本文来源：时代商业研究院 作者：赖钧洪、韩迅
作者｜赖钧洪、韩迅
编辑｜韩迅
10 月 28 日，中国核电（601985.SH）披露 2026 年第三季度报告。前三季度，公司实现营业收入 598.48 亿元，同比下降 2.90%；归母净利润 60.66 亿元，同比下降 24.20%。不过，第三季度单季实现营业收入 214.51 亿元、归母净利润 24.25 亿元，分别同比增长 3.82% 和 3.80%，整体业绩较上半年有所改善。
第三季度，两大业务的盈利表现出现分化。据测算，核电业务单季归母净利润约 25.31 亿元，同比增长 17.89%，较上半年明显改善；新能源业务单季仍亏损约 1.05 亿元，尚未摆脱盈利压力。
与此同时，中国核电仍处于核电项目集中建设期，在建机组陆续投产有望带来新的发电量增量，但项目扩张也意味着持续的资本投入。短期业绩层面，核电业务仍面临检修扰动，机组检修以及年末费用、减值确认仍可能对业绩形成压力。新能源业务的盈利改善则取决于电价回升和消纳情况能否持续改善。未来，核电主业盈利修复、新能源业务扭亏，以及新增机组能否实现预期投资回报，将共同影响公司的盈利增长质量。
11 月 6 日，就公司业绩波动与核电主业盈利质量、新能源业务经营表现与权益结构变化、核电市场化电价与区域电力消纳、在建项目投资回报及现金流分红等问题，时代商业研究院向中国核电发送邮件并致电询问，但截至发稿未获回复。
一、利润结构拆解：核电单季盈利修复，新能源业务仍处亏损
1.1 核电主业利润下降 12.84%，电价、检修与成本共同施压
前三季度，核电业务归母净利润同比减少 9.59 亿元，下降 12.84%。中国核电在三季度业绩说明会上表示，市场化电价下降、大修机组增加及增值税返还减少，是影响核电业务盈利的主要因素。
电价方面，前三季度公司核电综合结算电价约为 0.38 元 / 千瓦时，其中，市场化交易电量 1015 亿千瓦时，占上网电量的约 71%，平均市场化交易电价约为 0.37 元 / 千瓦时。中国银河证券测算，第三季度核电业务度电收入约为 0.344 元 / 千瓦时，同比下降 1.78%，减少约 0.006 元 / 千瓦时，降幅较上半年有所收窄。
成本方面，前三季度公司营业成本同比增加 17.42 亿元，增长 6.28%。其中，共有 11 台机组开展大修，较去年同期增加 1 台；大修天数达到 419.04 天，同比增加 157 天，相关费用同比增加 3.72 亿元；核燃料成本同比增加 4.40 亿元，增长 6.83%；此外，江苏核电 5 号、福清核电 5 号机组新增计提乏燃料处置基金，进一步推高相关成本。与此同时，其他收益同比减少 2.01 亿元，下降 9.30%，主要受福清、江苏等地区增值税返还减少影响。
从单季表现看，据公司披露的累计数据及上半年数据测算，第三季度核电业务实现归母净利润约 25.29 亿元，同比增长 17.89%；同期核电发电量同比增长 8.13%，单季利润增速由负转正。不过，单季利润增长尚未带动毛利水平改善，第三季度公司毛利额为 85.19 亿元，同比基本持平；毛利率为 39.72%，同比下降 1.66 个百分点。同期财务费用同比减少 0.33 亿元，费用端及其他收益变化对利润形成一定支撑。
从前三季度累计表现看，公司整体毛利率为 37.64%，同比下降 6.35 个百分点，核电业务归母净利润仍同比下降 12.84%。这表明，尽管第三季度核电业务利润有所改善，但市场化电价下行及成本增加带来的压力尚未消除，主业盈利修复仍不充分。
1.2 新能源归母利润由盈转亏，电价下降、折旧增加与 REITs 稀释共同影响
与核电业务第三季度盈利修复不同，新能源业务仍处于亏损状态。前三季度，新能源业务归母净利润同比减少 9.77 亿元，下降 182.59%。据此测算，该业务由去年同期盈利约 5.35 亿元转为亏损约 4.42 亿元。
