公用环保行业深度研究：中国电价迎来周期性拐点

1虽然电力作为二次能源不具备全球流通性，但是上游的化石能源与下游的电力产品（包括token）价格的剪刀差不可能持续扩大。2026年决定国内电价的两大因素都开始出现拐点：1）供需二阶导出现逆转；2）化石能源价格易涨难跌，煤价反弹会带动电价上涨提前于供需拐点。辽宁和广西2026年开始探索核电机制电价，意味着政策层面为2023年以来非化石发电被动接受“煤价下降，电价下降”画上了阶段性句号。“十五五”碳价和绿证价格持续上涨，清洁能源电价甚至有可能走出独立于火电电价的上行趋势。受来水偏枯、气电压减、燃料涨价等影响，2026年3月来云南、四川、上海、广东多省现货电价突破2026年度长协，4月开始蔓延至广西、海南和浙江等地，5月多地月度长协突破年协水平。我们测算，当前煤价下2026年度长协与当地煤电现金成本倒挂的省份已超20%；若现货煤价继续上涨，电价的反弹可能由点及面。若厄尔尼诺气候确立，北方电价后续可能会受全国统一电力市场影响也出现反转；但我们已经观察到以蒙西为代表的三北地区，2025年底以来新能源的消纳和电价或已经出现拐点信号。市场认为近期华南电价上涨是偶发性的气候和地缘冲突引发的，不具备持续性；而我们通过比较：1）中外能源价格和2）电力市场化背景下煤价与清洁能源的相关性，早在1月就判断中国煤价和电价的下跌或不可持续。市场担忧电价反弹源自成本推动，并不是供需发生了根本性逆转，恐无法支撑电力股估值；我们通过中美对比发现，美国迄今为止也不缺“电量”，电价的上涨主要也是气价反弹推升的，但并不妨碍美国发电企业的估值大幅上行。我们测算，若机制试点全国推广中核与广核公司盈利有7%-43%的修复空间；电价1分/度的上涨，或对应6%-7%的利润弹性。我们认为三大因素有望带来核电业绩和估值的双重提升：1）机制电价政策全面铺开，2）2026年起装机加速投产，3）煤价和碳价提升带来自主可控的绿色溢价逐步显现。核电作为长久期资产，我们测算在7%的WACC下，中核和广核在手项目DCF价值2198和2712亿；考虑每台三代机组还可额外增厚100-120亿，我国每年8-10台的常态化审批，还会给两家公司带来源源不断的增量。2025年来“绿电直连”和“算电协同”政策频出，我们认为：1）绿电主动探索“新能源+”是解决消纳的重要途径也是实现风光电站增值的创新突破；2）中国电力赋能我国AI竞争力不仅仅是基建上的融合，更是“算电”协同优化的双向调节。我们认为绿电价值重估将沿两条主线展开：1）受益于电-证-碳联动下的盈利增厚与估值体系切换，推荐龙源H、中国电力、绿发、节能风电等；2）推荐A股稀缺“绿电直连”标的紫金矿业旗下的龙净环保。煤价上涨或是本轮电价见底的前提，煤电联营的企业成本稳定性高，充分受益于电价弹性。上市公司中，煤电敞口最小的公司为陕西能源，其次为华能蒙电。新集能源煤炭产量高于电厂耗煤，反之包括淮河能源与国电电力（母公司淮南矿业与国能集团煤矿资源丰富，对上市公司长协保供能力突出）。风险提示：各省电力交易规则变化，气候与煤价波动，电力供需进一步恶化。公用事业环保行业走势图环保(%)30公用事业沪深300环保(%)30226(2)May-25Sep-25Dec-25Apr-26资料来源：Wind，重点推荐股票名称股票代码(当地币种)投资评级龙净环保600388CH29.45买入福能股份600483CH15.26买入京能清洁能源579HK3.19买入长江电力600900CH36.84买入国电电力600795CH6.19买入川投能源600674CH19.63买入中广核电力1816HK4.37买入龙源电力916HK8.00买入华能水电600025CH11.35买入绿发电力000537CH11.80买入淮河能源600575CH4.29买入华能蒙电600863CH5.50买入中国电力2380HK3.86买入陕西能源001286CH13.77买入中国广核003816CH5.25买入中国核电601985CH10.14买入节能风电601016CH4.38增持新集能源601918CH9.02增持2我们与市场观点的不同 42026年开始电价底部反弹的四重逻辑 6中外比较：中美电价和煤价的剪刀差难以持续扩大 6国内供需：恶化最快的时候已经过去，2026年开始供给增速确定性下降 8政策干预：机制托底，提前确立清洁能源电价拐点 9绿色溢价：目前中国电价尚未充分定价碳排放成本 电价上涨的验证 13年度长协：华南和东北区域倒挂严重,当前煤价下边际利润承压 13月度长协：点火价差反弹达到历史较高水平，超过年度长协可期 14现货：涨价3月底始于华南，4月蔓延至华东，三北风光或有见底征兆 15投资建议：首选清洁能源+煤电联营 18核电：迎来盈利修复、成长加速与估值提升三重利好 18绿电：消纳和电价拐点已至，双碳刚性考核释放电/证/碳新价值 19煤电联营：无惧煤价波动，火电中最受益于本轮周期上行 20风险提示 24图表1：美国不缺电量，火电和主力气电的利用率2025年来持续下滑 4图表2：以火电利用小时为指标，美国电量供需显著弱于中国 4图表3：美国最大IPPVistraCorp预测的点火价差并未明显扩张 4图表4：美国电力批发侧显示的气电点火价差稳定（单位：美元/兆瓦时） 4图表5：气价推动的电能量电价上涨确实没有明显带动美国电力股PE 5图表6：但电价上涨的确带来了盈利提升，美国电力股PB大幅上行 5图表7：边际定价出清：火电是主要的边际定价者 6图表8：火电作为边际定价者时，市场化交易电价是怎么决定的 6图表9：中美工业电价对比 6图表10：美国电能量电价与气价高度相关 7图表11：中国长协电价与煤价高度相关 7图表12：中美火电主要燃料价格 7图表13：中美火电度电燃料成本 7图表14：各类型芯片Token成本中电价占比（假设电价=0.7元/度） 7图表15：各类型芯片Token成本中电价占比（假设电价=1.5元/度） 7图表16：中美基荷电源装机增速殊途同归（装机同比增速） 8图表17：风光装机增速2026年开始会显著下行（装机同比增速） 8图表18：中国基荷电源装机vs用电量同比增长 8图表19：中国基荷电源装机vs用电负荷同比增长 8图表20：中国顶峰机组保障比例：容量电价中的供需比趋势 9图表21：中国火电利用小时恶化最快的时候已经过去 93图表22：以红沿河为例：机制电价政策影响 9图表23：以防城港为例：机制电价政策影响 9图表24：各地风光电站的LCOEvs我们预测的电价 10图表25：光伏LCOE相比电价折价比例（考虑储能后几乎所有光伏都无法收回成本） 10图表26：中国和欧洲主要的碳减排和非化石能源消纳机制与约束 图表28：德国批发电价vs现货煤价对应的点火价差（考虑碳排放） 