证券日报网讯太阳能11月6日发布公告，在公司回答调研者提问时表示，公司一直不断加强专业化电力 交易团队建设，针对电力市场化交易不断深入研究：一是，升级交易管理手段，通过数字化、信息化手 段为电力交易赋能；二是，持续加强团队能力建设，提高交易人员业务素养；三是，紧盯政策变化，建 立关键交易政策分析机制，建立实施细则动态跟踪机制，提高决策科学性；四是，持续做好运营电站的 运维管理，保证电站项目的发电能力。 ...

公司及行业 * 公司为中国核电股份有限公司（简称“中国核电”）[1] * 行业涉及核电、新能源（风电、光伏）发电行业[1][4][5] 核心观点与论据 财务业绩表现 * 2025年前三季度公司实现营业收入616亿元，同比增长8.16%[4] * 2025年前三季度归母净利润80亿元，同比下降10.42%[4] * 2025年第三季度单季营收207亿元，同比增长5.7%；归母净利润23.4亿元，同比下降两位数[1] * 综合电价约为0.3867元/千瓦时，同比下降0.0246元/千瓦时（下降6.85%）[4] 核电业务表现 * 前三季度核电上网电量累计1412亿千瓦时，同比增长11.44%[4] * 核电项目实现归母净利润74亿元，同比增长2.81%[4] * 核电归母净利润增速低于营收增速，主要原因为核电电价下降、营业成本及所得税费用增加[4] * 营业成本增加具体包括：核燃料成本增加9.48亿元、折旧费用增加8.13亿元、乏燃料处置基金增加1.4亿元[5] * 所得税费用增加主要因福清核电利润总额增加15.19亿元，导致所得税费用增加5.23亿元，且福清6号机组所得税由免征转为减半征收[5] * 前三季度核电市场化交易电量超1000亿度，占比约71%，市场化电价约0.3938元/度，同比下降0.025元/度[7] * 浙江、福建、海南三省核电市场化交易电量大幅上升，但绝大部分参考核准电价结算，平均电价0.3992元/度，与核定价接近[7][8] * 江苏核电市场化电量235亿度，占比65.41%，平均电价0.3758元/度，同比下降0.068元/度，对公司整体影响可控[8] 新能源业务表现 * 前三季度新能源上网电量累计328亿千瓦时，同比增长34.82%[4] * 新能源项目实现营业收入115.5亿元，同比增加20.12亿元；归母净利润5.35亿元，同比减少11.35亿元，下降67.96%[5] * 新能源归母净利润大幅下降原因包括：新增并网项目受限电限价新政影响处于微利或微亏状态；存量项目脱离税收优惠期，企业所得税率接近25%；中核汇能公司层面少数股东损益占比从年初7.74%升至43.85%；中国核电在中核汇能的持股比例由70%下降至62.7%[5][6] * 1-8月新能源市场化交易电量194亿度，占比66%，市场化电价0.2822元/千瓦时，同比下降0.0032元/千瓦时；其中风电平均电价0.2681元/千瓦时，光伏平均电价0.2930元/千瓦时[8][9] * 截至三季度末，累计回收国补31.32亿元，好于去年[27] * 原“十四五”末（2025年）新能源装机目标3000万千瓦已提前完成，但受行业经济效益下滑影响，未来发展规划将适度下调[20] 项目进展与装机规划 * 截至9月30日，公司控股在运机组26台，装机容量2500万千瓦；在建和核准待开工机组19台，装机容量2185.9万千瓦；核电总装机容量4685.9万千瓦[9] * 在建机组预计在未来5-6年内陆续商运，其中漳州2号机组预计2025年底具备商运条件[9] * “十五五”期间核电审批节奏预计维持每年6-10台（平均约8台）的规模，新发布的《原子能法》明确积极安全有序发展核电[47][48] 政策影响分析 * 新增值税政策调整对在运26台核电机组无影响[10] * 对在建19台机组的影响主要在商运后体现：商运后6-10年，增值税返还比例由70%降至50%，预计每台机组每年影响归母净利润约2000万元；商运后11-15年，返还比例由55%降至0，预计每台机组每年影响归母净利润约5600万元；单台机组全生命周期总计影响归母净利润约4亿元，主要影响体现在2030年（十六五）以后，对十五五期间经营基本无影响[10][11] * 2025年10月31日后新核准的核电项目不再享受增值税返还[11] * 陆上风电增值税即征即退政策取消，预计影响中核汇能年净利润约6000万元，影响中国核电归母净利润约2200-2250万元[12] 公司应对措施与未来展望 * 为应对电价下行压力，公司推行“新三化战略”：集约化（提升人员效率，如大修人员工作量翻倍）、标准化（推行标准化2.0）、数字化（提升效率降低成本）[39][40] * 通过技术改造提升老机组功率（每台提升几万千瓦，总计几十万千瓦）、降低厂用电率、开展核能供汽（提升热效率至60%-80%）等措施提升效益[40][41][42] * 联合其他核电集团争取政策支持，如推动核电纳入绿电范畴以获得额外收入[42] * 中核汇能单独上市是长期方向，但受行业环境影响推进速度不会太快[42] * 预计未来核电仅会少量电量参与现货市场，不会大量参与，主要考虑核安全、燃料资源有效利用、设备寿命及环保因素[51][52][53] * 判断江苏省市场化电价进一步大幅下跌空间有限，可能已至底部阶段[18] * 其他省份（浙江、福建、海南）核电市场化电价风险较小，因其交易机制多与核准电价挂钩[24][31][32] * 明后年将处于资本开支高峰期，因在建项目集中[25][26] 其他重要内容 * 2025年公司计划进行16次核电机组大修，截至三季度末已完成12次，3次进行中，1次未开始[30] * 核电项目股东结构多元化，地方国企、民营企业及其他无核电开发资质的央企可能参与小股比投资[48] * 核电在电力消纳方面具有一定优势，部分出口型企业为规避碳关税倾向采购绿电（如核电）[38]

