来源：市场资讯
（来源：华泰睿思）
核心观点
电价拐点已至：成本与供需共振，海内外剪刀差难以长期持续
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。
3月开始南方电价上涨逐步蔓延，三北新能源反弹信号或现
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。
我们与市场观点的不同
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。
核电：或将先后迎来盈利修复、成长加速与估值提升三重利好
我们测算，若机制试点全国推广相关核电公司盈利有修复空间；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。
绿电：“电能量+绿证”涨价双轮驱动，释放价值重估
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；2）推荐A股稀缺“绿电直连”标的。
煤电联营：成本端稳定性高，火电中最受益于本轮电价上行周期
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，我们梳理了煤电敞口最小的公司，煤炭产量高于电厂耗煤的公司，及反之包括的公司。具体请见研报原文。
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。
正文
我们与市场观点的不同
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。
2026年开始电价底部反弹的四重逻辑
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。
中外比较：中美电价和煤价的剪刀差难以持续扩大
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》。
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。
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。
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。
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
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。
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。
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。
政策干预：机制托底，提前确立清洁能源电价拐点
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。
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”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）。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。
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。
绿色溢价：目前中国电价尚未充分定价碳排放成本
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。
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。
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。
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。
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%。
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。
电价上涨的验证
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。
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
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。
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。
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
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。
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。
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。
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
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）。
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。
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。
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。
投资建议：首选清洁能源+煤电联营
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。
核电：迎来盈利修复、成长加速与估值提升三重利好
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》。
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。相关公司测算，请见研报原文。
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。
我们根据过去三年各省交易规则与市场化交易电价水平，测算两家核电龙头公司的利润情况。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。
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
我们认为，绿电的价值重估将沿2条主线展开：1）低估值绿电运营商龙头，受益于电-证-碳联动下的盈利修复与估值体系切换；2）聚焦高耗能行业的绿电直连龙头，锁定绿电规避碳成本侵蚀。
正如我们2026年3月的深度报告《从能源安全与减排约束看绿电价值重估》所阐述的，消纳与电价都在看到积极变化，电-证-碳协同机制成型，碳价上行驱动绿证价值重估，我们预计2027-2028年碳价有望升至100元/吨，对应绿证理论价值12-15元/个。以典型电站为例，当绿证价格从5.5元/个提升至15元/个时；10万kW的光伏电站，年增收益约114万元，全投资IRR将从4.0%提升至4.5%；10万kW的风电，年增收益约190万元，项目全投资IRR将从5.1%提升至5.6%。
煤电联营：无惧煤价波动，火电中最受益于本轮周期上行
煤价上涨，火电公司盈利承压是本轮电价上涨重要的基础。但是，倘若火电公司本身就有较为充分的煤矿资源（自有）或稳定量价的煤炭长协保供（集团煤矿产能丰富且长协履约率高），那么这类煤电联营企业通常被资本市场认为是“煤价涨、电价涨”的受益者。
风险提示
政策推进不及预期。碳市场扩容进度、绿证交易政策、SAF强制掺混政策等存在不确定性，若政策推进不及预期，将影响相关标的业绩释放。辽宁、广西核电电价机制有效期从2026年1月开始为期12个月，该政策试点一年后是否会继续推行有待观察，其他省份是否会跟进也是未知数。
需求超预期的同时，供给侧增速也有可能相应提速，电价的上涨还需要供需支持。我国近年来用电量始终高于美国，我国电力“内卷”和美国“电荒”的主要原因并非是中国的AI算力需求受制于芯片发展不如大洋彼岸，而是我国基荷电源和新能源的装机增速都远超美国。虽然2026年开始，我国新增电力产能大概率会降速，但是需求弹性是否可能导致供给增速重新反弹，是决定未来价格走势的关键。
国内煤价受供给侧扰动影响较大。国内煤炭供给侧从2H25开始“反内卷”，印尼从4Q25开始计划减少煤炭出口配额，到2026年3月中东地缘局势导致霍尔木兹海峡封锁引发一次能源价格大幅波动，我们认为当前形势下海内外供给侧的因素对国内煤价预期的影响可能显著高于需求端的波动，对未来火电电价和整体电价水平的连锁反应需持续跟踪。
研报《中国电价迎来周期性拐点》2026年5月4日
王玮嘉 分析师 S0570517050002 | BEB090
黄波 分析师 S0570519090003 | BQR122
李雅琳 分析师 S0570523050003 | BTC420
康琪 联系人 S057012407010
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