%从核电机组进行回收。2024年广东省年度交易均价0.466元/千瓦时（较2023年下降8.8分/千瓦时），但通过溢价回收机制，中国广核电价仅小幅下降。广西防城港同样存在政府授权合约机制，回收比例最低90%、补偿最高110%，预计交易均价与计划电价相当。浙江、福建、辽宁核电市场化电价与计划电价基本接近。海南核电暂不参与市场化交易。
综合来看，仅江苏省核电电价完全受市场化电价波动影响。广东、广西通过溢价回收机制将电价波动大幅平滑，其他省份市场化比例虽高但结算价接近计划电价。核电实质按市场化电价结算的比例远低于披露的市场化交易比例。
核电电价稳定性验证：22-23年仅涨1-2分/千瓦时
复盘2022-2023年火电市场化电价大幅上涨期间，核电电价的稳定性得到充分验证。近五年中国核电和中国广核平均上网电价稳定在0.39-0.43元/千瓦时区间，2022-2023年涨幅约在1-2分/千瓦时，远低于同期火电电价5-10分/千瓦时的涨幅。
核电电价涨幅有限的原因：一是多数省份核电市场化电价与计划电价接近，市场化比例高但实际结算价变化小；二是广东、广西的溢价回收机制将电价波动的大部分回收；三是核电计划电价本身锚定当地燃煤基准价，而基准价相对稳定。即使未来市场化电价下行，核电电价的降幅同样会因上述机制而被显著平滑。电价稳定性的本质在于核电的政策定价属性仍未根本改变，市场化更多体现在交易形式上。
公用事业属性：电价稳定+成长确定=估值重估
核电电价的稳定性和装机成长的确定性，共同构成了核电公用事业化的核心逻辑。对比火电受煤价和电价双重波动影响，核电成本端受长协锁定、收入端受政策保护，盈利波动性极低。对比水电受来水丰枯影响，核电出力稳定、利用小时数可预测性极强。
当前中国广核A股PE约21倍、中国核电约19倍，仍低于长江电力等水电龙头的估值水平。水电ROE约15%，核电当前ROE约10-12%但处于上升通道。随着在建机组陆续投产，核电ROE有望向水电靠拢，公用事业估值重估逻辑清晰。核电“2-3%的当前股息率+8-10%的装机复合增速+估值提升带来的资本利得”成为中长期配置的核心逻辑。
各省核电市场化电价执行情况对比| 省份 | 核电厂 | 市场化比例 | 市场化电价执行方式 |
|---|
| 江苏 | 田湾 | 55% | 完全传导，价格不设限制 |
| 广东 | 大亚湾/岭澳/阳江 | 约195亿kWh | 溢价回收85%，波动大幅平滑 |
| 广西 | 防城港 | 99% | 授权合约机制，回收/补偿90-110% |
| 浙江 | 秦山 | 39% | 按核准价结算为主 |
| 福建 | 福清 | 68% | 大部分按核准价结算 |
| 辽宁 | 红沿河 | 59% | 均价与计划电价相当 |
| 海南 | 昌江 | 0% | 暂不参与市场化交易 |
