2017-2023年中国核电市场化电量及占比（亿千瓦时）

2022-2023年市场化电价同比上浮、2024年电量电价同比小幅下降，但对核电电价的综合影响幅度较小。2021年《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将燃煤电价浮动范围扩大为上下浮动不超过20%，打开了市场化电价的浮动空间。2023年电力供需关系趋于紧张，各省燃煤电价基本实现20%的“顶格上浮”。2024年受容量电价政策执行和燃煤成本、电力供需形势变化等综合影响，市场化长协电量电价同比小幅下降。但对于核电而言电价变化的综合影响幅度较小，具体公司方面：

⚫中国核电：中国核电机组所在省份中浙江、江苏、福建均参与市场化交易，但除江苏外大多执行核准价，2024年市场化电价同比下降对公司业绩影响十分有限。

中国核电机组所在地区分别为浙江、江苏、福建以及海南，装机容量占比分别为38.6%、27.8%、28.1%、5.5%。

1）浙江省核电市场化交易执行超额收益回收机制，实际执行核准价。浙江省2024年市场化交易方案要求秦山核电一期、三门核电作为保障性电源，不参与市场化交易。电价方面，浙江执行超额回收机制，即对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收(负值置零)，因此浙江核电市场化电量基本按照核准价结算。

2）江苏省按照市场化交易价格执行，市场化电量逐年提升，可部分抵消市场化电价下降带来的净利润下滑。江苏省2024年年度市场化价格0.4529元/千瓦时，同比降低0.0137元/