核电电价市场化比例攀升，电力运营商迎来发展新机遇
核电电价可以分为以下四个主要发展阶段
1993~2013年：一厂一价模式，主要按照“成本加成”方式定价。2013~2015年：启动核电标杆电价模式。上网电价采用所在地燃煤机组标杆上网电价和0.43元/kWh核电标杆上网电价的较低值。2015~2019年：核电市场化开始加速。2019~至今：“核准价+市场价”构成核电电价主体。
核电定价与所在省份、机组情况有关
核电的市场定价呈现出如下特点：1）核电电价水平与其他电源定价、电力供需状况有关。2）不同省份参与市场化交易情况不同，如江苏、福建、广西核电机组参与市场化交易比例较高；3）不同省份市场化交易电量的价格也存在较大差异，相同省份的不同机组也存在差异。
电量市场化比例提升后核电电价具备弹性
2015年9号文后，“市场化”比例逐步提升，2023年市场化电量占比已达61.4%，核电上网电价分为两部分，一部分为计划电量上网电价，另一部分是市场电量上网电价。核电计划电价方面一般低于当地煤电基准电价，市场化交易部分电价则通过集中竞价、双边协商等交易，更具备向上电价弹性。
各省核电市场化政策各异
江苏：江苏核电可参与电力中长期交易，2021-2024年核电参与市场化电量的规模由180亿kWh提升到2024年270亿kWh左右。浙江：2024年秦山一期、三门核电转为保障性机组。广东：岭澳核电和阳江核电全部机组进入市场，直接参与市场交易，电价方面设置超额回收机制。福建：2023年-2024年由434亿kWh提升至640亿kWh，市场化交易规模不断提升。
投资建议：关注受益电价弹性的核电运营商
核电上网电价，大部分为计划电量上网电价，电价稳定确保运营商整体业绩，少部分是市场电量上网电价，受电力市场供需影响，但市场结算价格相对稳定。随着电力市场化加速推进，市场化交易电量占比提升，市场化进展较快为江苏、浙江、福建、广东等电力供需紧张省份，核电市场化比例提升后，电价有望具备向上弹性，推荐中国核电、中国广核。
风险提示：核电机组建设不及预期；电力市场化交易风险。
