随着装备技术水平的提高和新技术的应用，我国多项发电技术目前已处于国际领先水平，超超临界机组实现自主研发，百万千瓦空冷发电机组、大型循环流化床发电技术世界领先。近年来，大容量、高参数、低能耗、低排放机组的比重上升，煤电机组能源利用率持续提升。目前，全国主要燃煤电厂基本完成超低排放和节约能源改造，高效煤粉型锅炉技术获得推广应用，主要污染物排放达到超低排放标准，煤电清洁高效利用达到较高水平。
我国新建电源项目需要经过相当严格的审批程序，项目开工前，需获得省、市级相关环保、国土、水保、水利、交通、电网等多部门的批复后，向省发改委申请获得项目建设的批准文件，再依据核准文件，办理相关城乡规划、土地使用、资源利用、安全生产等手续后，方能开工建设。投产前，还需取得国家发改委和国家能源局关于投产计划的批复。
火电行业建设成本高、建设周期较长，经营投资主体一般以大型央企或其他国有企业为主。火电企业要拥有雄厚的资金实力和较强的融资能力，才可能正真的保证长期稳定发展。
火力发电在环境保护方面的要求比较高，项目必须取得国家环保部门的批准，需有符合国家环境保护标准的技术和设备。对火电生产污染物的排放，国家规定了严格的限值，全方面实施世界领先的排放标准。火电厂在生产的基本工艺上，布置有脱硝、除尘、脱硫等大型烟气处理设施，处理后烟气的氮氧化合物、烟尘、二氧化硫等参数，采用 24 小时在线监测，实时传输至环保监督部门，同时向社会公布，接受监督。
电力生产属于技术密集型行业，除了复杂的热力系统，精密的检测控制管理系统，以及严格的烟气处理等系统外，还有复杂的运行操控技术、设备维护检修技术，严格的技术、安全管理等，另外还涉及精密制造、材料、设计、机电等技术。随技术的进步，火电行业向高参数、大容量、低能耗、低排放的超超临界机组方向发展，设备结构与系统更趋复杂，运行控制难度进一步加大，因此，电力的生产和经营需要很强的专业方面技术队伍和很高的技术要求。
资源壁垒是进入煤炭行业的主要障碍。按照我国有关规定法律规定，煤炭资源为国家所有。任何进入煤炭行业的投资主体，必须取得国家授予的煤炭资源开发权，同时矿井建设需取得国家发改委核准。煤炭资源又有着非常明显的地域性和不可再生性，随着能源消耗，可供开采的煤炭资源稀缺性进一步凸显。
开采煤炭一定要活得多项行政许可，包括取得采矿许可证、煤炭安全生产许可证、矿长资格证等证照。
近年来，我国逐步加强了对煤炭行业的监管，产业调整加大，对煤炭生产企业的规模、生产的基本工艺、环保要求、矿井回采率及安全生产等各方面提出了新的要求。根据2018 年下发的《国家能源局关于有序推进煤矿项目核准建设投产工作的通知》（国能发煤炭〔2018〕84 号）规定，坚持产能置换长效机制，继续将产能置换作为煤炭行业基本产业政策，通过市场化手段推进产业体系调整、布局优化。因此，各项政策提高了进入该行业的门槛。
进行煤炭资源开采，需要较高的资产金额的投入。首先，矿井和选煤厂建设需要大额基建和设备投入、以及支付高昂的矿产资源价款（最重要的包含资源价款费和产能置换费）；其次，煤炭资源自然赋存的地域特性决定了煤矿建设往往伴随有交通、水、电等生产配套工程的建设，项目资金投入较大、周期较长；第三，随国家对环保、安全的日益重视，煤炭企业对安全、环保等相关辅助设施的投资也在逐步加大。此外，随国家煤炭产业政策对行业集中度和矿山建设的规模化等方面提出了更高的要求，煤炭行业的生产规模门槛的抬高，也进一步提升了投资煤炭行业的资金壁垒。
受开采难度加大、安全生产规格要求提高、人力资本成本提升以及煤炭科学技术进步等多方面因素影响，我国煤炭生产的机械化开采程度正在慢慢地提高。进入煤炭行业的企业必须具备开展采掘综合机械化生产所需的大型机械安装、操作及维护的技术实力，以及设备调配及保证工作面接替等方面的管理经验，以满足生产效率和资源利用效率的要求。
2020 年 3 月，国家发改委等部门联合印发的《关于加快煤炭智能化发展的指导意见》提出，到 2025 年，大型煤矿及灾害煤矿基本实现智能化，形成煤矿智能化建设技术规范和标准体系。装备和技术水平已成为影响煤炭企业现代化程度及生产效率高低的主要因素，而相关开采技术的研发、专业管理人员的培育及先进装备的应用均需要较长时间的投入和积累，对于煤矿灾害治理及科技研发方面的技术储备和人才素质的要求则更高，对行业新进入者构成了较高的技术壁垒。
