利用小时数走低，并不意味着火电企业只能被动收缩。火电的商业模式正从“靠电量赚钱”转向“电量、容量与调节服务并重”，产业链价值分配也从单纯比拼发电量，转向对顶峰保供与调峰能力的定价。 与煤炭端的长协锁价机制，把过去的“市场煤、计划电”推向“计划煤、计划电”，使火电成本端更可控；同时，具备调峰能力的火电企业更有希望获得绿电配额，绿电项目成为其第二成长曲线。理解火电，需要同时看量、价与第二曲线三条线索。

商业模式：从“拼电量”到“拼调节”

火电原有的盈利逻辑高度依赖发电量。历史上，审批权下放带来火电项目快速上马，供给端扩张，而全社会用电增量在部分阶段下滑，两者叠加导致火电利用小时数在“十二五”末期至“十三五”早期不断走低。利用小时数下滑意味着竞争格局恶化，赚取超额收益越发困难。

转折出现在碳中和推进之后。碳中和、碳达峰政策的本质是提高电气化率，减少工业端和供暖端的用煤，改用电能、天然气等。但新能源各有各的问题，最终仍需火电兜底——这里说的“不够用”，主要指顶峰负荷不够，例如夏季用电高峰或水电出力不足时。由此，火电的角色从单纯的“发电主力”转向“顶峰+调节”的支撑电源，其价值不再只由电量衡量。

价值分配：长协锁价重塑煤电关系

对巨额亏损的火电行业而言，量的逻辑之外，价更重要，而这个价主要体现在与煤企之间的长协上。国家发改委曾召开电煤中长期合同换签补签会议，提出电煤供应100%签合同、用煤100%签中长期合同、合同内电煤价格100%按国家规定政策执行。这一机制的目的，是把市场煤尽可能变为计划煤，让火电企业在成本端的压力变小。

长协覆盖率因此成为观察火电企业的重要指标：覆盖率越高，经营风险相对越低。进口煤则与长协煤相反，其价格接近现货价且远高于长协，电煤中进口煤占比越高，本质上越不利。对煤炭企业而言，长协也并非坏事——现货煤炭虽利润高，但估值体系相对保守；三年、五年的长协一签，盈利的可持续性增强，估值模式随之改变。长协价格本身也会调整，例如资料提到，长协标煤价格曾从每吨500多元变为每吨730元。

第二成长曲线：调峰能力换取绿电配额

火电企业的第三条逻辑，来自调峰能力与绿电项目的联动。拥有调峰能力的火电企业，是最有希望获得绿电配额的，而转向项目盈利性更高的绿电，可以让亏损的火电企业找到第二成长曲线。收益率较好的绿电项目，又能对火电企业在盈利端形成补充。

此外，光伏组件价格下跌会降低绿电成本，与长协锁定火电成本一起，构成成本端的两个方面。研究火电企业时，值得关注的正是这些方向：长协履约率、绿电项目进度，以及审批加快带来的行业增量机会。

常见问题

火电利用小时数下滑，是否等于火电没有价值了？

不等于。利用小时数下滑确实意味着电量竞争加剧，但火电的价值重心正在转向顶峰负荷和调节能力。碳中和越深入，电气化率越高，火电在顶峰保供上的作用反而更突出，其商业模式也从单一卖电转向电量、容量与调节服务并重。

长协锁价对火电和煤炭分别意味着什么？

对火电，长协把市场煤变为计划煤，使成本端更可控，长协覆盖率越高经营风险相对越低。对煤炭，长协是用当下的利润换取未来的空间，盈利可持续性增强，估值逻辑也随之改变。长协价格并非一成不变，会随市场情况调整。

火电企业为什么能借绿电获得第二成长曲线？

因为具备调峰能力的火电企业更有希望获得绿电配额，而绿电项目盈利性更高。通过用调峰能力换取绿电配额，火电企业可以在盈利端得到补充，从而形成火电之外的成长来源。