2026.3.23绿电行业观察

辽宁开启核电机制电价试点，核电板块迎来政策拐点

2026 年 3 月辽宁在国家发改委指导下，率先推出核电可持续发展价格结算机制，为 2023 年以来 “煤价下降、电价下降” 的趋势划上阶段性句号，也标志着清洁能源盈利承压的政策拐点显现。

• 试点核心规则：2026 年起核电机组执行差价结算机制，试行期 1 年，70% 的实际上网电量纳入机制电量，机制电价按红沿河电站核准电价加权平均定为 0.3798 元 / 千瓦时，市场交易电价与机制电价的差额由工商业用户系统运行费分摊，参与该机制的核电不再参与发电侧容量补偿。
• 对企业的业绩影响：该机制预计为中国广核 2025 年归母净利润增厚约 7 亿元，红沿河电站对应实现 8% 左右的 ROE 和 2% 左右的 ROA，这一水平或为政府认可的电力企业合理回报；若无该机制，红沿河电站 2026 年收入较 2025 年将下降 35-40 亿，机制落地后降幅收窄至 10-15 亿。
• 跨省份推广的可行性：辽宁因核电占比高、工商业用电量少，试点推高当地工商业用户电价 4%、系统运行费 11%，而除广西、福建外，江苏、浙江、广东等其他核电省份受该机制影响的用户侧电价上涨压力远低于辽宁，政策具备跨区域推广的基础。
• 核电企业盈利修复空间：2023-2025 年中国核电、中国广核受电价下降影响的税前收入分别约 10 亿、65 亿，若无政策调整 2026 年还将继续受拖累；若辽宁机制全国推广，中国广核 2026 年核电部分利润有望恢复至 140 亿以上，其港股在手项目 DCF 空间超 70%，且 “十五五” 期间公司核电权益装机增速或达 10%，成长空间明确。

政策托底清洁能源电价，多品类绿电均存涨价基础

煤价持续下降已至光伏、核电等清洁能源的承受底线，这种状态难以长期持续，即便煤价不反弹，可再生能源电价也将通过市场化或政策性路径反转，各品类绿电均有明确的电价支撑要求。

• 核电：三代核电要实现 6% 的全投资 IRR，沿海省份需要 0.37-0.38 元 / 度的电价支撑，对应秦皇岛现货煤价需稳定在 670-800 元 / 吨以上，当前沿海省份长协电价跌破该水平，政策兜底成为必然。
• 光伏：剔除外送大基地后 80% 的风光电量省内消纳，煤价稳定在 700 元 / 吨以上时，光伏 LCOE 才具备竞争力；若考虑光伏需配套 6 小时储能，当前造价下几乎所有光伏项目都无法在煤价 700 元 / 吨对应的电价下盈利，凸显机制电价政策的必要性。

化石能源易涨难跌，带动电价提前见底

电力虽无法大规模跨国流动，但上下游的一次能源、电力产品均具备全球流动性，叠加地缘局势扰动，煤价中枢抬升将推动电价上涨，中美电价剪刀差也难以长期持续。

• 中美能源价格分化难延续：2023 年后中国煤价下跌带动电价下降，美国气价上涨推升电价，2025 年下半年起中美工业电价出现倒挂，但一次能源的全球流动性决定了这种分化是短期现象，2026 年中国煤价中枢预计从 2025 年的 690 元 / 吨回升至 750 元 / 吨，对电价形成支撑。
• 电力产品的全球流动性强化电价支撑：AI 推理时代 token 出海推高电力需求，电价在单位 token 成本中的占比提升至 10%，自研芯片下甚至达 20%-30%，全球算力需求对中国电力的弹性显著，预计全球 token 需求将带动中国用电量和尖峰负荷提升 5-10%，进一步提振电价。
• 地缘局势推升煤价，带动电价上涨约 3%：霍尔木兹海峡封锁等地缘因素加剧化石能源供给收缩，秦皇岛 5500 大卡动力煤价 2026 年 3 月较年初上涨 9.4%；测算显示，港口煤价每上涨 50 元 / 吨，火电单位燃料成本增 1.3 分 / 度，参考各电源发电量和市场化比例，批发侧电价涨幅约 2.9%，工业电价涨幅 2.0%-2.2%。

绿色溢价逐步显现，多机制推动清洁能源价值重估

中国电价尚未充分定价碳排放成本和清洁能源的绿色属性，“十五五” 期间绿证、碳价、绿电直连三大机制将加速绿色溢价的体现，直接利好可再生能源资产价值提升。

• 绿证绿电市场：2026 年绿证均价 6 元 / 张，为绿电带来 0.6 分 / 度溢价，但其价格仅为同期碳价的 9%，若实现 “碳证平价”，批发电价将增厚 15%；六大强制消费行业的绿电消纳要求落地，2030 年绿证需求缺口显著，且 AI 算力需求将进一步增厚绿电需求，2026-2030 年绿电需求或提升 4%-33%。
• 碳排放市场：中国碳价从 2025 年 10 月见底回升，与绿证价格呈强正相关性；碳价上涨将直接推升火电成本，若碳价上涨 50 元 / 吨，煤电度电成本上升 0.047 元，火电市场化报价或提升 5-9 分 / 度，间接抬升绿电的价格竞争力。
• 绿电直连：离网型绿电直连项目考虑欧盟 CBAM 碳关税，成本节约可达 0.4 元 / 度；并网型项目不考虑 CBAM 时，电价可节省 0.01-0.07 元 / 度，且绿电直连能降低风光电站弃电率，对光伏电站盈利弹性显著，电价每增厚 0.01 元 / 度，资本金 IRR 约提升 40%。

风险提示

• 辽宁核电试点的后续进展存在不确定性，包括试点到期后是否延续、其他省份是否跟进、是否推出全国统一政策等，将直接影响核电企业基本面。
• 煤价受多重因素扰动，霍尔木兹海峡封锁时长、印尼煤炭出口配额变化、国内煤炭供给侧改革等，均可能导致煤价大幅波动，进而影响电价走势。
• 电力行业供需格局存在变数，若电力供给增速未能如期下降，叠加需求弹性不及预期，将制约电价的上涨空间。