核电行业深度报告

口径：装机/投产/利用小时为电力行业月度数据库 202609；业绩为聚源合并报表； 估值为聚源个股日频复算^[3]；铀价与政策见正文逐条标注。

• ① 年度投产曲线（在建清单逐台核对，非外推）：2026E 1016、2027E 1243、 2028E 497、2029E 740、2030E 1041 万千瓦——2027 年是首个投产高峰（漳州 1-2 号、惠州 1-2 号、 苍南 1 号等主力批次），2028 年是小年，2029-2030 第二波^[4,5,6]。 期末在运装机（统计口径）：2025A 约 6,250 万千瓦 → 按年增 5-10% 达产外推， 2026E 6,750 → 2027E 7,430（投产高峰年）→ 2028E 7,950 → 2029E 8,660 → 2030E 约 9,500 万千瓦，五年 +52%、CAGR 8.7%（在建清单全部按期投产的口径上限为 10,785 万千瓦——投产 COD 与转固进统计口径存在时滞，本报告以保守的转固口径为主）。 即便按保守口径，这一装机斜率仍显著高于火电与水电的存量曲线。
• ② 增量验证的三个硬锚点：① 2026-08 国常会新核准 8 台机组（2019 年重启以来 最大批次之一）^[7,8]，核准到投产周期约 5-6 年，为 2031-2033 年 继续投产备货；② 在建清单以华龙一号（单机 120-125 万千瓦）为绝对主力，三代技术收口后 批量化制造降本（漳州/苍南后续机组工期趋稳）；③ 存量利用率常年 7700-7800 小时（行业口径 2024A 7809、 2025A 7734、2028E 7734），基荷属性使装机增量≈电量增量（近满发）。
• ③ 电量含义：核电发电量 2025A 4814 亿千瓦时 → 2030E 约 7,000 亿千瓦时（按转固口径 装机 9,500 万千瓦 × 约 7,400 小时推算，+45%），占全电源发电量比重从 4.6% 升至约 5.2%——在 AI 用电扩张（电力深报第五章：十五五算力年均新增 1000 亿千瓦时以上）的背景下，核电是唯一"量"有政策背书的高确定增量电源。

图：核电装机与年度投产（2020-2030E）。柱=年度投产装机（万千瓦，在建清单逐台汇总，COD 口径）； 线=期末在运装机（2020-2025 为统计口径实际值，2030E 约 9，500 万千瓦）^[9]。 投产（COD）与转固进统计口径存在时滞：若在建清单 34 台全部按期投产，口径上限为 10,785 万千瓦—— 图中柱线之差即该时滞的显影。2026E 起为预测（本报告计算）。

在建主力批次节选（全清单约 34 台/约 4000 万千瓦）；口径：电力行业月度数据库 202609 核电在建项目梳理，逐台核对公开披露（本报告整理）。

• ① 电量曲线：核电发电量 2013A 1106 → 2025A 4814 → 2030E 约 7,000 亿千瓦时 （转固保守口径，+45%；在建清单按期投产口径为 7,938 亿千瓦时），占全电源发电量比重从 2.1% 升至约 5.2%；2026-2028 年电量增速 +5.9% / +12.0% / +8.2%——投产高峰的直接映射。与其他电源不同，核电的电量曲线是装机曲线的 镜像：没有弃电约束、没有时段折价，投一台发一台。
• ② 基荷铁律（五电源利用小时对照）：2025A 核电 7809 小时 vs 火电 4147、水电 3367、 风电 1979、光伏 938 小时——核电用全国约 1.6% 的装机发出 4.6% 的电，单位装机的电量产出是 光伏的 8.3 倍、风电的 3.9 倍；到 2030E 装机占比约 1.9%、电量占比 5.9%，效率比继续拉大。 这也是第一章"装机增量≈电量增量"的算术基础：每 100 万千瓦核电机组年发电约 77 亿千瓦时， 同样的 100 万千瓦光伏只有约 9.4 亿千瓦时。
• ③ 核准节奏（管线的先行指标）：2019-2021 审批恢复期合计核准 13 台^[10]→ 2022 年起连续四年 10-11 台/年（2022 十台、2023 十台、2024 十一台、2025 十台）→ 2026-08 国常会再核准 8 台。2019 年重启以来累计核准约 62 台、2019 年以来在建+在运总盘 对应 2027-2032 年的投产可见性——当前核准节奏支持"十五五年均 10 台左右"的投产中枢， 这是第一章管线曲线的上限保障。