图表29：德国批发电价vs现货煤价对应的点火价差（不考虑碳排放） 图表30：2030年分行业绿证需求测算 12图表31：Token爆发对绿电需求的增厚 12图表32：全国碳市场均价自2025年10月见底回升 12图表33：2025年7月以来绿证价格和碳价呈现明显的正相关性 12图表34：电力市场组织流程 13图表35：现金成本（燃料成本）vs电能量电价（年度长协） 13图表36：全口径成本（燃料成本）vs能量/容量电价（年度长协+容量） 13图表37：750-850元现货煤价情形下，主要省份与代表公司度电燃料成本与长协电价的倒挂情况 14图表38：广东月度交易价格vs广州港煤价 14图表39：江苏月度交易价格vs镇江港煤价 14图表40：广东月度交易对应的点火价差vs历史均值 15图表41：江苏月度交易价格对应的点火价差vs历史均值 15图表42：广东和云南的月度交易vs年度交易 15图表43：江苏、浙江和福建的月度交易vs年度交易 15图表44：现货波动幅度远大于合约价格——以蒙西为例 16图表45：现货交易中，火电高于均值，风光低于均值——以蒙西为例 16图表46：云南现货电价3月初就开始出现明显上涨 16图表47：广东现货电价3月下旬开始出现明显上涨 16图表48：上海现货电价3月底开始出现上涨 16图表49：浙江现货电价4月才开始出现上涨 16图表50：各电源种类结算vs合约溢价vs风光渗透率 17图表51：风光现货电价持续下降的态势或已经逆转（利用率右轴） 17图表52：1台“华龙一号”可以节约当地煤炭进口量 18图表53：1台“华龙一号”可以节约当地LNG进口量 18图表54：中国的核电装机与同比增速 18图表55：两家核电公司权益装机 18图表56：中国核电子公司与上市公司的ROE（2025年） 19图表57：中国广核子公司与上市公司的ROE（2025年） 19图表58：倘若全部核电电量回到核准电价，测算两家公司核电部分利润（PE估值对应2026年4月30日股价）19图表59：参照辽宁机制电价政策，模拟测算两家核电公司核电部分利润（PE估值对应2026年4月30日股价）19图表60：绿证价格对运营商盈利的增厚测算 19图表61：主要煤电联营公司对煤价的敞口 20图表62：重点公司推荐一览表 20图表63：重点推荐公司最新观点 214市场认为南网区域近期的电价上涨更多是偶发性的极端气候和意料之外的地缘冲突引发的，并不具备持续性且难以预测；而我们通过：1）对能源价格的中外比较，2）不同种类电源LCOE的横向比较，早在年初就判断中国煤价、电价持续下跌或不可持续。我们在今年1月的报告中通过中美对比分析认为，虽然电力作为二次能源不具备全球流通性，但是上游的化石能源与下游的电力产品（包括token）价格的剪刀差难以持续扩大。同时，根据我们2025年3月的测算，倘若煤价和电价持续下降，部分核电和新能源已无法回收成本；辽宁和广西2026年开始探索核电机制电价，意味着中央/地方政府从政策层面为2023年以来非化石发电被动接受“煤价下降，电价下降”画上了阶段性句号。市场担心当前的电价反弹并不是供需发生了根本性逆转，成本端推动的涨价并支撑估值上行；而我们通过中美对比发现，美国迄今为止也不缺“电量”，缺的是“电力”，容量电价大幅上涨，而电能量电价的上涨也是气价反弹推动的，仅PJM部分节点点火价差出现了反弹，但并不妨碍美国电力公司的估值大幅上行。我们通过对电煤的敏感性测算，判断800元以上的煤价下小半数省份的燃料成本与电价已经倒挂，火电报价必然上行，会带来非化石能源发电的电价和盈利弹性——这本质反映了能源价格上涨与能源资产价值的重估。25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%Feb-24Apr-24Jun-24Aug-24Oct-24Dec-24Feb-25Apr-25Jun-25Aug-25OctFeb-24Apr-24Jun-24Aug-24Oct-24Dec-24Feb-25Apr-25Jun-25Aug-25Oct-25Dec-25Feb-26资料来源：EIA，(美元/兆瓦时)202820272026CAISONP15-PG&ECitygateNewYorkZoneA-DominionSouthISONEMassHub-Algonquin…PJMWesternHub-TetcoM3PJMNiHub-ChicagoCitygatePJMADHub-TetcoELAPJMADHub-DominionSouthERCOTWestHub-PermianBasinERCOTNorthHub-Houston…01020304050资料来源：Vistra，美国中国450400350300250Apr-23Apr-23Jun-23Aug-23Oct-23Dec-23Feb-24Apr-24Jun-24Aug-24Oct-24Dec-24Feb-25Apr-25Jun-25Aug-25Oct-25Dec-25Feb-26资料来源：EIA，15013011090705030(10)(30)(50)MISOPJMERCOTISO-NESoutheastCAISONorthwestSPPFeb-24Apr-24Jun-24Aug-24MISOPJMERCOTISO-NESoutheastCAISONorthwestSPPFeb-24Apr-24Jun-24Aug-24Oct-24Dec-24Feb-25Apr-25Jun-25Aug-25Oct-25Dec-25NYISOSouthwest资料来源：EIA，540美国35302520Apr-20Apr-20Aug-20Dec-20Apr-21Aug-21Dec-21Apr-22Aug-22Dec-22Apr-23Aug-23Dec-23Apr-24Aug-24Dec-24Apr-25Aug-25Dec-25资料来源：Bloomberg，Wind，中国美国987654321Apr-20Apr-20Aug-20Dec-20Apr-21Aug-21Dec-21Apr-22Aug-22Dec-22Apr-23Aug-23Dec-23Apr-24Aug-24Dec-24Apr-25Aug-25Dec-25资料来源：Bloomberg，Wind，6我们通过中美对比分析认为，虽然电力作为二次能源不具备全球流通性，但是上游的化石能源与下游的电力产品（包括token）价格的剪刀差难以持续扩大。决定国内电价的两大因素出现拐点：1）2026年开始供给增速放缓，供需二阶导出现逆转；2）海外地缘冲突让市场对化石能源价格易涨难跌逐步确立信心，煤价反弹会带动电价上涨提前于供需拐点。