核电行业正面临“不破不立”的局面，在装机成长确定性高、利用小时数有望维持的背景下，电价成为关键变量。行业有望在争取到支撑性电价政策后，迎来成长逻辑的逐步演绎。
一、核电装机：成长路径清晰，确定性高
1. 政策与规划：“积极安全有序发展核电”已写入自2025年1月1日起施行的《中华人民共和国能源法》，行业发展获得立法保障。
2. 行业规模：截至2025年底，我国大陆商运核电装机容量为61GW（即6105万千瓦）。根据中国核能行业协会预测，2030年、2040年在运装机容量目标分别为110GW、200GW。
3. 运营商成长性：
中国核电：2025年底控股在运装机2500万千瓦，在建/核准待建规模2191万千瓦，占在运规模的88%。预计将于2027年迎来集中投产期，当年投产4台机组，带动控股装机同比增长18%。
中国广核：2025年底管理在运装机3184万千瓦，在建/核准待建规模2408万千瓦，占在运规模的76%。其投产高峰期预计在2030年左右。
4. 地域分布：核电机组主要分布在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南八个沿海省份。其中，广东、福建、浙江的在运装机规模位居前列。
二、利用小时数：基荷属性凸显，预计将维持高位
1. 当前挑战：当前电力行业环境与“十三五”初期相似，面临新能源消纳压力加大、火电集中投产（2025年净新增94.6GW创十年新高）、煤炭价格回落（2026年2月已跌至约711元/吨）三重压力，曾导致2016年核电利用小时数下探至7000小时左右。
2. 韧性表现：尽管面临挑战，2025年全国核电平均能力因子仍高达93.11%，2025年上半年主要核电公司利用小时数也高于上年同期，显示出较强韧性。
3. 未来判断：报告认为，在“双碳”目标下，核电作为稳定基荷电源的属性凸显，叠加政策支持，“十五五”期间核电利用小时数有望维持在高位水平。
三、成本与电价：成本相对刚性，电价逼近成本线
1. 发电成本：2024年，除海南核电和台山核电外，主要核电公司的度电发电总成本基本保持在 0.24-0.30元/千瓦时 范围内。成本构成中，营业成本占比最大，其中：
折旧度电平均成本：约0.063元/千瓦时
核燃料度电平均成本：约0.052元/千瓦时
乏燃料处置金：0.026元/千瓦时（投产后第6年开始计提）
2. 电价趋势：
市场化比例提升：2024年，中国核电、中国广核的核电市场化交易比例已分别达到53.3%、50.9%，较2017年大幅提升约34和37个百分点。
电价持续下行：受电力供需转向宽松及煤炭价格下跌影响，核电市场化电价随之下降。2025年上半年，两公司核电平均上网电价（税后）已分别降至0.3540元/kWh和0.3431元/kWh。
逼近成本线：2026年江苏、广东等省的年度长协电价已降至0.34-0.37元/千瓦时，逐步逼近核电成本区间。
3. 政策期待：报告指出，核电电价已至“不破不立”的关口。根据中国核电披露，公司正联合其他核电集团，积极向国家部委争取电价方面的政策保障，以支撑行业健康发展。
四、投资建议
核心推荐标的为 中国核电，相关标的包括 中广核电力(H)、中国广核(A)、电投产融。

五、风险提示
政策变动、宏观经济下行、核电投资不及预期、核事故、铀燃料价格大幅波动、核电核准不及预期等风险。