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目前火电行业政策主要集中在供给侧改革及电价市场化改革两方面。
1、供给侧改革
电力行业供给侧改革主要体现在严控装机规模和淘汰落后产能两方面;从新增规模来看，“十三五”期间国家将严格控制煤电新增规模，预计未来受煤电新增规模大幅减少的影响，火电装机新增规模将会大幅减少。
2017年7月，16部委联合发布的《煤电供给侧改革意见》中指出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。随后在2017年9月，发改委及能源局分别发布《关于印发2017年分省煤电停建和缓减项目名单的通知》和《关于2017年煤电行业淘汰落后产能目标任务(第一批)的通知》。其中，对停建及缓建项目进行明确。
从首批全国煤电调控任务落实情况来看，关停落后产能合计512万千瓦;停建违规项目合计4172万千瓦，涉及投资额1745亿元;推迟缓建项目合计6463万千瓦，涉及投资额2725亿元。
淘汰落后产能力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括天津、北京、山西、安徽、江苏，分别关停产能86万千瓦、84.5万千瓦、50万千瓦、40.75万千瓦、27.757万千瓦。
停建违规项目力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括山西、山东、广东、内蒙古、广西，分别停建1，608万千瓦、594万千瓦、448万千瓦、386万千瓦、270万千瓦;其中仅山西1省涉及投资额达692.5亿元。
推迟项目力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括宁夏、山西、福建、内蒙古、河南，分别推迟936万千瓦、746万千瓦、664万千瓦、633万千瓦、580万千瓦;其中以宁夏为代表的西部省份，缓建力度较大与国家对其可再生能源发电量占全社会用电量比重指标要求、可再生能源消纳问题密切相关，后续规划也或受该地区可再生能源消纳情况影响。
根据目前消息，“十三五”前两年将暂缓核准新建煤电项目，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。未来5年，中国煤电投产装机控制在10.5亿千瓦左右。《煤电供给侧改革意见》指出，应强化燃煤发电项目的总量控制，所有燃煤发电项目都要纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划(含燃煤自备机组)。及时发布并实施年度煤电项目规划建设风险预警，预警等级为红色和橙色的省份，不再新增煤电规划建设规模，确需新增的按“先关后建，等容量替代”原则淘汰相应煤电落后产能;除国家确定的示范项目首台(套)机组外，一律暂缓核准和开工建设自用煤电项目(含燃煤自备机组)。2017年4月，国家能源局发布了《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》，其中从煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标三个方面对31个省、市、自治区煤电规划建设风险预警作出了等级划分，其中除海南、湖南两省为绿色，河南、湖北、江西、安徽四省为橙色，其它地区煤电规划建设风险预警等级均为红色(见附件一)。即便到2019年，能够新建火电的省份也仅仅4个，未来五年火电新增装机必然有限。
2、电价市场化改革
此次电力价格改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”;政府单独核定输配电价从制度上改变了电网盈利模式，电价机制将更趋市场化，大用户直购电改革使发电企业能够争取更多电量，降低固定成本，减少效益流失，但目前电力市场过剩，容易引发过度竞争，加剧电价水平下降，发电企业盈利空间可能进一步压缩;发电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。
(1)电力体制改革的思路及进展
现行电力体制下，电网公司实行统购统销，发电企业向电力公司出售电力，电力用户向电网公司购买电力，发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通，因此电力用户一味抵制电力价格提高，不理解由于安全、环保和低碳要求导致的电力成本价格上升，因此发电企业用于相应领域的成本也没有办法及时回收。为解决上述矛盾，国家积极推行电力体制改革。
