核電兩大上市公司中國廣核（003816.SZ）、中國核電（601985.SH）近日相繼披露2024年年報，前者營業收入同比增長5.16%達868.04億元，歸母凈利潤同比微增0.83%達108.14億元；后者營業收入同比增長3.09%達772.72億元，歸母凈利潤同比下降17.38%至87.77億元。

隨著過半上網電量進入電力市場交易，市場電價下行對核電企業盈利的影響正在加劇。

市場電價波動影響

中國核電、中國廣核收益主要源自電力銷售業務、核電相關技術服務等業務。去年，兩家公司發電、上網電量均有增長。中國核電累計發電量創歷史新高，同比增長3.09%達2163.5億千瓦時，上網電量同比增長3.28%達2039.23億千瓦時；中國廣核超額完成年度發電計劃，在運核電機組上網電量同比上升6.13%達2272.84億千瓦時，占全國核電機組上網電量的54.38%，帶動電力銷售營業收入同比增長5.46%至659.32億元。

“但受部分地區電力市場化交易價格下降影響，公司平均結算電價同比略有下降?！敝袊鴱V核指出，公司去年市場化電量比例約50.94%，基本持平于2023年，但平均市場電價同比下降約3.85%至0.3869元/千瓦時。

在中國電力市場的雙軌制系統中，核電“優發優購”（即優先發電、優先消納）的計劃模式和市場化交易模式并存，上網電價亦因此分為計劃電價和市場電價，前者由有關政府部門核準批復，后者則通過市場化交易方式形成。但隨著全國新型電力系統加快建設，新能源發電并網比例大幅提高，核電領域長期遵循的“政府定價、保障消納”傳統模式被撼動，核電企業要開始下場參與競爭。

由于所持風電、光伏等新能源資產較多，中國核電受沖擊更大。2024年公司綜合電價同比下降0.8%達0.416元/千瓦時。其中，核電綜合電價同比增長1%至0.4151元/千瓦時，而新能源綜合電價同比下降12.81%至0.4203元/千瓦時。

2024年，中國核電新能源上網電量同比增長超42%達326.63億千瓦時，占公司總上網電量比重16%，比上年同期提高了近4個百分點。公司新能源市場化交易電量亦大幅增長59.6%達216.99億千瓦時，遠高于核電入市16.88%的增幅。

此外，核燃料成本、固定資產折舊、計提乏燃料處置金等成本提高也拖累了業績增長。2024年中國廣核銷售電力業務營業成本同比增長9.85%達371.86億元，增速顯著高于該業務營收增速。據浙商證券研報，臺山核電上網電量增加以及防城港4號機組商業運營，導致公司攤銷的核燃料成本和計提折舊費用增加；同時陽江5號和6號機組、臺山1號和2號機組商運滿五年開始計提乏燃料處置金。

如何應對

受各省陸續開展電力現貨交易、新能源裝機比例快速提高、煤炭價格下行等因素影響，市場電價波動風險正進一步提升。

今年一季度，中國廣核歸母凈利潤同比下降16.07%至30.26億元，公司稱市場化交易比例同比提升疊加平均市場化電價下降導致售電業務毛利下滑，此外研發費用增長也拖累了業績。

“從電價趨勢看，受市場化交易價格總體下降影響，公司平均市場化電價將有所降低。”中國廣核在業績說明會上介紹稱，公司管理的核電機組中，今年廣東的機組市場化交易比例有所提升，廣西、福建的核電機組已全部進入市場化交易。一季度，公司廣東省外市場交易平均電價為0.37元/千瓦時，同比降約2分。

應對措施上，中國廣核表示，公司將與電網等部門加大溝通，爭取有利發電安排和更多的上網電量，力爭今年機組平均利用小時數不低于近三年機組平均利用小時數的平均值。同時繼續推動將核電納入我國綠色低碳交易體系，提高核電市場競爭力。今年中國廣核共有22臺核電機組參與電力市場交易，均已完成年度中長期市場化電量簽約。

中國核電則稱，將高度關注電力市場政策和交易規則，持續改進電力交易策略。重點保證穩營收、降成本、增利潤，在保證安全、質量的前提下合理優化大修工期，確保多發滿發。在各地區電力市場開拓中，密切跟蹤電力市場行情，通過核電 新能源多品種電源優化組合，最大限度發揮零碳綠色電力優勢，努力提高度電收益。

關于新能源建設的考慮，中國核電稱，公司會根據整體新能源發展趨勢做布局和策略調整，暫停在限電率高的省份收購項目，在建項目按計劃推進，戰略上側重點由光伏向風電轉移，西北地區向沿海省份轉移，確保滿足收益率要求。

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