在全球能源结构加速调整、应对气候变化需求愈发迫切的大背景下，核电作为一种低碳、高效的能源形式，在各国能源战略布局中占据着重要地位。我国核电产业近年来呈现出独特的发展态势，在诸多方面展现出显著优势。
一、国内核电发展优势显著
国内核电牌照集中度更高，在成本控制和厂址顶层规划方面优势突出。目前的核准情况显示，未来5 - 10年国内核电装机端增长具有持续性。新机投运前5年，受益于税收优惠与免计提乏燃料费，盈利状况较好。这一发展态势得益于我国从国家层面对于核电产业的统筹规划与大力支持，在政策引导下，核电项目的建设审批流程更加规范高效，为核电装机规模的持续增长奠定了坚实基础 。
从成本控制来看，根据IEA - WEO对全球主要地区核电成本的预测，中国的核电建设成本约为美国的一半，实际华龙一号堆型已降至约15000元/KW。近两年投运的项目因技术成熟度提升，建设工期大多控制在5 - 6年。通过自主创新和技术引进相结合，我国核电产业不断优化设计与建造流程，有效降低了建设成本，同时缩短工期减少了资金占用成本，提高了项目经济效益。
在厂址规划上，我国核电均布局于沿海主要经济发达区。这些地区经济发展迅速，电力需求旺盛，对电量消纳能力强，且用户对电价接受能力较高，有利于核电电价的市场化形成，为核电提供了广阔的市场空间。同时，沿海地区电网基础设施完善，能更好地保障核电电力的输送与分配 。
二、装机增长预期持续向好
顶层规划推动下，国内核电装机增长预期明确且具有持续性。我国已投运核电机组5808万千瓦 ，核准在建5505万千瓦，在运在建装机规模跃居世界首位。然而，从在运装机的电量贡献看，美国核电占总电量比例稳定在20%，国内核电电量占比仅约5%。此轮核准高峰保持在8 - 10台/年的节奏，考虑5 - 6年的建设周期，预计2030年电量占比可提升至7.3%。当前的核准节奏是综合我国能源需求增长、技术发展水平以及核安全保障等多方面因素制定的，确保了核电产业健康、有序发展。
对比国内预测口径（结合核准数据）、IAEA预测口径、IEA - WEO预测口径，2030年前国内核电年新增装机预计为3.5 - 11.3GW，2030 - 2040年间预计为4.5 - 13.7GW，2040 - 2050年间预计为2.3 - 8.7GW。不同预测口径虽有差异，但均显示我国核电装机在未来几十年将保持增长态势，这与我国经济社会发展对能源的需求相契合，也反映了核电技术与建设能力的不断进步。
三、市场化进程中的探索与发展
国内核电市场化正处于摸索前行阶段。2013年以前核电机组根据成本监审单独核价，2013年《关于完善核电上网电价机制有关问题》出台后，新建核电机组实行标杆上网电价0.43元/KWh与当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）孰低原则定价，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程可定价上浮。此后，虽无国家层面电价机制文件更新，但各省依据自身电力供需、能源结构等情况，“自下而上”积极推进核电市场化进程，如广东、浙江等经济发达省份在这方面已积累了宝贵经验。
目前，国内市场化核电收益来源主要为电能量市场，收益结构较为单一，以差价合约作为主流价格维稳工具，价格水平总体处于核准价上下。煤价波动对市场化核电电价影响显著，类似天然气价对美国核电的影响。“十四五”以来，煤价高位运行支撑了核电市场化电价上浮；但在19/20年秦皇岛港Q5500煤价分别为589、600元/吨时，核电机组存在平均不超过3分的折价（VS核准价），影响幅度有限得益于当时入市电量占比不超过40%。当前，短期煤价跌落至770元/吨以下的中长期煤价合理区间，部分机组近两年充分享受市场化溢价后，面临价格回调。
核电度电盈利总体保持稳定。通过梳理中国核电公司公告中各子公司净利润及上网电量，按电量加权平均后发现，19 - 23年盈利总体提升，幅度约度电2分。这一结果得益于部分机组电价上浮、新机投运初期盈利能力较高等因素。随着核电技术成熟，机组运行效率提高、运营成本降低，以及部分地区电力供需变化，推动了核电度电盈利的提升 。
多省采用差价合约机制稳定电价。美国IRA法案针对存量机组的补贴类似单向差价合约，以弥补亏损为主要目标，“折价补偿、溢价不回收”；而国内核电差价合约诞生于“溢价回收”背景，两者出发点不同。国内广东、浙江等引入差价合约机制的省份，在近三年市场化交易方案中，直接采用政府授权差价合约机制，使结算电价处于核准价附近，有效平抑了价格波动。国际上，法国在本轮欧盟电改中也计划以差价合约代替现行的核电调控价机制（ARENH），推动核电定价更加市场化 。
四、未来发展潜力与挑战并存
国内容量补偿机制暂未引入核电，但零碳价值未来有望得到充分体现。我国目前从煤电开始试行容量补偿机制，暂以政府定价方式落地，这引发了对核电这类出力曲线平稳、却未获容量补偿电源的市场化电量电价的担忧，电源间制度公平性问题亟待解决。
参考美国PJM容量市场经验，低成本可靠电源掌握定价主动权，市场竞争激烈，规则设计对结果影响重大。若将容量补偿机制理解为对电源投资固定成本的回收，即使25/26拍卖年份因PJM容量市场规则变更，容量电价上涨至270＄/MW·天，也仅能满足投资成本最低的单轴联合循环机组（气电）13年回本，核电回本年数却高达79年。从我国当前煤价容量机制设计看，330元/KW·年全容量补偿对应新建煤机回本周期约12年，与现价下美国气电处境相似。我国在探索容量补偿机制时，需充分考虑自身能源结构特点与电源成本差异，制定合理规则。
山东作为前期容量补偿先行省份，海阳核电于11M23入市。山东省能监办发文提及，研究建立核电机组优先电量与电力市场衔接方式、容量补偿机制以及参与中长期市场和现货市场的方式，其探索实践为全国提供了宝贵经验，有助于完善核电在容量补偿机制下的市场运营模式，提高核电在电力市场中的竞争力。
伴随容量机制的成熟，未来向容量市场转型，核电可靠性溢价有望体现在收益结构内。在英国、法国等发达国家，容量市场相对成熟，核电凭借稳定出力特性获得可观收益，我国可借鉴其经验完善自身容量机制，提升核电市场竞争力。此外，在零碳目标驱动下，AI数据中心 - 核电多年PPA等新模式值得期待。数字经济飞速发展使AI数据中心能耗需求剧增，与核电签订长期购电协议，既能满足数据中心对稳定、清洁电力的需求，又为核电提供稳定销售渠道，实现互利共赢。
国内核电已进入密集投运期，2019年核电核准重启后的第一台获批机组漳州一号已于11M24投运，新厂址与新机组将陆续投入。预计2030年前核电装机增速将进一步扩大。从核电度电盈利变化来看，投运前5年免收乏燃料处理费，并享受税收三免三减半，处于盈利高值，新投机组有利于拉高平均盈利水平。第6年起计提乏燃料处理费增加运行成本，但后续伴随贷款还完、折旧完毕，度电利润仍有翻倍空间。随着核电装机规模不断扩大，核电产业步入新阶段，合理安排新机组投运节奏，利用投运初期政策优惠，加强成本管理、降低运营成本，是保障核电企业持续盈利、实现核电产业可持续发展的关键。
