以华能国际为例，沿海火电厂在煤炭产业链中处于**“夹心层”的价格接受者位置**：上游面对国际煤商与国内矿企的双重供给，下游面对电网统一调度与计划电价，自身盈利高度依赖煤炭采购成本与长协煤覆盖比例，纵向议价能力相对有限。

沿海火电的成本结构与产业链角色

华能国际是五大发电集团中火电装机规模较大的全国性上市公司，其火电装机容量在主流火电上市公司中位居前列。2022年上半年，华能国际火电业务亏损约90亿元，是同期六家主流火电上市公司中火电亏损最多的企业。官方资料显示，这一亏损的核心原因在于沿海电厂使用进口煤比例较高——华能国际2022年上半年总采购量中21.2%为进口煤，而进口煤用得多，成本自然上升。

沿海电厂在产业链中的位置可以从三个维度理解：

  • 上游采购端：沿海电厂同时面对国内矿企与国际煤商，进口煤占比高意味着更容易受国际煤价波动影响，采购议价空间有限。
  • 中游发电端：火电企业通过入炉价格（不含税）与入炉盈亏平衡价格两个指标衡量自身成本与盈利能力。华能国际2022年二季度入炉价格（标煤）为1245元/吨，入炉盈亏平衡价格（标煤）为1050-1060元/吨区间，成本压力可见一斑。
  • 下游销售端：发电企业上网电价受电网统一调度与政策管控，火电企业难以将燃料成本上涨直接转嫁给终端用户，利润空间被双向挤压。

长协煤：改善议价地位的关键变量

沿海火电企业并非完全没有改善纵向议价关系的抓手，长协煤签约率与履约率即是核心指标。两个比率相乘便是采购端长协煤的占比，比率越高，火电企业在成本端的压力越小。华能国际2022年上半年长协签约率为59%，在主流火电上市公司中处于提升过程中；相比之下，国电电力是同期唯一实现100%长协供煤的企业，也因此成为六家公司中唯一在上半年火电业务取得利润的实体。

值得注意的是，在发改委年中“3个100%”政策要求推动下，各火电企业均在提升长协煤覆盖比例，华能国际的长协签约率在2022年7-8月已提升至83.5%。长协煤比例提升有助于沿海电厂平抑进口煤价格波动带来的成本冲击，但能否从根本上改变其在产业链中的价格接受者地位，仍需观察煤价走势与政策执行的持续性。

常见问题

华能国际沿海电厂占比高，对业绩弹性有什么影响？

沿海电厂进口煤依赖度高，在煤价上行周期中成本压力更大，但反过来看，如果煤炭价格下行，华能国际的成本改善空间也相对更大，业绩弹性较为突出。这也是部分投资者将其视为煤价见顶逻辑下关注标的的原因之一。

为什么同样是火电企业，国电电力能盈利而华能国际亏损？

主要差异在煤炭采购结构。国电电力受益于兄弟公司神华的煤炭供应协同，自身还控股多个煤矿，长协煤覆盖比例在2022年上半年即达到100%，入炉价格（标煤）为968.22元/吨，显著低于华能国际同期的1245元/吨。长协覆盖率与煤源稳定性是火电企业成本控制能力的核心分水岭。

沿海火电企业能否通过渠道多元化改善议价地位？

可以通过提升长协煤签约率与履约率、拓展进口煤来源等方式降低单一渠道依赖，但受制于下游电价管控与电网统一调度，火电企业在产业链中的价格接受者角色短期难以根本改变。风光等新能源业务作为第二成长曲线，正在为火电企业贡献利润增量，但火电主业仍提供着实打实的现金流支撑。