但是，随着近年来全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成火电利用小时持续下降。2014年，全国发电设备利用小时4286小时，为1978年以来的年度最低水平。
今年上半年，受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长，设备利用小时2158小时，同比降低217小时。
从火电燃料供应来看，电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，天然气发电供气总体平稳。但是，因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。
与此同时，在我国电源建设项目中，在建规模最大的仍然是火电工程项目，在建总规模为1081.55万千瓦，达到了全部电源建设工程的62.64%，火电在建容量与我国当前的电力装机的构成比例基本一致，今后随着老旧机组的淘汰更新，其建设规模预计仍将继续维持在较高的比例水平。
减排力度空前，火电清洁化水平大幅提高
《节能减排“十二五”规划》制定的火电行业减排目标是：2015年二氧化硫排放量从2010年的956万吨降至800万吨，2015年氮氧化物排放量从2010年的1055万吨降至750万吨。
在2014年底，火电烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右，分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放(2013年实现)、氮氧化物排放(2014年实现)全面提前完成《节能减排“十二五”规划》规定的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标。与2006年排放最高时相比，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放之和减少约50%。
2014年，按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤电厂对除尘设施进行了大范围改造，在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上，湿式电除尘器等开始在一些新建机组和改造机组上大规模应用。同时，通过优化现有脱硫吸收塔内流场、改造湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。经中电联分析，2014年煤电平均除尘效率达99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。
二氧化硫控制方面，截至2014年底，统计口径内燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施，其中，烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦，约占煤电机组容量的91.5%，比2005年提高77个百分点，比美国2011年高31个百分点;其他机组主要采用具有炉内脱硫能力的循环流化床锅炉。
氮氧化物控制方面，截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占煤电装机容量的80%，比2013年提高近22个百分点，比美国(2011年)高30个百分点。
自2014年7月1日起实施《火电厂大气污染物排放标准》以来，特别是随着现役机组达标改造完成，我国火电行业大气污染物排放量大幅下降。今年上半年，全国单位GDP能耗同比下降5.9%，二氧化硫、化学需氧量、氨氮、氮氧化物排放总量继续保持较快下降，节能减排的有利因素正在发力，节能减排进展总体顺利，这与火电行业积极主动减排密不可分。