2014年，我国火电利用小时数由2013年的5021小时下降至4706小时，今年上半年比去年同期下降了217小时。这一次持续一年多的全国火电利用小时数下降现象，引起了社会的广泛关注和讨论。随着我国经济发展进入新常态，非化石能源消费比重在2020年、2030年分别提高至15%和20%，我国火电利用小时数维持在5000-5500小时的时代将一去不复返，“十三五”及中长期总体呈下降趋势。
一、电力生产和消费同时完成，这一客观规律决定了火电装机规模必须随用电负荷的增长而增加。
电力的生产、输送、分配和消费是同时完成的，这是电力区别于煤炭、石油、天然气、自来水、粮食等其他商品的独特特征。电力的这一特征，客观决定了电力系统必须具备与电力负荷实时匹配的、可靠的供电能力，否则必然造成“缺电”、“限电”或供电“不可靠”。
核电、水电(具有一定发电库容的)、火电这三类电源均可以通过人为控制调节其一次能源转化为电能的规模，因此可以向系统提供实时的、可靠的供电能力。相关可靠性研究成果表明，我国风电可靠供电容量占装机容量的比例与德、美相当，仅在5%-10%之间。
以“十三五”期间全国年均新增用电量约3000亿千瓦时、最大负荷6000万千瓦以上进行匡算，考虑系统运行必要的检修、事故、负荷波动等备用容量后，平均每年全国需新增约7000万千瓦可靠供电能力，充分考虑水电、核电的发展，并计入风电可靠供电容量后，仍有平均每年5000万千瓦左右的可靠供电能力缺口需要新建火电来补充。
二、非化石能源消费占比不断提高，这一国家战略决定了火电发电量需要加速被非化石能源发电量替代，火电将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，随着这一转变，“十三五”及中长期，我国火电利用小时数将持续下降。
随着“十一五”以来以风电为代表的新能源发电快速发展，我国电源结构出现了深刻变化，可以初步划分为两大类：一是“基础电源”，包括核电、水电(有一定库容的)、火电等，即实时的、可靠的满足电力负荷需要的电力系统基础性电源;二是“电量电源”，包括风电、太阳能光伏发电等，即虽不能实时的、可靠的满足电力负荷需要，但可以替代火电发电量、减少化石能源消费的电量替代性电源。国家提出了2020年非化石能源消费占比15%，2030年达到20%的战略目标，非化石能源发电将加速发展：一方面，基础电源中核电比重明显提高，另一方面，电量电源将继续大幅增长。其结果是，火电发电量将加速被非化石能源发电替代，火电利用小时数将持续下降。
根据《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通知》，为达到非化石能源消费占比15%的目标，2020年我国核电、水电、风电、太阳能发电装机需分别达到5800万千瓦、3.5亿千瓦、2亿千瓦、1亿千瓦。仍以“十三五”期间全国年均新增用电量约3000亿千瓦时、最大负荷6000万千瓦以上进行匡算，至2020年，为补充系统可靠供电能力的缺口，全国火电需达到12亿千瓦以上，火电利用小时数将下降至4200-4300小时。为达到2030年非化石能源消费占比20%的目标，充分考虑核电、水电、风电及太阳能光伏发电中长期发展，全国火电需达到16亿千瓦以上，火电利用小时数将进一步下降至4000小时，甚至低于4000小时。
三、火电利用小时数下降不等于煤电利用小时数下降，大力推进气电等调峰电源发展，加快建立电力辅助服务市场，千方百计维持煤电机组合理利用小时数。
火电主要包括煤电、气电、生物质发电等电源品种。气电是优质的系统级调峰电源，适合于起停调峰，低利用小时数运行(3000小时及以下)。从这个角度来看，如果可以发展相当容量的调峰气电机组，可以做到在火电整体利用小时数降低的情况下，维持煤电机组利用小时数在合理的范围，从而维持煤电机组负荷率，降低煤耗。
然而，传统的电量电价难以激励低利用小时数的调峰电源发展，应抓紧建立完善电力辅助服务市场，使价格信号与实际市场价值相符，提高投资建设气电、抽蓄、龙头水库等系统级优质调峰电源的积极性。
此外，应重视采用市场手段引导用户积极参与需求侧管理，平抑尖峰负荷、改善负荷特性;同时，积极探索建设智慧能源系统，大力推进分布式能源发电、电动汽车、小型化储能等先进技术，化传统系统级集中式调峰为用户侧分布式储能调峰。
