国金证券火电报告指出，新能源入市政策的推出标志着我国约80%的发电用量已经进入市场，电力市场化改革继续向深水区迈进。0边际成本的新能源入市叠加边际定价的火电机组燃料成本持续下行，未来市场化电量电价继续下行的预期一致性较强。但随着电力市场机制逐步完善，系统成本将按照“谁受益、谁承担”的原则开始逐步向下游疏导，将利好电力系统中具备稀缺灵活性和可靠性的电源，火电的容量价值和调节价值有望获得合理回报。

2025年2月9日，国家发改委、能源局联合发布《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》，标志着新能源全面参与电力市场交易。截至2024年，新能源和火电占我国电力供应结构的约82%，二/三产用电需求占全社会用电量的约84%。新能源入市政策的推出标志着我国约80%的发电用量已经进入市场，电力市场化改革继续向深水区迈进。0边际成本的新能源入市叠加边际定价的火电机组燃料成本持续下行，市场化电量电价继续下行的预期一致性较强。但由于电力无法大量储存，高比例间歇性、不可预测的新能源接入电力系统将大幅提高系统成本。

“双轨制不平衡资金”是优先发电量和优先购用户用电量规模和财务不匹配所产生的市场运行费用。规模上的不匹配是指电网保障性收购的水电、核电、新能源等优先发电量，与仍然执行政府目录电价的居民、农业及公福机构等优先购用户的用电需求不匹配；财务上的不匹配则是指优先发电是高成本电源，而优先用电是低价格用户的情况。由于优先购用户不参与电力市场，无法分摊市场化交易产生的“不平衡资金”，这部分资金暂时在市场化机组和市场化用户之间分摊。《通知》明确，对纳入机制的电量，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向下游疏导，市场化机组需要分摊的不平衡资金池有望缩小。随着电力市场机制逐步完善，系统成本将按照“谁受益、谁承担”的原则开始逐步向下游疏导。

随着新型电力系统建设推进，火电定位正从主体电源向灵活性调节电源转型。一方面，新能源装机持续高增（预计2025年新增装机仍超300GW），其出力的间歇性和不确定性对电力系统安全稳定运行带来挑战；另一方面，火电机组通过深度调峰、启停调峰、一次调频等方式为系统提供灵活性服务，其容量价值和调节价值日益凸显。电力现货市场建设中，火电的容量补偿机制和辅助服务市场机制逐步完善，火电企业有望通过容量市场和辅助服务市场获得合理回报。随着系统成本向下游疏导，具备稀缺灵活性和可靠性的电源将受益。

预计2025、2026年火电利用小时数将持续下降（分别下降约2.4%和4.3%），电力供需格局边际转松。但火电作为电力系统中唯一同时具备“量大、稳定、可调节”特性的电源，在新能源高占比场景下的价值不应被低估。从电源投资角度看，火电利用小时数下降反映了电力装机增长快于用电需求增长的趋势，但也意味着火电企业收入结构正在从“电量收入为主”向“电量+容量+辅助服务”多元收入转变。具备区位优势和成本优势的火电资产，以及在辅助服务市场具备先发优势的企业，有望在新一轮电力市场化改革中持续受益。