我国电源结构以火力发电为主，其中燃煤发电在火力发电中占据主导地位。2016年，我国火电发电量在总发电量中的占比达71.60%;燃煤发电量在火电发电量中的占比达91.07%，燃气发电、燃油发电量占比小。
火电行业发展情况
1.火电装机容量持续增长，电力投资增速放缓
从装机容量看，近年来我国电力总装机容量持续增长，未来我国电力总装机容量将继续保持增长，但增长的带动因素将由之前的火电装机规模的增长转换为非化石能源装机容量的增长。
在火电装机建设方面，近年来火电装机容量持续增长，随着之前年度火电投资项目的陆续投产，短期内火电装机容量将继续保持增长，但受国家煤电停、缓建政策影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外，近年来受环保、电源结构改革等政策影响，国内非化石能源装机快速增长，火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势，且该趋势未来将长期保持，但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。
根据中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)相关统计数据显示，近年来，中国电力总装机容量持续增加。截至2016年底，全国6,000千瓦及以上电厂总装机容量为164,575万千瓦，较年初增长8.2%;其中，火电装机容量为105,388万千瓦，较年初增长5.3%;火电装机容量占电力总装机容量较年初继续下降1.73个百分点至64.04%。截至2017年10月底，全国6,000千瓦及以上电厂装机容量为167,062万千瓦，较年初增长1.5%;其中，火电装机容量为108,336万千瓦，较年初增长2.8%;火电装机容量占电力总装机容量的比重为64.85%。
2016年，国家发改委和国家能源局联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》，提出严控各地煤电新增规模;国家能源局发布了《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》(国能电力〔2016〕244号)，取消了大唐集团、华电集团等七个投资主体共计15个项目、1,240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。受经济增速放缓、电力供需变化等影响，我国煤电利用小时数持续下降，同时规划和在建煤电项目规模较大，违规建设问题仍然存在，为化解煤电产能过剩风险，2017年7月26日，国家发改委、工信部等16部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》(发改能源〔2017〕1404号)(以下简称“《煤电供给侧改革意见》”)，提出在“十三五期间”，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。预计未来火电投资增速、火电装机容量都将进一步得到控制。
2.全国总发电量持续增加，火电发电量占比下降
受社会发展带动，国内电力设备总发电量持续增加。火电发电量方面，近年来火电发电量增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大;2017年以来，受国家淘汰落后煤电装机影响，规模以上火电机组发电量增速有所提高，但随着非化石能源电力的不断发展，火电发电量占比呈下降趋势，预计未来占比将进一步降低。
近年来，我国总发电量持续增加。2016年，我国总发电量为59,897亿千瓦时，较上年增长5.2%;其中火电发电量达到42,886亿千瓦时，较上年增长2.4%，增速较总装机容量增速低2.9个百分点;火电发电量占总发电量的比重达71.60%，占比较上年下降1.93个百分点。
2017年1~10月，全国规模以上电厂发电量51,944亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量37,993亿千瓦时，同比增长5.4%，增速较上年同期提高3.6个百分点。分省份看，全国仅4个省份出现负增长，分别为北京(-10.9%)、海南(-4.9%)、山东(-1.7%)和云南(-1.5%)，其他省份火电发电量均实现增长，其中，宁夏增速达25.1%，此外增速超过10%的省份包括福建(18.6%)、广东(13.7%)、广西(12.0%)、江西(11.9%)、青海(11.3%)和山西(10.0%)。
从电源结构看，近年来，在国家推动化石能源清洁利用、提高能源领域绿色低碳发展质量和水平的背景下，我国非化石能源发电规模逐渐扩大。2016年，中国非化石能源发电装机占比、非化石能源发电量占比分别从2010年的27%和19%提高至36%和28%，水电、核电、风电及并网太阳能发电装机容量均大幅提升。受此影响，火电发电量占比呈逐年下降趋势。2016年，火电发电量占比为71.60%，较上年下降1.93个百分点。同时，据《国民经济和社会发展第十三个五年发展规划纲要》内容，提出到2020年，中国非化石能源占一次能源消费总量比重将增至15%左右(2016年约13.3%)，未来我国火电发电量占比将进一步下降
