新能源作为时代的“宠儿”，口含“金汤匙”而生。在一系列高额补贴、全额上网的优惠政策激励下，新能源规模快速增长。在优先保障制度无法承载新能源日益壮大的规模电量时，发挥市场在资源配置中的决定性作用，用市场的手段消纳新能源就成为新能源发电的最好选择。然而电力系统作为一个时刻保持实时平衡的有机整体系统，任何局部的改革都会牵一发而动全身，此次新能源的入市改革势必会对火电产生非常深远的影响，有业内权威专家称，此次改革文件可以说是继1439号文之后，火电行业的第二次重大变革。
（来源：电联新媒 作者：闫鑫）
火电企业在电力体系中占据重要地位
长期以来，火电企业在我国电力体系中占据关键地位，既保障基础电量供应，又为电力系统提供调节能力。然而，在能源格局变化的当下，传统经营模式的火电企业正面临一系列变革。
火电长期是我国电量生产的主力军，又是能源保供的顶梁柱。但随着新能源快速发展，火电利用小时数下降，曾经煤电机组规划设计的基准线是5500小时，而2023年全国火电利用小时数为4466小时，到2024年部分新能源装机多的省份火电全年利用小时数已经接近3100小时。除了提供电量之外，火电还是集中供热的主要方式。热电联产相比热电分产能节约1/3左右燃煤消耗，供热量约占北方集中供热一半以上。
火电长期作为电力安全的压舱石，长期发挥兜底顶峰的作用。当前我国电力系统变化显著，供给侧可再生能源受自然条件影响出力波动大，需求侧负荷随季节、节假日差异明显。火电凭借稳定输出的特性，长期肩负维持系统平衡、保障电力稳定运行的重任，而在需要兜底或者顶峰的时段，电能量实际价值相对较高。然而部分现货地区出清电价上限设置偏低，非现货地区中长期交易价格仅在燃煤基准价上下浮动20%，无法体现分时电能量实际价值。
火电目前继续维持中长期高比例签约的经营方式。火电当前维持中长期高比例签约经营模式，年度交易提前成交全年80%电量，价格在燃煤基准价上下20%浮动。在此模式下，火电企业经营效益很大程度依赖燃煤价格。而近几年煤价波动明显，2022年曾突破三千元，给火电企业成本控制带来巨大压力。2024年国内煤价整体下移，主产地长协价稳定，市场煤跌幅收窄。以山西长治地区Q5500直达煤车板含税价为例，年初745元/吨，12月末降至640元/吨，全年均价708元/吨，同比下跌76元/吨，跌幅约9.6%。煤价波动致使火电企业成本把控和效益获取存在诸多不确定性。
火电等调节电源承担市场中的各类不平衡资金、辅助服务等费用。其中，不平衡资金多因优先发电和优先购电的曲线、价格不匹配产生，各地表述不同，像“预测偏差费用”“优发优购曲线匹配偏差费用”等都属于此类双轨制不平衡费用。此外，部分地区还设有特色费用分摊科目，比如某现货连续运行地区为控制市场风险，设置“风险防范费用”，其中新能源风险防范补偿费用由所有燃煤机组承担。
综上所述，火电在能源保供、电网调节等方面作用巨大，传统经营方式下，收益受煤价影响大，亟待在新的能源格局下探索更合理的发展路径。
新能源入市促进火电行业新升级
《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称《通知》）文件的发布，是新型电力系统建设征程中极为关键的一步，将使火电的行业定位与收益获取方式发生显著变化。
新能源的入市标志着火电电量生产主力军的地位开始动摇。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，火电长期扮演新能源的“助产士”和“保姆”角色。而新能源的正式入市意味着新能源正式“长大成人”，在市场上成为火电平等地位的发电主体，新能源的可持续发展价格结算机制意味着新能源正式向着电量生产主力军的方向迈进，所以未来火电的利用小时将进一步下降，火电行业将逐渐从以提供电量为主，向以提供容量保障和调节服务为主的兜底调节电源过渡。在供热方面，当新能源大发的时段，电价往往会变得非常低廉，这使得热电联产机组以热定电的电量部分将按照极低的市场价格进行结算，甚至难以收回变动成本，需要进一步完善市场化容量补偿机制，保证火电企业的成本回收。
新能源入市后火电兜底顶峰的价值得到回报。按照《通知》要求“完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门同有关部门制定并适时调整”。从国际上的经验来看，随着新能源大规模进入市场，市场的平均电价水平将进一步走低，而市场价差拉大推动火电企业不能再“抢电量”而是更加依赖高电价时段多发来回收成本。同时，《通知》要求“电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定”，也意味着位置好的新能源项目收益更高，现货市场价格发现的位置信号将更加重要。