我国电力定价机制有显著的计划性特征，灵活性、差异性不足。随着电力需求的增长和新型电力系统的建立，迫切需要深化电力体制改革，发挥市场化在资源配置的决定性作用，推动发电侧电力价值回归。
2021 年 10 月，国家发改委颁发的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，推动真正建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，以更好发挥市场在电力资源配置中的作用，保障电力安全稳定供应、支撑新型电力系统建设。
2019 年 10 月，国家发改委颁发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基础价+上下浮动”的市场化价格机制，基础价为当地现行燃煤发电标杆上网电价。2021 年 7 月以来，全国多地如内蒙、宁夏、上海、湖南等政府陆续发文允许交易电价上浮。随着电价上浮得到各地政府的确认落地，政策信号向电价上涨倾斜，保障火电企业的合理收益。
2021 年 7 月，国家发改委颁发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，文件明确提出：各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。目前，全国已有 29 个省级行政区实施了分时电价机制。当终端高峰电价出现明确的涨价机制后，可以预见会向发电侧上网电价传导，因此，作为灵活可调节型电源主力的火电，将在市场化改革中获益。
2021 年 10 月，国家发改委颁发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。通知还要求各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制。
另外，在碳达峰、碳中和战略目标下，目前国内正处于风光装机快速增长的起步阶段，且国内风光装机高速成长将持续较长时间。由于新能源发电间歇、波动、反调峰等特点对电网造成较大冲击，在接入更多新能源的同时，还需要投入更多资本增加调峰能力，以应对电力系统冲击。电价机制应鼓励投资主体获得合理收益，以保证电力系统的安全平稳。
随着电价市场化传导机制进一步完善，新能源装机大幅提升后电力系统综合成本的上升，预期电价中枢将上移。
为适应电力供应和需求的多元化，国家正在积极探索发展电力现货市场、容量电价机制、辅助服务市场等市场化体系，力争通过市场手段优化电力资源在时间和空间上的配置。
构建新能源为主体的新型电力系统，新能源并网比例将持续增加，电网峰谷差也将进一步加大，电能在不同时刻稀缺程度差异将进一步凸显。电力现货市场交易可以提供更加清晰的价格信号，优化电力资源配置、提高电力资源的利用效率。
2019 年 7 月以来，国家发改委办公厅、国家能源局综合司相继联合发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》明确：进一步深化电力市场化改革，遵循市场规律和电力系统运行规律，建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制。统筹开展中长期、现货与辅助服务交易。按照“一个市场，多种产品”的基本原则，同步开展电力中长期、现货、辅助服务市场的规则设计，做好各类交易间的有机衔接。完善电力中长期合同市场化调整机制，逐步缩短交易周期、增加交易频次，为市场主体调整合同电量及负荷曲线）电力系统辅助服务
为服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，2021 年以来，《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等政策相继出台。近期发布的《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，将开启我国电力辅助服务市场顶层设计的新构架。新的《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》确立了“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，进一步完善了辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立了用户参与的分担共享机制，可一定程度上疏导电力系统运行日益增加的辅助服务费用压力。具有深度调峰能力的火电机组，参与电力系统辅助服务，将成为一种新的经营模式和盈利增长点。
