我国富煤少油缺气的资源禀赋决定了火电在电源结构中长期占据主导地位，但碳中和背景下，新能源高比例并网 ，火电出力被逐渐挤占，火电运营商能否保持合理收益率？火电将何去何从？本篇文章萝卜君尝试从以下三方面解答该问题。
如何提升火电灵活性改造的动力？
火电灵活性改造本质是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式从电能量服务向电能量服务+辅助服务+容量服务等转变。
通过复盘全球火电转型翘楚丹麦和德国的火电转型历程，形成市场化的电力体系是提升火电灵活性改造的核心驱动力。
以丹麦为例，丹麦电源结构早期以火电为主，2000年火电发电量达83%，其中煤电/气电占比分别达46%/24%。
煤电机组灵活性改造技术路线，而热电联产机组因普遍存在的“以热定电”现象导致其在供热旺季调峰困难，其灵活性改造关键在于对机组进行“热电解耦”改造，实现满足机组供热要求的同时减少其发电出力。
从火电来看，2009年是丹麦火电灵活性改造需求爆发的转折点。
一是2009-2015年新能源渗透率从18.5%快速攀升至50.9%，火电利用小时数进入快速下降通道（降幅达40%）；二是2009年起丹麦全面放开电力现货市场、引入负电价机制，边际出清价格机制下，倒逼火电厂加大灵活性改造力度，转变收益模式。
火电未来的定位？
从电源主体逐步转变为灵活性主体。煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键。
火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，其主要目标是使火电机组充分、及时响应电力系统的波动性变化，最终提 高电力系统整体灵活性。
新能源出力具有明显的随机波动性，且向上/向下调节能力有限。新能源大规模高比例并网背景下，对电力系统灵活性要求不断提升。
妖哥认为，随着新能源渗透率的提升，煤电机组将从电源主体逐渐转变为灵活性主体。而在新能源发展前期，煤电机组灵活性改造是提升电力系统灵活性的关键。
按运行模式，火电机组可分为纯凝机组与热电联产机组。其中，热电联产机组为确保持续提供热能，需要在一定负荷 下运行，即“以热定电” ，导致其灵活性大幅降低。
一方面，燃煤机组在我国电源结构中长期占据主导地位，2020年发电量占比达61%，灵活性资源体量庞大；
另一方面，火电调峰技术成熟，相较其他电源侧灵活性资源经济性优势明显。据相关数据显示，火电深度调峰度电成本仅约为0.05元/千瓦时，据中电联理事会办公厅，火电灵活性改造成本中枢约1000元/千瓦。
商业模式变革下，如何看待火电的收益率？
“十三五”火电改造目标未完成，核心原因是火电灵活性运行的收益机制不健全，如调峰辅助服务市场不健全，煤 电企业缺乏足够补偿激励。
短期：火电机组仍将作为电源主体，利用小时数或难进入下行通道。通过复盘丹麦和德国的火电转型历程。
我们发现当丹麦、德国风光发电量占比分别达到20%、15%左右时，火电利用小时数开始下行。
以能源转型前电源结构与我国更相似的德国为例，2014-2021年，德国新能源渗透率从15.8%提升至28.9%，煤机利用小时数从5256h下降至3664h。2021年 我国风光发电量占比11.7%，煤机利用小时数4586h，短期内火电作为重要的基荷能源，利用小时数或难进入下行通道。
中长期：向灵活性主体转变后，火电机组或仍可取得可观收益。参考德国，其灵活性煤电机组在现货市场中均能取得 10%以上的净利率，且机组在市场中运行的灵活性越高，收益率越高。
深度调峰模式下，当60万千瓦燃煤机组年利用小时数约4000h时，测算得机组在灵活性改造资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.028、0.043元/千瓦时，净利率分别为6.0%、9.0%。
年利用小时数4000h情境下，煤电机组度电净利中枢或可达0.028元/千瓦时以上。
当年利用小时数进一步下降至3000h时，机组在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.023、0.039元/千瓦时，净利率分别为4.4%、7.6%。
灵活运行且启停调峰情境下，60万千瓦燃煤机组在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.009、0.029元/千 瓦时，净利率分别为2.1%、6.8%。
关于投资，行业方面，我国仍处于新能源发展早期，短期内煤电利用小时数或难进入下行周期。收益率方面，我国新型电力系统建设加快，相关收益机制逐渐明确，火电灵活性运行或能取得可观收益