国电电力凭借100%长协煤全覆盖，成为上半年唯一实现火电业务盈利的上市公司，其火电经营利润为2.56亿元。 五大发电集团旗下火电上市公司的竞争格局，正围绕燃料成本控制能力、装机规模与清洁能源转型三条主线展开分化：沿海电厂因依赖进口煤而盈利承压，内陆电厂凭借长协煤与自有煤矿优势表现更稳，而风光资产正成为各家公司利润的重要补充。
装机规模与成本差异决定基本盘
从五大发电集团旗下主要火电上市公司的控股装机来看，华能国际火电装机92358MW居首，国电电力76460MW次之，大唐发电47954MW、华电国际42360MW紧随其后。装机规模决定了各公司在电力市场中的基本盘，但真正拉开盈利差距的，是燃料成本的控制能力。
燃料成本是火电企业盈利的核心变量。 2022年上半年，国电电力入炉标煤价格为968.22元/吨，显著低于华能国际二季度的1245元/吨和华润电力的1135.2元/吨。这一成本优势主要源于两方面：一是国电电力背靠集团兄弟公司的煤炭资源协同，二是自身控股多个煤矿，长协煤覆盖率高。相比之下，华能国际沿海电厂占比高，2022年上半年总采购量的21.2%为进口煤，进口煤价格高企直接推升了成本。
长协煤覆盖率与盈利分化
长协煤的签约率和履约率，直接决定了火电企业成本端的稳定性。国电电力是唯一在上半年就实现100%长协签约、100%长协履约的企业，这也是其火电业务能够实现盈利的根本原因。其他公司则在逐步追赶：大唐发电在7月实现100%长协签约、8月实现100%履约，华润电力在7月30日实现100%签约，华能国际7月8日长协签约率提升至83.5%。
从经营利润看，2022年上半年，国电电力煤电经营利润2.56亿元，是六家主流火电上市公司中唯一为正的；华能国际煤电亏损89.7亿元，大唐发电亏损23.15亿元，华润电力亏损20.27亿元，中国电力亏损10.95亿元，华电国际煤电亏损6.75亿元。沿海电厂与内陆电厂的盈利分化显著——大唐上半年的火电亏损主要来自福建、浙江、江苏三个沿海省份，而内陆电厂凭借长协煤和较低的市场煤依赖，成本端更为可控。
竞争格局演变：从单一火电到多元利润结构
火电上市公司的竞争维度正在从单纯的煤电运营，扩展为“火电+新能源”的组合竞争。风光资产已成为各家公司利润的重要贡献板块：2022年上半年，华能国际风电经营利润34.25亿元，大唐发电风电经营利润13.56亿元，国电电力风电经营利润11.53亿元。风光业务承担起利润大头的角色，而火电提供稳定的现金流，两者形成互补。
此外，水电资产的集团注入也是竞争格局演变的一个看点。各集团内部往往持有优质水电资产，何时以发行股份购买资产等方式注入上市公司，将影响各家公司的资产质量与估值逻辑。区域性的火电公司也有其独特优势——例如内蒙华电地处低煤价、高来风的地区，且拥有自有煤矿，成本端比全国性火电企业更为稳定。
常见问题
国电电力为何能成为上半年唯一盈利的火电上市公司？
国电电力在上半年实现了100%长协煤签约和100%履约，入炉标煤价格为968.22元/吨，是可比公司中最低的。其成本优势来自集团煤炭资源协同和自有煤矿支撑，使得火电经营利润达到2.56亿元，为六家主流火电上市公司中唯一为正。
华能国际火电亏损较大，是否意味着其竞争力弱？
华能国际火电装机规模居首，但沿海电厂占比高，2022年上半年进口煤占总采购量的21.2%，进口煤价格高企导致燃料成本上升。不过若后续煤价回落，其业绩弹性也可能相对更大，成本压力有望得到缓解。
长协煤覆盖率对火电企业的影响有多大？
长协煤覆盖率（签约率×履约率）决定了火电企业采购端煤价的稳定性。覆盖率越高，企业受市场煤价波动的影响越小。国电电力率先实现100%覆盖，大唐发电随后在7月、8月分别实现100%签约和履约，这些进度差异直接反映在各家公司的火电盈利表现上。