根据我们2025年3月的测算，倘若煤价和电价持续下降，部分核电和新能源已无法回收成本；辽宁和广西2026年开始探索核电机制电价，意味着中央/地方政府从政策层面为2023年以来非化石发电被动接受“煤价下降，电价下降”画上了阶段性句号。加之“十五五”碳价和绿证价格持续上涨，清洁能源电价甚至有可能走出独立于火电电价的上行趋势。燃油机组硬煤硬煤可再生能源热电联产可再生能源热电联产核电资料来源：燃料成本燃料成本报价煤耗报价煤耗煤价价差价差供需议价能力碳排放碳价碳排放碳价免费碳配额资料来源：中国的电价在全球层面一直以来都具备较高的比较优势，唯一可与之媲美的大国只有美国。2023年来中国工业电价持续下降，我们预计我国大工业电价的综合用电成本（两部制电价，包括电量电价和容量或需量电价）从2026年开始和美国出现明显倒挂。详情请见我们2026年1月的深度报告《公用事业:中美电价剪刀差：大国的相同与不同》。(人民币元/度)美国工业用户电价——中国大工业电量电价0.680.660.640.620.600.580.560.540.52Jan-23Mar-23May-23Jul-23Sep-23Nov-23Jan-24Mar-24May-24JulJan-23Mar-23May-23Jul-23Sep-23Nov-23Jan-24Mar-24May-24Jul-24Sep-24Nov-24Jan-25Mar-25May-25Jul-25Sep-25Nov-25Jan-26Mar-26May-26Jul-26注：汇率参考当月均值，按照工业用电量加权平均，图中的中国工业电价包括容量/需量电价资料来源：EIA，各地电网代理购电官方发布信息，终端电价截然不同的走势，本质源于上游化石能源的剪刀差。2023年来中国煤价下跌带动电价下降，美国气价上涨带动电价反弹——截至2026年初，两国火电燃料成本与电能量电价达到相似水平。在2H25之前的很长时间，美国的批发侧电价与工业电价都低于中国。在中美，甚至全球大部分国家，不论新能源渗透率多高，火电（包括煤电和气电）作为边际定价者的情形相似，化石能源价格与电价走势高度一致。7平均批发侧价格美国电厂燃气采购成本（美元/美国电厂燃气采购成本（美元/百万英热，右轴）0.20.1202020212022202320242025202642资料来源：EIA预测，中国年度长协电价秦皇岛煤价（元/吨，右轴）(元/中国年度长协电价秦皇岛煤价（元/吨，右轴）20202021202220232024202520261,3001,2001,1001,000900800700600500400300注：中国煤电有基准上浮20%的价格限制，2021-23年电价上涨幅度低于煤价资料来源：Wind，一方面，相比二次能源一次能源具有全球流动性。历史上，中国的燃煤成本高于美国燃气成本并不常见；两国的电价受当地化石能源影响程度均较高。2024年来美国天然气价格反弹带动电价上涨，进而带动2025年来煤电增长而气电下滑（煤电替代气电美国煤价也开始缓慢上行。虽然中美直接的煤炭进出口有限，但无论传导链条多长，两大经济体和能源消费的价格难以完全割裂——全球流动的一次能源与二次能源（电力）价格会互相影响。中国秦皇岛煤价美国气价美国煤价（美元/百万中国秦皇岛煤价美国气价美国煤价英热)8642Dec-08Dec-08Sep-09Jun-10Mar-11Dec-11Sep-12Jun-13Mar-14Dec-14Sep-15Jun-16Mar-17Dec-17Sep-18Jun-19Mar-20Dec-20Sep-21Jun-22Mar-23Dec-23Sep-24Jun-25资料来源：EIA，Wind，度)美国燃气成本美国燃煤成本度)………Jan-10Nov-10Sep-………Jan-10Nov-10Sep-11May-Mar-14Jan-15Nov-15Sep-16May-Mar-19Jan-20Nov-20Sep-21Jul-22May-Mar-24Jan-25Nov-25资料来源：中电联，EIA，Wind，另一方面，虽然电力无法大规模跨国流动，但是电力产品具有流动性。暂且不提电解铝等高耗能产品的出口竞争力对电价高度敏感，我们在2026年3月的报告《量化测算Token出海对中国电力的弹性》中有所阐述：能源成本在AI竞赛中的重要性会随卡单token的成本下降而逐步提升。Token出海，虽然受限于国内GPU与各国网络信息相关法规，但或许意味着中国的电力需求可能因为低电价而有超预期增长，可能会逆转中外电价的剪刀差。30%25%20%15%10%H100SXM3100%英伟达华为5%H100SXM3100%英伟达华为AA100PCIe英伟达MIMI325XAMDMLUMLU590寒武纪真武真武810E平头哥P800P800昆仑芯BWBW100海光启望启望S3曦望注：纯理论测算，暂不区分输入输出等，实际情况影响因素众多资料来源：各公司官网，50%45%40%35%30%25%20%15%10%5%H100SXMA100PCIeH100SXMA100PCIeMI325XMLU590真武810EP800BW100启望S3310英伟达英伟达平头哥昆仑芯海光曦望华为英伟达英伟达平头哥昆仑芯海光曦望华为注：纯理论测算，暂不区分输入输出等，实际情况影响因素众多资料来源：各公司官网，8国内三大电气的煤电已经满产且没有扩产计划，所以2025年是火电和基荷电源增速的高点，2026年开始增速会显著下降。根据我们2026年1月的深度报告《中美电价剪刀差：大国的相同与不同》，新能源在经历531（发改委136号文规定投产时间以2025/5/31为新能源机制电价新老划断的分水岭）的抢装后，2026年开始新增装机的绝对值和增速预计均会下滑，尤其是当下的电价已经导致部分光伏电站盈利承压。6%5%4%3%2%0%-1%-2%2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E美国基荷电源中国基荷电源2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：中电联，45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：中电联，2025年大概率是中国电力系统供给增速最快的一年，基荷电源增速与最高负荷增速出现倒挂。根据华泰证券2025年12月的报告《宏观:十五五期间制造业迎来哪些新机遇?》，制造业固定资产投资增速大概率在2025年见底，会带动用电负荷增速提速。