入夏以来，极端的高温天气使得用电负荷大幅提升，电网压力骤增，部分地区被迫有序用电。然而连续两年的缺电现象，在新能源大行其道的背景下，让市场不得不重新评估火电在新型电力系统中的价值。
2022年，国内风光装机共规划约150GW左右，假设按照光伏1300小时/年，风电2200小时/年的利用小时数来测算，所带来的的发电量增量约2500亿度电，而我国2021年全年的耗电总量为83128亿度电，增量供给仅占3%。2022年1-7月份，全社会用电量达49264亿度电，同比增长达到4.6%，超过3%。政策层面显然意识到短期内电力供需矛盾的源头，今年来火电机组核准量明显提升，2021年全年火电核准的装机规模约7061MW，而今年1-8月核准的火电装机达到44769MW。考虑到电力保供压力严峻，火电未来仍然是电力供应系统中不可或缺的主力电源。
火电未来除了承担基荷能源的作用之外，伴随我国新能源装机快速增长，火电灵活性改造已成为提升新能源消纳能力和系统灵活性的重要方式。现有灵活性调节的方式包括抽水蓄能、电化学储能以及火电灵活性改造。其中，火电灵活性改造具有改造效果好、周期短、性价比高等优点，其主要目标是通过降低最小负荷以增加现有机组调峰能力。一方面，火电灵活性改造单位成本最低，深度调峰度电成本仅0.05元，从成本端看远低于电化学储能；另一方面，从建设周期角度，抽水蓄能建设周期长达6-10年；因此综合评估，火电灵活性改造必然成为未来调峰的首选方案。根据山东省近期发布的《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》意见稿，配置储能将成为风光项目并网的最优条件，其中煤电灵活性改造可以按照新增调峰能力的10%*8小时折算成储能容量并参与排序竞争并网，这进一步确认了火电灵活性改造的价值。
从市场运行机制来看，由于新能源发电边际成本极低，发电优先次序在火电之前，当新能源高比例发电时，火电由于发电小时数不足，企业将转向亏损。从商业模式上看，火电灵活性改造本质上是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。过去，收益机制的不完善阻碍了火电机组进行灵活性改造，随着新型电力市场体系的不断建设推进，以及新能源高比例并网，我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量服务+容量服务+辅助服务等，理论上火电机组在进行改造后将取得合理收益。考虑远期火电灵活性改造后机组利用小时数下降，根据测算，在年利用小时数3000h的情况下，深度调峰模式下煤电机组度电净利润将在2分左右。
在双碳方针指引下，与市场认知的火电未来价值毁灭不同，一方面，凭借其在调峰领域的显著优势，火电的重要性进一步凸显。另一方面，火电在我国新型电力系统中承担主体能源的地位短时间内不会改变。随着煤炭价格进一步管控，风光组件降价后新能源装机进一步加速，现有火电企业或将迎来一轮戴维斯双击。
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