问题：电力供需阶段性宽松与电价波动并存，发电侧收益稳定性受到关注；近年来，新能源装机快速增长、电力市场化交易范围扩大，电价形成更市场化。但供需阶段性宽松、交易价格波动加大的情况下，部分电源尤其是资金投入大、回收周期长的基荷电源，对可预期收益和现金流稳定性的需求明显上升。如何在推进市场化改革的同时，保障合理回报、维护电力安全稳定供应，成为各地政策和市场共同面对的问题。 原因：装机增速与用电增速错配叠加转型约束，政策工具更强调“稳预期”。中信证券研报测算，2026—2027年新增装机虽较前期回落但仍处高位，等效装机增速预计分别为8.2%和6.5%，可能继续快于同期用电量增速。供给扩张快于需求增长，容易在部分时段加剧竞争并带来价格下行压力。同时——新型电力系统建设提速——对系统调节能力、稳定电源和长期投资提出更高要求，仅依靠短期价格信号，可能难以覆盖大型电源的资本开支与运营风险。研报认为，在能源转型与能源安全的双重目标下，政策取向正从单纯强调压低发电侧电价，转向更重视稳定且合理的回报，以维持有效投资与供给韧性。 影响：辽宁核电机制电价落地，示范效应增强，电价底部预期可能被提前“锁定”。据研报梳理，辽宁省明确2026年对核电建立市场外差价结算机制，差价费用暂纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊；机制电价为0.3798元/千瓦时，约70%电量按机制电价结算，其余电量按市场价格结算。研报预计在该框架下，红沿河核电站2026年平均上网电价约0.34元/千瓦时，相比年度集中竞价均价支撑更强，股东回报预计可维持在12%左右，稳回报效果较为明确。研报深入判断，若“机制电价+差价结算”在更多沿海核电省份推广，并向其他电源类型或区域延伸，可能在供需再平衡到来之前，为发电侧收益提供“托底”，从而推动行业对电价底部的预期提前形成。 对策：用制度化安排稳定预期，同时保留市场化空间，兼顾公平分担与成本约束。业内分析认为，机制电价等安排的核心在于提升透明度和可预期性，明确适用范围、结算规则、成本分摊边界和动态调整机制，避免过度刚性，减少对市场化交易的挤出。对地方而言，需要在保供、用能成本与绿色转型之间做好平衡：一上，通过差价结算等方式稳定关键电源的合理收益，支持系统安全与持续投资；另一方面，完善交易规则以及辅助服务、容量等市场机制，使电价更能反映供需、灵活性与系统成本，形成“政策托底+市场发现”的组合。对企业而言，应加强成本控制和精益运营，提高机组可用率与安全管理水平，并在政策框架和市场交易中优化电量结构，降低波动风险。 前景：供需再平衡或在2028年前后出现，政策托底可能推动预期改善与估值修复。研报预计，随着等效装机增速在2028年回落至约5.6%，并逐步接近用电量增速预测，电力市场可能迎来再平衡节点。在此之前，若政策持续释放“稳定合理回报”的信号，有望缓解电价下行对行业现金流与投资能力的压力，改善市场对电力企业盈利稳定性的预期，带动板块估值边际修复。研报同时提示，仍需关注多重不确定性，包括政策保障力度、用电需求增长、电价波动、燃料成本变化，以及电力市场化改革节奏等。
电力作为基础行业，价格形成机制改革始终牵动全局。辽宁试点的意义在于，在市场规律与战略需求之间寻找更可执行的平衡点。这种兼顾效率与稳定的调控思路，可能成为新阶段能源体制改革的重要参考，其效果也将影响万亿级电力资产的配置与投资方向。