$中国核电(SH601985)$ 核电的低碳价值和基荷价值，目前就只体现在非市场化电量、电价的保障上。

政策可能更注重去管好比较棘手的煤电和新能源问题，毕竟体量大。针对核电的政策很少，电价政策仅体现在每年各省的交易文件。

只能揣摩政策意图：从今年广核在广东省的市场化电量仅微增39亿千瓦时，且取消变动成本补偿这两点，可以看出政策对核电的尴尬处境已经开始调整了，毕竟核电正在同时面临电量电价下降和燃料成本上涨两大问题。从这微妙的变化中，我小胆判断一下，这就是政策底了，继续打压的可能不大。

天然铀的价格占核电度电成本较小，且有长协保护。但由于各国发展核电速度加快，供应缺口确实存在，必然结算价格会逐渐上涨。因为不知道公司现在结算的具体价格是多少、跟供应商签的长协和现货的比例是多少，所以只能大概估算：如果未来价格长期稳定在100美元，再假设当前结算价格在25美元，毛估估大概度电成本上涨5分钱以内。我认为这已经很极端的情况。

反观动力煤的价格，受供需天气贸易地缘等影响，波动会更剧烈，价格传导到电价的比例也更大。从我国内部看，疆煤是边际供给，已经帮我们锚定了底，低于650就没有经济性了，2025年是运费降价才支撑了外运。年中时，卷到最低609。2025上半年煤炭行业亏损面为50%，上市龙头煤企亏损近3成，反内卷力度加强后价格回升；再从外部看，印尼作为主要进口来源，今年也限产挺价了。由此可以得出，煤价的底部大概率就是去年的609了。

至于新能源，同样是拉低电量电价的主力军。目前由于上游反内卷和大宗原材料涨价，风电光伏的造价都有一定上涨。这意味着新能源对电价的要求提升，且投资也更需要因地制宜了，目前国内的投资节奏是放缓了的。

市场化电价，本意就是用于引导各类电源的投资。平均电价太低，不利于完成绿色转型的任务；可如果继续保价保量，电网则压力山大，而且一旦限电，新能源投资商也是坐等亏钱，保价保量也是空中楼阁。

今年是电网投资增加和放开分时电价的关键时点。电网作为电力系统的骨架，投资增加有利于新能源的消纳和投资空间。而市场化分时电价可以给予新能源更真实更细致的投资指引。

2025年基本建成电力市场，计划2029年全面建成，2035年之前还得不断完善。后面的政策还很多，慢慢懵逼慢慢学吧。

综上，感觉电价的底也就这样了，不排除年中就开始上涨的可能。

不论是政策、天然铀价格还是竞争对手的成本变化，都是外部因素。

不管分析的对不对，最终结果是如何，企业和投资者都只能被动接受。

所以我认为，重点是看核电的内部因素变化，看企业在做什么努力，发展方向是否符合趋势。

首先是看批量化建设能不能带来降本，降本的速度如何。

市场化就是看谁的综合成本有优势，而核电度电成本的主要构成还是造价。

已知漳州2号的建造时间较1号缩短差不多2个月。管理层曾说过，目标是将造价降低至二代堆造价，也就是从200亿降低至160亿左右。华龙一号的总设计师也曾说，目标是把建造周期缩短到50个月内，把经济性、寿期都提高。

在建的华龙一号已经有41台，如此大的规模，我相信目标是可以达成的，只是希望速度能快一点。

同时我认为发展供汽和核蓄，是正确的，这也是针对目前困境的解药之一。

电不值钱不如分点功率卖汽，起码新能源不会来供汽吧，直接少一类竞争对手。

而核蓄一体化运营则可以增加调节能力，补上短板，只是投产还需时日。

至于大家都嫌弃的汇能，在目前环境下，放缓投资，聚焦核电主业，降低公司的资金缺口，就是最大的利好了。

还有就是同位素，这是个高价值产业，十五五期间内各类新产品陆续会投入市场。但个人不指望暴利，虽然，重水堆就只有中核有，但是，格局大也不是一天两天了。就当做好事，有个合理利润可以了。

最后就是一笔带过的：运维效率提升、旧机组功率提升、修改经济评价办法、延长折旧、快堆钍堆抵抗天然铀涨价、遥远的聚变堆，心里留个念想就行了。