随着新能源装机占比持续提升，电力系统对调峰资源的需求急剧增加。火电正从传统的基荷电源加速向调峰电源转型，这一角色转变将导致其发电利用小时数呈现结构性下降趋势，但在电力供需紧张时段，火电仍将发挥兜底保供的关键作用。
调峰缺口倒逼火电灵活性改造
西北区域弃风弃光数据显示，调峰能力不足是制约新能源消纳的首要原因。以2020年为例，陕西、宁夏、青海、新疆因调峰能力不足导致的弃风比例分别高达95.70%、94.20%、96.50%和92.30%，弃光比例也普遍在90%以上。这意味着火电机组需要频繁启停或长期低负荷运行，直接拉低了设备利用率。
相比电化学储能（磷酸铁锂电池单位发电成本约1.12元/千瓦时），煤电深度调峰的单位发电成本仅为0.04元/千瓦时，是当前最具性价比的调峰手段。为此，“十四五”期间全国煤电机组灵活性改造规划达到2亿千瓦，并要求存量机组应改尽改，增加系统调节能力3000—4000万千瓦。
利用小时数下降对火电企业的影响
火电利用小时数的下降意味着单位发电量的固定成本摊销增加。频繁启停和低负荷运行还会额外增加设备损耗与运维支出，对火电企业营收形成压力。不过，各地陆续出台的容量电价等补贴政策，以及电力市场化改革推进，正在为火电企业提供新的补偿机制。
从设备端看，纯凝机组改造成本约8600万元，热电联产机组改造约1.33亿元。主机设备（锅炉、汽轮机、发电机）市场空间大且稳定，而辅助设备（如全负荷脱硝系统等）则因十三五改造不及预期、十四五增量释放，业绩弹性更为突出。
常见问题
火电利用小时数下降是否意味着火电将被淘汰？
不会。在新能源出力不足或极端天气导致电力供需紧张时段，火电仍承担着重要的兜底保供任务。火电的定位从基荷电源转向调峰与应急备用电源，角色虽然改变，但作为电力系统安全稳定运行的“压舱石”地位依然不可替代。
火电灵活性改造的经济性如何？
煤电深度调峰的单位发电成本约0.04元/千瓦时，显著低于抽水蓄能（0.06元/千瓦时）、气电启停（0.48元/千瓦时）和磷酸铁锂电池储能（1.12元/千瓦时），是目前最具经济性的调峰资源。随着容量电价等补偿机制完善，火电企业参与调峰的积极性有望持续提升。
火电设备市场空间有多大？
据专家分析，未来三年我国将上马约200GW火电机组，对应设备市场空间约2500亿—3000亿元。其中，主机设备（锅炉、汽轮机、发电机）占设备总投资的40%左右，市场集中度高；辅助设备市场则因技术路线多样、业绩弹性较大，值得关注。