今年，我国核电审批进入提速期，全行业景气度进一步攀升。此一背景下，传统由央企主导的核电项目开始加大力度向民间资本放开，引导民营企业参股共享发展红利；与此同时，国央企也开始进行整合，优化公司资源配置，随之反映在二级市场的或将是，由核电“双雄”主导的格局向三足鼎立转变。
作为我国能源转型、实现“双碳”目标的有力工具，核电在未来10年内延续高增长态势已是确定性共识。但同时作为新型电力系统的一部分，随着全国发电能力持续攀升，消纳风险频现，核电参与电力市场的压力亦在增长，核电如何调整策略参与电力市场交易、电力市场如何接受核电，或将成为核电下一发展阶段要面临的难题。
核电审批提速
国内核电领域今年捷报频传。8月19日，国务院常务会议一口气核准了五个核电项目，合计11台机组。其中，山东招远一期、广东陆丰一期、浙江三澳二期工程三个项目隶属于中国广核集团，广西白龙一期工程隶属于国家电投集团，江苏徐圩一期工程隶属于中核集团。
种种迹象表明，中国的核电建设正在进入高峰期。7月31日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，提出“加快沿海核电等清洁能源基地建设”。这是自日本福岛核电站事故后，我国首次在官方文件中明确使用“加快”一词阐述核电项目建设步伐。
“自2021年我国核电发展政策由‘安全高效’调整为‘积极有序’后，核电最近3年核准的节奏就变快了。”一名电力行业人士告诉第一财经记者，2022年至2023年，国内连续两年核准10台机组，今年单次核准11台的“大手笔”更是前所未见。
审批提速，核电资本开支也在大幅增长。今年3月，中核集团旗下上市公司中国核电（601985.SH）公布了超千亿元年度投资计划，将总额约1215.5亿元资金投向核电、核能多用途、新能源等项目，创公司上市以来新高。
随着投资和装机量提升，我国核电市场规模呈现稳定增长。中国核学会副秘书长田佳树在日前举办的彭博新能源峰会上介绍称，中国目前已建成57台核电机组，另有45台在建机组，装机容量处于世界前列。
资本市场赋能
值得关注的是，今年新核准的五个项目均引入了民间资本，参股企业增至10家，参股比例首次提升至10%，开放力度很大。
我国核电项目长期以来采取央企控股、地方政府参股的形式，目前四家拥有核电运营牌照的央企分别为中核集团、中国广核集团、国家电投集团和华能集团。多名行业人士表示，核电项目投资规模大、周期长，收益稳定，安全性要求高，因此民间资本参股将是多方共赢。
据第一财经记者了解，每台百万千瓦级三代核电机组建设工期在5年左右，项目投资回收期15至20年，后期一般可稳定运行60至80年。“核电项目还清贷款后，资金压力较小，长期收益稳定。”国家能源局核电司副司长赵学顺在接受采访时表示，推动民间资本参股由传统央企主导的核电领域，有助于民营企业共享发展红利。
“对核电企业来说也是好事。”田佳树认为，多元化投资主体将带来更加市场化的机制，有助于改善核电投资运营主体的管理质量和效率。但他同时强调，能源是国家基础产业，国央企应在其中扮演压舱石角色，“可以预见的是，民间资本将在核电项目中参股更高的比例，但若要实现绝对控股，还需要更大的政策空间。”
核电审批提速、全行业景气度攀升之际，民营企业与国家重大项目加速“双向奔赴”，国央企也进入整合、优化公司资源配置阶段。
9月30日，电投产融（000958.SZ）公告称收到控股股东国家电投集团通知，拟由公司发行股份购买国电投核能有限公司控股股权，同时置出国家电投集团资本控股有限公司控股股权，交易完成后，公司将成为国家电投集团核电运营资产整合平台，在二级市场也将形成中国核电、中国广核（003816.SZ）和电投产融三足鼎立的局面。
此番整合也意味着国家电投集团核电资产上市计划经过近10年延宕终于迎来破冰。早在2015年底，国家电投旗下中国电力清洁能源发展有限公司（00735.HK，已退市）便公告称，与国家电投签订关于获注其子公司国家核电资产的谅解备忘录。然而自2016年起国内核电建设遇冷，中国电力清洁能源发展有限公司最终在2018年7月宣布结束相关交易。
入市难题待解
“未来10年我国核电仍将处于高速发展期，到2035年国家每年将保持核准10台机组的节奏，核电将占全国发电量的10%。”田佳树预测，“若到2060年实现碳中和，核电至少要占全国发电量的16%，折算下来就是约400台百万千瓦级机组。”
“圈内人希望快一些，其他领域则希望保持均衡发展。”田佳树指出，随着核电更广泛参与能源结构调整和优化，上述400台的目标或许只能作为技术上的选择，能否实现还要看市场如何接受。
我国核电“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，上网电价亦因此分为计划电价和市场电价。随着全国新型电力系统加快建设，新能源发电和入市交易比例大幅提高，核电领域长期遵循的“政府定价、保障消纳”传统模式被撼动。电投产融曾提示道，全国发电装机容量增速高于电力消费增速，发电能力阶段性过剩，核电机组调停和降负荷运行压力增加；若发电能力持续高于消纳能力，公司核电电量可能出现消纳风险。
中国核电、中国广核两家上市公司已感受到了压力。今年两家公司盈利情况均明显放缓，其中，中国核电上半年净利润同比下滑2.65%至58.82亿元，公司总会计师刘焕冰在业绩说明会上表示，核电和新能源综合电价下降是利润下滑的主要原因。
此外，由于核电电量参与电力市场交易增加，核电企业参与有偿辅助服务、深度调峰等运行考核压力也在增大。2023年，中国广核年度投资收益同比下降4.41%，国信证券称主要系财务公司及红沿河核电站净利润有所下降所致。辽宁省电网消纳能力有限，又要保障红沿河核电优先消纳满发，因此该核电机组需要分摊辅助服务费用，拖累了公司业绩。
业内人士认为，核电调节灵活性不足特点被电力市场放大，推高了入市成本，但其绿色低碳价值却未能享受到应有的市场待遇。为此，据第一财经此前报道，中广核集团董事长杨长利在2024年两会提案中建议，尽早将核电纳入绿色电力体系，为核电的绿色低碳属性提供官方证明。
此外，核电也在拓展其他商用化场景。据国家电投集团消息，我国首个核能供热商用工程——国家电投“暖核一号”近日正式启动第六个供暖季，为烟台海阳和威海乳山两市跨城提供热源。本季供热面积合计近1300万平方米，预计供出清洁热量460万吉焦，可节约原煤消耗41万吨、减排二氧化碳76万吨。该工程于2019年建成并开启首季供暖。
“核能供热并非技术难题，在北欧等地已有多年实践，对于中国而言只是生产生活方式和观念转变的问题。”田佳树表示，上述工程实际上是在发电之外寻求核能新的发展空间。一方面，在国家减排政策下，传统以燃煤、烧气为主的供热方式需要寻找新的清洁替代热源；另一方面，市场希望“核电企业有利可图”，而在国家价格体系下，核能供热产生的效益高于发电，对于市场而言不失为更好的选择。
(本文来自第一财经)
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