經曆上半年業績承壓後，中國核電（601985.SH）第三季度歸母淨利潤恢複同比增長，市場也開始重新交易核電裝機擴張與機制電價預期。
但利潤轉正并不完全等于經營拐點已經出現。第三季度，公司營業利潤和毛利仍同比小幅下降，歸母淨利潤的改善更多來自稅率、補助和營業外項目。在電價尚未企穩、新機組尚未集中商運的背景下，中國核電真正的基本面拐點仍需等待2027年驗證。
2026年前三季度，中國核電實現營業收入598.48億元，同比下降2.90%；歸母淨利潤60.66億元，同比下降24.20%；扣非歸母淨利潤59.76億元，同比下降24.90%。
第三季度單季收入214.51億元，同比增長3.82%；歸母淨利潤24.25億元，同比增長3.80%；扣非歸母淨利潤23.83億元，同比增長2.40%。與上半年相比，利潤表明顯修複。
發電量回升是收入改善的重要原因。第三季度核電發電量達到553.06億千瓦時，同比增長8.13%，福清核電和江蘇核電均由上半年的下降轉為增長，反映集中檢修機組複役後的電量回補。
不過，前三季度核電發電量累計僅增長1.50%，第三季度的高增速也包含上半年低基數影響。更重要的是，電量增長尚未充分轉化為經營利潤。
第三季度，公司毛利約85.20億元，同比減少約0.30億元；營業利潤59.10億元，同比減少約0.24億元。同期，有效稅率由25.81%降至17.23%，所得稅費用同比減少約5.01億元，其他收益和營業外淨收支也分别形成一定增量。
剔除稅率及時點性項目影響後，第三季度歸母淨利潤約20.8億元至22.6億元，同比仍可能下降3%至11%。因此，判斷經營拐點更應觀察營業利潤能否同比轉正，而不能隻看歸母淨利潤增速。
中國核電當前的核心矛盾，是發電量恢複與單位電價下行同時發生。
第三季度核電電量增長8.13%，新能源電量增長2.13%，但合并收入隻增長3.82%，單季綜合單位售價同比下降約2.2%至3%。前三季度合并口徑單位收入為0.3207元/千瓦時，較上年同期下降4.06%。
這意味着，“以量補價”在2026年尚未真正成立。前三季度核電1.50%的電量增長，結構上幾乎全部來自漳州2号機組：該機組1月1日投運後，漳州基地發電量同比增長74.38%，貢獻增量約57億千瓦時，而其餘基地合計下降約35億千瓦時，存量機組電量同比縮水約2.3%。換言之，電量修複一部分是新增産能釋放，一部分是福清、江蘇等基地集中檢修機組複役後的回補，存量機組本身的電量尚未回到上年同期水平。在電價尚未企穩的背景下，收入增長（3.82%）明顯低于電量增長（約7%），電量增量還不足以對沖價格下行。
成本端同樣具有剛性。随着發電量增加以及新能源基建機組轉固，折舊、核燃料和乏燃料處置費用随之上升。2025年，固定資産折舊已占電力成本的42.08%，同比增長17.13%；核燃料成本占比18.07%，同比增長15.20%。
因此，即使電量回升，利潤彈性也會被新增折舊和燃料成本部分抵消。第三季度毛利率為39.72%，雖然環比明顯改善，但同比仍下降1.66個百分點，說明電價與成本壓力尚未消失。
新能源闆塊的拖累則更加直接。前三季度新能源收入同比下降8.23%，歸母淨利潤同比下降182.59%并轉為虧損，原因包括綜合電價下降、轉固折舊增加以及類REITs發行對歸母權益的稀釋。新能源已經不再是穩定的第二增長曲線，短期内更需要控制虧損和資本占用。
中國核電的長期邏輯仍然清晰。截至2026年9月末，公司擁有27台在運核電機組，在運裝機2621.20萬千瓦；在建及核準待建機組22台，裝機2563.50萬千瓦，項目儲備接近現有在運規模。
真正的增量集中在2027年。按照計劃，徐大堡3号、三門3号和4号、田灣8号共4台機組将集中投運，新增裝機約504.1萬千瓦，相當于2025年末核電裝機的約20%。
推算這批機組全部投産後可形成約18%至20%的電量增量，并帶來約14億元至15億元的潛在歸母利潤增厚。不過，這一測算依賴按期商運、利用小時和電價等假設，并非公司業績指引。
投産節奏是最大的執行風險。核電工程具有建設周期長、設備要求高的特點，主機、泵閥等産業鍊産能也可能影響進度。如果集中投産延後一年，2027年的利潤修複也将相應推遲。
機制電價則是另一項潛在催化。遼甯、廣西已經落地核電差價合約，證明通過機制電價穩定核電收益具有可操作性。但紅沿河與防城港紅沙均屬于中廣核體系，中國核電在運機組沒有位于上述兩省，因此現有政策對公司當期報表沒有直接貢獻。
