作為落實“十三五”規劃的第一個年頭，2016年改革進程備受各界關注。目前中國燃煤發電行業在技術和運行經驗上都已趨于成熟，節能減排取得一定成效。然而，整個行業的產能建設已過度，結合行業發展現狀及相關政策分析，火電今年的路也許并不好走。

　　結構調整發展空間受限

　　《能源發展戰略行動計劃》要求，到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達到15%，天然氣比重達到10%以上，煤炭消費比重控制在62%以內。根據行業人士分析測算，截至2020年，留給火電機組容量的增長空間約為2億千瓦。然而統計數據顯示，目前中國在建、已核準、獲路條火電機組合計將近4億千瓦。顯然，這些機組并不會全部落地，但已足夠體現出電力行業投資熱情高漲與投資空間受限的矛盾。

　　《計劃》對電源結構提出了總要求，新一輪電改中的相關政策則體現出了對于各類電源發展的態度和原則。關于輸配電價機制的相關要求，一方面提出要“還原電力商品屬性”，另一方面，電網企業的盈利機制由“賺差價”變為“準許成本+合理收益”。盈利機制的變化，將對各類機組的利用情況造成顯著影響。

　　“目前存在的‘棄風’‘棄光’等棄能源現象，對電網企業，有電網建設上的難題，也有經濟性的考慮。”某電力行業人士表示，“因為電網企業過去是以賺取差價作為主要盈利手段，所以會更加傾向于接納低價的火電、水電等。相比較之下，風電、光伏發電等價格更貴，對電網沖擊更大�！�

　　若輸配電價改革落實到位，火電的低價格將不再成為一項很強的競爭力。有投資人士稱，電網建設方面的相關投資或屬于“準許成本”范疇，在國家的監管與指導下，電網建設步伐將加快，以增強其對風電、光伏發電及分布式發電等電源形式的接納能力。

　　9號文配套文件中還曾提出，要優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電，熱電聯產及燃氣發電、水電、核電兼顧資源或調峰等需求安排發電，高效節能、超低排放煤電機組被放在最后。雖然有觀點認為，這一順序根據各地實際情況，具體實施時可能存在較大出入，但已經可以看出國家對于燃煤發電機組的定位愈發明確。