2016年，为贯彻落实电改9号文和6大配套文件，国家发展改革委和国家能源局陆续发布《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》、《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》、《有序放开配电业务管理办法》。同时2016年11月发布《售电公司准入及退出管理办法》、《电力中长期交易基本规则(暂行)的通知》;2017年发布《省级电网输配电价定价方法(试行)》以及《关于有序放开发电计划的通知》。在具体举措方面，发改委及能源局要求加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划、允许优先发电指标有条件市场转让、参与市场交易的电力用户不再执行目录电价以及采取切实措施落实优先发电、优先购电制度等十个方面。同时在省级电网输配电价定价方法中建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系以及建立激励因素机制，调动电网企业加强管理、降低成本积极性，提高投资效率和管理水平。
此次电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化。输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的关键环节，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，目的是转变对电网企业的监管模式，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。
从具体的改革方式来看，本轮电力改革主要是通过建立多个电力交易中心来搭建用户和发电企业的交易平台，从而逐步取消电网公司的售电业务，来推行电力行业的市场化运营。
截至目前，全国范围内已注册售电公司逾万家，其中已公示售电公司已超过2000家(已缴纳交易保证金，具有购售电资格)。改革后直接收电费的单位不再是“国家电网公司”和“南方电网公司”，而是新成立的当地区的售电公司。售电公司的成立是电价市场化的标志。随着发用电计划有序放开，市场化电量不再列入计划，无需备案核准，2016年市场化交易电量大幅增长，据国家发展和改革委数据显示，2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分。
(2)电力体制改革对于发电企业的影响
本次改革有利于电力价格市场化的形成，电力价格市场化将会促使发电企业加强成本管控、优化产业布局和产业链延伸;但同时，新的电价机制也容易引发过度竞争，从而加剧电价水平下降，火电企业盈利空间将被进一步压缩;可以预见，未来几年内，将会有大量包袱重、效率低、管理差的火电企业面临被市场淘汰的风险，火电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。
新的价格形成机制和市场环境将给发电企业带来机遇和挑战。
一方面，市场竞价有利于促使发电企业加强成本管控。新的定价机制确立之后，原有标杆上网电价政策保护将被取消，按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破，不同发电企业经营差距会明显拉大。电价市场化改革后，发电企业的竞价能力与生产成本(煤价等)关联度越来越高，容量大、效率高、符合环保政策的机组具有较强的竞争优势，利用小时会得到大幅提升，经营效益将明显优于老旧机组。新的改革形势将促使发电企业加强存量资产管理，巩固价值创造理念，加快企业从生产型向经营型转变。同时，新价格机制有利于推动发电企业优化产业布局。价格机制调整将引导发电企业优化资源配置、调整商业模式。发电企业在今后规划电源布局选址时，将更多考虑输配电价改革后对跨省区送电、新能源并网的利好，并要考虑售电侧竞价因素，通过优化布局提高市场竞争力。此外，售电侧放开后允许符合条件的发电企业投资组建售电公司，有利于发电企业延伸产业链，实行发售一体。产业链向下游延伸后，发电企业将加强内部协调，发掘电力产品的附加价值，开辟新的利润增长点。
另一方面，改革的压力基本也集中在了发电企业身上。在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下，新的电价机制容易引发过度竞争，电力市场竞争将更加激烈、公平、直接，从而加剧电价水平下降，企业盈利空间可能进一步压缩。此外《关于有序放开发用电计划工作的通知》规定，未来几年内，电力企业的所有发电量都将被推向市场，上网电价和销售电价将会全部放开，同时要求未来要优先保证水电、核电等非化石能源发电机组上网。
