火电在能源系统中的主体作用仍无法被替代
尽管近几年可再生能源装机容量增速较快，但火电装机容量仍然占比较高，截至 2021 年火电占比仍超过一半。即使当前火力发电装机容量仅为 50%多，但是火电发电量占比仍在 70%左右的高位。我们认为这主要归功于火电在发电小时数和稳定性都较高，过去十年平均发电小时数上分别比水电、风电及光电高出了 24%、 126%及 260%，所以我们认为火电仍为能源系统主力军，处于不可替代的位置。
从 2022 年中四川限电能看出火电的重要性
四川缺电主要原因是，高温干旱催生了额外的电力需求，同时干旱又减少了水电的产量，导致一时间内电力的供需缺口放大。在 2014 年以后，水电的发电量在四川省中占比就已经超过 80%，所以在比较极端的气候情况下，温度和水流量的变化可以对四川省能源系统造成比较大的冲击。由此我们也能看出火电的稳定性在能源系统中的重要性。
若电价市场化落地，火电企业对煤价承受力或提高
若电价市场化落地，我们认为当前电力公司的平均上网电价或仍有较大的上涨空间。在经济复苏的预期下，工商业电力需求有较大提升的可能性，这有可能会进一步带动提高煤炭的需求，以及抬升煤价中枢。在这样的情况下，电力基准价在未来有上调的可能性，以提升热电企业对煤炭价格的承受力。
长协比例提高使煤炭市场出现一定结构性矛盾，市场煤需求弹性放大
2021 年因为煤价暴涨导致电力行业出现大幅度利润收缩，但是随着 2022年电煤长协政策的出台以及长协比例的提高，热电行业利润逐渐恢复到往年正常的水平。我们预计随着长协比例的持续提高以及燃煤电价改革的逐渐深化，电力热力行业的利润有望持续提高。热电行业亏损面没有随着市场煤价格的提升而扩大也说明了长协煤成本得到了有效控制。长协煤成本得到有效控制的情况下，电厂对现货采购部分的承受力也会提高，电煤现货采购部分或出现弹性放大的情况。
风险提示： 经济增长不及预期；房建恢复不及预期；煤炭供给增量超预期；电价市场化进度存在不确定性；测算具有主观性，仅供参考