煤电装机增量与用电增速的持续分化，本质上是行业从“供给过剩”走向“结构性不足”的缩影。回溯十余年历程，行业经历了三大关键拐点：一是4万亿刺激下审批权下放带来的装机扩张期，二是供给侧改革叠加用电增速下滑导致的过剩期，三是碳中和目标下顶峰负荷不足引发的核准重启期。

从扩张到过剩：审批权下放与增速差低谷

2008年金融危机后，4万亿政策对火电项目松绑，典型举措是将煤电项目审批权从国家发改委下放到省级发改委。审批权下放直接推动火电项目快速上马，自2011—2012年起，火电行业出现报复性投资，2012年火电电源工程投资达到1020亿元。与此同时，全社会用电增量却持续下滑，2015年用电增量仅250亿千瓦时，与同期煤电装机增量形成明显增速差。

装机持续投放而需求走弱，直接结果是火电利用小时数不断下滑，行业竞争格局恶化。供给端的放开，意味着周期向下的开始。

供给侧改革与碳中和：从过剩到不够用

十三五期间，火电与上游煤炭同步推进供给侧改革，行业盈利空间被双向挤压。但真正改变行业供需格局的，是碳中和政策的推进。碳中和本质要求提高电气化率——工业端的用煤需求转向电能，而新能源发电受制于波动性，最终仍需火电兜底。

碳中和越深入，火电反而变得不够用，这里主要指顶峰负荷不足，即夏季用电高峰或水电出力不足时的调峰缺口。在此背景下，火电核准速度明显加快，2022年8月单月煤电核准量达到1180万千瓦，成为行业从过剩转向结构性不足的标志性节点。

行业新逻辑：量的扩张与价的锁定

核准加速为火电行业找到量的增长动力，而成本端的政策约束则提供价的支撑。电煤中长期合同推行“3个100%”要求，即电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、合同价格100%按国家规定执行，推动电煤从“市场煤、计划电”向“计划煤、计划电”转变，使火电企业成本端趋于可控。

常见问题

煤电装机增量与用电增速分化说明了什么？

分化反映的是行业供需节奏的错位：装机扩张受政策审批周期驱动，而用电需求受宏观经济影响，两者天然存在时间差。2015年用电增量低谷正是这种错位的集中体现，也预示了后续利用小时数下滑与行业盈利恶化。

碳中和为什么反而让火电“不够用”？

碳中和提高电气化率，更多终端用能转向电力，而风光发电存在间歇性，系统需要火电提供顶峰与调峰能力。因此在新能源占比提升的过程中，火电的系统性价值反而凸显，这也是核准加速的根本原因。

火电行业当前的投资关注点是什么？

主要关注三条主线：一是审批加速带来的全行业增量机会；二是长协锁价对火电成本的约束效果，长协覆盖率越高、经营风险越低；三是火电企业凭借调峰能力获取绿电项目、以第二增长曲线补充盈利的转型路径。