火电电源工程投资从2012年的1020亿元起步，在2015年冲高至1400亿元后，又在2020年跌至550亿元，随后在电力短缺的背景下快速反弹至2021年的660亿元。这种剧烈的周期波动，本质上是政策松绑、需求变化与供给侧改革三重力量叠加的结果，反映了火电行业从供给过剩到阶段性顶峰负荷不足的逻辑反转。
前世：审批权下放与供给过剩
火电上一轮周期的起点，源于金融危机后“4万亿”政策对火电项目的松绑。典型的例子是煤电项目审批权从国家发改委下放到省级发改委，这直接导致了火电项目的快速上马，从2011-2012年开始，火电进入了报复性投资阶段。数据显示，火电电源工程投资在2015年达到1400亿元的高点。
然而，供给端的放开往往意味着周期向下的开始。在新增装机并未大幅下滑的同时，全社会用电增量却持续走低，2015年全社会用电增量仅为250亿千瓦时，处于明显的低点。两个数据结合来看，火电利用小时数在这一时期不断下滑，意味着竞争格局恶化，企业获取超额收益越发困难。
今生：碳中和下的逻辑反转
2020年末开始的电力短缺，并非源于供给侧改革，而是与碳中和政策密切相关。碳中和、碳达峰的本质是提高电气化率——将工业端的供暖用煤、化工用煤替换为电能。理想状况下这些电应由“风光水核”供应，但新能源各有短板，最终仍需要火电兜底。
因此，碳中和越深入，火电反而变得不够用了——这里主要指顶峰负荷不足，即夏季用电高峰或水电出力不足时，火电的调峰价值凸显。2022年四川限电后，国家明显加快了火电核准速度，给行业带来了新的增长动力。
长协锁价：成本端的稳定器
审批速度加快解决了“量”的逻辑，但对于巨额亏损的火电行业，“价”更为关键。国家发改委通过电煤中长期合同政策，推动电煤供应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，将“市场煤、计划电”转变为“计划煤、计划电”。
长协的介入让火电企业在成本端可控性大幅增强。长协覆盖率是观察火电企业的核心指标，覆盖率越高，企业经营风险越低。同时，火电企业因具备调峰能力，更有机会优先获得绿电项目，收益率较好的绿电项目可在盈利端形成补充。
常见问题
火电投资为何在2020年跌至550亿元低点？
这是多重因素叠加的结果：利用小时数下滑导致竞争格局恶化，叠加“十三五”期间供给侧改革压降煤电装机，同时上游煤炭行业也在推进去产能，火电企业面临量价双压的困境。
碳中和政策为何反而导致火电需求回升？
碳中和的核心是提高电气化率，将工业端的煤炭消费替换为电能。但新能源发电存在间歇性和不稳定性，在用电高峰或水电出力不足时，火电的顶峰调节能力变得不可或缺，导致火电从过剩转向阶段性不足。
火电行业当前的投资逻辑有哪些？
主要有三条：审批速度加快带来全行业增量机会；长协锁价稳定火电成本，光伏组件降价降低绿电成本；火电企业因调峰作用可优先获取绿电项目，形成盈利补充。投资者可重点关注企业的长协履约率和绿电项目进度。