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北極星火力發電網訊:如果將最近的電價改革文件理解為電價的完全市場化，那麼未來電價將更多取決於各區域的電力供需形勢。利用小時和電價是電力供需中的量價兩要素，但由於前期市場化並未完全放開，競價的出清價差存在很多非理性因素，用其反應電力供需不是很嚴謹，因此火電的利用小時大致可以反應各區域電力供需形勢。
火電利用小時增加的地區主要是中部（山西）、西部（新疆）以及北部（內蒙）地區，這種現象很有可能還會持續下去。山西、新疆、內蒙地區火電利用小時上升有兩個原因：（1）工商業電價低使得大批製造業企業在當地投資建設產線拉動二產用電量增速並由此帶動全社會用電量增速。又因為工商業電價是發改委定的，不輕易變動，所以未來這些省份的用電量增速仍有很大可能超過全國。（2）西電東送尤其是特高壓工程很成功，這些省份的可再生能源發電大部分都送到華北、華中、華東和華南各省份去消納了。如果說未來國家的大政策依舊是發展可再生能源，那麼預計這些地區還會有更多的特高壓線路落地，也會更需要火電出力來平衡整個區域電網的性能。推薦內蒙地區的火電標的內蒙華電。
東南沿海省份的火電利用小時基本是持平或者往下走的，這種現象也很有可能持續下去。傳統的觀點認為東南沿海的工業大省很缺電，單看省內的電力缺口確實有逐年上升的趨勢，但這幾年沿海地區既接收了西南地區的水電，又核准OR建設了很多的海上風電和光伏項目。根據下文的測算廣東省19-21年清潔能源的發電增量（包括外送）基本可以覆蓋本省用電需求增量而且很可能還會對存量的火電形成進一步擠佔。按照這樣測算東南沿海省份的電力供需形式其實是很寬鬆的，未來完全放開市場化電價下行的風險相應的也會更大。
11月29日國資委發佈的《中央企業煤電資源區域整合試點方案》，將甘肅、陝西、新疆、青海、寧夏5個煤電產能過剩、煤電企業連續虧損的省份納入第一批中央企業煤電資源區域整合試點，要求力爭到2021年末試點區域產能結構明顯優化，煤電產能壓降1/4-1/3，平均設備利用小時明顯上升，整體減虧超過50%，資產負債率明顯下降。《方案》還要求嚴格控制新增產能，屬於國內電力產能預警紅色和橙色等級的省區，自開展煤電資產重組起，原則上停止新建煤電投資項目。該文件意味著煤電供給端去產能開始加速，新增產能也將被極大限制。供給側改革首先會帶來存量機組利用小時的提升，相應的還會降低度電成本，提升企業的盈利能力；其次供給側改革會帶來的當地供需格局的改善，在未來電力市場化放開的背景下對電價產生積極影響。推薦火電行業龍頭標的華能國際、華電國際。
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