12%10%8%6%4%2%0%2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E全社会用电总量中国基荷电源2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：中电联，12%10%8%6%4%2%0%2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E最高负荷中国基荷电源2020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：中电联，火电利用小时恶化预期最快的阶段或已结束，一方面是存量煤电机组上大压小开始加快，落后老旧的煤机不适应新型电力系统的快速调峰需求；另一方面得益于“十五五”相对稳健的用电需求，包括电量和最高负荷的持续增长。9105%100%95%90%85%80%75%70%2019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E最高负荷/有效容量-不考虑储能最高负荷/有效容量2019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E注：具体定义与算法见我们2025年9月的报告《电价：“电量”向左，“容量+调节”向右》资料来源：中电联，4,8004,6004,4004,2004,0003,8003,6003,4003,2003,0002019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030Emm火电利用小时数利用小时同比2019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E8%6%4%2%0%-2%-4%-6%-8%资料来源：中电联，在电价尚未反弹的2026年3月，辽宁率先发文，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（详情可参考我们3月的报告《核电机制托底提前确立中国绿电电价拐点》）。机制电量是实际上网电量70%，结算电价=核准电价，差额纳入工商业用户的系统运行费进行结算分摊。根据广西的电费账单，我们可以推测类似试点在广西2月或已开始实行1。单位：人民币亿元100%入市70%机制电价对红沿河电站收入影响：2026vs2025下降幅度（考虑增值税退税）38对中国广核的归母净利润影响：2026vs2025下降幅度6红沿河电站子公司ROE-1%8%红沿河电站子公司ROA0%2%注：按照6台机组分别考虑每台机组所得税、增值税和股权比例；红沿河对于中国广核收入没有直接影响资料来源：公司公告，测算单位：人民币亿元100%入市70%机制电价对防城港电站收入影响：2026vs2025下降幅度（考虑增值税退税）5-11对中国广核的归母净利润影响：2026vs2025下降幅度2-4防城港电站子公司ROE-2%7%防城港电站子公司ROA-1%2%注：按照4台机组分别考虑每台机组所得税、增值税和股权比例资料来源：公司公告，测算辽宁和广西政策隐含的是7%-8%的ROE和2%左右的ROA（参照上述测算）。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”2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3）。但是全球各国对电价的管制始终存在，政府对重资产发电企业认可的合理回报水平或已通过上述政策得到充分体现，这种情况也适用于新能源行业。1/a/982008810_1469402/gbdyzcjd/202008/t20200821_1236552.html3/gongbao/2026/issue_12586/202602/content_7059937.html基准电价(元/度)LCOE(元/度)煤价700元相比低点电价折价比例陆上风电海上风电集中式光伏分布式光伏利用小时低点电价(元/度)陆上风电海上风电集中式光伏分布式光伏新疆0.250.190.230.230.21-9%10%12%江苏0.390.230.360.230.230.37-38%-2%-36%-38%河南0.380.210.260.260.37-42%-29%-28%天津0.370.210.360.190.200.38-44%-7%-50%-49%河北南网0.360.210.330.250.250.38-45%-11%-34%-33%河北北网0.370.210.330.250.250.38-45%-11%-34%-33%贵州0.350.230.240.240.35-34%-31%-33%上海0.420.230.370.260.260.42-44%-11%-36%-38%甘肃0.310.230.200.200.25-8%-19%-18%吉林0.370.190.180.190.37-49%-51%-50%湖北0.420.220.220.220.41-46%-46%-47%安徽0.380.220.240.240.38-43%-36%-38%山东0.390.210.320.210.220.40-48%-46%-45%福建0.390.210.300.290.290.37-42%-20%-22%广西0.420.210.340.250.240.34-37%2%-25%-27%浙江0.420.230.380.280.270.37-36%3%-25%-26%陕西0.350.210.220.220.33-34%-33%-31%山西0.320.210.210.200.28-28%-28%-30%蒙西0.280.180.170.180.27-35%-37%-36%蒙东0.300.180.180.180.28-35%-37%-36%宁夏0.260.200.170.180.25-20%-29%-28%广东0.450.220.360.230.220.37-40%-3%-38%-40%湖南0.450.230.270.260.44-48%-39%-41%江西0.410.220.290.280.42-47%-32%-33%重庆0.400.240.310.300.41-42%-24%-26%辽宁0.370.220.360.180.180.39-44%-7%-53%-52%黑龙江0.370.200.180.180.39-49%-55%-54%海南0.430.280.410.270.270.45-38%-9%-39%-41%注：电价预测详情参见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》资料来源：Wind，能源局，国家电投《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024）》，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电价（煤价700元/吨，2025年秦皇岛港口煤价的均值）下盈利。