2026年公用环保行业专题研究：核电机制托底提前确立中国绿电电价拐点——中国电价上涨系列II

辽宁开启核电机制电价试点序幕，首推中国广核

辽宁 2026 年 3 月发文，建立核电可持续发展价格结算机制，推动核电平稳入市。我们认为 核电机制电价的首次落地，意味着从中央到地方政府对核电盈利稳定性的担忧，从机制层 面为 2023 年以来持续的“煤价下降，电价下降”画上了阶段性句号，也意味着以核电为代 表的清洁能源过去 3 年盈利承压的趋势可能即将出现更重大的政策拐点。这对于核电板块， 甚至是中国所有在过去 3 年受到一次能源价格下跌拖累的非化石能源发电资产，都是重要 的积极信号。我们维持对中国核电和中国广核的推荐，认为中国广核 H 的性价比最为突出， 或更受益于此次政策变化。

辽宁核电机制电价试点，隐含 8%的 ROE 与 2%的 ROA 的监管回报率

辽宁 2026 年 3 月发文，在国家发改委和国家能源局的指导下，通过建立核电可持续发展价 格结算机制，推动核电平稳入市。

政策明确 2026 年开始核电机组执行差价结算机制，自 2026 年 1 月 1 日起实施，试行期 1 年：

政策思路类似新能源入市的 136 号文：结算机制高度类似国家发改委 2025 年 136 号 文对新能源机制电价的规则；

机制电量：2026 年，核电月度机制电量规模在当月机组实际上网电量的基础上，将每 日 21 小时时段的 80%上网电量纳入机制；其余 3 小时时段的上网电量不纳入机制（原 则上选择新能源消纳最为困难的连续 3 小时，1-3 月暂定为每日 2:00-5:00）——我们 测算机制电量是实际上网电量 70%；

机制电价：红沿河 1-6 台核电机组平均机制电价执行 0.3798 元/千瓦时——该机制电价 为实际 6 台机组建成后核准电价的加权平均值，代表着核电的机制电价=核准电价，是 对核电计划电价有效性的高度认可（核准电价的确定方式具体请参考 2013 年国家发改 委的 1130 号文2）；

结算机制：市场交易价格高于或低于机制电价部分，纳入工商业用户的系统运行费进 行结算分摊；

容量补偿：有效衔接发改委 2026 年的 114 号文3，参与机制电价获得保障，就不参与 发电侧容量补偿机制；

对于中国广核，我们测算新政策对中国广核的归母净利润增厚约 7 亿：

公司参股的辽宁的红沿河电站2026年市场化比例将从原计划的100%变化成70%按照 上述机制电价结算；

假设核电不参与现货交易，假设市场化电价=辽宁 2026 年度中长期 0.3 元/度；

原先政策下：红沿河 2026 年收入同比 2025 年下降约 35-40 亿（考虑 13%的增值税率 和各机组退税比例）；

最新机制电价政策下：收入同比下降约 10-15 亿；

对于中央和地方政府来说，核电的亏损可能性还是机制电价政策最终落地的底线考虑。虽 然中国的发电资产本质不是回报率定价的“公用事业”，2015 年电改“9 号文”4以来的中 国发电厂收入端电量的市场化比例不断增加（2030 年市场化交易电量占全社会用电量的 70% 左右5），电价的浮动比例随现货市场的完善与容量电价的健全不断放开（2026 年 1 月 30 日的国家发改委 114 号文），但是 8%左右的 ROE 和 2%左右的 ROA（参照上述测算），可 能依然是政府对重资产发电企业认可的合理回报水平。

考虑用户侧承受能力，核电机制在其他省份推广的压力或远小于辽宁

根据新能源或核电的结算原则，机制电价高于现货市场化交易电价部分均需要由该省所有 非经营性电力用户承担，辽宁的试点也意味着当地用电侧成本会出现明显的上涨。根据我 们测算，以 2025 年各省核电电量和用户侧电量计算，暂不考虑现货价格低于年度交易，辽 宁工商业用户电价会因为核电新的结算机制上涨 2 分/度，仅次于广西和福建，远高于江苏 浙江和广东等用电大省，主要是因为当地工商业用电量较少（分母），而核电在发电侧占比 较高（分子）所导致的。

辽宁核电新规可能会带来用户侧系统运行费 11%的上涨，终端电价 4%的上涨，但考虑到当 地红沿河电站的盈利承压，辽宁还是率先出台了可持续发展结算机制的试点。单纯考虑用 户侧承受能力，除广西和福建外，其他省份沿袭类似政策的压力远小于辽宁；这也反映了 不管是中央还是地方政府对发电企业合理回报率的重视，并不会以“市场化”为由坐视电 力资产陷入经营困境。更不用说，辽宁核电的亏损远没有到亏损现金流的程度（核电主要 成本为折旧等固定成本），但是政策优化及时到位——或有力打消资本市场的担忧：国内监 管环境下，是否会出现煤价上涨而电价不涨的可能性。

