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。
　　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，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，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