“十三五”期间国家将严格控制煤电新增规模，预计未来受煤电新增规模大幅减少的影响，火电装机新增规模将会大幅减少。
“十三五”前两年将暂缓核准新建煤电项目，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。未来5年，中国煤电投产装机控制在10.5亿千瓦左右。。即便到2019年，能够新建火电的省份也仅仅4个，未来五年火电新增装机必然有限。
3.设备利用率持续下滑
从设备利用率看，受火电装机规模扩大，其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷等多方面因素影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续下滑;
截至2016年底，火电装机容量为105,388万千瓦，较上年增长5.3%，火电发电量达到42,886亿千瓦时，较上年增长2.4%，火电发电量增速小于火电装机容量增速。受此影响，2016年，全国发电设备平均利用小时为3,785小时，同比减少203小时，为1964年以来的最低水平;其中，火电设备平均利用小时4,165小时，同比减少199小时。2017年1~10月，全国发电设备累计平均利用小时3,109小时，比上年同期减少13小时;其中，全国火电设备平均利用小时为3,431小时，比上年同期增加26小时。受区域内经济结构、用电需求、电力外送通道畅通性、其他电源发电挤压等因素影响，我国各区域火电设备平均利用率差异较大。其中，华北、华东地区火电设备平均利用小时数较高;西北、东北、华中地区火电设备利用小时数一般;华南、西南地区火电利用小时数较低。
4.“上大压小”，机组超低排放和节能改造有序推进
我国火力发电技术不断发展，火电机组朝着大型化、清洁化方向发展;截至2016年底，我国已投运火电脱硫和脱硝装机容量已占全国煤电机组总装机容量的93.6%和86.7%;截至2017年7月底，我国已投产1,000mw超超临界机组达到100台;随着国家从严淘汰落后产能，“上大压小”政策的持续推动，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。
大型化方面，我国火电机组呈现热电联产机组比重提高、以热电联产机组替代小机组、小机组整合以大机组替代的特点。60万千瓦、100万千瓦超(超)临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。超超临界机组方面，截至2017年7月底，我国已投产100万千瓦超超临界机组达到100台。关停小规模发电机组，用大规模发电机组将其取代，将有效降低煤电行业的单位煤耗，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。
清洁化方面，我国现役机组通过节能技术改造，提高热效率、提高劣质煤利用水平，使得环保、能耗指标方面表现卓著。煤耗方面，据公开资料显示，2016年，我国煤电机组全年实现平均供电煤耗312克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时;其中，100万、60万、30万千瓦机组平均供电煤耗分别为285.32克/千瓦时、306.61克/千瓦时、318.47克/千瓦时。我国《能源发展“十三五”规划》提出，计划到2020年，煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下。
其他排放物方面，2015年底，环境保护部、国家发改委、国家能源局发布了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出：到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。
行业展望
就具体火电行业企业来看，自2016年起，受煤炭供给侧改革影响，电煤价格攀升，对火电企业成本控制形成挑战，但同时随着国内多条输电通道的陆续建成，我国区域性电力供需矛盾将逐渐得以缓解，可使得我国中西部地区具备坑口资源优势的发电设施得到有效利用，一定程度上将改善相关区域发电设施利用率不足带来的信用风险。但同时由于电力在经济发展中的重要地位，以及我国电源结构状况和电价调整对下游行业生产成本的影响等因素，我国政府在火电改革措施方面持极慎重态度，未来火电产能过剩局面的改善尚需一定时间。
总体看，虽受电煤价格攀升、环保政策趋严等因素影响，未来一定时期内国内火电企业经营业绩或将下滑，但考虑电力行业的重要性，以及国内电力装机结构特征等因素，我国火电行业未来将保持稳定发展态势，行业企业信用水平将继续保持稳定。
资料来源：中电联、电力网