报告行业投资评级 - 报告建议关注中国广核 (A+H) [3] 报告核心观点 - 广东电力交易中心发布《广东电力市场2026年交易关键机制和参数》，明确年度交易安排 [3] - 新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量全部进入市场，上网电价通过市场交易形成 [3] - 2026年核电不再执行变动成本补偿机制，预计将为广东核电带来收入提升 [3] - 十五五期间迎核电机组投产高峰，核电业绩增长确定性强 [3] 2026年广东电力市场关键机制 - 发电侧燃煤、燃气、核电均全部进入市场 [3] - 中长期交易中年度交易设置交易上限，燃煤、燃气、核电机组初始交易上限比例系数取70% [3] - 年度交易基准价和浮动范围未调整，基准价为0.453元/千瓦时，上下浮动20% [3] - 2026年市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时 [3] 核电市场安排与影响 - 2026年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约312亿千瓦时，较2025年的273亿千瓦时提高39亿千瓦时，且312亿千瓦时为最终交易上限 [3] - 2026年核电机组不再执行变动成本补偿机制 [3] - 若2026年年度交易电价为下限0.372元/千瓦时，较2025年核电实现的市场电价约0.35元/千瓦时提高0.02元/千瓦时，按312亿千瓦时电量计算，对应核电收入提升约4亿元 [3] - 若2026年年度交易电价同比不变，按312亿千瓦时电量计算，对应核电收入提升约10亿元 [3] 重点公司估值 - 报告列出公用事业重点公司估值表，涵盖火电、新能源、核电、水电、天然气等板块 [4] - 核电板块涉及中国核电（代码601985 SH）和中国广核（代码003816 SZ） [4]

政策核心变化 - 广东电力交易中心发布2026年交易关键机制和参数 主要变化包括不再执行变动成本补偿机制以及年度市场化电量从273亿度提升至312亿度 [1] - 新方案量价条款均好于预期 体现了广东政府对核电清洁基荷电源价值的肯定 对2026年中国广核业绩提供正面支撑 [1] 电价机制分析 - 2026年核电机组不再执行变动成本补偿机制 火电、核电理论地板价为燃煤基准价下浮20% 即0.372元/度 [1] - 对比2025年 年度市场交易均价为0.392元/度 缴纳变动成本补偿0.041元/度后约0.351元/度 月度市场交易价格缴纳变动成本补偿后约0.332元/度 [1] - 取消变动成本补偿后综合电价提升 假设成本相对固定 归母净利润占比不变 综合影响盈利3~4亿元 [2] 电量分配调整 - 新方案对应岭澳、岭东、阳江10台市场化交易机组入市比例从约35%升至40% 综合比例从约40%升至45% [1] - 年度市场化电量从273亿度提升至312亿度 假设年度交易占市场化交易比例约90% 剩余为月度及其他类型 [1] 盈利预测与估值 - 根据2026年电力交易方案 假设广东机组市场化交易电价触底但变动成本补偿取消 综合电价较2025年提升 [2] - 维持2025年盈利预测不变 上调2026年盈利4.8%至101亿元 [2] - 当前A/H股股价分别对应2025-26年21.3x/20.2x和15.5x/14.5x市盈率 维持跑赢行业评级和A/H股目标价5.07元/3.59港元不变 [2]

