如果将最近的电价改革文件理解为电价的完全市场化，那么未来电价将更多取决于各区域的电力供需形势。利用小时和电价是电力供需中的量价两要素，但由于前期市场化并未完全放开，竞价的出清价差存在很多非理性因素，用其反应电力供需不是很严谨，因此火电的利用小时大致可以反应各区域电力供需形势。
火电利用小时增加的地区主要是中部（山西）、西部（新疆）以及北部（内蒙）地区，这种现象很有可能还会持续下去。山西、新疆、内蒙地区火电利用小时上升有两个原因：（1）工商业电价低使得大批制造业企业在当地投资建设产线拉动二产用电量增速并由此带动全社会用电量增速。又因为工商业电价是发改委定的，不轻易变动，所以未来这些省份的用电量增速仍有很大可能超过全国。（2）西电东送尤其是特高压工程很成功，这些省份的可再生能源发电大部分都送到华北、华中、华东和华南各省份去消纳了。如果说未来国家的大政策依旧是发展可再生能源，那么预计这些地区还会有更多的特高压线路落地，也会更需要火电出力来平衡整个区域电网的性能。推荐内蒙地区的火电标的内蒙华电。
东南沿海省份的火电利用小时基本是持平或者往下走的，这种现象也很有可能持续下去。传统的观点认为东南沿海的工业大省很缺电，单看省内的电力缺口确实有逐年上升的趋势，但这几年沿海地区既接收了西南地区的水电，又核准 OR 建设了很多的海上风电和光伏项目。根据下文的测算广东省 19-21 年清洁能源的发电增量（包括外送）基本可以覆盖本省用电需求增量而且很可能还会对存量的火电形成进一步挤占。按照这样测算东南沿海省份的电力供需形式其实是很宽松的，未来完全放开市场化电价下行的风险相应的也会更大。
11 月 29 日国资委发布的《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏 5 个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省份纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点，要求力争到 2021 年末试点区域产能结构明显优化，煤电产能压降 1/4-1/3，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过 50%，资产负债率明显下降。《方案》还要求严格控制新增产能，属于国内电力产能预警红色和橙色等级的省区，自开展煤电资产重组起，原则上停止新建煤电投资项目。该文件意味着煤电供给端去产能开始加速，新增产能也将被极大限制。供给侧改革首先会带来存量机组利用小时的提升，相应的还会降低度电成本，提升企业的盈利能力；其次供给侧改革会带来的当地供需格局的改善，在未来电力市场化放开的背景下对电价产生积极影响。推荐火电行业龙头标的华能国际、华电国际。