3、缓解改革阻力
电力的稳定供应，是电力行业的重要任务，为推进行业的良性发展，国家将从电价调整、压缩落后火电产能等方面对行业进行改革，但受煤价居高不下、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压，使得火电企业存在盈利不佳、资金偏紧的状况，或将对改革形成阻力。就此为保证相关改革措施的有序推进，国家也出台了系列政策支持火电企业经营，以缓解改革阻力。
(1)缓解煤电矛盾
为缓解因煤价保持高位、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压，自2017年7月1日起，国家作出变相煤电联动措施，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。
(2)等容替换指标跨地区统筹
《煤电供给侧改革意见》指出，在确保按时完成淘汰、停建、缓建煤电产能任务目标的前提下，列入关停计划的机组容量可跨省(市、区)统筹使用，按等容量原则与暂
第一章 2013-2018年中国电力行业发展分析
1.1 中国电力工业发展综述
1.1.1 电力工业经济地位
1.1.2 电力工业发展成就
1.1.3 电力行业规模壮大
1.1.4 电力行业转型升级
1.1.5 电力企业走出去
1.2 2013-2018年中国电力工业的发展
1.2.1 电力行业供需分析
1.2.2 电力相关政策解读
1.2.3 电力行业消费规模
1.2.4 电力行业生产规模
1.2.5 电力行业发展形势
1.3 2013-2018年全国发电量产量数据分析
1.4 2013-2018年中国电网建设分析
1.4.1 电网投资规模
1.4.2 智能电网建设
1.4.3 特高压电网建设
1.5 电力工业面临的问题及对策
1.5.1 电力应急机制须加强
1.5.2 电力行业面临的挑战
1.5.3 电力结构优化调整对策
1.5.4 保障电力供需平衡策略
第二章 2013-2018年中国电力市场分析
2.1 2013-2018年中国电力市场综述
2.1.1 电力市场运营结构
2.1.2 电力市场运营特点
2.1.3 大用户直购电试点
2.1.4 电力体制市场化改革
2.2 2013-2018年中国电力市场交易规模
2.2.1 电力交易规模
2.2.2 跨区送电规模
2.2.3 构建竞争性电力交易市场
2.3 电力市场的竞争分析
2.3.1 电力工业竞争时代来临
2.3.2 体制改革促进电力市场竞争
2.3.3 电力产业重组和市场竞争
2.3.4 电力竞争格局面临调整
第三章 2013-2018年中国火电行业发展分析
3.1 火力发电的相关概述
3.1.1 火力发电的定义
3.1.2 火力发电的种类
3.1.3 火力发电用煤
3.1.4 火力发电站
3.1.5 火电厂的生产过程
3.2 中国火电行业的地位与发展环境
3.2.1 火电行业经济地位
3.2.2 火电行业政策环境
3.2.3 火电行业社会环境
3.2.4 火电行业技术环境
3.3 2013-2018年中国火电行业的发展
3.3.1 火电行业发展规模
3.3.2 火电行业发展形势
3.4 2016-2018年全国及主要省份火力发电量分析
3.4.1 2016年全国及主要省份火力发电量分析
3.4.2 2017年全国及主要省份火力发电量分析
3.4.3 2018年全国及主要省份火力发电量分析
3.5 2013-2018年中国火电市场格局分析
3.5.1 火电市场竞争结构
3.5.2 火电市场转型升级
3.5.3 火电上网电价调整
3.5.4 火电企业运营分析
3.6 中国关停小火电的进展
3.6.1 关停小火电的政策背景
3.6.2 关停小火电机组成本分析
3.6.3 国内小火电机组关停规模
3.6.4 小火电指标转让免税政策
3.6.5 小火电机组的价值重构
3.7 火力发电企业盈利能力提升分析
3.7.1 增强火电企业盈利能力的必要性
3.7.2 火力发电企业利润水平分析
3.7.3 影响火电企业盈利能力的因素
3.7.4 火力发电企业盈利能力提升措施
第四章 中国火力发电行业财务状况
4.1 中国火力发电行业经济规模
4.1.1 2013-2018年火力发电业销售规模
4.1.2 2013-2018年火力发电业利润规模
4.1.3 2013-2018年火力发电业资产规模
4.2 中国火力发电行业盈利能力指标分析
4.2.1 2013-2018年火力发电业亏损面
4.2.2 2013-2018年火力发电业销售毛利率
4.2.3 2013-2018年火力发电业成本费用利润率
4.2.4 2013-2018年火力发电业销售利润率
