一、核心观点
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核电站的营业收入主要来源于销售电力，销售额由发电量和上网电价决定，二者的确定性较高。
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核电站的成本构成分为核燃料费、运维费、折旧费、财务费用以及特有的电站退役处置费用和对乏燃料的后处置费用，当前核电站的度电发电成本约为0.25-0.29元/度。
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由于建设成本折旧、贷款利息、发电量、上网电价、运维费等均为相对确定的数值且占大头，同时消纳有保障，核电站投资的确定性较高。相反，核电站投资的变动性较低，主要由于燃料费用仅占总成本的20%，且通常与供应商签订10年左右的长期协议。因此，长期来看核电站和水力发电一样，存在一定“现金奶牛”的特征。
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经粗略测算，当前核电站每年的平均度电发电成本约为0.259元/度，具体受到实际运行年数和当年运维情况的影响，毛利率约为45%。核电机组投运6-8年后，净现金流开始转正，此后进入一段20年左右的黄金时期。
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我国核电新增装机将在十五五期间大量释放，核电双寡头在2014-2018年曾出现核电机组密集投运，目前已经初步带来现金流收益。当前正处于核电建设的新一轮CAPEX周期，随着资金滚动，远期来看（或将在2030-2040年）核能发电将为运营商提供稳定大量的现金收益。
二、营业收入由发电量和上网电价决定，确定性高
1.发电量由设备利用小时数决定，一般在7500小时以上
核电站的营业收入主要来源于销售电力，而销售额由发电量和上网电价决定，而发电量由设备利用小时数和实际装机容量决定。
根据国家核安全局的数据，2023年1-12月，我国核电设备利用小时数为7661.08小时，平均机组能力因子为91.25 %；累计发电量为4333.71亿千瓦时，比2022年同期上升了3.98%，占我国社会总发电量的4.86%；累计上网电量为4067.09亿千瓦时，比2022年同期上升了4.05%。
核电作为基核能源，运行存在高度稳定性和可靠性，近三年核电设备年平均利用小时数均高于7500小时，发电量比较确定。
2.当前含税上网电价约为0.4元/度
上网电价方面，过去我国核电上网电价主要是由政府部门设定的标杆电价（二代半机组含税0.43元/度，2013年），同时参照当地火电上网电价。按照当前的最新政策，核电上网电价应当取标杆电价和当地火电上网电价的较低值。
与光伏发电相似，核电的上网电价分为原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量），且市场化交易电量的占比不断提升。按照中国核电与中国广核的数据显示，市场化交易电量的占比提升至50%左右，此前仅在30%左右。
当前，就2020年后中国核电与中国广核投运的机组来看，上网电价存在10%左右的降幅，当前均价在含税0.40元/度附近，总体而言较为稳定。相对而言，光伏上网电价由10年代的1元/度下降至当前的平段0.3-0.4元/度，降幅较大。
若按平均利用7500小时、含税电价0.4元/度、税率13%计算，一台120万千瓦的核电机组售电税后年收入约为31.86亿元。
三、成本构成均衡，固定成本占比较高
根据中国广核总经济师岳林康在《核电的经济性特点及商业模式》中提到的，核电的发电成本包括核燃料费、运维费、折旧费、财务费用以及特有的电站退役处置费用和对乏燃料的后处置费用，是全成本的。
（1）核燃料费：燃料成本相对较低，约为总成本的20%。根据天风证券的统计数据，2019-2022年中广核的核燃料成本为0.052元/度。
（2）运维费：运维成本相对较高，约占总成本的25%，主要包括日常运维（含人工）和定期的大修。根据天风证券的统计数据，2019-2022年中广核的核燃料成本为0.064元/度。
（3）折旧费：核电站的建设投资巨大，目前国内已建成的二代改进型机组中，建设成本为1.3万元/千瓦，而当前主流的三代核电机组的建设成本为1.6-2万元/千瓦（华龙一号约1.6万元/千瓦，AP1000约为2万元/千瓦）。初步计算，一台120万千瓦级别的华龙一号核电机组初期建设投资在192亿元左右。按照三代机组35年折旧，每年的折旧费用将在5.5亿元左右，约占总成本的23%。
