新能源作為時代的“寵兒”，口含“金湯匙”而生。在一系列高額補貼、全額上網的優惠政策激勵下，新能源規模快速增長。在優先保障制度無法承載新能源日益壯大的規模電量時，發揮市場在資源配置中的決定性作用，用市場的手段消納新能源就成為新能源發電的最好選擇。然而電力系統作為一個時刻保持實時平衡的有機整體系統，任何局部的改革都會牽一發而動全身，此次新能源的入市改革勢必會對火電產生非常深遠的影響，有業內權威專家稱，此次改革文件可以說是繼1439號文之后，火電行業的第二次重大變革。

  （來源：電聯新媒  作者：閆鑫）

  火電企業在電力體系中占據重要地位

  長期以來，火電企業在我國電力體系中占據關鍵地位，既保障基礎電量供應，又為電力系統提供調節能力。然而，在能源格局變化的當下，傳統經營模式的火電企業正面臨一系列變革。

  火電長期是我國電量生產的主力軍，又是能源保供的頂梁柱。但隨著新能源快速發展，火電利用小時數下降，曾經煤電機組規劃設計的基準線是5500小時，而2023年全國火電利用小時數為4466小時，到2024年部分新能源裝機多的省份火電全年利用小時數已經接近3100小時。除了提供電量之外，火電還是集中供熱的主要方式。熱電聯產相比熱電分產能節約1/3左右燃煤消耗，供熱量約占北方集中供熱一半以上。

  火電長期作為電力安全的壓艙石，長期發揮兜底頂峰的作用。當前我國電力系統變化顯著，供給側可再生能源受自然條件影響出力波動大，需求側負荷隨季節、節假日差異明顯。火電憑借穩定輸出的特性，長期肩負維持系統平衡、保障電力穩定運行的重任，而在需要兜底或者頂峰的時段，電能量實際價值相對較高。然而部分現貨地區出清電價上限設置偏低，非現貨地區中長期交易價格僅在燃煤基準價上下浮動20%，無法體現分時電能量實際價值。

  火電目前繼續維持中長期高比例簽約的經營方式。火電當前維持中長期高比例簽約經營模式，年度交易提前成交全年80%電量，價格在燃煤基準價上下20%浮動。在此模式下，火電企業經營效益很大程度依賴燃煤價格。而近幾年煤價波動明顯，2022年曾突破三千元，給火電企業成本控制帶來巨大壓力。2024年國內煤價整體下移，主產地長協價穩定，市場煤跌幅收窄。以山西長治地區Q5500直達煤車板含稅價為例，年初745元/噸，12月末降至640元/噸，全年均價708元/噸，同比下跌76元/噸，跌幅約9.6%。煤價波動致使火電企業成本把控和效益獲取存在諸多不確定性。

  火電等調節電源承擔市場中的各類不平衡資金、輔助服務等費用。其中，不平衡資金多因優先發電和優先購電的曲線、價格不匹配產生，各地表述不同，像“預測偏差費用”“優發優購曲線匹配偏差費用”等都屬于此類雙軌制不平衡費用。此外，部分地區還設有特色費用分攤科目，比如某現貨連續運行地區為控制市場風險，設置“風險防范費用”，其中新能源風險防范補償費用由所有燃煤機組承擔。

  綜上所述，火電在能源保供、電網調節等方面作用巨大，傳統經營方式下，收益受煤價影響大，亟待在新的能源格局下探索更合理的發展路徑。

  新能源入市促進火電行業新升級

  《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱《通知》）文件的發布，是新型電力系統建設征程中極為關鍵的一步，將使火電的行業定位與收益獲取方式發生顯著變化。

  新能源的入市標志著火電電量生產主力軍的地位開始動搖。在構建以新能源為主體的新型電力系統的進程中，火電長期扮演新能源的“助產士”和“保姆”角色。而新能源的正式入市意味著新能源正式“長大成人”，在市場上成為火電平等地位的發電主體，新能源的可持續發展價格結算機制意味著新能源正式向著電量生產主力軍的方向邁進，所以未來火電的利用小時將進一步下降，火電行業將逐漸從以提供電量為主，向以提供容量保障和調節服務為主的兜底調節電源過渡。在供熱方面，當新能源大發的時段，電價往往會變得非常低廉，這使得熱電聯產機組以熱定電的電量部分將按照極低的市場價格進行結算，甚至難以收回變動成本，需要進一步完善市場化容量補償機制，保證火電企業的成本回收。

  新能源入市后火電兜底頂峰的價值得到回報。按照《通知》要求“完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門同有關部門制定并適時調整”。從國際上的經驗來看，隨著新能源大規模進入市場，市場的平均電價水平將進一步走低，而市場價差拉大推動火電企業不能再“搶電量”而是更加依賴高電價時段多發來回收成本。同時，《通知》要求“電力現貨市場連續運行地區，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定”，也意味著位置好的新能源項目收益更高，現貨市場價格發現的位置信號將更加重要。

