辽宁省提出在场外建立核电差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，差价结算费用暂纳入系统运行费用，由全体工商业用户进行分摊。
　　辽宁省出台核电机制电价。近期，辽宁省发改委印发《关于2026年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》，提出核电参与市场交易后，在场外建立差价结算的机制。电量规模方面，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（1-3月暂定为每日2：00-5：00）的上网电量不纳入机制。机制电价水平按照国家现行核电上网电价政策执行，其中红沿河1-4号机组上网电价为0.3823元/千瓦时，5-6号机组上网电价为0.3749元/千瓦时。纳入机制后，红沿河1-6台核电机组平均机制电价执行0.3798元/千瓦时。核电机制电量差价电费=月度机制电量×（机制电价-市场交易均价）。
　　近年来，核电参与市场化交易比例提升，电价面临下滑风险。受煤价整体下行、电力供需走向宽松等因素影响，沿海省份年度长协电价和月度电价普遍承压。以广东为例，2024-2026年，广东省年度长协电价分别为0.466/0.392/0.372元/千瓦时，累计降幅接近0.1元/千瓦时。与此同时，核电参与市场化交易的比例在持续提升，市场电价波动导致核电企业的盈利稳定性受到一定冲击。
　　执行机制电价后的核电收入测算：2026年辽宁省年度长协电价为306.59元/千瓦时，假设红沿河1-6号机组全年上网电量495亿千瓦时，市场化交易比例为70%，则测算原政策下红沿河核电收入约143.92亿元；机制电价政策执行后，红沿河核电收入或将提升至156.75亿元，增幅8.9%。
　　机制电价模式有望稳定核电电价预期。除辽宁外，广西已要求核电自2026年起执行差价合约机制，其差价合约费用纳入系统运行费用。2026年2月起，广西电网代理购电信息表中新增“核电差价合约费用”项目，2、3月该费用分别为0.033、0.063元/千瓦时，占当月系统运行费用比重分别为24%、44%。辽宁、广西的差价合约模式为核电提供了保障机制，使得核电大部分电量能够按照核准价进行结算。为避免核电盈利性受市场波动影响过大，其他省份也有望出台类似的电价保障机制，从而保障核电安全稳定运营。核电企业盈利稳定性将进一步增强，叠加核电机组陆续投产带来的高成长性，核电企业估值有望重塑。
　　投资建议：管理/控股机组位于辽宁、广西的中国广核有望直接受益，电价稳定预期的提升也有望利好中国核电。
　　风险提示：政策支持力度不及预期、电力需求下滑、宏观经济波动。