对于利润下滑原因，中国核电主要归结为三个方面：一是新能源综合电价同比下降，压缩项目盈利空间；二是部分基建项目转为固定资产后，折旧费用增加；三是 REITs 发行带来的权益稀释。2025 年下半年，中核汇能发行第三期类 REITs，2026 年上半年又发行公募 REITs，相关资本运作影响中核汇能归母净利润，并进一步影响上市公司利润。
从发电表现看，截至 2026 年 9 月末，公司新能源控股在运装机容量达到 3591.56 万千瓦，同比增加 7.26%，但前三季度发电量仅同比增长 0.08%，基本持平。公司披露，前三季度新能源平均限电率为 22.44%，同比上升 6 个百分点，其中光伏为 24.46%。与此同时，前三季度新能源综合电价约为 0.33 元 / 千瓦时，同比下降 10.10%。这表明，新能源装机扩张尚未有效转化为发电量和收入增长，限电加剧与电价下行进一步挤压了项目收益。
成本方面，前三季度新能源业务营业成本约 78 亿元，同比增长约 15%。其中，折旧费用同比增加约 9 亿元，增幅约 16%，是成本增长的重要来源。随着部分基建项目陆续转固，固定资产折旧增加，而电价下降、限电率上升又限制了收入增长，进一步压缩了新能源项目的盈利空间。
二、市场化交易：核电电价边际改善，新能源承受价格与消纳压力
电价是影响中国核电两大业务盈利的重要变量。随着电力市场化改革推进，市场交易价格对公司售电收入的影响逐步增加。
2.1 核电：市场化电价环比回升，区域交易价格改善
2026 年上半年，公司核电市场化交易电量达到 650.99 亿千瓦时，约占核电上网电量的 71%；平均市场化电价为 0.3696 元 / 千瓦时，同比下降 0.0250 元 / 千瓦时，电价下行对核电收入形成一定压力。
进入第三季度，核电市场化电价出现边际改善。中国核电在第三季度业绩说明会上披露，2026 年第三季度核电市场化交易电量为 364.93 亿千瓦时，占同期上网电量的约 71%，平均市场化交易电价约为 0.37 元 / 千瓦时，环比回升约 2%，电价下行压力有所缓和。
区域市场价格也出现改善。根据江苏电力交易中心公示的月度集中竞价结果，2026 年 10 月、11 月江苏电力市场集中交易加权均价分别为 395.32 元 / 兆瓦时、415.70 元 / 兆瓦时，较去年同期分别上涨约 0.055 元 / 千瓦时、0.06 元 / 千瓦时。
从公司前三季度各核电基地的电价结构来看，不同区域的市场化交易比例与价格水平存在明显差异。秦山核电市场化电量占比 42.6%，平均电价约 0.40 元 / 千瓦时；三门核电市场化电量占比 100%，平均电价约 0.38 元 / 千瓦时；江苏核电市场化电量占比 53.5%，平均电价约 0.34 元 / 千瓦时，处于相对低位。江苏区域月度交易价格回升，有望带动江苏核电平均电价改善。
不过，区域月度交易价格上涨并不意味着公司整体结算电价已经反弹，最终仍取决于年度长协、市场化交易结构及实际结算情况。
2.2 新能源：市场化电价下行，限电仍制约电量释放
相比核电业务，新能源业务面临的电价压力同样明显。2026 年上半年，公司新能源市场化交易电量为 188.84 亿千瓦时，占比约 86.78%；含税市场化电价为 0.2563 元 / 千瓦时，同比下降 0.0234 元 / 千瓦时。其中，风电平均市场化电价为 0.2652 元 / 千瓦时，光伏为 0.2486 元 / 千瓦时。市场化交易占比较高，使得电价下降对新能源项目收入的影响较为直接。
除电价下降外，新能源业务还受到电量消纳不足的影响。公司在第三季度业绩说明会上披露，前三季度新能源平均限电率为 22.44%，其中风电、光伏分别为 19.43% 和 24.46%。第三季度平均限电率降至 20.36%，较第二季度有所改善。与此同时，公司披露，7 — 8 月新能源市场化交易电价约为 0.27 元 / 千瓦时，环比上涨超过 4%，价格端也出现一定改善。
