在“双碳”目标下，新能源仍是未来发展大势，但未来新能源对火电的挤兑压力具体有多大？本文将从定量的角度出发，通过计算需求侧用电量增长和供给侧其他能源发电量变化，反推火电未来可出力空间。从测算结果来看：
总电量需求侧
，基于GDP和用电量间之间的相关性，通过预测GDP测算未来用电量，中性预期下，我国2030年用电量约为12.25万亿千瓦时，较2023年的9.22万亿千瓦时有3万亿千瓦的增量，需求端仍有较大的增长空间。受风光发电设备爆发式增长影响，在中性预期下，
火电发电量空间将维持在6万亿千瓦时左右（2023年为6.27万亿千瓦时）。
但全国火电装机容量持续增长，将进一步压降火电机组利用率，中性预测下，
预计2026年之后火电利用小时数或将降至4,000小时以下（2023年为4,466小时）。
火电成本刚性，发电量降低将会加大度电分摊的固定成本，同时低负荷运行会增加煤耗，变动成本也随之增加，将对火电企业盈利能力造成较大压力。为保障火电企业盈利安全性，国家发改委和能源局推出了“两部制”电价政策，将原有的电价收入拆分为了电量电费和容量电费。从测算结果来看，48家主体2026年预计的容量电费收入合计约占其2023年营业收入的5%，对收入提升作用不大；但作为无额外成本损耗的补贴收入，从利润占比情况来看，
约占各主体2023年合计毛利润的34%，占合计利润总额的65%，可对火电主体形成较大的收益托底。
但另一方面，
电量电费受新能源挤兑量价齐跌
。
综合测算后，至2030年，中性视角下，
容量电费补贴可完全覆盖新能源挤兑压力造成的利润下滑（除少数主体个别年份外），具有较强的托底作用。
而谨慎视角下（风光装机超额20%建设），多数主体在享受容量电价补贴后对机组利用效率下降仍有较好的防御性，但部分主体（4家大唐系子公司和山西电）对于新能源发电增长的抵御能力较弱，因此仍需多关注弱资质主体受行业波动影响后的业绩表现以及信用资质变化情况。
1. 电力能源转型、新能源发力挤兑，火电出力空间还有多少？
2. 容量电价托底作用有多少？
3. 市场化交易利好还是空？
4. 电量电费走低和容量电费托底博弈下，火电主体盈利能力进退表现