电力市场化改革进展 - 江苏省徐州市杉杉奥特莱斯通过直接参与市场交易购电，每月购电成本减少超过7万元[1] - 2025年徐州市累计推动约23900个工商业用户进入电力市场，上半年市场化用电量达10226亿千瓦时，平均每月为用户节省约4000万元购电费用[1] - 截至9月底，江苏省市场化用户已超过16万家，市场化交易电量超过4900亿千瓦时，加上跨区跨省交易后合计超6500亿千瓦时，市场化交易电量比重超全社会用电量的80%[1] 新能源电力交易发展 - 江苏省相关部门要求积极推动新能源电力参与市场交易以促进新能源发展[1] - 自2021年全国绿电交易启动以来，江苏省绿电交易规模从1369亿千瓦时跃升至2034亿千瓦时，年均增长率达96%[1] - 绿电交易用电主体覆盖能源化工、电子信息、外贸等行业，交易规模相当于减少燃煤6244万吨、减排二氧化碳15564万吨[1]

公司战略与运营 - 公司加强专业化电力交易团队建设以应对电力市场化交易[1] - 通过数字化和信息化手段升级交易管理方式为电力交易赋能[1] - 组织专项培训以提高交易人员的业务素养[1] - 持续做好运营电站的运维管理以保证电站项目的发电能力[1] 政策研究与决策机制 - 公司紧盯政策变化并建立关键交易政策分析机制[1] - 建立实施细则动态跟踪机制以提高决策的科学性[1]

核心业绩表现 - 2025年上半年营业收入391.67亿元同比下降0.53% 归母净利润59.52亿元同比下降16.30% [2][3] - 整体毛利率43.29%较去年同期下降5.44个百分点 电力销售业务收入306.58亿元占比78.27% [3] - 在运核电机组上网电量1133.60亿千瓦时同比上升6.93% 但出现量涨价跌现象 [3][4] 电力市场与电价分析 - 市场化交易电量占比56.1%同比上升3.7个百分点 平均市场电价同比下降约8.23% [4][5] - 广东电力市场中长期交易成交均价0.384元/千瓦时 较去年同期0.4538元/千瓦时明显下降 [6] - 核准电价维持0.35-0.42元/千瓦时未变化 广东地区营收205.64亿元占比52.50% [5][6] 行业与市场地位 - 全国全社会用电量48418亿千瓦时同比增长3.73% 核电上网电量占比49.27% [3] - 管理28台在运核电机组装机容量31796兆瓦 占全国在运及在建核电总装机容量44.46% [3] - 公司拟收购惠州核电 惠州第二核电 惠州第三核电和湛江核电4家核电公司 [6] 区域市场动态 - 广东 广西市场化电价已接近交易下限 福建 辽宁电价保持平稳 [5] - 核电机组所在省区电力现货市场铺开运行 新能源全面入市导致价格同比下降 [5] - 电力供需宽松及市场化改革对电价形成压力 [5]