（4）财务费用：主要为贷款利息，核电站投资一般以20%本金+80%银行贷款为主，当前长期借款年限一般为15-22年。若按20年3.5%利率借贷进行大致测算，一台120万千瓦级别的核电机组20年间每年的平均贷款利息约为3亿元，约占总成本的13%。
（5）电站退役处置费用：按建设投资额10%计算的退役处置费，从核电站运行期间开始逐年计提，约占总成本的1%。
（6）乏燃料后处置费用：国家统一规定上缴的乏燃料后处理基金为0.026元/度，从核电站开始商业运营第6年起开始计提，约占总成本的10%。
（7）销售/管理/研发费用：根据天风证券的统计数据，费用率一般为7%。
总体而言，由于建设成本折旧、贷款利息、发电量、上网电价、运维费等均为相对确定的数值且占大头，同时消纳有保障，核电站投资的确定性较高。相反，核电站投资的变动性较低，主要由于燃料费用仅占总成本的20%，且通常与供应商签订10年左右的长期协议。因此，长期来看核电站和水力发电一样，存在一定“现金奶牛”的特征。
四、平均度电发电成本约为0.26元/度，投运8年后进入黄金时期
1.平均度电发电成本约为0.26元/度，毛利率约为45%
假设一台120万千瓦的华龙一号机组，年平均利用小时数7500小时，则年发电量为90亿千瓦时。
假设单位建设成本为1.6万元/千瓦，设计年限60年，折旧年限35年，则每年的折旧费用约为5.49亿元，即0.061元/度。此外，每年的退役费按60年计，约为0.003元/度。
假设单位燃料费0.052元/度，单位乏燃料后处置费0.026元/度，单位运维费0.064元/度，则每年的平均度电营业成本约为0.061+0.003+0.052+0.026+0.064=0.206元/度。
由于各机组的投运时间、贷款比例、贷款利率不同，在财务费用方面存在一定差异。若按此前计算的20%本金+80%银行贷款、20年期3.5%利率、等额本息方式，平均每年的利息费用约为3.13亿元，即每年的财务费用约为0.035元/度。加上7%左右的销售/管理/研发费用，每年的平均度电发电成本约为0.259元/度。根据天风证券的统计数据，2019-2023年中国核电和中国广核的度电发电成本约为0.25-0.29元/度，具体受到实际运行年数和当年运维情况的影响。
利润率方面，假设条件下核能发电的售电毛利率约为48.5%，净利率约为23.6%，与中国核电、中国广核基本一致。此处仅做简单测算，并未考虑税收优惠、增值税抵扣及其他方面的事项。
2.投运8年后进入黄金时期
根据中国广核总经济师岳林康在《核电的经济性特点及商业模式》中测算的，“其内部收益率IRR经历由负转正的过程，在投产25-30年后达到国家核定电价下IRR=9%的水平”、“核电站在投产约8年开始，利润稳定增长，使ROE（净资产收益率）达到10%以上水平”、“每个核电站、水电站都有这样一段‘黄金时期’，但此时IRR还是负值，直到约13年时才转正”。该文写作于2016年，彼时建设成本、运维费用与今天存在一定差别。
而根据天风证券的最新测算，“华龙一号”机组全投资下的IRR为6.9%，20%出资下的资本金IRR为13.2%，投产首年的ROE为18.95%。
总体而言，经我们粗略计算，核电机组投运6-8年后，净现金流开始转正，此后进入一段20年左右的黄金时期。
五、当前我国核电装机正在加速
1.十五五期间将出现大量释放
根据“十四五”规划，2025年前我国的核电装机达到7000万千瓦（即70GW），当前我国的装机量在58GW左右，这也就意味着今明两年我国将有12GW左右的新建装机正式并网运行。同时，业内预测2030年我国在运核电装机规模将达到120GW，2035年我国在运核电装机规模将达到200GW。
由于核电站一般存在5-8年的建设周期，2016-2018年连续三年的零核准导致了2021-2023年新增核电装机量的低迷，每年仅2GW左右。如若2025年70GW的装机目标如期实现，当前直至2025年年底将出现超越过去5年的新增装机。
同样，按照2022-2023年每年10台的核准进度，预计十五五期间新增装机将迎来更大释放，最高年新增装机或在10GW以上，2030年我国核电累计装机量或能达到120GW。
2.双寡头正处于稳步上升期
核电双寡头中国核电、中国广核共同占据我国95%以上的装机规模，当前中国核电在运25台核电机组，中国广核在运28台核电机组。经统计，2014-2018年是双寡头新增核电装机密集投运的年份。
若按投运8年后净现金流转正的结论计算，当前正处于此前密集投运后的初步上升期，为企业带来不错的现金流收益。当然，当前也正处于核电建设的新一轮CAPEX周期，随着资金滚动，远期来看（或将在2030-2040年）核能发电将为运营商提供稳定大量的现金收益。
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