火电投资从2020年低谷明显反弹，与此同时电煤中长期合同“3个100%”政策将市场煤转为计划煤，火电成本从随行就市变为长协锁价，产业链议价能力天平正悄然倾斜。核心结论是：火电企业通过长协锁定成本、拓宽经营空间，煤炭企业则以当期利润换取长期估值体系切换，产业链利润分配从“市场煤、计划电”转向“计划煤、计划电”的新格局。
火电投资反弹：从过剩到阶段性不足
火电行业经历了一轮完整的周期轮回。2008年金融危机后“4万亿”政策下煤电项目审批权下放，带来2011-2012年开始的报复性投资，随后供给端放开叠加全社会用电增量下滑，火电利用小时数持续走低，行业竞争格局恶化。十三五期间供给侧改革进一步推进，火电与上游煤炭同步收缩。
转折出现在碳中和背景下。电气化率提升使电力需求结构发生变化，新能源受制于自身波动性，火电的顶峰调节价值重新凸显。从数据看，火电电源工程投资2020年降至阶段低点后开始回升，2022年前7月同比增长70.2%；新核准火电机组规模也在2022年下半年明显放量，行业从“过剩”走向“阶段性顶峰负荷不足”，全行业迎来增量机会。
长协锁价：成本端的确定性重塑
对火电企业而言，比“量”更重要的是“价”。国家发改委推动的电煤中长期合同“3个100%”政策，即电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、价格100%按规定执行，实质上是将市场煤尽可能转化为计划煤，让火电企业在成本端获得更强的确定性。
不过，长协价格并非一成不变。长协标煤价格从2021年年中500多元/吨，上涨至2022年8月的730元/吨，说明在缺煤背景下长协同样面临上调压力。但相比现货煤价的大幅波动，长协锁价仍显著降低了火电企业的经营风险。长协覆盖率成为观察火电企业的重要指标——覆盖率越高，经营风险越低；反之，若电煤中使用进口煤比例较高，因进口煤接近现货价且远高于长协，则相对不利。
产业链利润再分配：火电拓宽空间，煤炭切换估值
长协机制对产业链两端的影响并不对称。对火电企业而言，成本从随行就市变为长协锁价，叠加审批提速带来的增量项目、以及绿电组件降价后第二成长曲线的补充，经营空间明显拓宽。
对煤炭企业而言，长协意味着以当期利润换取盈利的可持续性。现货煤暴利对应PB估值体系，而三年、五年的长协一旦签订，盈利模式转向可预期的现金流，估值逻辑切换至DCF模式，估值提升对股价的增益可能远高于EPS本身的增长。这是产业链利润在“价格”之外的另一种再分配——火电获得成本确定性，煤炭获得估值确定性。
常见问题
长协煤价会一直锁定不变吗？
不会。长协价格并非固定不变，而是跟随市场供需动态调整。以长协标煤为例，价格从2021年年中500多元/吨涨至2022年8月730元/吨，说明缺煤环境下长协同样面临上调压力，只是波动幅度远小于现货市场。
“3个100%”政策具体指什么？
指电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、合同价格100%按规定执行。这一政策的核心目标是把市场煤尽可能转化为计划煤，使火电企业在成本端获得更强的可预期性。
长协机制对煤炭企业是利空吗？
短期看煤炭企业让渡了部分现货利润，但长期看长协锁定了盈利的可持续性。现货暴利对应低估值，而长协签订后盈利模式转向可预期的现金流，估值体系从PB切换至DCF，估值提升带来的增益可能超过当期利润让渡。