从侧面说明，在当前造价下风光电站的进一步建设也不支撑市场化电价明显低于我们的测算水平，也意味着煤价在700元左右的水平很难推动能源转型的积极性。160%140%120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%集中式光伏分布式光伏海南集中式光伏分布式光伏黑龙江辽宁重庆江西湖南广东宁夏蒙东蒙西山西陕西浙江广西福建山东安徽湖北吉林甘肃上海贵州河北北网河北南网天津河南江苏新疆注：上图为负代表光伏的LCOE低于低点市场化交易电价资料来源：Wind，迄今为止，中国的电价仍尚未充分定价碳排放成本或绿色属性，“十五五”期间国内外机制都会加速这一趋势。碳价上涨，会直接推动火电在批发侧市场的报价上升，利好碳排放较少的清洁能源发电；绿证价格上涨，会更直接利好绿电企业的度电收入，带来盈利弹性。对比维度CBAM（欧盟碳边境调节机制）中国全国碳排放权交易市场中国可再生能源电力消纳机制官方机制Regulation(EU)2023/956碳边境调节机制条例全国碳排放权交易市场可再生能源绿色电力证书与绿色电力交易机制监管机构考核对象欧盟委员会（税务与海关同盟总司+气候行动总司）中国生态环境部中国能源局进口欧盟的高耗能产品（钢铁、铝、水泥、化肥、国内年排放量≥2.6万吨省级人民政府和重点用能单位覆盖边界电力、氢六大类）全生命周期生产过程中的直接+间接碳排放CO₂的重点排放单位生产过程直接碳排放的节能目标责任评价考核可再生能源电力消纳交易标的CBAM证书碳排放配额（CEA）+国家核证绿色电力证书+绿色电力交易交易平台（与欧盟ETS联动）CBAM证书交易平台自愿减排量（CCER）CEA交易在上海环境能源交易所，CCER在北京绿色交易所绿证在中国绿证交易平台，绿电在北京/广州等电力交易中心认可规则物理直连与直接PPA不认可绿证或绿电的减排绿证与绿电交易均认可实施目的保护欧盟本土产业竞争力、防止碳泄漏控制全国温室气体排放总量提高可再生能源消纳比例时间表2023.10-2025年过渡期（仅申报）2026年正式实施（全面征税）2021年启动，逐步扩围至钢铁、水泥、化工等行业（CCER交易在2024年重启）2017年绿证试点，2022年绿电试点，2025年可再生能源消费责任征求意见资料来源：Eur-lex、能源局、发改委、环保部、碳价在电价中的传导机制可以概括为：碳价上涨→发电成本增加→电力批发价格上涨。在碳排放权交易体系下，发电企业需要为产生的二氧化碳排放购买配额或支付碳税，这将直接增加火电企业的现金成本，会提高火电的边际报价，从而推高电力价格。假设中国初始碳价为100元/tCO2，上涨50%（约50元/吨）等价于煤电度电成本上升0.047元、气电度上升0.024元；上涨100%，等价于煤电成本上升0.094元、气电上升0.048元；上涨至接近欧盟碳排放权价格的600元/吨，等价于煤电成本上升0.47元、气电上升0.24元。单位情景1情景2情景3碳价元/吨200600煤电成本变动元/kWh0.0470.0940.472气电成本变动元/kWh0.0240.0480.240资料来源：国家能源局、生态环境部、国家统计局、以德国为例，2013年开始发电机组的免费碳排放配额取消（供热部分保留基于点火价差的报价策略必须考虑碳排放成本，因为后者成为了火电发电边际成本中的重要组成部分。（欧元/度)0.0120.0100.0080.0060.0040.0020.000-点火价差煤价-点火价差煤价硬煤利用小时（右轴）4,4864,0914,4860.0110.0072014201520162017201820195,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000注：上述点火价差考虑同期碳排放成本，2020-22年疫情和气价扰动太大资料来源：EnBW，IEA，欧洲电力交易所，（欧元/度)0.0350.0300.0250.0200.0150.0100.0050.000点火价差煤价点火价差煤价硬煤利用小时（右轴）2014201520162017201820195,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000注：上述点火价差不考虑同期碳排放成本，2020-22年疫情和气价扰动太大资料来源：EnBW，IEA，欧洲电力交易所，2025年2月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（262号文）明确划定六大强制消费行业——钢铁、有色、建材、石化、化工及数据中心，要求2030年绿电消纳比例不低于全国可再生能源电力总量消纳权重（我们预计45%-50%国家枢纽节点新建数据中心绿电消纳比例不低于80%，鼓励绿电工厂、绿电园区达到100%。根据能源局披露，2024/2025年全国交易绿证数分别为4.46/9.31亿个，我们认为国内对于绿电和绿证的真实需求正在逐步显现。行业用电量基准情景乐观情景消纳比例绿证需求消纳比例绿证需求数据中心亿kWh9,85780%亿个7.89%2690%亿个8.87%27钢铁7,91045%3.5650%3.95有色9,55545%4.3050%4.78建材3,92145%1.76650%1.966石化6,81845%3.0750%3.41化工9,02445%4.0650%4.51其他行业11,70545%5.2750%5.85合计47,08464%29.9110040%33.34100注：1000度绿电对应1个绿证，绿证可用于绿电消纳考核、碳履约抵扣（部分地区试点不可重复核算环境价值资料来源：国家统计局、考虑到AIDC用电量可能最利好绿电（2025年国家发展改革委等五部门联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》要求国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升且新能源运营商的盈利能力目前也处于历史偏低水平。根据我们的测算，倘若中国AIDC电量增长2026-8213亿度，会增厚我国2026-30年绿电需求4%-33%。20252026E2027E2028E2029E2030E绿电使用量增加（亿度）3292,0268%7%6%5%5%4%8,21333%27%24%21%19%17%资料来源：中电联，2026年4月中共中央办公厅、国务院办公厅印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，构建起覆盖中央到地方的碳达峰碳中和综合评价考核体系。