经历上半年业绩承压后，中国核电（601985.SH）第三季度归母净利润恢复同比增长，市场也开始重新交易核电装机扩张与机制电价预期。
但利润转正并不完全等于经营拐点已经出现。第三季度，公司营业利润和毛利仍同比小幅下降，归母净利润的改善更多来自税率、补助和营业外项目。在电价尚未企稳、新机组尚未集中商运的背景下，中国核电真正的基本面拐点仍需等待2027年验证。
Q3利润恢复增长，改善主要发生在经营线以下
2026年前三季度，中国核电实现营业收入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%；扣非归母净利润59.76亿元，同比下降24.90%。
第三季度单季收入214.51亿元，同比增长3.82%；归母净利润24.25亿元，同比增长3.80%；扣非归母净利润23.83亿元，同比增长2.40%。与上半年相比，利润表明显修复。
发电量回升是收入改善的重要原因。第三季度核电发电量达到553.06亿千瓦时，同比增长8.13%，福清核电和江苏核电均由上半年的下降转为增长，反映集中检修机组复役后的电量回补。
不过，前三季度核电发电量累计仅增长1.50%，第三季度的高增速也包含上半年低基数影响。更重要的是，电量增长尚未充分转化为经营利润。
第三季度，公司毛利约85.20亿元，同比减少约0.30亿元；营业利润59.10亿元，同比减少约0.24亿元。同期，有效税率由25.81%降至17.23%，所得税费用同比减少约5.01亿元，其他收益和营业外净收支也分别形成一定增量。
剔除税率及时点性项目影响后，第三季度归母净利润约20.8亿元至22.6亿元，同比仍可能下降3%至11%。因此，判断经营拐点更应观察营业利润能否同比转正，而不能只看归母净利润增速。
电量增长仍被电价和成本消耗
中国核电当前的核心矛盾，是发电量恢复与单位电价下行同时发生。
第三季度核电电量增长8.13%，新能源电量增长2.13%，但合并收入只增长3.82%，单季综合单位售价同比下降约2.2%至3%。前三季度合并口径单位收入为0.3207元/千瓦时，较上年同期下降4.06%。
这意味着，“以量补价”在2026年尚未真正成立。前三季度核电1.50%的电量增长，结构上几乎全部来自漳州2号机组：该机组1月1日投运后，漳州基地发电量同比增长74.38%，贡献增量约57亿千瓦时，而其余基地合计下降约35亿千瓦时，存量机组电量同比缩水约2.3%。换言之，电量修复一部分是新增产能释放，一部分是福清、江苏等基地集中检修机组复役后的回补，存量机组本身的电量尚未回到上年同期水平。在电价尚未企稳的背景下，收入增长（3.82%）明显低于电量增长（约7%），电量增量还不足以对冲价格下行。
成本端同样具有刚性。随着发电量增加以及新能源基建机组转固，折旧、核燃料和乏燃料处置费用随之上升。2025年，固定资产折旧已占电力成本的42.08%，同比增长17.13%；核燃料成本占比18.07%，同比增长15.20%。
因此，即使电量回升，利润弹性也会被新增折旧和燃料成本部分抵消。第三季度毛利率为39.72%，虽然环比明显改善，但同比仍下降1.66个百分点，说明电价与成本压力尚未消失。
新能源板块的拖累则更加直接。前三季度新能源收入同比下降8.23%，归母净利润同比下降182.59%并转为亏损，原因包括综合电价下降、转固折旧增加以及类REITs发行对归母权益的稀释。新能源已经不再是稳定的第二增长曲线，短期内更需要控制亏损和资本占用。
2027年装机集中释放，才是真正的增长窗口
中国核电的长期逻辑仍然清晰。截至2026年9月末，公司拥有27台在运核电机组，在运装机2621.20万千瓦；在建及核准待建机组22台，装机2563.50万千瓦，项目储备接近现有在运规模。
真正的增量集中在2027年。按照计划，徐大堡3号、三门3号和4号、田湾8号共4台机组将集中投运，新增装机约504.1万千瓦，相当于2025年末核电装机的约20%。
推算这批机组全部投产后可形成约18%至20%的电量增量，并带来约14亿元至15亿元的潜在归母利润增厚。不过，这一测算依赖按期商运、利用小时和电价等假设，并非公司业绩指引。
投产节奏是最大的执行风险。核电工程具有建设周期长、设备要求高的特点，主机、泵阀等产业链产能也可能影响进度。如果集中投产延后一年，2027年的利润修复也将相应推迟。
机制电价则是另一项潜在催化。辽宁、广西已经落地核电差价合约，证明通过机制电价稳定核电收益具有可操作性。但红沿河与防城港红沙均属于中广核体系，中国核电在运机组没有位于上述两省，因此现有政策对公司当期报表没有直接贡献。