4.3 中国火力发电行业营运能力指标分析
4.3.1 2013-2018年火力发电业应收账款周转率
4.3.2 2013-2018年火力发电业流动资产周转率
4.3.3 2013-2018年火力发电业总资产周转率
4.4 中国火力发电行业偿债能力指标分析
4.4.1 2013-2018年火力发电业资产负债率
4.4.2 2013-2018年火力发电业利息保障倍数
4.5 中国火力发电行业财务状况综合评价
4.5.1 火力发电业财务状况综合评价
4.5.2 影响火力发电业财务状况的经济因素分析
第五章 2013-2018年中国电煤市场分析
5.1 中国电煤市场供需分析
5.1.1 电煤市场供需状况
5.1.2 电煤消费比重有望提升
5.2 2016-2018年中国动力煤价格运行分析
5.2.1 2016年动力煤价格走势
5.2.2 2017年动力煤价格走势
5.2.3 2018年动力煤市场走势
5.3 2013-2018年电煤市场化进程分析
5.3.1 电煤市场化的必然性
5.3.2 电煤市场化改革启动
5.3.3 电煤价格双轨制取消
5.3.4 电煤市场化水平分析
5.3.5 电煤市场化面临的挑战
5.4 2013-2018年电煤运输市场分析
5.4.1 煤炭运输基本格局
5.4.2 铁路煤炭运输规模
5.4.3 电煤运输绿色通道
5.4.4 电煤运输市场瓶颈
5.4.5 电煤运输策略建议
第六章 2013-2018年火电环保产业分析
6.1 火电行业与环境保护
6.1.1 火力发电的环境影响
6.1.2 火电环保准入门槛提高
6.1.3 加强火电环保的重要意义
6.1.4 火电建设与环保同步发展
6.2 2013-2018年火电环保产业发展分析
6.2.1 火电环保行业发展规模
6.2.2 政府力推煤电节能改造
6.2.3 火电企业增加环保投入
6.2.4 火电环保改造成本收益分析
6.2.5 火电节能减排的政策导向
6.3 2016-2018年火电脱硫行业的发展
6.3.1 火电厂烟气脱硫市场概况
6.3.2 2016年火电脱硫市场规模
6.3.3 2017年火电脱硫市场规模
6.3.4 2018年火电脱硫市场规模
6.3.5 火电脱硫行业未来发展策略
6.4 燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策
6.4.1 技术政策的控制范围和技术原则
6.4.2 能源的合理利用
6.4.3 煤炭的清洁生产、加工和供应
6.4.4 煤炭清洁燃烧使用
6.4.5 关于烟气脱硫
第七章 2013-2018年火电设备市场分析
7.1 国际火电设备的发展
7.1.1 燃气蒸汽联合循环机组性能特征
7.1.2 跨国企业联合循环汽轮机技术特点
7.1.3 大型循环流化床炉火电机组趋势
7.2 2013-2018年中国火电设备市场分析
7.2.1 我国火电设备市场综述
7.2.2 火电设备价格下滑
7.2.3 火电设备利用规模
7.2.4 火电设备研发进展
7.3 火电设备主要细分市场分析
7.3.1 火电机组制造实力增强
7.3.2 汽轮发电机生产规模
7.3.3 推动燃气轮机技术研发
7.3.4 电站锅炉行业发展格局
7.4 中国火电环保设备市场分析
7.4.1 火电环保设备市场格局
7.4.2 火电脱硫设备市场容量
7.4.3 火电脱硝设备发展机遇
7.4.4 火电除尘设备前景广阔
第八章 2013-2018年中国重点火电企业经营状况分析
8.1 华能国际电力股份有限公司
8.1.1 企业发展概况
8.1.2 经营效益分析
8.1.3 业务经营分析
8.1.4 财务状况分析
8.1.5 未来前景展望
8.2 华电国际电力股份有限公司
8.2.1 企业发展概况
8.2.2 经营效益分析
8.2.3 业务经营分析
8.2.4 财务状况分析
8.2.5 未来前景展望
8.3 大唐国际发电股份有限公司
8.3.1 企业发展概况
8.3.2 经营效益分析
8.3.3 业务经营分析
8.3.4 财务状况分析
8.3.5 未来前景展望
8.4 大唐华银电力股份有限公司
8.4.1 企业发展概况
8.4.2 经营效益分析
8.4.3 业务经营分析
8.4.4 财务状况分析
8.4.5 未来前景展望
8.5 国投电力控股股份有限公司
8.5.1 企业发展概况
8.5.2 经营效益分析
8.5.3 业务经营分析
8.5.4 财务状况分析
8.5.5 未来前景展望
8.6 安徽省皖能股份有限公司
8.6.1 企业发展概况
8.6.2 经营效益分析
8.6.3 业务经营分析
8.6.4 财务状况分析
8.6.5 未来前景展望
8.7 山西漳泽电力股份有限公司
8.7.1 企业发展概况