《办法》构建了“5+9”指标体系，标志着中国碳治理正式从目标宣示走向刚性考核的新阶段，其影响有望沿碳价、绿证、电价三条主线持续释放，相关板块或将迎来价值重估。(百万吨)160140((百万吨)160140120成交量（右）成交均价1201001208010080608060404020202021/072021/102022/012021/072021/102022/012022/042022/072022/102023/012023/042023/072023/102024/012024/042024/072024/102025/012025/042025/072025/102026/012026/04资料来源：国家能源局、生态环境部、(元/个)(元/吨)(元/个)(元/吨)76543210绿证价格碳价（右)908070605040302002025/042025/052025/062025/072025/082025/092025/102025/112025/122026/012026/022026/032026/042025/042025/052025/062025/072025/082025/092025/102025/112025/122026/012026/022026/032026/04资料来源：国家能源局、生态环境部、电价口径复杂，交易规则和品种不同省份不同年份差异很大，我们暂把季度、多月、能量块等交易合并为中长期，以每年年底签订的第二年交易为年度长协，年内交易概称为月度交易，暂不考虑省间交易和中长期曲线。2026年全国各省现货（日前/实时）几乎全开，意味着所有市场化电量都是现货市场交易的结果；场外再结算已经签约的中长期，当然还会结算机制电价、容量电价、双细则考核、平衡费用等（下文针对交易电价，除中长期外暂不探讨其他结算环节）。虽然2026年1月发改114号文要求各省逐步放开中长期强制比例，但2025年底各省规定的2026年中长期占比过半，大部分省份年度占比最大。中长期市场省间日内现货省间交易结算省间日前现货现货市场中长期市场省间日内现货省间交易结算省间日前现货现货市场省内交易结算电能量市场辅助服务市场省内交易结算电能量市场辅助服务市场容量补偿机制省间中长期交易省内实时现货实时出清省内实时现货实时出清实时发布省内中长期交易绿电交易省内日前现货信息发布绿电交易省内日前现货信息发布日前申报调频出清日前出清日前发布区域日前调峰交易区域日前调峰交易省内调频出清省内调频出清资料来源：飔合科技，2022年来煤价持续下降，带动各省年度长协电价从2023年开始了不同程度的下滑。根据我们测算，倘若2026年煤价中枢反弹至800元/吨，2025年底各省已经签订的2026年度长协意味着2026年煤电的点火价差全国均值将会下降至3分/度，大概率难以覆盖固定成本；若煤价反弹至850元/吨（华泰证券2026年3月报告《若冲突长期化，煤炭行情如何演绎？》预测全国平均点火价差会下滑至零——即使不考虑固定成本，大部分省份的火电没有明显动力购买长协以外的现货煤，去履约2025年底已经签订的2026年度长协。(元/度)点火价差(0.1)年度长协电价-税后度电燃料成本-模拟秦皇岛煤价（右轴，元/吨）202220232024202520261,4001,3001,2001,1001,000900800700600资料来源：北极星电力网，各省交易中心，(元/度)度电利润，不考虑辅助服务和现货套利0.0(0.1)(0.2)(0.3)年度长协电价-税后度电全成本-模拟秦皇岛煤价（右轴，元/吨）202220232024202520261,4001,3001,2001,1001,000900800700600资料来源：北极星电力网，各省交易中心，如果考虑全成本，我们预测秦皇岛煤价反弹至800元时，煤电企业就会出现明显的亏损面；850元的现货煤价意味倒挂近5分/度，火电难以通过自身的灵活性从辅助服务市场和现货市场套利中回本。悲观情形下，我们只考虑火电企业的现金成本：参考主要上市公司2025年实际的度电燃料成本，假设煤价维持当前750元的水平，广东、广西、东北等省份的煤电已经出现了边际亏损；倘若煤价上涨至800-850元，福建、浙江、山东、江苏等地区火电恐怕也难以通过年度长协合约收回现金成本——这就是月度长协和现货涨价的基础。煤价-800燃料成本倒挂比例煤价-750煤价-850燃料成本倒挂比例煤价-800(元/煤价-800燃料成本倒挂比例煤价-750煤价-850燃料成本倒挂比例煤价-800(元/度)100%80%60%40%20%0%-20%-40%倒挂比例煤价-8500.500.450.400.350.300.250.200.150.10倒挂比例煤价-850浙能电力建投能源浙能电力建投能源京能电力珞璜电厂上安电厂曲阜热电甘肃能源豫能控股桂冠电力华电能源内蒙华电岳阳电厂华银电力江苏国信粤电力广州发展宝新能源上海电力福能股份赣能股份长源电力新集能源皖能电力大唐发电国电电力华电国际华能国际华润电力中国电力代表公司江注：各公司考虑煤炭长协比例，也就是根据历史标煤单价与市场煤价的波动幅度考虑煤价上涨对燃料成本的影响比例；不考虑广东额外场外返利资料来源：北极星电力网，各省交易中心，沿海省份煤价对电价的影响几乎是决定性的，尤其是在年内高频交易的月度合同中。因为T月的长协交易在T-1月的下旬完成，所以月度电价对煤价的反映或有1个月的滞后。广东和江苏作为华南与华东区域的用电大省，2026年2月之后的月度长协电价都出现了明显的环比上涨，其原因包括春节因素、煤价反弹、气电减量、高温负荷超预期等。600550500450400350300Jan-23Mar-23May-23Jul-23Sep-23Nov-23Jan-23Mar-23May-23Jul-23Sep-23Nov-23Jan-24Mar-24May-24Jul-24Sep-24Nov-24Jan-25Mar-25May-25Jul-25Sep-25Nov-25Jan-26Mar-26May-26双边协商（元/兆瓦时）广东电价上限（元/兆瓦时） 广州港煤价（元/吨，右轴）1,7001,5001,3001,100900700500资料来源：北极星电力网，广东交易中心，Wind，注：不考虑广东额外场外返利江苏电价上限（元/兆瓦时）统一出清价（元/兆瓦时） 镇江港煤价（元/吨，右轴）480460440420400380360340320300Mar-23May-23Jul-23SepMar-23May-23Jul-23Sep-23Nov-23Jan-24Mar-24May-24Jul-24Sep-24Nov-24Jan-25Mar-25May-25Jul-25Sep-25Nov-25Jan-26Mar-26May-261,4001,3001,2001,1001,000900800700600资料来源：北极星电力网，江苏交易中心，Wind，同时我们注意到，广东月度的点火价差已经超过了历史均值，江苏5月也几乎恢复到了均值附近。