中广核电力的价值逻辑
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半年前的担忧，正在被现实修正
核电电价新政落地之后，再看中广核电力的价值逻辑
半年多前，我写过一篇短文，讨论广东此前颇为特殊的市场化核电电价机制，并提出一个当时并不算主流的判断：如果核电在市场化交易中缺乏足够的价格保护，中广核电力这类优质核电资产的盈利能力，迟早会受到压制。
彼时，这样的担心并不是空穴来风。核电本质上是一类高资本开支、长回收周期、对收益稳定性要求极高的基础设施型资产。如果其电价形成机制过度贴近短期市场波动，而缺乏与其资产属性相匹配的制度安排，那么市场化本身就可能从“效率工具”演变为“价值折损工具”。见以下链接
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如今，半年过去，政策的变化正在一步步印证当时的忧虑，也在一步步修正过去的偏差。
近期，广东、广西、辽宁相继出台与核电电价相关的新政策。从表面看，这是三个省份、三套机制；但若把它们放在一起观察，会发现一个共同的方向已经越来越清晰：
在弱市场环境下，核电电价的保护机制正在增强，核电资产的收益底部正在被重新构筑。
而这，对于中广核电力而言，显然是实质性的利好。
一、三地新政的共同指向：给核电重建“价格底”
过去市场最担心的，是核电在市场化过程中被简单地“火电化”甚至“商品化”处理：不考虑核电的资本属性、运行特征和基础保障功能，而是让它在弱市中不断接受价格下探。这样做短期看似符合市场逻辑，长期却会削弱核电投资的可持续性，也不利于能源体系的稳定。
而辽宁、广东、广西三地最新政策，虽然形式不同，但都在不同程度上体现出同一个方向，这也可能是国家的意志：
不能让核电在市场化环境中无限暴露于价格波动，必须建立某种形式的价格锚、保护机制或收益缓冲。
从这个意义上说，这不是简单的地方政策微调，而更像是对核电定价逻辑的一次集体修正。
二、辽宁：机制最清晰，测算确定性也最高
如果三地之中要选一个“看得最清楚”的样本，那么辽宁无疑是最典型的。
辽宁此次建立了核电可持续发展价格结算机制。按照公开口径，红沿河 1—6 号机组平均机制电价为0.3798 元/度（含税），并按“每日 21 小时 × 80% 上网电量”纳入机制。若结合此前补充修正的口径——即“70%为发电量口径、上网率约 94%”——折算后，大约有 74.47% 的上网电量进入机制范围，其余 25.53% 继续参与市场化交易。
更重要的是，辽宁的电价锚非常明确。红沿河 1—4 号机组核准价为0.3823 元/度，5—6 号机组为0.3749 元/度，机制价则定在0.3798 元/度。折算为不含税口径后，机制价约为 0.3361 元/度，而 5—6 号机组核准价约为 0.3318 元/度。这意味着，其价格锚并非脱离历史核准体系另起炉灶，而是在既有核准逻辑基础上进行了制度化重构。
如果用 2024 年红沿河实际不含税电价 0.30298 元/度反推，则可得出 2024 年市场化部分实现电价约为 0.2886 元/度；在 2026 年新机制下，综合不含税电价约可提升至 0.3240 元/度。对应提升 0.0210 元/度，增幅约 6.9%。
若按红沿河 2024 年上网电量 482.7 亿度作静态测算，对应年收入增量约为 10.1 亿元；按中广核电力 45% 权益口径，对应约 4.6 亿元。
三、广东：从“别扭”走向修正，但仍需保持审慎
如果说辽宁体现的是“明确建立机制”，那么广东体现的则是“在原有市场化框架中进行修正”。
2026 年，广东继续执行政府授权的单向差价合约机制，授权合约电量仍为当月实际市场电量的 90%，合约价格为核定上网电价。同时，2025 年曾存在的核电变动成本补偿机制被取消。
广东核电的价格锚相对稳定。岭澳、岭东、阳江核准价分别为 0.4143 / 0.4153 / 0.4153 元/度（含税），研究口径通常以 0.415 元/度作为广东核电的代表性锚点。另一方面，2026 年广东年度交易下限约为 0.372 元/度，而 2025 年核电市场化电量在执行差价合约后，实现市场电价约 0.351 元/度。
广东的关键在于：这里的 90%，针对的是市场化电量，而不是总上网电量。
按公开研究口径，岭澳与阳江 2025/2026 年市场化电量约为 273/312 亿度。若按装机 849.6 万千瓦、利用小时 7800、线损 7%估算，则总上网电量约为 616.3 亿度，对应 2026 年市场化占比约 50.6%，授权合约电量约占总上网电量 45.6%。
在此基础上测算，若仅看市场化电量，2026 年有效市场化电价约为 0.4107 元/度，较 2025 年约 0.351 元/度提升 0.0597 元/度，增幅约 17.0%。若进一步按整体电量加权，则平均电价约可由 0.3867 元/度提升至 0.4128 元/度，对应提升 0.0262 元/度，增幅约 6.8%。