新能源入市后火电分摊的各类不平衡费用规模缩小。随着新能源进入市场，优先发电主体的规模缩小，双轨制不平衡费用缩减，《通知》中新能源可持续发展价格结算机制的结算方式中明确指出“对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算”。这意味着用户在使用清洁绿色的能源的同时也要承担新能源出力受自然条件影响波动较大的市场风险。对于火电企业而言，借此减轻长期以来所承担的各类不平衡费用的负担，从而优化经营环境，提高经济效益。
新能源入市后，火电中长期市场量价出现变化。《通知》中指出“不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整”。这就意味着中长期市场交易中高比例签订出现了松动，用户有了更多的选择，既可以选择在中长期购电也可也选择参加现货市场，可以预见中长期价格将逐渐与现货市场价格耦合，趋近于变动成本价格。
综上所述，新能源入市对火电行业产生了全方位、深层次的影响。火电行业已经站在转型变革的十字路口，火电行业需要在新型电力系统中找准自身定位，积极适应市场变化。
火电健康转型与升级新方向
火电需要从系统定位、规划标准、生产方式、营销策略等方面积极开展转型，探索出一条与新能源协同发展的可持续道路，以更好地服务于电力系统的稳定运行和能源结构的优化升级。
一是转型兜底调节电源，优化机组功能。对于火电机组自身来说，亟需围绕兜底调节电源的定位进行相关改造。一是需具备快速启停的能力，有条件时实现日内启停。在新能源大发的时段火电能够给新能源让渡出力空间，而在系统需要兜底时，快速启动维持系统平衡。二是需要具备快速爬坡的能力。由于新能源出力不连续不稳定，煤电机组被迫进行反向不连续不稳定的调节，以实现正负相抵维持系统平衡的效果，机组无法维持平稳出力，对机组调节性能的要求更高。三是热电联产机组需要热电解耦，由于新能源入市之后大部分时段市场价格均很低，所以依靠绿电供热将更加环保和经济。
二是革新规划运行模式，适应市场需求。在规划层面，一是新建煤电机组要充分考虑现货市场价格的位置信号，尽可能在容易阻塞出清价格高的的节点上选址。二是低煤耗不应继续作为煤电主机选型的首要标准。火电未来将持续在负荷大幅度调整甚至是启停的过程中运行，盲目追求低煤耗是一条看起来低碳但实则与“双碳”目标相悖的弯路。增量机组规划应以调节能力作为首要指标，煤耗次之。在生产运行方面，未来需要更加精准地预测现货市场价格，同时根据市场价格合理安排生产运行模式。就配煤掺烧来说，需要更加精准地分段掺烧。在现货高价需要机组顶出力的时候或者启停的时候，保证机组烧到好煤，能够快速带负荷。而在其他时段可以考虑掺烧劣质煤，降低成本。
三是调整中长期营销策略，优化经营模式。通过年度交易一次性提前成交大部分的电量的交易方式不再可取。一是因为新能源入市后，中长期财务避险的金融属性更加明显。中长期合约签订的电量可能无法全部按照计划发出，火电企业应更加科学地预测电力系统的实际需求，合理安排煤炭采购计划，并将煤炭采购与季度调峰工作有机衔接起来。同时，要避免因不合理地承担过多的保供责任而导致企业亏损。此外，还应建立健全保供量化标准与评估机制，在对发电企业进行经营评价考核时，充分考虑保供因素的影响，扣除不合理的保供责任因素，优化发电企业的经营评价考核体系，以促进电力行业的健康、稳定发展。
同时，也需要完善电价结构体系，合理分摊费用。持续完善以容量电费、调节性电费、电能量电费组成的三部制煤电收益体系。首先是进一步完善煤电容量电价，通过容量电价实现煤电项目投资成本的回收，体现煤电的容量价值，解决低利用小时下煤电的温饱问题。其次完善煤电参与调节的补偿激励机制，积极推动现货市场建设，发现价格信号，体现煤电的灵活调节价值，有效激励煤电通过快速爬坡、频繁启停等方式发挥电力系统调节的功能，支撑清洁能源的健康发展。最后是明确分摊费用标准，火电需要精细化管理自身成本，明确自身各个分项的成本是否有效回收，合理分摊各类费用。
综上所述，新能源的入市给火电行业带来了从市场份额到运营模式、技术升级等多方面的深刻影响。火电行业必须积极主动地应对这些挑战，同时充分把握新能源带来的机遇，通过技术创新、业务拓展、管理优化等一系列措施，实现从传统火电向新型兜底调节电源的转型发展，以更好地适应能源市场的新变化和新需求，为构建新型电力系统奠定坚实基础。
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