沿海电厂因进口煤成本高企而亏损，内陆电厂靠长协煤盈利，这一分化格局的根源在于煤炭采购结构的不同，而火电产业链的上下游重构，正是围绕长协煤覆盖率提升、煤电议价关系重塑和区域煤炭物流格局调整展开的。在煤价高企阶段，长协煤覆盖率直接决定火电企业的成本端表现和盈亏状态——以华能国际为代表的沿海电厂因进口煤采购占比高而承压，以国电电力为代表的内陆电厂则凭借100%长协覆盖实现火电业务盈利。

煤炭采购结构：沿海与内陆的分水岭

火电企业的盈利差异，首先体现在煤炭来源的结构上。沿海电厂因地理位置靠近港口，历史上更倾向于采购价格相对灵活的进口煤；内陆电厂则依托产地和铁路运输优势，更依赖国内长协煤。这一差异在特定市场环境下被急剧放大：当进口煤成本高企时，沿海电厂的燃料成本显著上升，而长协煤价格相对稳定，使内陆电厂的成本优势凸显。

以华能国际为例，其沿海电厂占比较高，2022年上半年总采购量中21.2%为进口煤，进口煤用得多直接推高了成本，使其成为同期火电业务亏损最严重的公司。与之形成鲜明对比的是国电电力，作为同期六家主流火电上市公司中唯一实现火电业务盈利的企业，其核心优势就在于长协煤覆盖充分、采购煤价相对便宜。

长协煤覆盖率：成本控制的核心指标

衡量火电企业成本控制能力，有三个关键定量指标：入炉价格决定成本，入炉盈亏平衡价格决定盈利能力，长协签约率与履约率决定未来成本控制能力。其中，长协签约率与履约率相乘即为采购端长协煤的占比，这一比例越高，火电企业在成本端的压力越小。

2022年上半年各企业的数据差异明显：国电电力是唯一实现100%长协签约、100%长协履约的企业，华能国际长协签约率为59%，中国电力长协签约率55%、履约率80%。值得注意的是，在监管部门年中提出“三个100%”要求后，各火电企业均在极力提升长协单量——大唐发电在7月实现100%长协签约、8月实现100%履约，华润电力也在7月末将签约率提升至100%。这一趋势说明，长协煤正在成为火电企业平抑成本波动的核心工具。

产业链重构的方向与逻辑

火电产业链的重构，本质上是对煤炭采购环节风险分配机制的调整。从企业层面看，全国性火电企业普遍呈现内陆电厂效益优于沿海电厂的特征；从区域层面看，煤炭物流格局正在从“进口煤+海运”向“国产煤+铁路长协”倾斜。

这一重构还体现在火电企业的资产组合上：风电、光伏等清洁能源已成为火电企业的第二成长曲线，承担起利润贡献的大头；风光项目赚取利润但账期较长，火电则提供实实在在的现金流，两者搭配使企业的利润与现金流结构更为合理。此外，水电资产多位于集团层面，市场关注集团何时将其注入上市公司，这类注入通常通过发行股份购买资产的方式进行。

对投资者而言，评估火电企业需要抓住三个α指标——入炉价格、入炉盈亏平衡价格、长协签约率与履约率，再结合库存、煤价等宏观β因素综合判断。

常见问题

为什么沿海电厂更依赖进口煤？

沿海电厂因地理位置靠近港口，历史上形成了以进口煤为主的采购结构。以华能国际为例，其2022年上半年总采购量中21.2%为进口煤，这一结构在进口煤成本高企时直接导致燃料成本上升。

长协煤覆盖率如何影响火电企业盈利？

长协煤价格相对稳定，覆盖率越高，企业受市场煤价波动的影响越小。国电电力是2022年上半年唯一实现100%长协供煤的火电企业，同期也是六家主流公司中唯一实现火电业务盈利的，直接体现了长协覆盖率对成本端的决定性影响。

火电企业的第二增长曲线是什么？

风电和光伏等清洁能源业务是火电企业的重要增量方向。风光项目贡献利润但账期较长，火电业务提供稳定现金流，两者搭配使企业的利润与现金流结构更加合理。