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核電電價機制：從“一廠一價”到市場化改革。我國核電電價大致分為三個階段，2013年前我國核電機組實行“一廠一價”政策，即政府價格主管部門根據(jù)上述法規(guī)及具體情況為每個核電站設定上網電價；2013年6月15日，國家發(fā)改委頒布了《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，其中指出對2013年1月1日后投產的核電機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元，該價格與機組所在地燃煤標桿價“兩價取低”，而2013年1月1日前投產的機組繼續(xù)沿用一廠一價。2019年，受增值稅稅率調整影響，部分機組上網電價有所變動。2020年，國家取消標桿電價，改為“基準價+上下浮動”定價制度，核電電價需根據(jù)基準價進行調整。
　　現(xiàn)行各地電價：市場化進展存在差異，區(qū)域電價分化。受各地核電市場化進展以及當?shù)鼗鶞孰妰r、電力供需形勢等差異影響，我國各地核電電價細則略有差異。
　　1）廣東、廣西、浙江：政府授權合約。其中廣東省對核電應用政府授權單向差價合約機制，即按照年月中長期市場交易均價（與政府授權合約價格（0.4153元/千瓦時）之差（為負置零）的85%對授權合約電量進行單向差價結算回收，授權合約電量為核電當月實際市場電量的90%；廣西省防城港紅沙核電1-4號機組則按月確定核電政府授權合約價格，取當月市場成交均價與核電核準價中的較低者；浙江則采用一定比例政府授權合約+一定比例現(xiàn)貨，即（90－中長期市場化交易電量比例）%核電電量分配政府授權合約，執(zhí)行政府定價，10%核電電量則通過現(xiàn)貨市場交易。
　　2）福建、遼寧：全電量參與市場交易。其中福建除華龍一號以外全電量參與市場交易，2025年福建核電交易電量預測為500億千瓦時,其中參與雙邊協(xié)商交易電量預測為90億千瓦時，總交易電量較2024年略有下降；遼寧全電量參與市場交易，并參與電力現(xiàn)貨市場結算，此外核電發(fā)電企業(yè)也可作為買方或賣方參與東北區(qū)域的電力互濟交易。
　　3）江蘇：核定年度市場化交易電量規(guī)模，2025年約300億千瓦時參與市場化交易，除此以外上網電量均為保量保價電量，核電機組、燃氣機組，風電光伏機組的交易價格不設限制；年度交易采用雙邊協(xié)商和掛牌方式，月度交易采用集中競價、掛牌等方式，月內交易采用掛牌方式，公用核電需報量報價參加年度、月度和月內交易。
　　投資建議：盡管受市場化交易電量增長以及年度長協(xié)電價下滑影響，核電公司的上網電價或有所降低，但核電核準節(jié)奏穩(wěn)健，新機組投運帶來的發(fā)電量提升有望實現(xiàn)以量補價，建議關注中國廣核（A+H）、中國核電。
　　風險提示：核電機組核準不及預期的風險，上網電價下滑的風險，核電利用小時數(shù)下滑的風險，核安全事故風險，項目建設進度不及預期的風險。