在国际成熟的电力市场中，容量市场作为一种经济激励机制，能使机组获得发电量和辅助服务市场以外的稳定收入，以此鼓励机组建设，使电力系统在面对高峰负荷时有足够发电容量冗余。
2019 年 10 月，国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确：通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。
2021 年 5 月出台的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，也给未来可能实施的煤电容量电价机制形成了参考。
综上，可以展望，随着电力现货市场、辅助服务市场的发展完善，容量电价机制和包括调峰服务的辅助服务价格机制落地，火电交易形式将趋于更加灵活多元，未来有望由过去单一电量电价交易模式转换为发电和服务相结合的交易模式，火电企业的合理收益可得到切实保障。
、煤炭产能将继续向“晋陕蒙新”资源富集区集中近年来，我国煤炭产业布局呈现控制东部、维持中部、发展西部的态势，煤炭生产重心加快向大型煤炭生产基地集中，尤其是向资源禀赋好、开采条件好的“晋陕蒙地区”集中。2011 年至 2021 年，晋陕蒙三省（区）原煤产量占全国比例由约 60%提升至约 72%。2021 年，山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽等 6 个省（区）原煤产量超亿吨，产量共计 35.4 亿吨，占全国的 85.8%；其中晋陕蒙新四省（区）原煤产量 33.0 亿吨，占全国比例达 79.9%。近期核准新建的大型煤矿同样集中在山西、陕西、内蒙古、新疆。
《我国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出，推动煤炭生产向资源富集地区集中；完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系。根据中国煤炭工业协会发布的《2021 煤炭行业发展年度报告》，2021 年煤炭集约开发布局进一步优化，煤炭生产重心加快向晋陕蒙新地区集中、向优势企业集中。“十四五”期间，虽然煤炭行业淘汰落后产能的供给侧改革将持续推进，预计全国煤矿数量减少到4,000 处左右，但国内煤炭产量仍将持续维持在 41 亿吨左右，煤炭产能将进一步向内蒙、山西、陕西、新疆等地区以及大型煤炭企业集中。
、西电东送为西部煤电企业提供了良好的发展机遇国家确立的西电东送战略，一方面对于促进西部地区能源基地开发、实现高质量发展具有重要意义，是实现区域经济发展和共同富裕的有效方式；另一方面，对保障东中部地区电力可靠供应、落实大气污染防治行动计划等具有十分重要的意义。我国的用电负荷和煤电机组大部分集中在东南部地区，但是东南部也是大气污染防治重点区域，而煤炭、风、光、热资源大部分集中在中西部地区。
随着环保压力的逐渐加大以及能源结构调整，碳排放控制由比例控制向总量控制转变，能源供应正在由用电负荷较高的东南部省份向资源富集的中西部省份转移，同时，落后煤电机组出清，特别是东南部释放出的装机容量主要向中西部转移，也将释放较大的市场空间，要求西电东送战略加快推进。
我国《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》明确，继续加大西电东送等跨省区重点输电通道建设，提升清洁电力输送能力。全球能源互联网发展合作组织发布的《中国 2030 年前碳达峰研究报告》预计：2030 年，我国跨区跨省电力流达 4.6 亿千瓦，其中跨区电力流 3.4 亿千瓦，跨国电力流 4,250 万千瓦。“十四五”期间我国将规划建成 7 个西北、西南能源基地电力外送特高压直流工程，输电容量 5,600万千瓦。到 2025 年，我国特高压直流工程达到 23 回，输送容量达到 1.8 亿千瓦。“十五五”期间再规划建成 7 个西北、西南能源基地电力外送特高压直流工程，输电容量5,600 万千瓦。到 2030 年，我国特高压直流工程达到 30 回，输送容量达到 2.4 亿千瓦。
