随着国内电力市场化改革持续深化，核电正从“政府定价、保障消纳”的传统模式，加速融入市场化交易体系。在新能源全面入市、上网电价下行、税收政策调整等多重因素叠加下，核电市场化转型进入深水区。

据中国核电（601985.SH）、中国广核（003816.SZ）两大龙头2025年年报，公司市场化交易电量占比持续攀升，上网电价同步下行，企业盈利压力加剧。

作为“十五五”能源强国建设的重要组成部分，核能行业正一边通过锁定中长期电力交易、优化交易策略稳住经营基本盘，另一边积极布局核能供暖、工业供汽等多用途利用培育新增长点。同时，行业呼吁加快完善核电价格保障与低碳交易机制，让其基荷电源价值与低碳属性在市场中得到充分体现，支撑行业长期可持续发展。

市场化压力持续凸显

国内核电“优发优购”（优先发电和消纳）的计划模式和市场化交易模式并存，核电上网电价因此分为核准电价和市场电价两类，前者由有关政府部门核准批复，后者由市场化交易方式形成。

随着全国新型电力系统加快建设以及电力体制改革向纵深推进，新能源发电和入市交易比例大幅提高，核电长期遵循的“政府定价、保障消纳”传统模式被撼动，市场化电价持续承压的同时，市场化电量占比快速提升，价格波动直接传导至企业经营业绩。

上述两家公司均在年报或业绩会中直指核电市场化电价承压带来的营收风险。中国广核年报显示，由于电力市场整体交易价格下降，公司2025年平均市场电价同比下降约8.8%，而同期市场化交易电量占比则同比上升约5.2个百分点。中国核电管理层在业绩发布会上指出，随着去年电力现货市场建设提速，受一次能源价格下降、新能源装机快速扩张等因素影响，电力市场价格低迷，核电市场化电价承压，公司今年计划通过优化交易结构、提升人员能力、保障机组发电等方式，稳定发电收益。

从全国层面看，核电正加速融入电力市场。第一财经记者自日前举办的中国核能行业协会2026年春季核能可持续发展论坛（下称“核能论坛”）上获悉，全国核电市场化交易电量占比已由2020年的约30%提升至当前约60%。

不过，由于上网电量上升、增值税返还增加及所得税费减少等因素，中国核电2025年业绩暂未受到核电市场化电价下降的影响。公司去年营业收入同比增长6.22%，达820.75亿元；归母净利润同比增长6%，达93.04亿元。其中核电营业收入同比增约4%至671.07亿元，归母净利润同比增长18.53%至89.58亿元。

而中国广核由于上网电量同比增幅略低、在运核电机组平均市场电价同比降幅略高于中国核电，公司业绩表现略逊一筹。2025年，中国广核实现营业收入756.97亿元，同比下降4.11%；实现归母净利润97.65亿元，同比下降9.9%。分地区来看，公司多个核电项目市场化程度已处于较高水平，其中广西防城港1-4号机组、福建宁德1-4号核电机组均全部参与市场交易。

值得关注的是，电力市场化交易之外，核电行业还面临新增政策压力。2025年财政部宣布，对当年11月后核准的核电机组取消实行增值税先征后退政策。据中信证券测算，增值税退税约占核电行业代表性公司营收的2%、净利润的10%，该项优惠取消将一定程度增加企业税负与现金流压力。

稳交易、拓增长、完善长效机制

面对市场化交易带来的电价下行与盈利挑战，中国核电与中国广核主动调整经营策略，在稳定电力交易基本盘的同时，积极开拓核能综合利用第二增长曲线，并推动行业加快争取与完善核电机制电价与低碳交易政策，构建市场化转型下的长效发展体系。

中长期电力交易成为行业稳定收益的重要抓手。针对2026年的电力市场交易，中国广核已安排了24台核电机组（含联营企业）参与电力市场交易，现均已按要求完成年度或季度中长期市场化电量的签约。公司称将采取针对性营销策略，研讨市场形势及政策变化，力争2026年机组平均利用小时数不低于近三年机组平均利用小时数的平均值。

中国核电则计划通过优化交易结构、提升专业能力、保障机组高效发电等方式稳定发电收益。据公司管理层透露，国家能源主管部门正针对2026年电价走势研究制定核电电价政策，中国核电亦积极参与其中，拟结合核电基荷电源特性和绿色低碳价值，提出有关政策建议，推动公司核电机组所在省份电价政策优化。

核能多用途利用正成为企业利润增长的第二曲线。中国核电管理层在业绩发布会上强调，核能技术的多用途利用是公司未来重点开拓的新领域，除供汽供暖之外，核能在海水淡化、制氢、核动力船舶、同位素生产、园区综合智慧能源服务等方面均发挥重要作用。中国广核同样加快核能综合利用项目落地，2025年，公司辽宁红沿河镇供暖示范项目已完成第四个供暖季稳定运行，瓦房店与山东核能供暖项目亦在稳步推进，公司同时还围绕储能、海水淡化、“核电+算力中心”等方向开展前期研究，以提升核电项目经济性。

行业层面，完善核电价格保障与低碳交易机制的呼声日益强烈。中国核能发展报告首席专家、国家原子能机构原副主任王毅韧直言，“核电经济性面临挑战，需健全可持续发展机制。”他建议，一方面健全核电价格保障机制，以政府授权合约或差价结算方式对核电机组7000小时以内电量保障消纳；另一方面建立核电低碳证书体系，使核电低碳价值获得市场认可与兑现。

“核电的低碳属性在电力市场及相关政策中未得到体现，对核电参与电力市场营销及消纳造成影响。”据中国国际工程咨询有限公司原副总经理黄峰介绍，《关于可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》要求购买核电电量的用户和销售核电电量的售电公司承担可再生能源消纳责任，这是将核电与常规化石能源放在同等地位对待，未能体现核电发电环节的低碳属性和对碳减排的贡献，降低了各方消纳核电的积极性。

据《2024年全国电力碳足迹因子》报告，2024年国内核能发电电力碳足迹因子为0.0065kgCO2e/kWh，远低于光伏、水电、风电等发电类型。

“核能作为一种清洁、高效、稳定、可大规模应用的能源，将成为能源强国建设的重要组成部分。”中国核能行业协会轮值理事长杨长利在核能论坛上强调，核电在电力安全保供中发挥着基础性保障作用，对新型电力系统安全稳定运行起到关键支撑作用。他解释称，未来随着煤电发电量占比逐步减少和新能源大规模发展，核电将是稳定托底的基础电源，在承担基础负荷方面发挥重要作用，并且核电机组转动惯量与火电机组基本相当，具有一次调频、调压、快速励磁等功能，可以为新型电力系统暂态稳定运行提供必要的调控手段。

杨长利表示，“十五五”规划纲要明确提出建设能源强国，2026年的政府工作报告作出进一步部署安排，即“十五五”将加快建设新型能源体系，坚持风光水核等多能并举，积极安全有序推进沿海核电建设，因地制宜推进核能综合利用，建成小型压水堆示范工程，稳妥推进四代堆技术研发与应用示范，2030年国内核电运行装机容量将达到1.1亿千瓦左右。

(本文来自第一财经)