核电两大上市公司中国广核（003816.SZ）、中国核电（601985.SH）近日相继披露2024年年报，前者营业收入同比增长5.16%达868.04亿元，归母净利润同比微增0.83%达108.14亿元；后者营业收入同比增长3.09%达772.72亿元，归母净利润同比下降17.38%至87.77亿元。
随着过半上网电量进入电力市场交易，市场电价下行对核电企业盈利的影响正在加剧。
市场电价波动影响
中国核电、中国广核收益主要源自电力销售业务、核电相关技术服务等业务。去年，两家公司发电、上网电量均有增长。中国核电累计发电量创历史新高，同比增长3.09%达2163.5亿千瓦时，上网电量同比增长3.28%达2039.23亿千瓦时；中国广核超额完成年度发电计划，在运核电机组上网电量同比上升6.13%达2272.84亿千瓦时，占全国核电机组上网电量的54.38%，带动电力销售营业收入同比增长5.46%至659.32亿元。
“但受部分地区电力市场化交易价格下降影响，公司平均结算电价同比略有下降。”中国广核指出，公司去年市场化电量比例约50.94%，基本持平于2023年，但平均市场电价同比下降约3.85%至0.3869元/千瓦时。
在中国电力市场的双轨制系统中，核电“优发优购”（即优先发电、优先消纳）的计划模式和市场化交易模式并存，上网电价亦因此分为计划电价和市场电价，前者由有关政府部门核准批复，后者则通过市场化交易方式形成。但随着全国新型电力系统加快建设，新能源发电并网比例大幅提高，核电领域长期遵循的“政府定价、保障消纳”传统模式被撼动，核电企业要开始下场参与竞争。
由于所持风电、光伏等新能源资产较多，中国核电受冲击更大。2024年公司综合电价同比下降0.8%达0.416元/千瓦时。其中，核电综合电价同比增长1%至0.4151元/千瓦时，而新能源综合电价同比下降12.81%至0.4203元/千瓦时。
2024年，中国核电新能源上网电量同比增长超42%达326.63亿千瓦时，占公司总上网电量比重16%，比上年同期提高了近4个百分点。公司新能源市场化交易电量亦大幅增长59.6%达216.99亿千瓦时，远高于核电入市16.88%的增幅。
此外，核燃料成本、固定资产折旧、计提乏燃料处置金等成本提高也拖累了业绩增长。2024年中国广核销售电力业务营业成本同比增长9.85%达371.86亿元，增速显著高于该业务营收增速。据浙商证券研报，台山核电上网电量增加以及防城港4号机组商业运营，导致公司摊销的核燃料成本和计提折旧费用增加；同时阳江5号和6号机组、台山1号和2号机组商运满五年开始计提乏燃料处置金。
如何应对
受各省陆续开展电力现货交易、新能源装机比例快速提高、煤炭价格下行等因素影响，市场电价波动风险正进一步提升。
今年一季度，中国广核归母净利润同比下降16.07%至30.26亿元，公司称市场化交易比例同比提升叠加平均市场化电价下降导致售电业务毛利下滑，此外研发费用增长也拖累了业绩。
“从电价趋势看，受市场化交易价格总体下降影响，公司平均市场化电价将有所降低。”中国广核在业绩说明会上介绍称，公司管理的核电机组中，今年广东的机组市场化交易比例有所提升，广西、福建的核电机组已全部进入市场化交易。一季度，公司广东省外市场交易平均电价为0.37元/千瓦时，同比降约2分。
应对措施上，中国广核表示，公司将与电网等部门加大沟通，争取有利发电安排和更多的上网电量，力争今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。同时继续推动将核电纳入我国绿色低碳交易体系，提高核电市场竞争力。今年中国广核共有22台核电机组参与电力市场交易，均已完成年度中长期市场化电量签约。
中国核电则称，将高度关注电力市场政策和交易规则，持续改进电力交易策略。重点保证稳营收、降成本、增利润，在保证安全、质量的前提下合理优化大修工期，确保多发满发。在各地区电力市场开拓中，密切跟踪电力市场行情，通过核电+新能源多品种电源优化组合，最大限度发挥零碳绿色电力优势，努力提高度电收益。
关于新能源建设的考虑，中国核电称，公司会根据整体新能源发展趋势做布局和策略调整，暂停在限电率高的省份收购项目，在建项目按计划推进，战略上侧重点由光伏向风电转移，西北地区向沿海省份转移，确保满足收益率要求。