、煤电一体化是煤电企业的优先发展模式2018 年以来，国家发改委、国家能源局等部委，连续出台《关于发展煤电联营的指导意见》《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》《关于加大政策力度进一步推进煤电联营工作的通知》等文件。文件明确煤电联营发展方向，要求新规划建设煤矿、电厂项目优先实施煤电联营，在运煤矿、电厂因地制宜、因企制宜加快推进煤电联营，鼓励大型动力煤煤炭企业和煤电企业加快实施煤电联营。煤电联营有利于增强煤炭、电力企业抵御市场风险能力，推动煤炭、电力产业协同发展；有利于促进煤炭清洁高效利用，降低全社会用能成本，提高能源安全保障水平。
实践证明，煤电一体化坑口电站是最具综合效应的运营模式。在原煤产地建设坑口电站，将外送煤炭转变为外送清洁电力，不仅减少煤炭运输成本和公共资源占用，有效消除因煤炭运输造成的能源消耗和环境污染，同时切实降低电力企业备受煤炭价格波动和保障不足带来的不利因素，实现高效清洁的煤电一体化坑口电站模式，已成为煤炭一次能源转换的优先发展路径。
、煤炭、火电开发更加清洁高效我国于 2020 年 12 月 21 日发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，未来将立足基本国情和发展阶段，确立生态优先、绿色发展的导向，推进化石能源清洁高效开发利用。
煤炭开发方面，正逐步向清洁化、大型化、规模化、集约化发展。近几年国家也愈发重视煤炭采选业绿色化技术，2019 年，国家发改委、生态环境部以及工信部发布的《煤炭采选业清洁生产评价指标体系》中对煤炭采选行业生产进行了绿色化生产指标规定，有力推动煤炭清洁生产技术的提升。未来，根据国内资源禀赋，以资源环境承载力为基础，将更好地统筹实施化石能源开发利用与生态环境保护，有序发展煤炭先进产能，不断提高矿井生产技术和装备水平，推进煤炭分级分质梯级利用，推动实现煤炭绿色高效开采。
火电发展方面，根据国家发改委、环保部、能源局印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014-2020年），全国现役火电机组已基本完成了超低排放改造。未来，随着高参数、大容量、高效能机组替代低参数、小容量机组工作的推进，火电机组整体上将达到更高的能源转换效率，意味着提供等量电力的情况下，减少了污染物排放量、碳排放量，火力发电将更加清洁高效。
、智慧电厂、智能矿山是电力和煤炭生产的发展方向能源工业、科学技术的发展，为我国能源产业加快向生产智能化、管理信息化、产业分工专业化、煤炭利用洁净化转变提供了坚实的保障。现代科学技术与能源行业深度融合，将推进能源生产方式转变，建设智慧电厂、智能矿山已经成为电力和煤炭生产的发展方向。
智慧电厂，就是在数字化电厂的基础上，利用物联网、人工智能、大数据分析、云计算等技术，对电厂系统和数据进行深入挖掘，实现发电全过程从自动化、数字化向智能化迭代升级，提高火电机组的灵活性运行水平和智能化的水平，使机组更加安全稳定、节能环保、灵活可靠，满足电网对调峰的更高要求。智慧电厂对适应智能电网和新型电力系统的发展，构建以新能源为主体的新型电力系统发挥着重要的作用，使电网更加安全、可靠、绿色、高效、智能。随着电力体制改革的深化和新能源应用的加速，未来电厂进行智能化改造，建设智慧电厂将是重要趋势。
智能矿山，是指采用物联网、云计算、大数据、人工智能、自动控制、新一代信息技术等与煤炭生产技术进行深度融合，形成全面自主感知、实时互联、数据驱动、智能决策、自主学习协同控制的完整煤矿智能系统，实现煤矿地测、设计、采掘、机电、运输、通风、洗选、安全保障、生产经营管理等全过程的安全高效智能运行的现代化煤矿。
随着《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》《智能化示范煤矿建设管理暂行办法》等政策相继发布，现代化煤矿将从建设理念、系统架构、智能技术与装备、生产运营、安全保障等方面进行深入探索与实践，促进煤炭开采方式由机械化向智能化变革，形成可复制的智能化建设模式，降低煤矿生产井下用工人数以及劳动强度，从根本上提高煤矿本质安全水平和生产效率，为煤炭工业转型升级和能源领域“新基建”奠定基础。到2025 年，大型煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化，形成煤矿智能化建设技术规范与标准体系；到 2035 年，各类煤矿基本实现智能化，建成智能感知、智能决策、自动执行的煤矿智能化体系。因此，未来煤矿生产的智能化将是重要发展趋势。
