火电投资从2020年低谷的550亿元，到2022年前7个月同比增长70.2%，这一轮反弹标志着行业正从供给过剩的出清周期，转向由碳中和与电气化驱动的结构性紧缺阶段。当前火电正处于周期拐点右侧——上一轮因4万亿刺激和审批权下放带来的产能过剩已基本消化，而新能源出力不稳定带来的顶峰负荷缺口，让火电的“兜底”价值被重新定价。
周期位置：从过剩出清到结构性紧缺
回顾2012-2020年，火电经历了一轮完整的下行周期。2012年火电电源工程投资为1020亿元，2015年一度反弹至1400亿元，随后逐年下滑，2020年触及550亿元的低点。同期全社会用电增量在2015年降至低点，火电利用小时数持续下滑，行业竞争格局恶化。叠加煤炭供给侧改革推高燃料成本，火电企业出现大面积亏损。
转折点出现在碳中和目标提出之后。电气化率提升使电力需求结构发生变化，而新能源“靠天吃饭”的特性，使得夏季用电高峰或枯水期时，顶峰负荷严重依赖火电调峰。2022年四川限电事件后，火电核准速度明显加快——从月度核准数据看，2022年8月单月新核准火电机组规模达到1180万千瓦，为近年高位。
供需节奏：需求看用电增量，供给看核准与投产
需求侧，核心观察指标是全社会的用电增量。随着电气化率提升，用电增量在2021年出现明显跳升，而新能源装机虽快速增长，但有效顶峰容量不足，火电的利用小时数反而获得支撑。
供给侧，重点跟踪两个环节：一是核准节奏，二是投产进度。2022年1-8月，主要发电集团新增核准装机已相当可观，其中广东省能源集团（粤电力A）核准7500MW，国家能源集团合计7170MW，华润电力3880MW，国投电力2910MW。这些核准项目将在未来1-2年内陆续投产，形成新的供给。
值得注意的是，本轮供给扩张并非简单重复上一轮的“大干快上”，而是在电力市场化改革和长协煤机制下的有序释放。2022年发改委推动电煤中长期合同“3个100%”政策，将市场煤向计划煤转化，火电企业的成本端确定性大幅提升，这与上一轮“市场煤、计划电”的困境有本质区别。
常见问题
火电投资反弹是否意味着行业重回高增长？
本轮反弹更多是结构性修复而非全面扩张。投资增长主要来自顶峰负荷缺口区域的补短板，以及灵活性改造需求，而非过去那种审批权下放带来的无序扩张。行业整体装机增量（含预测值）在2023-2024年预计维持在50GW左右，明显低于2015年54GW的历史高位，供给纪律优于上一轮。
如何判断火电供需的拐点信号？
需求端关注月度全社会用电量增速与水电出力情况——枯水期火电利用小时数往往上行；供给端关注新核准装机向新投产装机的转化节奏，以及灵活性改造对存量机组顶峰能力的提升。当核准高峰转化为投产高峰后，供需格局可能再度趋于宽松。
长协煤机制对火电盈利有何影响？
电煤中长期合同“3个100%”政策要求供应、签约、价格均按国家规定执行，这使得火电企业的燃料成本从随行就市转为相对可控。长协覆盖率越高，企业盈利的确定性越强；反之，进口煤占比高的企业因接近现货价，成本波动风险更大。这一机制也改变了煤炭与火电的估值逻辑，双方均从周期博弈转向长期锁定。