全球碳中和及AI需求爆发的驱动下，全球核电再迎复兴，中国核电装机空间广阔。1973年国际石油危机爆发，核电成为替代能源得以高速发展。2024年全球可运行机组达439台，发电量占比9%。美国已历经70年发展，核电发电量占比约20%；中国经30余年发展后，核电占比仅5%。低碳目标和能源安全背景下，全球核电再迎复兴。2023年第28届联合国气候大会，22个国家达成共识，2050年全球核电装机达2020年的三倍。截至2024年8月，全球可运行机组容量约395GW，在建/计划机组容量约71GW/85GW，增量弹性18%/21%。中国在建/计划机组容量约35GW/40GW，是未来10-15年全球核电投运的主要驱动力。印度、俄罗斯、土耳其、英国、韩国也均有5GW及以上增量。

全球电改进度参差，核电电价从管制到市场化，绿色溢价增厚收益。1）美国：电力市场竞争、垄断并存，目前已完成电改的23个州实现电力市场化，核电主要通过市场集中竞价机制定价，多市场交易保障核电合理收益。政府补贴体现绿色溢价，零碳排放信用（ZEC）补贴以纽约州为例，2023年18.27$/MWh；核电生产税收抵免（PTC）以2024年为基准，当核电厂总收入低于$43.75/MWh时，PTC可为核电厂提供税收补贴支持。2）法国：电力市场受政府监管力度较大，法国电力集团EDF具有垄断地位，监管价和市场价并行。2026年起执行新机制，控制核电平衡均价70欧元/MWh，使EDF有足够盈利空间推动新项目；如价格飙升利润超预期，EDF将返还部分额外盈利以补贴终端。3）日本：电力市场区域垄断，五轮电力改革后进入全面市场化，由市场主导电价。2022年发出重振核电信号，执行“最大限度利用核电”的新方针。4）中国：2013年以后核电执行“两价取低”的政策，市场化比例逐年提升，约50%。核电市场化后可通过多市场交易及合理补贴保障收益，由政府管控的电价也调控至合理水平以覆盖成本。

核电具备竞争力，成本下行可期。2012年以前，美国核电站由于开展延寿和提高容量改造，实施“9.11”事件和福岛核事故专项安全改进，核电发电成本在2012年达到44.57美元/MWh的历史顶峰。随后美国提出以“降本增效”为核心目标的“履行核电承诺”行动计划(DNP计划)，总目标是到2020年实现美国核电行业总发电成本较2012年下降30%。到2022年，美国核电总发电成本已降至20年以来最低值，约30.92美元/MWh，比2012年下降近40%。其中，1）DNP计划推动运营成本下降33.4%，2）延寿、安全升级等投资项目完成，资本成本下降50.9%，3）铀价自2008年峰值下降，燃料成本下降41.4%。

中国具备低成本优势，未来折旧成本仍有下行空间。我们分析中国核电、中国广核和美国CEG的度电成本，2023年中国核电、中国广核度电成本约0.2元/KWh，而美国CEG约0.265元/KWh，主要系CEG运维成本约为中国2倍。未来中国核电机组进入延寿期后，折旧具备下行空间。我们假设度电折旧与美国CEG目前水平相当（0.04元/KWh），核电总度电成本将下行10-20%左右。

核电延寿全球推进，优质资产长期价值再增厚。2024年全球在运核电机组平均年龄超30年，超过40年运行时间的机组多达136台，延寿需求激增。根据IEA，在假设机组能力因子为85%、折现率为7%情景下，核电新建机组LCOE平均约为70美元/MWh，延寿10年/延寿20年机组的LCOE分别为34/30美元/MWh，不及新建机组的50%。我们以单台规模为0.67GW的第二代核电机组为例，测算核电机组延寿一次对内在价值增厚效应可达11%-23%，折现率越小增厚弹性越大。延寿可降低核电成本并增厚内在价值，核电具备长期运行优势。