这部分是供需恶化有所缓和的迹象，但目前谈缺电还为时尚早；更多是来自成本曲线（煤价和气价）上移的刚需，可能也隐含了报价的判断：1）厄尔尼诺影响的2026年夏季可能会因为西部来水不佳、气电保供能力受限而导致的供需局部阶段性紧张，2）旺季补库叠加进口煤价高企带来的未来成本进一步上行压力，3）东部多雨天气可能会制约高温天气光伏的出力。总的来说，电价本身的确会反映超前预期，而中长协电价本质是金融合同，隐含的对未来的判断也可以理解。250200150100500(50)(100)Jan-23May-23Sep-23Jan-24May-24Sep-24Jan-25May-25Sep-25Jan-26May-26集中竞价（元Jan-23May-23Sep-23Jan-24May-24Sep-24Jan-25May-25Sep-25Jan-26May-26注：不考虑广东额外场外返利资料来源：北极星电力网，广东交易中心，Wind，160140120100806040200Jan-18Jun-18Nov-18Apr-Jan-18Jun-18Nov-18Apr-19Sep-19Feb-20Jul-20Dec-20May-21Oct-21Mar-22Aug-22Jan-23Jun-23Nov-23Apr-24Sep-24Feb-25Jul-25Dec-25May-26资料来源：北极星电力网，江苏交易中心，Wind，2026年5月广东月度长协显著的环比上涨是最有标志性意义的信号，代表了年度长协的电价在当前煤价下或难以支撑火电企业发电，其实云南4月的月度长协已经超过年度水平，体现了南网区域对来水偏枯和燃料成本上行背景下高负荷可能带动电价超预期的判断（月度长协是前一个月的下旬交易，本质上体现的是对下个月的预判）。江苏5月的电价年内首次超过1月月度交易，距离突破2026年度长协尚有6厘；但福建4月的价格已经超过年度，浙江5月交易年内也已经突破（煤电联动我们判断倘若煤价趋势持续，6-8月华东地区的电价可能会有更大的边际变化。广东年度云南年度(元/度)广东年度云南年度0.500.450.400.350.300.250.20 广东月度云南月度Jan-26Feb-26Mar-26Apr-26May-26注：不考虑云南、广东额外场外返利资料来源：北极星电力网，各省交易中心，Wind，江苏年度浙江年度江苏年度浙江年度福建年度江苏月度浙江月度福建月度0.380.370.360.350.340.330.320.310.300.290.28Jan-26Feb-26Mar-26Apr-26May-26资料来源：北极星电力网，各省交易中心，Wind，现货才是唯一真实的量价交易，但通常我们把长协作为主要的分析对象原因有二：1）现货电价波动较大，短期趋势并不明显；且一个省内不同节点、不同时间差异较大，数据处理时加权的方法不同可能造成统计结果的差异；2）大部分电站在参与日前交易的时候都已手握合约持仓（中长期现货交易的曲线与中长期是否匹配，决定了高价现货对发电企业来说未必都是好事。但是，我们在此简化交易问题：长期高现货通常意味着未来中长期的电价走高（类似现货与期货的关联火电、核电等可以控制或可预测发电曲线的机组通常受益于中长期与现货电价的高企（除非因为故障不得不高价从现货市场买电履约中长期合约）。(元/兆瓦时)——发电侧-结算均价发电侧-合约均价1,200发电侧-现货均价1,2001,000800600400200Jun-22SepJun-22Sep-22Dec-22Mar-23Jun-23Sep-23Dec-23Mar-24Jun-24Sep-24Dec-24Mar-25Jun-25Sep-25Dec-25Mar-26资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，(元/兆瓦时)火电现货均价风电现货均价1,400光伏现货均价发电侧-现货均价1,4001,2001,0008006004002000(200)JunJun-22Sep-22Dec-22Mar-23Jun-23Sep-23Dec-23Mar-24Jun-24Sep-24Dec-24Mar-25Jun-25Sep-25Dec-25Mar-26资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，参考典型省份现货电价，可以看出本轮电价上涨始于3月云南来水偏枯叠加广东供需紧张（气电限发、进口煤价上涨、闷热气温带动两广提前入夏等3月底到4月开始类似的因素也开始蔓延至华东，但是来水充沛的湖北和北方区域目前电价还尚未呈现有效的反弹。(元/度)实时市场年度长协0.16-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-Jan36-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-Jan31-Jan5-Feb10-Feb16-Feb21-Feb26-Feb3-Mar8-Mar13-Mar18-Mar23-Mar28-Mar2-Apr7-Apr12-Apr17-Apr22-Apr27-Apr资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，(元/度)实时市场年度长协0.80.70.60.50.16-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-6-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-Jan31-Jan5-Feb10-Feb16-Feb21-Feb26-Feb3-Mar8-Mar13-Mar18-Mar23-Mar28-Mar2-Apr7-Apr12-Apr17-Apr22-Apr27-Apr资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，(元/度)实时市场年度长协1.201.000.800.600.400.206-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-6-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-Jan31-Jan5-Feb10-Feb16-Feb21-Feb26-Feb3-Mar8-Mar13-Mar18-Mar23-Mar28-Mar2-Apr7-Apr12-Apr17-Apr22-Apr27-Apr资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，(元/度)实时市场年度长协0.16-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-6-Jan11-Jan16-Jan21-Jan26-Jan31-Jan5-Feb10-Feb16-Feb21-Feb26-Feb3-Mar8-Mar13-Mar18-Mar23-Mar28-Mar2-Apr7-Apr12-Apr17-Apr22-Apr27-Apr资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，对于新能源，我们建议直接看结算价格，因为出力负荷的不可预测性，现货电价走高未必代表度电收入的上涨。