在我国电源结构中，火电装机的比重一直在75%以上。按照规划，到“十二五”末，煤电比重要下降到68%，这意味着未来火电的发展速度将逐渐放缓。 

　　近几年来，我国工业发展对电力的需求急剧提高，为了迎合快速提高的需求，电源结构向工期较短的火电倾斜。“这几年电力工业发展很过，装机容量几乎每年以1亿千瓦的速度增长，但在电力高速发展的同时也带来了不少问题，突出的是火电在电力结构中的比例不仅没有下降还在上升。”国家发改委副主任、能源局局长张国宝曾指出。 

　　以2008年为例，全国发电设备容量79253万千瓦，其中火电60132万千瓦，约占总容量的75.87%。 

　　事实上，随着哥本哈根会议的落幕和中国40%～45%的减排承诺，在亏损与质疑中艰难行走的中国火电情况并不乐观。由于在发电企业的生产成本中，至少有70%取决于煤炭价格。因此近年来一直呈上升趋势的煤炭价格也越来越成为火电企业的“心病”。 

　　2008年国内外煤炭价格高涨，令火电企业不堪重负，当年火电行业整体亏损达392亿元，同比下降164.87%。2009年煤价有所回落，火电行业2009年的业绩也随之回暖。 

　　但从2009年四季度开始至今，煤价一路看涨。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉《中国产经新闻》记者，“即便是目前的煤价，今年电力企业整体可能都是亏损的，亏损在一定程度上会影响发电企业的积极性”。 

　　据了解，在6月下旬，国家发改委有关司局先后与神华、中煤集团，以及内蒙古伊泰集团，山西同煤、晋煤、阳煤、焦煤集团，河南郑煤集团进行座谈，要求主要煤炭企业维持煤炭价格稳定，并要求已涨价的煤炭企业要在6月底前退还。不过，时至7月中旬，电力企业仍旧没有拿到退款。 

　　中国煤炭市场网观察员李朝林告诉《中国产经新闻》记者，发改委提前给煤企打招呼一方面是为了稳定价格防止通胀，另一方面也是为了减少电企负担，但是行政化地抑制煤价可能会导致煤炭企业没有积极性。煤电价格形成机制长期无法理顺，是造成“煤荒”、“电荒”的不稳定因素。 

　　中国电力联合会预计，2010年全国电厂发电、供热生产，电煤消耗将超过16亿吨，需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步加剧电煤矛盾。 

　　随着“十二五”期间火电比例的降低，在一定程度上或能缓解纠葛多年的煤电矛盾。不过，分析人士指出，考虑新能源受成本及技术等因素制约难以迅速扩大规模，并不会改变未来数年内火电在我国电源结构中的支配地位。因此，要实现2020年的减排目标，火电行业自身的结构调整也不容小视。 

　　专家建议，一方面要大力建设高参数、高效率、低消耗的火电机组项目和热电联产项目，另一方面还要不断发展IGCC和CCS等前沿技术。就现实的发展路径来看，建设高参数、高效率的火电项目、热电联产项目，推广IGCC技术和淘汰火电落后产能将是我国未来一段时间火电发展的主要方向。