1）能源需求总量将保持持续增长随着经济的持续增长，虽然我国的单位 GDP 能耗持续下降，但我国一次能源消费总量一直保持增长。根据国际货币基金组织（IMF）的研究，发达国家平均经济增速约为 1%-2%，而中国相对更高的经济增速还将维持较长时间，经济的增长也将带来能源需求总量的增长。
2）电能在国内能源需求结构中将成为主要终端用能品种电能是清洁高效的二次能源，全球能源需求结构中，电能正在成为主要终端用能品种。电能在工业、建筑、交通部门替代化石能源的力度将不断加大，伴随新旧动能转换、高技术及装备制造业快速成长、战略性新兴产业迅猛发展、传统服务业向现代服务业转型、新型城镇化建设，均会有效带动用电刚性增长，碳中和进程中电气化率将不断提升，电能占终端能源消费比重将持续提高。
根据中电联发布的《电力行业“十四五”发展规划研究》预测，到 2025 年全社会用电量 9.5 万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速 5%。全球能源互联网发展合作组织预测 2050 年、2060 年我国全社会用电量由 2021 年的 8.3 万亿千瓦时分别增长至 16 万亿千瓦时、17 万亿千瓦时，电力需求将会大幅增加。根据清华大学气候变化与可持续发展研究院的测算，当前电力在终端能源消费中的占比约为 25%左右，2030 年将提升到30%以上，2050 年将提升至 55%。
3）煤炭在我国一次能源消费结构中仍处于重要地位近年来，虽然我国非化石能源消费占比慢慢地提高，但是从我国资源禀赋、能源生产和消费结构、能源安全保障等方面出发，煤炭行业在我国能源供给中将持续发挥“压舱石”作用。
、新型电力系统需要火电与新能源共生互补协同发展构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，在储能规模化应用取得革命性突破前，火电承担稳定电网安全主要责任，弥补新能源不足。火电与新能源共生互补协同发展，是助力实现碳达峰、碳中和国家战略的客观要求。
1）国内发电侧电源供给以火电为主的态势将持续较长时期由于新型电力系统构建需要各种要素之间互相协调配套，技术上还有诸多障碍需要突破，因此未来新型电力系统逐步由化石能源电源为主导的电力系统，转换成以新能源为主体的新型电力系统，将是一个调整适应的长期过程。火电有着地理条件要求低、技术成熟、发电稳定、可靠性高、可调性强等优势，在应对极端天气、恶劣环境等特殊情况下火电的作用更加凸显。因此，考虑到能源安全、经济性等方面的因素，预计我国发电侧以火电为主的电源供给态势将持续较长时期。
2011 年以来，随着风电、光伏等新能源装机快速增长，火电装机容量在电力总装机容量中占比虽然有所降低，但电源结构依然以火电为主。截至 2022 年 6 月末，火电累计装机容量 130,496.00 万千瓦时，占装机容量的比重为 53.46%。从发电量看，2022年 1-6 月，规模以上发电企业火力发电总量为 27,277 亿千瓦时，占总发电量的 68.83%。火电发电量占比要远高于装机容量的占比，无论从装机占比还是发电量占比来看，火电依然是电源结构的主力。
中电联发布的《电力行业“十四五”发展规划研究》预测，随着电气化进程持续推进，全国电能占终端能源消费比重从 2019 年的 26%上升到 2025年的 30%；电力需求保持刚性增长，预期 2025 年，全社会用电量从 2021 年的 8.3 万亿千瓦时增长至 9.5 万亿千瓦时；全国发电装机容量增长至 28.5 亿千瓦，其中煤电装机容量增长至 12.3 亿千瓦时，仍将保持一定的增长。
2）火电在新能源为主体的新型电力系统中发挥重要作用实现碳达峰关键在于促进新能源发展，促进新能源发展关键在于消纳，保障新能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能等。由于新能源发电具有波动性、间歇性和不可预测性，新能源高比例接入电网后，增加了电网调峰、调频的压力，给电网安全运行带来巨大的压力和挑战。未来，随着新能源装机、电力负荷持续增长，电力系统调峰需求将进一步加大。
