核电的商业模式类似水电，电量和电价决定收入，折旧和燃料费用决定成本。
电量端：核电的发电量取决于装机容量和利用小时数。装机端，根据中国核能行业协会，截至2024年8月，我国在运核电装机58.22GW,在建+核准装机达57GW,核电断建机组需由国务院核准，22-24年每年核准10台以上机组，核电核准常态化，未来装机成长较为明确；利用小时数不受自然资源波动影响，除大修时间外基本可以保持最大出力，可预测性强，通常在7500小时以上。2023年核电发电量占比5%,中国核能行业协会预计到2035年该比例提升至10%。
电价端：核电主要分为计划电价和市场化电价，近几年核电市场化比例逐渐提高但实质按市场化电价结算的省份较少(江苏省按市场化电价结算),部分省份(如广东、广西)存在滥价回收机制，整体来看，核电平均电价受火电市场化电价影响窄幅波动。
成本端：核电营业成本主要由固定资产折旧、燃料成本、运维费用等构成。伴随技术进步国产化率提升，三代核电投资成本有望进一步下降；燃料方面，当前天然铀价格快速上升，但核电公司通常与控股集团旗下铀业公司签订长期采购合同，且提前2-3年采购，铀价波动影响相对可控，度电成本稳定。
费用端：核电站运营技术水平高、管理难度大，需要定期换料大修，管理费用较高；同时核电当前处于资本开支高峰期，资产负债率较高，财务费用规模较大，但伴随利率下降，公司可以通过债务置换降低融资成本。
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