图：核电发电量与占比（2013A-2030E）。柱=发电量（亿千瓦时）， 线=占全电源发电量比重（右轴）。2026E 起为行业供需模型预测。

图：五类电源利用小时对照（小时，2013A-2030E）。光伏行业模型仅给到 2027E。 口径：电力行业月度数据库 202609 全国供需平衡总表。

核准口径：国常会/发改委公开通稿整理（本报告整理）；2019-2021 为恢复期合计数。

• ① 铀价现状：天然铀长贸基价 2025 年 66.17 美元/磅，2026 年预测基价 94.22 美元/磅 （+42%），2027-2028 年预测 98.08 美元/磅起续增（财联社 2025-06 引 UxC/CNEA 机制口径）； 2026 年 8 月 UxC 长贸价 96.5 美元/磅创 2000 年以来新高、现货约 89.7 美元/磅—— 铀处于 2008 年以来最强的价格周期（哈萨克供给约束+全球重启审批的远期需求）。
• ② 成本传导的三重缓冲（乘法）：核燃料成本内部结构为天然铀约 49%、转化浓缩约 33%、 组件加工约 18%；而燃料成本合计只占核电度电成本的 6-12%（不同口径，华尔街见闻 2024-05： 天然铀占度电成本约 6%）——即天然铀占度电成本约 3-6%。以中国核电 2025 年上网电量 2444 亿千瓦时、 度电燃料成本约 0.035-0.04 元计：

本报告测算：度电燃料成本 0.035-0.04 元 × 天然铀占比 49% × 铀价涨幅； 电量对冲=2027E 投产 1243 万千瓦 × 7700 小时 ≈ +96 亿千瓦时（+4% 全口径，对中核增量更大）。 铀价口径：财联社/UxC；燃料结构：行业专题口径。

• ③ 为什么真实冲击更小：① 集团一体化——中核集团的天然铀-转化-浓缩-组件全产业链 （中国原子能）以关联交易长协供料，价格重签周期与涨幅都显著低于现货；② 库存周期—— 核燃料通常提前 12-24 个月采购，2026E 的 +42% 基价大部分落在 2027-2028 年成本； ③ 电价与利用率的顺风（第四章）部分覆盖成本上行。铀价的真实角色不是利润杀手， 而是"利润波动的第二变量"——真正的第一变量始终是电价与电量。
• ④ 长期视角：若 2027-2028 长贸价维持 98 美元以上，燃料成本中枢抬升约 0.8-1 分/千瓦时 （全额口径），在电价不变假设下侵蚀度电利润 0.3-0.5 分（基准口径）——对比核电 0.038-0.042 元的 度电净利是 10% 量级，需要靠 2027 投产高峰的量增（+8~10%）与电价机制的顺风光来对冲—— 这正是第四章的内容。

• ① 机制沿革（四个时代）：

政策沿革为本报告整理；文件与报价见正文标注（发改委/国办/财联社口径）。

• ② 火电电价上涨对核电的三条传导链（用户核心问题的直接回答）： 链一（新机组核准价）：2019 年后新机组参照当地燃煤基准价核定——若基准价体系上移 （或煤电联动重启），2030 前投产的约 4500 万千瓦新机组锁定更高的 25-30 年电价； 链二（市场化电量）：约四成电量随市场出清价，2021-2022 煤价上行期火电市场价上浮 20% 时， 核电市场化电量同步受益（当年中核归母 +37% 的多重因素之一）；2025-26 火电电价下行期， 核电的 60% 核定价部分构成下行保护——核电对电价周期是"上跟下不跟"的凸性结构； 链三（利用率）：缺电与电价上行的宏观环境通常伴随利用率的进一步提升与辅助服务市场 对基荷的补偿。
• ③ 与绿电的对照：136 号文把新能源推入全面入市（远期曲线下修、绿电 PB 打到历史极值）， 而核电的市场化推进是渐进的"四六分→全入市"——同样走向市场，核电带着基荷稀缺性与 60% 核定 底仓入场，绿电带着消纳与时段错配入场：这是 2025-2026 年两个板块估值分位 22.8% vs 1.1% 的机制根源。

图：中国核电/中国广核归母净利（亿元，2015-2025，聚源合并口径，本报告计算）。 中核 2021 年跳升含田湾/海南资产注入，2024 年回落含计提与检修大年；广核 2025 年回落含台山%与检修扰动—— 量增主线（转固口径装机 CAGR 约 8.7%）之下，业绩波动主要来自非电量因素。