总体来看，第三季度核电市场化电价出现环比回升，江苏等区域交易价格也有所改善，但公司整体结算电价能否企稳仍需观察；新能源业务则同时受到市场化电价下降和限电因素影响。后续两大业务的盈利变化，仍取决于市场交易价格、实际上网电量及项目成本的变化。
三、项目扩张：新增机组与存量延寿并行，投资回报是关键
3.1 新增机组：项目储备充足，2027 年迎来投产高峰
短期业绩承压之下，核电项目储备仍是中国核电长期发展的重要支撑。截至 2026 年 9 月末，公司在建工程账面余额达到 2724.36 亿元，较年初增长 13.35%，主要涉及漳州、徐大堡、田湾等核电项目。同一时期，公司控股在建及核准待建核电机组共 22 台，装机容量达到 2563.50 万千瓦，后续项目投产节奏将影响公司核电装机规模及发电量增长。
从最新项目进度看，漳州核电 2 号机组已于 2026 年 1 月 1 日正式投入商业运行，前三季度漳州核电发电量同比增长 74.38%，新增机组的发电贡献逐步显现。此外，田湾核电 7 号机组已于 2026 年 10 月 8 日首次并网，预计年内投入商业运行。根据公司在 2026 年第三季度业绩说明会披露的计划，预计 2027 年上半年投产徐大堡 3 号、三门 3 号及海南核电小堆机组，下半年投产徐大堡 4 号、三门 4 号及田湾 8 号机组。
除新增机组外，存量机组延寿也为中国核电拓展了长期运营空间。国内早期核电机组设计寿命通常为 30 年至 40 年，在完成安全评估、技术改造及监管审批后，部分机组有望延长运行年限。以秦山核电一期 1 号机组为例，其原设计寿命为 30 年，2021 年获国家核安全局批准延续运行许可证，有效期至 2041 年 7 月 30 日。相比新建机组，延寿有望减少新增建设投资需求，同时延长成熟资产的运营周期。
不过，机组延寿并非没有成本，设备更新、安全评估和后续运维仍需要持续投入，其经济价值取决于改造成本、设备状态及剩余运行年限。如何在保障核安全的前提下提高存量机组利用效率，也是影响长期资产回报的重要因素。
与此同时，持续扩产也对公司的资金保障能力提出了更高要求。2026 年前三季度，中国核电经营活动现金流净额为 351.69 亿元，同比增长 16.20%，同期投资活动现金净流出 519.24 亿元，经营现金流仅覆盖约 68% 的资本开支，剩余约 167.55 亿元资金缺口主要通过筹资活动净流入补足。受扩产融资带动，公司资产负债率由年初的 69.01% 升至第三季度末的 70.16%，期末有息负债约 4797 亿元，融资需求及债务压力仍然较大。
在持续投入的同时，公司也维持了股东回报安排。10 月 23 日，公司实施 2026 年中期分红，每股派发现金股利 0.02 元；同时推出股份回购计划，拟自 8 月 29 日起 12 个月内回购 1 亿元至 2 亿元股份。按照华源证券预测的 2026 年归母净利润约 80.5 亿元、现金分红比例 40% 测算，对应股息率约 1.6%。
不过，核电项目建设周期长、资金投入大，当前经营现金流需同时兼顾项目建设、债务偿还与股东分红。随着新机组陆续投产，后续资本开支、折旧计提及融资费用变化，将共同影响公司资金使用效率和新增项目的投资回报。
四、核心观点：主业韧性仍在，新增资产回报率决定增长质量
中国核电前三季度归母净利润同比下降 24.20%，主要受到核电机组集中大修、电价及运营成本变化，以及新能源业务盈利下滑和权益结构调整等因素影响。
从单季度表现看，第三季度核电业务盈利出现修复。核电业务归母净利润同比增长约 17.90%，市场化电价也有所回升。相比之下，新能源业务仍受电价下降、消纳受限、折旧增加及权益稀释等因素影响，盈利压力尚未缓解。
长期来看，在建核电机组陆续投产及存量机组延寿，为公司提供了新的增长空间。但项目扩张并不意味着利润自然增长，新增机组能否按期投产并实现预期回报，以及新能源业务能否改善盈利状况，将成为影响中国核电未来业绩增长质量的关键。
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