8.7.2 经营效益分析
8.7.3 业务经营分析
8.7.4 财务状况分析
8.7.5 未来前景展望
8.8 上市公司财务比较分析
8.8.1 盈利能力分析
8.8.2 成长能力分析
8.8.3 营运能力分析
8.8.4 偿债能力分析
第九章 火电行业投资潜力分析
9.1 中国火电行业投资环境
9.1.1 电力投融资体制
9.1.2 电源投资结构
9.1.3 电力投资重点
9.1.4 电力投资准入
9.2 火电行业投资形势
9.2.1 火力发电投资规模
9.2.2 火电审批提速机遇
9.2.3 清洁煤电投资机遇
9.2.4 火电项目融资特点
9.2.5 投资火电项目注意事项
9.3 火电行业投资风险预警
9.3.1 火电厂投资风险及规律
9.3.2 火电项目的环保风险
9.3.3 火电厂的火灾风险
9.3.4 火电厂设备损坏风险
9.4 火力发电厂的生产经营风险
9.4.1 火电厂经营风险类型及特点
9.4.2 火电厂经营风险控制措施
9.4.3 火电厂经营风险控制管理
9.5 境外BOT火电项目投资风险分析
9.5.1 境外BOT火电项目风险识别
9.5.2 BOT火电项目参与方的风险分配
9.5.3 BOT公司的项目风险承担和管理
第十章 辽宁省火电行业投资分析
10.1 辽宁火电工业投资环境
10.1.1 劳动力环境
10.1.2 信贷融资环境
10.2 辽宁火电产业投资情况
10.2.1 辽宁铁岭热电联产项目
10.2.2 辽宁盘锦燃煤热电获批
10.2.3 辽宁燕山湖发电厂投产
10.3 辽宁火电行业投资风险分析
10.3.1 环保门槛提高
10.3.2 小火电机组面临淘汰
10.3.3 上网电价调整影响利润空间
第十一章 山东火电行业投资分析
11.1 山东火电产业投资环境
11.1.1 劳动力环境
11.1.2 信贷融资环境
11.2 山东火电产业投资状况
11.2.1 枣矿集团热电多联产项目奠基
11.2.2 中国火电效率山东项目完成
11.2.3 省内最大环保型火电厂投运
11.2.4 三重大火电项目获核准
11.3 山东火电行业投资风险分析
11.3.1 火电企业的经营风险
11.3.2 小火电机组面临逐步淘汰
11.3.3 火电厂环保风险
第十二章 江苏火电行业投资分析
12.1 江苏火电产业投资环境
12.1.1 劳动力环境
12.1.2 信贷融资环境
12.2 江苏火电产业投资情况
12.2.1 大唐姜堰燃机热电联产项目获批
12.2.2 国电谏壁电厂扩建工程达标投产
12.2.3 句容百万机组工程2号机组并网
12.2.4 江苏鼓励火电企业环保改造
12.3 江苏火电行业发展的政策措施与规划
12.3.1 火电行业强化上大压小策略
12.3.2 脱硫脱硝力度加强
12.3.3 全面启动燃煤火电厂升级改造工作
第十三章 浙江火电行业投资分析
13.1 浙江火电投资环境分析
13.1.1 劳动力环境
13.1.2 信贷融资环境
13.2 浙江火电产业发展及投资情况
13.2.1 浙江热电行业发展形势
13.2.2 浙江桐乡热电联产工程项目获核准
13.2.3 舟山电厂二期4号机组并网发电
13.3 浙江省火电企业发展状况
13.3.1 火电企业经营情况分析
13.3.2 火电企业节能减排发展成效
13.3.3 浙江省火电企业积极开发新能源
第十四章 广东火电行业投资分析
14.1 广东火电投资环境分析
14.1.1 劳动力环境
14.1.2 信贷融资环境
14.2 广东火电产业投资状况
14.2.1 广东最大火电厂正式投产
14.2.2 广东接连核准两火电项目
14.2.3 广东加大火电厂脱硝发展力度
14.2.4 广东火电产业未来前景展望
14.3 广东火电的替代威胁与投资风险
14.3.1 广东大力扶持核电发展
14.3.2 火电减排加剧成本压力
第十五章 2018-2025年火电行业前景预测
15.1 电力行业发展前景及趋势
15.1.1 电力行业面临良好机遇
15.1.2 电力行业未来发展趋势
15.1.3 电力中长期发展战略
15.2 2018-2025年中国火力发电业预测分析
15.2.1 2018-2025年中国火力发电行业发展影响因素分析
15.2.2 2018-2025年中国火力发电行业收入预测
15.2.3 2018-2025年中国火力发电行业利润预测
15.2.4 2018-2025年中国火力发电行业发电量预测
15.3 未来中国火电行业发展走向
15.3.1 火电行业发展方向
15.3.2 火电技术发展方向
15.3.3 火电清洁生产方向
15.3.4 优化火电结构
图表目录
图表- 1：电力市场监管不断深入
图表- 2：电力体制改革持续深化
图表- 3：新能源利好政策频出
