火电行业的关键拐点，本质是一条从**“供给过剩”走向“顶峰负荷不足”**的完整周期：四万亿后煤电审批权从国家发改委下放至省级，直接催生了2011—2012年起的报复性投资，供给端放开也意味着周期向下；随后十三五供给侧改革叠加煤炭同步去产能推高煤价，火电利用小时数持续下滑、亏损加剧；直到碳中和推进抬升电气化率，火电转为兜底与顶峰角色，2022年四川限电后核准明显提速，行业重新找到成长性。
拐点一：审批权下放与报复性扩产
四万亿政策对火电项目松绑，典型动作是把煤电项目审批权从国家发改委下放到省级发改委。审批权下放直接导致项目快速上马，从2011—2012年开始，火电进入报复性投资阶段。供给端一旦放开，往往就是周期向下的开始。
从火电电源工程投资看，2015年投资额1400亿元、增长率25%，是这一轮扩张的高点；此后2016年至2020年投资连续回落，2017年740亿元、2018年780亿元、2019年620亿元、2020年550亿元。同期煤电新增装机规模也整体走低。
拐点二：供给侧改革与煤价上行的双重挤压
十二五新增装机并未下滑太多，但全社会用电增量开始回落，并在2015年降至低点（当年用电增量250亿千瓦时）。两个数据叠加，直接体现为火电利用小时数在十二五末期至十三五早期不断下滑——利用小时数下滑意味着竞争格局恶化，赚取超额收益越发困难。
火电自身的供给侧改革压低了装机，但上游煤炭同步进行供给侧改革，煤价随之上行，因此装机低迷并未带来盈利改善，反而加剧亏损。这一阶段，“市场煤、计划电”的错配是火电企业最主要的经营压力来源。
拐点三：碳中和兜底与核准提速
2020年末以来的电力短缺，主因并非供给侧改革，而是碳中和推进。碳中和、碳达峰的本质是提高电气化率，减排重点在工业端用煤（供暖用煤、化工用煤等），替代方向是电能与天然气。新能源各有各的问题，最终仍需火电兜底，因此碳中和越深入，火电反而越不够用——这里的不够用主要指顶峰负荷不足，即夏季用电高峰或水电出力不足时。
2022年四川限电后，国家加快火电建设速度，核准速度相比此前明显加快。2021年新核准火电机组规模多数月份在数百到数千千瓦级区间波动，2022年8月单月达到1180万千瓦，9月为750万千瓦。量的逻辑打开后，火电设备企业与发电企业均受益于审批提速。
成本端的配套变化是长协锁价。国家发改委提出电煤“3个100%”，即电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、合同电煤价格100%按国家规定政策执行，相当于把“市场煤、计划电”推向“计划煤、计划电”。长协覆盖率因此成为观察火电企业的重要指标：覆盖率越高，经营风险相对越低；进口煤接近现货价且远高于长协，占比越高越不利。长协价格本身也在变化，年中标煤长协价从500多元/吨变为8月的730元/吨。
常见问题
火电为什么会在碳中和背景下反而“不够用”？
碳中和的核心是提高电气化率、减少工业端用煤，但风电、光伏、水电各有出力限制，最终仍需火电兜底。这种“不够用”主要体现为顶峰负荷不足，即夏季高峰或水电出力不足时段的调节缺口。
火电供给侧改革为什么没有改善盈利？
火电去产能压低了新增装机，但上游煤炭同步进行供给侧改革，煤价上行推高了燃料成本。装机低迷叠加成本抬升，使火电在十三五期间亏损加剧，而非受益。
观察火电企业通常看哪几条逻辑？
一是审批提速带来的行业增量机会；二是价格端，长协锁定成本、组件降价降低绿电成本；三是火电的调峰能力有助于优先获取绿电项目，收益率较好的绿电项目可在盈利端形成补充。