2021 年，全国风电光伏发电量占比约为 11.73%，风电和光电就已面临并网难、消纳难、调度难的问题，电力系统调节能力难以适应新能源大规模并网的需求已成为制约我国能源转型的瓶颈之一。根据《能源》杂志第 151 期报道，2021 年 1 月 7 日寒潮用电负荷高峰中，我国 22 亿千瓦的总装机却无法满足 11.89 亿千瓦的用电负荷高峰。当天晚高峰全国累计 5.3 亿千瓦的风电、光伏装机，出力只有不到 0.3 亿千瓦；3.7 亿千瓦水电因冬季枯水期，仅出力 1 亿多千瓦。当日支撑用电负荷尖峰的主力是出力超过 90%的火电和 100%出力的核电。
根据国网能源研究院预测，2025 年，国网经营范围的高峰将达到 13 亿千瓦，最大日峰谷差率预计将增至 35%，最大日峰谷差达到 4.55 亿千瓦。根据国家能源局公布的信息，预计到 2035 年，我国电力系统最大峰谷差超过 10 亿千瓦，电力系统灵活调节电源需求巨大；预计到 2030 年，风电光伏总装机规模达 12 亿千瓦以上，大规模的新能源并网迫切地需要大量调节电源提供辅助服务。
在储能调峰方面，根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》和《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到 2025 年抽水蓄能投产规模 6,200万千瓦以上，新型储能装机规模 3,000 万千瓦以上；到 2030 年抽水蓄能投产规模 1.2亿千瓦左右。从已经明确的布局看，预计储能规模与系统调峰需求间缺口巨大。
新能源电力的快速发展需要有巨大容量的调峰电源。面对日益增加的调峰需求，作为灵活可调节型电源主力的火电，其调峰能力成为能源安全的重要保障。截至 2021 年12 月末，煤电装机规模达11.09 亿千瓦，按调峰能力为最小发电出力达到 35％额定负荷计算，即可提供 7.21 亿千瓦的调峰能力。《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519 号）提出，统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力。《国家发展改革委国家能源局关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号）提出，为促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例配建调峰能力。灵活性改造的煤电作为承担可再生能源消纳对应的调峰能力，成为可再生能源并网消纳的重要配套资源。因此，充分发挥煤电调峰的低成本和高安全性，提高系统调峰能力，平抑新能源电力随机波动性，是新能源消纳和电力系统稳定运行的重要保障。在以新能源为主体的新型电力系统中，火电必将发挥重要作用，并与新能源共生互补协同发展，保障实现碳达峰、碳中和国家战略。
1）新能源电力的快速发展某些特定的程度挤占火电企业的发展空间在碳中和、碳达峰的战略目标要求下，随着构建以新能源为主体的新型电力系统逐步成熟，电源结构将趋于低碳化，未来火电将从主体型电源逐步向调节型电源转变。我国目前的发电结构仍以煤电为主。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，新能源电力的快速发展一定程度挤占火电企业的市场份额，特别是对火电行业的增量空间、现有机组发电小时数均可能造成影响。
2）煤炭价格若保持高位将挤压火电企业利润空间火电企业发电成本主要为燃煤成本，而煤炭已完全市场化，其价格受多种因素的影响，这些因素包括但不限于：全球及中国的经济发展，石油、天然气等能源的竞争，电力和钢铁等煤炭主要下业的变化、煤炭产能增减情况等。目前，我国上网电价还没有完全实现市场化，煤炭价格波动传导滞后，电价还不能真实反映实际成本，因而在煤炭价格快速上涨情形下，火电企业将面临巨大的经营压力。
如果未来国内煤炭市场价格从始至终保持高位，且未能及时有效传导至终端电价，将对火电企业经营业绩造成不利影响。
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