火电审批权下放引发投资潮后，电价与煤价博弈中谁掌握议价权？

火电审批权下放点燃投资潮后，电价与煤价的博弈中，火电企业正通过长协锁价在成本端夺回议价权，而电价传导机制则决定了其能否将成本压力向终端疏导。这场博弈的实质，是“计划煤”与“市场电”之间的制度性再平衡。

审批权下放与历史投资周期

火电行业上一轮周期的起点，正是煤电项目审批权从国家发改委下放到省级发改委。审批权的下放直接推动了火电项目的快速上马，从2011-2012年开始，火电行业出现了报复性投资。但供给端的放开，往往意味着周期向下的开始。

从数据看，火电电源投资在2015年达到1400亿元的高点，同比增长25%；煤电装机增量也在2015年达到54GW的峰值。然而同期全社会用电增量却持续下滑，并在2015年跌至250亿千瓦时的低点。新增装机与用电需求的一升一降，导致火电利用小时数不断下滑，竞争格局恶化，行业整体陷入亏损困境。

对于火电企业而言，价格比数量更重要，而这个“价”主要体现在与煤企之间的长协上。国家发改委提出的电煤中长期合同“3个100%”政策——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——本质上是将市场煤转变为计划煤。

这一政策对火电企业的意义重大。长协锁价后，火电企业的经营空间显著拓宽，长协覆盖率成为衡量火电企业经营风险的核心指标——覆盖率越高，经营风险越低。反之，进口煤因接近现货价且远高于长协价，使用比例越高对火电企业越不利。

值得注意的是，长协价格也并非一成不变。在缺煤背景下，长协标煤价格从500多元每吨上涨至每吨730元，说明即使有长协机制托底，成本端压力依然存在，只是相对可控。

在“市场煤、计划电”的旧格局下，火电企业往往被动承受煤价上涨的压力。而“3个100%”政策推行后，行业逐步转向“计划煤、计划电”的新格局，火电企业在成本端获得了更强的确定性。

从产业链利润分配看，长协机制对煤炭企业同样是利好——现货煤价虽高但估值受限，而长协合同将盈利模式从短期暴利转为可持续的现金流，反而可能提升其估值水平。对于火电企业，成本锁定只是第一步，电价传导机制能否将成本压力向终端疏导，仍取决于电力市场化改革的推进节奏。

审批权从国家发改委下放到省级发改委，直接导致了火电项目的快速上马和报复性投资。供给端的集中放开叠加用电需求增速下滑，造成火电利用小时数持续走低、行业竞争格局恶化，是上一轮火电行业陷入亏损的重要背景。

“3个100%”政策将电煤供应、签约和定价全面纳入中长期合同框架，把市场煤转为计划煤，使火电企业在成本端获得确定性。长协覆盖率越高的企业，其经营风险越低，在煤价博弈中的议价能力也越强。

核心逻辑有三条：一是审批速度加快带来全行业增量机会；二是价格逻辑，包括长协锁定火电成本和组件降价降低绿电成本；三是火电的调峰作用使其能优先获取绿电项目，用收益率较高的绿电业务补充盈利。