智通財經APP獲悉，國聯證券發佈研報指出，核電上網電價，大部分爲計劃電量上網電價，電價穩定確保運營商整體業績，少部分是市場電量上網電價，受電力市場供需影響，但市場結算價格相對穩定。隨着電力市場化加速推進，市場化交易電量佔比提升，市場化進展較快爲江蘇、浙江、福建、廣東等電力供需緊張省份，核電市場化比例提升後，電價有望具備向上彈性，推薦中國核電(601985.SH)、中國廣核(003816.SZ)。
國聯證券主要觀點如下：
核電電價可以分爲以下四個主要發展階段
1993~2013年：一廠一價模式，主要按照“成本加成”方式定價。2013~2015年：啓動核電標杆電價模式。上網電價採用所在地燃煤機組標杆上網電價和0.43元/kWh核電標杆上網電價的較低值。2015~2019年：核電市場化開始加速。2019~至今：“覈准價+市場價”構成核電電價主體。
核電定價與所在省份、機組情況有關
核電的市場定價呈現出如下特點：1)核電電價水平與其他電源定價、電力供需狀況有關；2)不同省份參與市場化交易情況不同，如江蘇、福建、廣西核電機組參與市場化交易比例較高；3)不同省份市場化交易電量的價格也存在較大差異，相同省份的不同機組也存在差異。
電量市場化比例提升後核電電價具備彈性
2015年9號文後，“市場化”比例逐步提升，2023年市場化電量佔比已達61.4%，核電上網電價分爲兩部分，一部分爲計劃電量上網電價，另一部分是市場電量上網電價。核電計劃電價方面一般低於當地煤電基準電價，市場化交易部分電價則通過集中競價、雙邊協商等交易，更具備向上電價彈性。
各省核電市場化政策各異
江蘇：江蘇核電可參與電力中長期交易，2021-2024年核電參與市場化電量的規模由180億kWh提升到2024年270億kWh左右。浙江：2024年秦山一期、三門核電轉爲保障性機組。廣東：嶺澳核電和陽江核電全部機組進入市場，直接參與市場交易，電價方面設置超額回收機制。福建：2023年-2024年由434億kWh提升至640億kWh，市場化交易規模不斷提升。
風險提示：核電機組建設不及預期；電力市場化交易風險。