在我国经济增速换挡、电力需求增长放缓的大环境下，火电装机增速却仍保持在高位，多地区火电设备利用小时数出现大幅下降。在经济发展新常态下如何看待火电装机增长和利用小时数下降的矛盾，理清火电尤其是煤电未来发展的思路，对保障我国能源电力安全稳定供应，推动能源结构变革，走出一条清洁、高效、安全、可持续的能源发展之路至关重要。
随着社会经济发展，煤电碳排放的局限性愈发体现。但是从我国能源资源分布和未来能源需求出发，在近中期，煤电作为主体电源仍有一定的增长空间。在改革开放以来的经济高速发展时期，煤电在满足我国能源电力需求方面发挥了重大的历史作用，有力地保障了我国经济增长和社会发展。我国能源战略目标之一是发电能源结构实现低碳化，煤电的碳排放特点成为制约其发展的主要因素，但就近中期来看，煤电仍会是保障国家能源电力安全稳定供应的主体电源。国务院《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》指出，到2020年煤炭消费总量达到峰值———42亿吨，将占一次能源消费总量的62%。在《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014~2020年)》的规划目标中，到2020年我国电煤比重将达到60%以上。按煤炭峰值消费水平为42亿吨计算，至2020年我国煤炭消费量尚有近6.8亿吨的增长空间，其中电煤有5亿吨的增长空间。按照4500小时的煤电利用小时数计算，再考虑效率提升等因素，仍存在6亿~7亿 千瓦左右的理论煤电增长空间。具体煤电增长空间要结合系统需求综合规划。
我国煤电与新能源发展是相辅相成的，煤电逐渐从电量提供主体向容量提供主体转变。在能源电力低碳发展的战略目标下，近年来我国新能源装机容量和发电量都保持着超高的增长速度，但新能源天然具有随机性和间歇性特点，有效容量低，无法大规模经济存储，在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%~10%，煤电在新能源发展上正在并持续扮演着重要角色。
首先，在电量上煤电为新能源“让路”，利用小时数下降将成为常态。我国政策上以消纳新能源电量为优先目标，新能源在电量上必然“挤占”传统煤电发电量。2014年我国新增发电量全部来自风能、太阳能和核能，煤电有史以来首次发电量负增长。我国已向国际社会承诺，2020年“非化石能源占一次能源消费比重达到15%”，未来新能源加大发电量占比的趋势仍将延续。
其次，随着新能源加速发展和用电结构调整，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。新能源大规模接入导致系统面临的调峰压力日益增大，尤其是风电的反调峰特性更明显增加了电网调峰的难度。根据对东北、蒙西和吉林电网的统计，风电反调峰概率分别为60%、57%和56%。其中吉林电网由于风电接入，一年期间峰谷差变大的时间平均达到210天。另一方面，随着国家产业 结构调整步伐加快，第二产业用电比例持续下降，第三产业和居民用电比例逐步上升，使得系统负荷特性发生较大变化，系统峰谷差不断加大，以华东电网为例，2014年最大峰谷差接近全网用电负荷的1/3，节日期间峰谷比变化值是年平均值的2~3倍，调峰难度显著增加。
目前，我国系统中可选的调峰电源主要包括水电、气电、储能和煤电等。水电中抽水蓄能电站调节性能优良，但受站址资源条件约束和审批建设缓慢影响，发展速度和总量有限。两步制电价一定程度上完善了抽水蓄能电站价格形成机制，但收益问题制约着各方投资抽水蓄能电站的积极性。气电也有较强调峰能力，但我国天然气资源相对缺乏，价格一直居高不下，按比价关系计算是煤价的3~4倍。且目前已建和在建的燃气电厂大部分为联合循环供热机组，主要任务是满足供电和供热需求，调峰容量有限。储能装置调峰响应速度快，虽技术上可行，但经济性较差，大规模实际应用还需相当长时间。我国目前煤电机组的技术调峰能力一般可达到机组容量的50%左右，新建机组的技术调峰能力更强，且在煤耗方面不会有太大损失。从系统角度来看，煤电作为调峰电源具有技术和经济上的优势，我国在一定时期内仍要依赖煤电作为主要的调峰容量提供主体。