电煤长协价突破700元后，火电市场规模的扩张逻辑并未根本改变，但驱动因素已从单纯的“量价齐升”转向“电价受限下的结构调整”。长协锁价虽抬高了成本，但通过政策锁定电煤价格，火电企业在成本端变得可控；同时，电价市场化改革允许上网电价上浮，部分对冲了煤价上涨压力。 然而，电价上限的存在使得行业收入扩张更多依赖发电量的增长和绿电等第二曲线的补充，而非电价单边上涨。
长协锁价：成本可控但中枢上移
电煤长协机制的核心是锁定成本。官方资料显示，2022年7月，国家发改委推动“3个100%”政策，要求电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、价格100%按国家规定执行。这使火电企业的成本从“市场煤、计划电”变为“计划煤、计划电”，经营风险显著降低。
但长协价格本身并非一成不变。资料明确提到，去年（2021年）年中，长协标煤价格约为每吨500多元；到2022年8月，该价格已升至每吨730元。 这意味着即便有长协锁定，单位发电成本仍因煤价上涨而增加。不过，与完全依赖现货市场的进口煤相比，长协煤的价格优势依然明显，覆盖率越高的企业，成本端越稳定。
电价市场化：收入端受上限压制
在成本上升的同时，火电企业的收入端面临电价上限的约束。资料未给出具体上网电价涨幅数据，但指出火电行业在2022年面临“电价市场化”改革，上网电价可以上浮。然而，这种上浮并非无限制——电价上限的存在，使得火电企业无法完全将煤价上涨传导至终端，收入扩张幅度受限。
因此，火电市场规模的扩张逻辑从“量价齐升”转向了“量增价稳”。发电量的增长（受益于审批加速和顶峰负荷不足）成为收入增长的主要驱动力，而电价上浮仅能部分弥补成本压力。
增长驱动：量增 + 绿电第二曲线
火电行业新的成长性来自两个方向：
- 审批加速带来的增量：2022年四川限电后，国家加快了火电核准速度。资料显示，2022年8月单月核准规模达1180万千瓦，显著高于此前月份。这为火电设备企业和发电企业提供了明确的“量”的逻辑。
- 绿电项目的第二曲线：火电企业因具备调峰能力，可优先获得绿电项目配额。随着光伏组件价格下跌，绿电项目的收益率提升，能对火电企业的盈利进行补充，形成“火电+绿电”的双轮驱动。
常见问题
长协价上涨是否意味着火电企业必然亏损？
不一定。长协价虽从500多元涨至730元/吨，但“3个100%”政策锁定了大部分电煤成本，使企业避免现货煤价剧烈波动的风险。同时，上网电价上浮可部分对冲成本压力。企业盈利的关键在于长协覆盖率与电价上浮空间的匹配程度。
火电市场规模还能继续扩张吗？
能，但增速将放缓。量的增长来自审批加速（2022年核准量明显提升）和顶峰负荷不足带来的发电需求。价的增长则受电价上限压制，难以单边上涨。市场规模扩张更依赖发电量的实际增长，而非电价。
绿电项目对火电企业有多重要？
非常重要。火电企业因调峰能力可优先获取绿电配额，而光伏组件价格下跌使绿电项目收益率改善。绿电项目不仅是盈利补充，更是火电企业从传统周期股向“火电+绿电”估值体系切换的关键变量。