按同一模型估算，岭澳与阳江打包后的静态年收入改善约为 16.1 亿元。当然，这仍是模型测算值，并非公司已经披露的最终结算结果，因此需要保留一分审慎。
广东的变化，最重要的不是它已经变得“完美”，而是它开始朝更合理的方向移动。
半年前我对广东机制的核心疑虑，在于其对核电收益稳定性的保护不足；而现在看，这种偏差并没有被继续强化，反而正在被逐步修正。
四、广西：保护深度可能更强，但精算条件仍不足
与辽宁、广东相比，广西的特点在于：政策保护力度可能不弱，甚至更深，但公开信息尚不足以支持完全精算。
2024 年方案已明确，参与市场交易的核电机组，其政府授权合约电量为交易单元全部上网电量。到 2025 年，中广核进一步披露，防城港 1—4 号机组全部上网电量参与电力市场交易。而 2026 年官方通知又明确，核电仅参与月度合同电量转让交易，且年度市场电量挂牌价格需处于规定区间内。
从价格锚看，防城港 1—4 号机组核准价为 0.4063 元/度（含税）。2026 年广西官方通知进一步披露，核电年度市场电量直接交易挂牌申报价格区间为 336.56–504.84 元/MWh，即 0.33656–0.50484 元/度。
从政策表述上看，广西对核电的价格保护深度，很可能高于辽宁与广东，更接近于一种全量或近全量框架下的差价合约思路。但问题在于，2026 年电厂侧完整结算公式的公开度仍然不足，因此，现阶段更适合做“保护带分析”，而非像辽宁那样给出高确定性的精算结论。
如果以 0.4063 元/度为锚、以官方挂牌下限 0.33656 元/度作为弱市参考，则对应的保护带约为 0.06974 元/度，相当于较下限高出 20.7%。这意味着，在弱市环境下，广西机制大致提供了 6–7 分/度的收入保护空间。
五、把三地放在一起看，真正变化的是市场对核电的定价逻辑
单看辽宁、广东、广西，似乎是三个分散案例；但若合并起来观察，其实反映的是同一个更深层的变化：
核电不是一个可以被简单压入完全市场化价格体系的普通发电品种。
它承担的是长期电力安全、系统稳定和低碳基荷供给的功能，决定了它必须拥有某种意义上的收益可持续性。而收益可持续性的核心，不在于永远维持高电价，而在于在弱市环境下仍然有一个可识别、可执行、可预期的价格底。
对中广核电力而言，这一点尤其重要。
因为中广核电力并不是一个靠短期业绩弹性博弈的公司，它更像是一类典型的“资产定价型公司”：资产质量、收益稳定性、资本开支回收逻辑、分红能力与政策环境，共同决定其估值中枢。
六、除了电价，中广核电力港股还有另一条被低估的催化线索：中信系持续增持 H 股
如果说核电电价政策改善的是中广核电力的基本面逻辑，那么中信系持续增持 H 股，所改善的则是公司在资本市场层面的预期结构。
从公开时间线来看，这一过程并不像一次单点式的战略入股，更像是一场节奏清晰、持续推进的二级市场建仓。
1. 真正的起点，在 2025 年 5 月
公开可确认的中信系首次跨越 5% 披露门槛，发生在 2025 年 5 月。
其中，2025 年 5 月 20 日，中信证券合并口径升至 5.03%；几乎同步，中信证券资产管理有限公司于 2025 年 5 月 21 日升至 5.11%；随后，开元单一资管计划又于 2025 年 5 月 30 日升至 5.04%。
这说明，中信系并不是某一个单一账户突然重仓介入，而是多个主体几乎同步形成了可披露仓位。换言之，这从一开始就不是一笔偶发性的交易。
2. 真正的主力增仓载体，是“中信证券资产管理有限公司”
沿着时间线往后看，会发现最值得关注的并不是简单的合并持股比例，而是中信证券资产管理有限公司这一主体本身。
其持股比例从 2025 年 6 月的 6.03%，一路升至 2026 年 2 月的 22.09%，几乎构成了整条增持时间线的主轴。它不像传统意义上的“一纸公告式战略入股”，反而更像是：
多账户、多阶段、持续吸纳的二级市场累积仓位。
七、我的理解：中广核电力的价值逻辑，可能已经进入新阶段
把政策线索和资本线索放在一起看，中广核电力今天面临的，已经不是半年前那个简单的投资命题了。
半年前，市场讨论更多集中在两个标签上：
一是“低估值”，二是“高分红”。
但这两个标签本身并不足以解释一家公司的中长期价值。真正决定价值中枢的，始终还是三件事：盈利能力是否稳固，收益底部是否清晰，资本是否愿意持续进入。
中广核电力当前最值得关注的，已经不只是“便宜”或者“分红高”，而是：
在政策保护增强、收益底部抬升、资本力量持续进入的背景下，它的估值逻辑是否正在发生结构性变化。
最后还是重复半年多前的老话：
长期重资本项目的投资经济效益与政策的稳定/可预期性的关系非常重要。
这不仅对中广核电力适用，也适用于中海油，本质上讲，这两个是一个类型公司
$中国海洋石油(00883)$ $中广核电力(01816)$
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