图表- 4：2013-2018年9月中国电力行业消费规模分析
图表- 5：2013-2018年9月中国电力行业生产规模分析
图表- 6：2013-2018年9月中国电网投资规模分析
图表- 7：2013-2018年9月中国火电行业发电总量分析
图表- 8：2016年全国及主要省份火力发电量分析
图表- 9：2017年全国及主要省份火力发电量分析
图表- 10：2018年1-11月全国及主要省份火力发电量分析
图表- 11：各省（区、市）燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格调整表
图表- 12：2013-2018年9月中国火力发电业销售规模分析
图表- 13：2013-2018年9月中国火力发电业利润规模分析
图表- 14：2013-2018年9月中国火力发电业资产规模分析
图表- 15：2013-2018年9月中国火力发电业亏损面分析
图表- 16：2013-2018年9月中国火力发电业销售毛利率分析
图表- 17：2013-2018年9月中国火力发电业成本费用利润率分析
图表- 18：2013-2018年9月中国火力发电业销售利润率分析
图表- 19：2013-2018年9月中国火力发电业应收账款周转率分析
图表- 20：2013-2018年9月中国火力发电业流动资产周转率分析
图表- 21：2013-2018年9月中国火力发电业总资产周转率分析
图表- 22：2013-2018年9月中国火力发电业资产负债率分析
图表- 23：2013-2018年9月中国火力发电业利息保障倍数分析
图表- 24：2013-2018 年9月中国原煤产量分析
图表- 25：2016年动力煤价格走势分析
图表- 26：2017年秦皇岛港5500大卡动力煤价格走势分析（元/吨）
图表- 27：2018年动力煤市场价格走势分析
图表- 28：2013-2018年9月中国铁路煤炭运输规模分析
图表- 29：火电厂大气环保细分安装比例
图表- 30：2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造任务归总表
图表- 31：2016年火电脱硫市场规模分析
图表- 32：2017年火电脱硫市场规模分析
图表- 33：2018年火电脱硫市场规模预测
图表- 34：2013-2018年9月中国汽轮发电机行业产量分析
图表- 35：2013-2018年9月中国火电脱硝设备装机容量分析
图表- 36：2013-2018年9月中国火电除尘装机容量分析
图表- 37：2015-2018年1-9月华能国际电力股份有限公司财务状况分析
图表- 38：2015-2018年1-9月华电国际电力股份有限公司财务状况分析
图表- 39：2015-2018年1-9月大唐国际发电股份有限公司财务状况分析
图表- 40：2015-2018年1-9月大唐华银电力股份有限公司财务状况分析
图表- 41：2015-2018年1-9月国投电力控股股份有限公司财务状况分析
图表- 42：2015-2018年1-9月安徽省皖能股份有限公司财务状况分析
图表- 43：2015-2018年1-9月山西漳泽电力股份有限公司财务状况分析
图表- 44：2017年重点火电企业上市公司盈利能力分析
图表- 45：2017年重点火电企业上市公司成长能力分析
图表- 46：2017年重点火电企业上市公司营运能力分析
图表- 47：2017年重点火电企业上市公司偿债能力分析
图表- 48：BOT火电项目组织结构和合同关系
图表- 49：2018-2025年中国火力发电行业收入预测
图表- 50：2018-2025年中国火力发电行业利润预测
图表- 51：2018-2025年中国火力发电行业利润预测
近年来，国内电力需求增速再创新低，火电装机逆势增长创近年新高，行业产能明显过剩，同时也严重挤占了风电、光伏发电项目的发电空间，导致弃风弃光形势进一步恶化。
从发电量占比、机组出力、负荷调节及电价经济性等方面综合评价，火电仍占据我国电力系统的基础性地位，但在全社会电力需求增长乏力的背景下，2015年装机逆势增长导致设备利用小时创新低，火电供应过剩状况进一步明朗化。2017年末全国发电装机容量177703万千瓦，比上年末增长7.6%。其中，火电装机容量110604万千瓦，增长4.3%;水电装机容量34119万千瓦，增长2.7%;核电装机容量3582万千瓦，增长6.5%;并网风电装机容量16367万千瓦，增长10.5%;并网太阳能发电装机容量13025万千瓦，增长68.7%。
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