• ① capex 高原：中国核电购建长期资产支出 2021 年 251 亿 → 2025 年 937 亿（3.7 倍）， 2022-2025 累计约 3020 亿、接近同期经营现金流（1680 亿）的两倍——在建装机翻倍是要先付现金的； 广核 2023-2025 capex 143 → 197 → 341 亿（太平岭+陆丰提速），2025 年自由现金流同步转负。 这是"量增可见性"的另一面：未来五年的装机曲线，等于当期报表上的现金流出曲线。
• ② 但分红率在 capex 高原里逆势站上 40%：中核 2023-2025 分红率 34.7% → 41.8% → 39.7%， 广核稳定在 44.3%-44.4%——双寡头都以约 40% 的分红率宣示"成长不牺牲股东回报"， 较 2015-2020 年建机组时代的分红中枢抬升约 10 个百分点。
• ③ 类债化的时间表：自由现金流（OCF-capex）：中核 2025 年 -563 亿、接近谷底， 随 2026-2027 投产高峰电量释放、2028 年资本开支见顶，FCF 于 2028-2029 年收敛、2030 年后转正； 广核在建/在运比更低，FCF 转正预计早于中核 1-2 年。当下核电的会计身份是"成长股的现金流表 + 央企的分红率"，2028 年后逐步切换为"类债资产"——当前 22.8% 分位定价的是管线期权， 股息逻辑要等 FCF 转正后才成为主力。

图：中国核电/中国广核经营现金流 vs 购建长期资产支出（亿元，2015-2025）。 口径：聚源合并现金流量表，本报告计算。

口径：聚源 LC_CASHFLOWSTATEMENTALL（购建固定资产、无形资产和其他长期资产 支付的现金）、LC_DIVIDEND 分红总额/归母净利（含中期+年度，本报告计算）；广核 2015 年 OCF 偏低含 上市整合期扰动。

• ① 双寡头对照：中国核电 PB 1.55 倍（上市以来 22.8% 分位）vs 中国广核 1.73 倍 （79.1% 分位）——同一门生意的两个主体，分位差 56 个百分点。原因：广核 2019 年上市（序列短， 含上市初期估值），且台山 EDF 参股结构与市场化电价暴露更高；中核在建机组/控股装机比更高 （60.3GW 控股装机 vs 年电量 2444 亿千瓦时），单位市值隐含的管线弹性更大。
• ② 财务对照：2025 年归母 中核 93.0 亿（PE 25.9）vs 广核 97.7 亿（PE 23.6）； 度电净利 0.038 vs 0.042 元；股息率 2.01% vs 2.03%。26 中报核电板块 3 家公司亏损面 0%、 毛利中位 36.5%、亏损深度 +15.4%——量价确定性下唯一需要跟踪的是检修大年与计提的节奏。
• ③ 电投产融的陷阱标注：60 家样本中的第三家"核力发电"公司（电投产融，940 亿市值） 实为产融控股平台（海阳核电站权益通过集团持有），度电净利 0.016 元与 PE 44.8 倍不代表核电运营 资产——个股选择上应剔除。

聚源个股日频复算（2026-09-18）；*广核 2019 年 A 股上市、序列短； 装机（控股在运口径）中核约 60GW、广核约 32GW。

• 结论一（装机验证）：未来五年约 +52%（转固口径）^[12]的装机增量不是规划口号， 是逐台在建机组的工程事实（主力华龙一号、三代收口、8 台新核准备货 2031+）——在 AI 用电扩张的 十五年，核电是唯一"政策背书的确定性增量电源"，2030E 电量约 7,000 亿千瓦时对应十五五算力 新增量的约七成。
• 结论二（铀价）：+42% 的铀长贸基价经三重缓冲（燃料占度电成本 6-12%、天然铀占燃料 49%、 长协+库存滞后）后，基准情形对 2026-27 年归母的侵蚀在个位数百分比，且被投产高峰的电量增长对冲—— 铀价不改变核电的配置逻辑，只改变买点（若极端传导情形被市场误定价，是加仓信号而非离场信号）。
• 结论三（电价机制）："四六分→2030 全入市"的松绑路径 + 新机组核准价挂钩燃煤基准价， 使核电对火电电价周期呈"上跟下不跟"的凸性——2027 年度长协若如电力深报监测的触底回升， 核电是仅次于火电本身的受益者，且没有煤价的对冲损耗。
• 结论四（配置）：维持电力深报第九章排序——核电为四电源之首（打分 4.00）， 个股选中国核电（22.8% 分位+管线弹性），广核作为分红稳定性替代；组合角色是"确定性底仓+电价凸性"， 与绿电反转（风电 1.1% 分位）、火电股息（华能 5.88%）构成电力板块的完整三层。

• 主要风险：①核准/建设进度不及预期（工程延期直接推迟量兑 现）；②铀价极端上行叠加 长协重签（本报告已给全额传导上限 -16~19%）；③电价市场化推进中基荷溢价未被定价（入市=分部折价）； ④检修与计提的短期业绩扰动；⑤低概率高冲击的核安全事件。

编号按正文首现顺序（ol 原生编号，与上标 [n] 对应），同一来源多次引用共用一个编号；上标悬停可查看 (机构 日期)；图说出处保留在图说内；来源列表默认收起，点摘要行或导航「参考文献」展开。