火电投资从2020年550亿元的低谷回升，2022年前7个月投资额达405亿元、同比增长70.2%，这轮上行由电力供需缺口驱动，当前正处于投资周期重启的早中期阶段——需求端全社会用电增量在2021年出现明显跳升，而供给侧火电新增装机经历多年收缩后尚未完全跟上，顶峰负荷不足的矛盾推动核准与投资加速。

投资周期：从过剩到阶段性不足

火电投资的历史节奏清晰呈现周期特征。2012年投资额为1020亿元，2015年升至1400亿元的阶段高点，此后逐年回落，2017年降至740亿元，2020年触及550亿元的低谷。需求侧的同步变化解释了这一过程：全社会用电增量在2015年降至低点，而同期火电新增装机仍维持较高水平，利用小时数随之承压，行业竞争格局恶化。

转折发生在2020年末以来。电力短缺并非源于此前的供给侧改革，而是碳中和背景下电气化率提升带来的结构性变化——新能源受自身出力特性制约，顶峰负荷（夏季用电高峰或水电出力不足时）仍需火电兜底。碳中和越深入，火电的顶峰调节价值越凸显，行业从过剩走向阶段性不足。

供需节奏：核准加速与装机回补

供需缺口的直接体现是火电核准速度的明显加快。2022年四川限电后，国家加快了火电建设速度，整体核准节奏相比之前显著提升。从新核准规模看，2022年6月单月核准680万千瓦，8月进一步升至1180万千瓦，9月为750万千瓦，呈现明显的放量趋势。

装机增量同样指向供给回补。煤电装机增量在2021年降至28GW的低位后，后续年份预计回升至40GW、50GW的区间。需求侧看，2021年全社会用电增量达到8000亿千瓦时，为近年高点，与火电新增装机的低位形成错配，这正是本轮投资上行的核心驱动。

周期定位：早中期的三个观察维度

当前这轮火电投资上行处于早期向中段过渡的位置，判断依据有三：

  • 投资绝对额仍低：2022年前7个月405亿元的投资额，相比2015年1400亿元的阶段高点仍有较大差距，投资回补尚在进行中。
  • 核准先行、投产滞后：核准装机已明显放量，但从核准到建成投产存在建设周期，供给端的实际释放仍需时间，供需缺口短期难以快速收敛。
  • 成本端政策托底：电煤中长期合同“3个100%”政策推动计划煤、计划电格局形成，火电企业在成本端可控性增强，为投资回报提供了更稳定的预期。

常见问题

火电投资回升的持续性如何判断？

关键在于电力供需缺口何时收敛。当前顶峰负荷不足的矛盾尚未解决，新能源出力波动性决定了火电的兜底需求依然刚性。后续需跟踪核准装机向投产装机的转化节奏，以及全社会用电增速的变化。

火电企业的盈利改善来自哪里？

一方面是量的逻辑——审批加速带来新增装机机会；另一方面是价的逻辑——长协锁价使成本端可控，电煤中长期合同覆盖率越高，经营风险越低。此外，火电企业因调峰能力可优先获取绿电项目，收益率较好的绿电业务对盈利形成补充。

利用小时数处于什么状态？

利用小时数的变化是供需格局的直观反映。历史上新增装机高增而用电增量下滑的阶段，利用小时数持续承压；当前阶段用电增量回升而新增装机尚未完全跟上，利用小时数具备修复条件，但实际走势取决于后续装机投产节奏与用电增长的匹配程度。