市场电价波动影响 - 电力市场化交易导致核电企业平均市场结算电价同比下降8.23% [4] - 中国广核市场化交易电量占比达56.1% 同比增加3.7个百分点 [4] - 中国核电总上网电量935.51亿千瓦时 同比增长12.13% [4] - 中国广核总上网电量1133.6亿千瓦时 同比增长6.93% [4] 新能源业务表现 - 中国核电新能源控股装机容量达3322.5万千瓦 同比增长近50% [5] - 新能源上网电量215.53亿千瓦时 同比增长35.81% [5] - 中核汇能净利润同比下降31.7%至11.4亿元 [5] - 新能源业务贡献归母净利润3.44亿元 同比下降66% [5] 核电主业盈利 - 中国核电核电业务归母净利润逆势增长9.48%至53.22亿元 [5] - 核电上网电价分为政府核准电价和市场交易电价两类 [4] 应对策略 - 中国广核实施"一省一策"电力营销策略 优化交易方案 [6] - 中国核电通过三家售电公司深化区域电力市场运营 [6] - 两家公司强化"核电+新能源"协同发展 开发零碳电力客户 [6] - 中国广核发展核能供暖业务 山东招远项目已设计供暖方案 [7] - 中国核电推进工业供汽项目 田湾核能供汽超300万吨 [7] 行业发展趋势 - 电力现货市场加速铺开导致市场价格波动风险提升 [4][6] - 核能综合利用成为应对电力市场化改革的重要手段 [7] - 新能源全面入市对传统核电企业盈利模式形成挑战 [3][4]

核心观点 - 电力市场化交易价格下降导致核电企业净利润下滑 需通过加强电力营销和核能综合利用应对市场风险 [1][2][4][5] 业绩表现 - 中国广核上半年净利润59.52亿元同比下滑16.3% 为2019年以来首次同期下降 [1] - 中国核电上半年净利润56.66亿元同比微降3.66% 近五年增幅明显收窄 [1] - 中国广核总上网电量1133.6亿千瓦时同比增长6.93% 中国核电总上网电量935.51亿千瓦时同比增长12.13% [2] 电价与市场影响 - 中国广核平均市场结算电价同比下降约8.23% 主要因电力现货市场铺开及新能源全面入市 [2] - 市场化交易电量占比提升 中国广核市场化电量占比达56.1%同比增加3.7个百分点 [2] - 电力现货市场加速建设导致中长期合同交易价格同比下降 [1][2] 新能源业务表现 - 中国核电新能源控股在运装机容量3322.5万千瓦同比增长近50% 上网电量215.53亿千瓦时同比增长35.81% [3] - 中核汇能净利润同比下降31.7%至11.4亿元 因市场结算电价下滑及折旧增加 [3] - 新能源业务贡献中国核电归母净利润3.44亿元同比大降66% 因持股比例从70%降至62.7% [3] 应对措施 - 中国广核实施"一省一策"电力营销策略 多渠道开发用户并优化交易策略 [4] - 中国核电通过三家售电公司深耕区域市场 推行"核电+新能源"协同发展 [4] - 两家公司优化内部电力营销管理体系 强化专业人才梯队建设 [5] 核能综合利用 - 中国广核发展核能供暖 东北首个核能清洁供暖项目已稳定运行3个供暖季 山东招远项目考虑供暖方案 [5] - 中国核电拓展工业供汽领域 田湾核能供汽项目"和气一号"稳定供汽超300万吨 [5]

核心财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入391.67亿元同比下降0.53% 归母净利润59.52亿元同比下降16.30% [1] - 电力销售收入306.58亿元同比微增0.93% 占营业收入比重78.27% [2] 电力经营数据 - 在运核电机组上网电量1133.60亿千瓦时同比上升6.93% [2] - 市场化交易电量占比56.1%同比上升3.7个百分点 平均市场电价同比下降8.23% [2] - 公司管理28台在运机组装机容量31796兆瓦 20台在建机组装机容量24222兆瓦 占全国核电总装机容量44.46% [3] 资产收购计划 - 拟收购控股股东旗下4家核电公司 包括惠州核电82%股权(转让价格80.23亿元) 惠州第二核电100%股权(13.53亿元) 以及惠州第三核电和湛江核电100%股权(转让价格均为0) [4] - 惠州核电负责1-2号机组 惠州第二核电负责3-4号机组 惠州第三核电负责5-6号机组 [4] - 惠州太平岭核电项目总投资估算约1200亿元 规划建设6台三代核电机组 投产后年供电量超500亿千瓦时 [4] 战略发展动向 - 公司被定位为集团核能发电业务最终整合唯一平台 本次系控股股东2025年第二次履行避免同业竞争承诺的资产注入行动 [5] - 2025年1月完成收购台山第二核电100%股权 [6] - 下半年将推进机组高质量批量化建设 推动已核准待FCD机组正式开工 [3]