火电行业近十余年的投资逻辑，经历了从“4万亿”刺激下的审批权下放与报复性扩产，到供给侧改革叠加煤价高企引发的深度亏损，再到碳中和目标下因顶峰负荷不足而重启核准的三轮关键拐点。这三次拐点分别重塑了行业的供给格局、盈利模式与成长预期，其演变轨迹集中体现在火电电源工程投资的历史数据上。

从大扩产到深度亏损：供给过剩的代价

火电行业的第一轮关键拐点始于应对国际金融危机的“4万亿”政策。当时，煤电项目的审批权从国家发改委下放至省级发改委，直接推动了火电项目的快速上马。数据显示，火电电源工程投资在2015年达到一个高峰，而全社会用电增量却在同一年降至低点。新增装机维持高位与用电需求放缓形成鲜明反差，直接导致火电利用小时数持续下滑，行业竞争格局恶化。

进入“十三五”期间，供给侧改革成为主导力量。值得注意的是，不仅火电行业在去产能，上游煤炭行业同样在推进供给侧改革，这反而加剧了火电企业的成本压力与经营亏损。火电投资额在2020年降至一个阶段性的低谷，行业陷入“量价齐跌”的困境。

碳中和下的角色反转：从过剩到顶峰负荷不足

碳中和政策的推进，构成了火电行业的第二轮关键拐点。其本质在于提高全社会电气化率，将工业端、供暖端等领域的用煤需求转换为电力需求。理想情况下，新增用电应由新能源供应，但风光水核各有局限，最终仍需火电兜底。因此，碳中和越深入，火电在顶峰负荷（如夏季用电高峰或枯水期）下的支撑作用反而愈发凸显，行业从供给过剩转向阶段性不足。

2022年四川出现限电后，国家明显加快了火电的建设核准速度。从月度核准数据看，2022年8月单月新核准火电机组规模显著跳升，火电全行业由此找到了新的成长动力，火电设备企业与发电企业均有望受益于审批加速带来的增量机会。

长协锁价：重塑成本与盈利逻辑

除了“量”的恢复，火电行业的第三重拐点在于“价”的机制重塑。针对煤价高企导致的行业巨额亏损，国家发改委推动电煤中长期合同实现“3个100%”，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。这一政策将过去的“市场煤、计划电”逐步推向“计划煤、计划电”，使火电企业在成本端获得更强的确定性。

对于火电企业而言，长协覆盖率成为衡量经营风险的关键指标：覆盖率越高，经营风险越低。这也意味着，火电行业的投资研究重心，正从单纯的装机增长转向对长协履约率、成本控制能力以及绿电项目布局等维度的综合评估。

常见问题

火电投资额的历史低点出现在什么时候？

火电电源工程投资在2020年降至约550亿元的阶段低谷，随后在2021年及2022年前7个月出现回升，2022年前7个月的投资额同比增长明显。

为什么供给侧改革反而加剧了火电亏损？

因为煤炭行业也在同步推进供给侧改革，去产能推高了煤价。火电企业不仅面临自身利用小时数下滑带来的收入压力，还承受了燃料成本上升的挤压，导致亏损加剧。

碳中和为什么会让火电“不够用”？

碳中和政策推动电气化率提升，全社会用电需求转向电力。而新能源发电存在波动性，在夏季用电高峰或枯水期出力不足时，必须依靠火电提供顶峰负荷支撑，这使得火电在新型电力系统中的兜底价值被重新认识。