我们选取蒙西（2025年2月开始现货长周期运行，新能源渗透率高）作为典型示例，看出现货价格的波动很大，但是整体中长期价格与结算价格之间还是保持相对较高的一致性。同一时刻不同电源出清价格肯定是完全一致的；因为大风季和午间往往伴随低电价，而火电可以有策略地选择在高价时段多发，火电的现货均价高于全网平均高于风光电价，也是大概率事件。同时，能源转型的初期，风光渗透率提升会导致风光的结算电价相对中长期的折价越来越明显（风光大发时，超发部分可能以很低的现货电价甚至负电价结算；反之，现货电价走高，逼仓新能源必须买高价电履约但当风光成为主力电源后，出力与负荷的偏差导致的折价也不一定会进一步扩大。(元/兆瓦时)火电风电100806040200(20)(40)(60)(80)(100)Jun-22Sep-22Dec-22Mar-23JunJun-22Sep-22Dec-22Mar-23Jun-23Sep-23Dec-23Mar-24Jun-24Sep-24Dec-24Mar-25Jun-25Sep-25Dec-25Mar-26风光渗透率（右轴）60%50%40%30%20%10%0%资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，储能抢装风电现货价格yoy光伏现货价格yoy储能抢装风电利用率光伏利用率40%风电利用率光伏利用率30%20%10%0%-10%-20%-30%-40%9590858075资料来源：北极星电力网，电力交易中心，Wind，我们注意到，虽然三北地区因为风光资源丰富、几乎没有气电、本土煤炭资源丰富电价几乎不受下水煤价的波动影响，截至目前现货电价没有呈现出明显的上涨趋势，但是消纳的见底回升可能带动新能源电价提前走出拐点，这里既有储能大力投资的作用（内蒙在2025年底独立储能抢装导致光伏电价的趋势和消纳率显著好于当地风电也有特高压建设、高耗能向内陆地区转移的影响。核电基本面或将率先见底，沿海电价对进口煤更为敏感，且核电大省普遍风光渗透率低，新能源对电价趋势的扰动作用相对较低。类似逻辑的还有风光运营商，光伏低价难以持续，绿色属性逐步体现，无论是碳价推升火电报价，还是可再生能源价值直接通过绿证或绿电直连显现，盈利弹性较大。我们认为电价上涨的先决条件是煤价见底反弹，所以火电中的煤电联营标的相比纯火电公司更为受益。能源转型与能源安全背景下核电的重要意义凸显，我国全球领先的核产业链奠定了中核与广核长期成长空间。2026年开始，煤价潜在的反弹、碳价持续上涨、机制电价试点托底政策的出台很大概率为资本市场过去三年担忧的核电降价画上了阶段性句号。随着“十五五”核电密集投产，我们预计核电龙头股价或将先后迎来盈利修复、成长加速与估值提升三重利好。详情可参考我们2026年4月的深度报告《公用事业:核电重启“业绩成长+估值提升”双击》，推荐中国核电、中国广核AH。120%100%80%60%40%20%0%福建广东广西浙江江苏海南山东辽宁其他全国资料来源：百川盈孚，海关数据，500%450%400%350%300%250%200%150%100%50%0%福建广东广西浙江江苏海南山东辽宁其他全国资料来源：百川盈孚，海关数据，基本面：“十五五”有望迎来量价双击。2022年我国核电审批进入新常态，预示着2026年开始投产步入高速增长期，我们测算中核与广核“十五五”权益装机增速分别为11%和13%。2023年来，煤价下降带动电价下降，导致两家公司利润下滑。我们测算，2026年若试点全国推广，两家公司盈利有7%-43%的修复空间；假设煤价中枢上移150元/吨，或对应电价5-6分/度的上涨，有望带来公司业绩30%-40%的向上弹性。12010080604020020192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E核电装机（百万千瓦）YoY（右轴）20192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E16%14%12%10%8%6%4%2%0%资料来源：中电联，中国核电中国广核3,0002,5002,0001,5001,00050002019202020212022202320242025注：广核考虑集团尚未注入的苍南（有同业竞争承诺）资料来源：中电联，估值：表观ROE被压制，机制电价或投产提速迎来估值提升。哪怕在电价持续下降的2023-25年，核电站层面的ROE也几乎没有低于过15%，不输三大水电。5年以上的项目建设期导致核电上市公司整体ROE被新项目的前期成本和费用压制，并未体现核电站真实的高盈利。我们认为，机制电价的落地或明显增强资本市场对核电盈利稳定性的信心，2026年开始的投产提速也会进一步缓解在建项目的摊薄压力，从而带来盈利和估值的双提升。秦山联营福清核电秦山三核秦山联营福清核电秦山三核海南核电25%江苏核电25%20%15%10%5%中国核电中国核电中国核电中国核电-剔除汇能漳州核电三门核电海南核电福清核电江苏核电秦山三核秦山联营秦山核电资料来源：公司公告，45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%中国广核红沿河岭东核电岭澳核电防城港宁德核电阳江核电大亚湾资料来源：公司公告，我们根据过去三年各省交易规则与市场化交易电价水平，测算两家核电公司的利润情况。考虑到两家公司“十五五”期间核电的装机增速高达10%，若辽宁和广西的试点全面铺开，我们认为公司利润有望保持稳定增长，估值也或将充分受益于核电未来的价格机制变化。20232024-25年电价下降影响税后收入按照2023年产能还原2025年核电利润2025年核电利润按照2026年产能还原利润PE-APE-H中国核电86387