首推中广核 H，在手项目 DCF 空间或超 70%

根据上述测算，辽宁此次政策变化可能会增厚中国广核 2026 年的利润约 7 亿，增强我们对 公司 2026 年的利润增长预期。辽宁的机制电价是在国家发改委和能源局的指导下开展的试 点，有较大概率被其他省份效仿，甚至出台全国统一的核电机制电价政策。

根据我们的测算，2023-25 年国核电和中国广核受各省市场化交易电价下降影响的税前收入 影响体量分别在 10 亿和 65 亿左右，倘若 2026 年没有规则调整，两家公司还将继续受到 电价拖累影响收入 37 亿和 45 亿（不考虑辽宁新政），对核电盈利的负面冲击较大。

政策优化托底清洁能源电价：有涨价预期的不止核电

正如我们在 2025 年 3 月的报告《公用事业: 量化“十五五”电价与盈利弹性》中阐述的， 煤价持续下降至光伏、核电等可再生能源不可承受，这种状态很难长期持续。一年前我们 就在该报告做出判断，各地核电入市规则会需要逐步与火电电价脱钩，例如给予核电政府 合约价格来保障核电盈利的稳定性。 我们对 2017 年以来的年度长协电价做了历史回归，煤价对电价的解释力度在大部分省份都 达到了 90%以上，但是利用小时在时间上与区域上的解释力度都不高（相关性低于 50%）。 所以煤价下行的过程中电价大概率会随之下行，随着我国碳市场的建立及碳配额的需求增 加，碳排放成本的增长会带给电价向上的支撑。

煤价下降过程中电价大概率下降，决定火电盈利的是点火价差，电价下降火电不一定受损； 但是对核电、水电和新能源却有影响。要说明的是，虽然按照纯微观经济学理论边际成本 最高的火电通常是交易电价决定者，但是交易机制倘若规定其他电源的结算电价与交易电 价脱钩（例如新能源机制电价政策），那么其他电源对电价的敏感性也会随之降低。

假设“十五五”利用小时低点火电可以支撑 0.08 元/度的点火价差（相比 2025 年度长协的 时候低 0.02-0.03 元/度），我们根据各省煤价、运费、历史点火价差与未来利用小时的变化 测算电量电价如上图；我们的理论测算考虑目前基准上下浮动 20%的规则不变。我们测算 “十五五”利用小时低点时的整体电价比 2025 年度长协可能还有 3-4 分/度的下降空间， 在煤价 700 元/吨的前提假设下。

核电：6%的 IRR 需要沿海省份 0.37-0.38 元/度的电价支撑

根据我们 2025 年 3 月的报告《量化“十五五”电价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格 周期》，综合含税电价在 0.37-0.38 元/度以上，三代核电全投资 IRR 可以达到 6%以上。三 代核电在标准假设下的 LCOE 在 0.25-0.3 元/度之间，相比沿海的火电、陆风和光伏，都具 备相当显著的竞争优势。但是，煤价持续下降已经带动沿海省份除海南外，2026 年长协电 价全面跌破 0.37-0.38 元/度的水平，新增三代核电难以获得合理回报，甚至会出现辽宁、 广西那样的亏损可能性，这也是此次核电机制电价出台的背景。

根据我们以上的测算，三代核电需要 6%以上的回报率，需要煤价低点稳定在 670-800 元以 上，否则核电机制的差别定价机制必须出台，以保障单体项目几百亿的投资不会出现重大 风险。

光伏：LCOE 不到挂需要煤价至少稳定在 700 元/吨以上

剔除外送的新能源大基地，大约 80%的风光电量是在省内消纳的。我们对各省风光项目建 立 DCF 模型测算 LCOE，利用小时参照能源局公布数据，建设成本参照国家电投《新能源 电站单位千瓦造价标准值（2025）》；按照最新的中央政策我们不考虑配储，各地陆上风电 和光伏的 LCOE 相比煤电在 700 元每吨的煤价下报价的低点折价比例较高，除部分海风外 几乎都没有太大盈利压力。需要说明的是，我们这里尚且还没有考虑风光因为时间曲线导 致中长期交易电价可能低于火电，和新能源因自身不稳定性在现货和辅助服务市场上的额 外损失。

倘若我们考虑风光的不稳定性，假设光伏需要装 6 小时的储能，按照 0.5 元/wh 的储能成本， 就几乎没有光伏可以在我们预测的供需低点的电价（煤价 700 元/吨）下盈利。从侧面说明， 国家出台的机制电价政策非常及时有效，同时市场化的风光在当前造价下也不支撑市场化 电价明显低于我们的测算。

编辑：火腿肠