  新能源入市后火電分攤的各類不平衡費用規模縮小。隨著新能源進入市場，優先發電主體的規模縮小，雙軌制不平衡費用縮減，《通知》中新能源可持續發展價格結算機制的結算方式中明確指出“對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算”。這意味著用戶在使用清潔綠色的能源的同時也要承擔新能源出力受自然條件影響波動較大的市場風險。對于火電企業而言，借此減輕長期以來所承擔的各類不平衡費用的負擔，從而優化經營環境，提高經濟效益。

  新能源入市后，火電中長期市場量價出現變化。《通知》中指出“不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整”。這就意味著中長期市場交易中高比例簽訂出現了松動，用戶有了更多的選擇，既可以選擇在中長期購電也可也選擇參加現貨市場，可以預見中長期價格將逐漸與現貨市場價格耦合，趨近于變動成本價格。

  綜上所述，新能源入市對火電行業產生了全方位、深層次的影響。火電行業已經站在轉型變革的十字路口，火電行業需要在新型電力系統中找準自身定位，積極適應市場變化。

  火電健康轉型與升級新方向

  火電需要從系統定位、規劃標準、生產方式、營銷策略等方面積極開展轉型，探索出一條與新能源協同發展的可持續道路，以更好地服務于電力系統的穩定運行和能源結構的優化升級。

  一是轉型兜底調節電源，優化機組功能。對于火電機組自身來說，亟需圍繞兜底調節電源的定位進行相關改造。一是需具備快速啟停的能力，有條件時實現日內啟停。在新能源大發的時段火電能夠給新能源讓渡出力空間，而在系統需要兜底時，快速啟動維持系統平衡。二是需要具備快速爬坡的能力。由于新能源出力不連續不穩定，煤電機組被迫進行反向不連續不穩定的調節，以實現正負相抵維持系統平衡的效果，機組無法維持平穩出力，對機組調節性能的要求更高。三是熱電聯產機組需要熱電解耦，由于新能源入市之后大部分時段市場價格均很低，所以依靠綠電供熱將更加環保和經濟。

  二是革新規劃運行模式，適應市場需求。在規劃層面，一是新建煤電機組要充分考慮現貨市場價格的位置信號，盡可能在容易阻塞出清價格高的的節點上選址。二是低煤耗不應繼續作為煤電主機選型的首要標準。火電未來將持續在負荷大幅度調整甚至是啟停的過程中運行，盲目追求低煤耗是一條看起來低碳但實則與“雙碳”目標相悖的彎路。增量機組規劃應以調節能力作為首要指標，煤耗次之。在生產運行方面，未來需要更加精準地預測現貨市場價格，同時根據市場價格合理安排生產運行模式。就配煤摻燒來說，需要更加精準地分段摻燒。在現貨高價需要機組頂出力的時候或者啟停的時候，保證機組燒到好煤，能夠快速帶負荷。而在其他時段可以考慮摻燒劣質煤，降低成本。

  三是調整中長期營銷策略，優化經營模式。通過年度交易一次性提前成交大部分的電量的交易方式不再可取。一是因為新能源入市后，中長期財務避險的金融屬性更加明顯。中長期合約簽訂的電量可能無法全部按照計劃發出，火電企業應更加科學地預測電力系統的實際需求，合理安排煤炭采購計劃，并將煤炭采購與季度調峰工作有機銜接起來。同時，要避免因不合理地承擔過多的保供責任而導致企業虧損。此外，還應建立健全保供量化標準與評估機制，在對發電企業進行經營評價考核時，充分考慮保供因素的影響，扣除不合理的保供責任因素，優化發電企業的經營評價考核體系，以促進電力行業的健康、穩定發展。

  同時，也需要完善電價結構體系，合理分攤費用。持續完善以容量電費、調節性電費、電能量電費組成的三部制煤電收益體系。首先是進一步完善煤電容量電價，通過容量電價實現煤電項目投資成本的回收，體現煤電的容量價值，解決低利用小時下煤電的溫飽問題。其次完善煤電參與調節的補償激勵機制，積極推動現貨市場建設，發現價格信號，體現煤電的靈活調節價值，有效激勵煤電通過快速爬坡、頻繁啟停等方式發揮電力系統調節的功能，支撐清潔能源的健康發展。最后是明確分攤費用標準，火電需要精細化管理自身成本，明確自身各個分項的成本是否有效回收，合理分攤各類費用。

  綜上所述，新能源的入市給火電行業帶來了從市場份額到運營模式、技術升級等多方面的深刻影響。火電行業必須積極主動地應對這些挑戰，同時充分把握新能源帶來的機遇，通過技術創新、業務拓展、管理優化等一系列措施，實現從傳統火電向新型兜底調節電源的轉型發展，以更好地適應能源市場的新變化和新需求，為構建新型電力系統奠定堅實基礎。