为什么在今天的中国，火电仍能占据约一半的发电比例？
一、 历史的传承与发展基础：
火电的基石地位： 在新中国成立初期，电力基础设施薄弱，发展经济的首要任务是满足基本的能源需求。火电技术成熟、建设周期相对较短、投资成本相对较低，因此成为快速建立发电能力的首选。数十年来的大规模建设，形成了庞大的火电装机容量基础。
技术与产业链成熟： 经过几十年的发展，中国的火电技术、设备制造、运营维护等方面已经非常成熟，拥有完整的产业链，能够自主设计、制造和建设大型高效发电机组。这降低了技术风险和对外部依赖。
二、 经济发展与能源需求的持续增长：
强大的经济增长引擎： 中国是全球增长最快的经济体之一，工业化、城市化进程仍在继续，对电力的需求持续旺盛。尤其是在制造业领域，对稳定、可靠且价格相对低廉的电力供应有着极高的要求。
火电的“兜底”功能： 火电具有强大的灵活性和快速响应能力，能够根据电网负荷的变化进行灵活调节，是保障电网稳定运行的重要支撑。在电力需求高峰期，火电能够快速启动或增加出力，满足瞬息万变的用电需求。这是其他许多电源难以比拟的。
成本优势（相对而言）： 尽管面临环保压力和煤炭价格波动，但在过去的很长一段时间里，煤炭作为一种相对廉价的能源资源，使得火电在发电成本上具有一定的竞争力。尤其是在一些煤炭资源丰富的地区，火电的经济性更为突出。
三、 资源禀赋的现实考量：
丰富的煤炭资源： 中国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，其储量能够满足国内长期且大规模的能源需求。虽然近年来中国一直在大力发展新能源，但煤炭在中国能源结构中的比重依然举足轻重。
煤炭的本土化优势： 与石油、天然气等需要大量进口的能源不同，煤炭的自给率高，这在一定程度上保障了国家能源安全，降低了国际地缘政治风险对能源供应的影响。
四、 新能源发展的挑战与局限：
波动性与不稳定性： 以风电、太阳能为代表的新能源具有固有的波动性和间歇性，其发电量受天气条件影响大，难以预测。当风速不足或日照不足时，新能源的发电能力会显著下降。
消纳问题： 新能源的接入会对电网的稳定运行带来挑战，需要强大的电网基础设施和储能技术来支撑其大规模消纳。在很多地区，电网的输送能力和灵活性不足，导致新能源出现弃风、弃光现象。
调峰能力不足： 当前的储能技术成本仍然较高，大规模储能设施的建设需要巨额投资，且技术仍在发展中。因此，在新能源占比提高后，火电作为主要的调峰电源，其作用愈发凸显。为了保证电网的稳定，即使新能源发电量很高，也需要保留一部分火电装机，以应对新能源出力下降时的电力缺口。
基地化开发与送电距离： 中国许多大型新能源基地（如西北的风光资源）距离负荷中心较远，大规模输送这些电力需要建设超高压输电线路，成本高昂且存在电力损耗。而火电厂可以灵活选址，靠近负荷中心或煤炭产地，减少输电成本。
五、 政策导向与转型过程中的权衡：
能源安全与可靠性： 在推进能源结构转型的过程中，中国政府始终将能源安全和电力供应的可靠性放在重要位置。在发展新能源的同时，保持一定比例的火电，可以有效对冲新能源带来的不确定性，确保电力供应的稳定。
“双碳”目标的推进： 虽然火电比例仍然较高，但中国正在大力推进“碳达峰、碳中和”目标，这意味着火电的未来发展方向是逐步减量和清洁化。
超低排放改造： 大量现有的高污染火电机组正在进行超低排放改造，使其污染物排放水平接近甚至低于燃气发电，以降低其对环境的影响。
灵活性改造： 部分火电机组正在进行灵活性改造，提升其调峰能力，以便更好地配合新能源的发展。
煤电逐步退出与转型： 未来，国家政策将引导部分效率低、污染重的煤电机组有序退出，同时新建的煤电机组将更加注重高效和环保。
电网升级改造： 为了更好地消纳新能源和提高电网的智能化水平，中国也在持续进行电网的投资和升级改造，但这需要时间和大量的资金投入。
六、 部分地区电网的实际需求：
负荷中心需求： 在一些远离煤炭产地和大型新能源基地的经济发达地区，为了满足巨大的用电需求和保证供电的可靠性，仍然需要建设一定比例的火电厂，尤其是在高耗能产业集中的地区。
调峰调频的刚需： 在电网负荷波动较大的时候，尤其是在夜间和天气不利的情况下，火电的快速响应能力是保障电网平稳运行的关键。
总结来说，火电在中国发电结构中占据约一半的比例，是历史原因、经济发展需求、资源禀赋、新能源发展挑战以及政策权衡等多重因素共同作用的结果。 虽然中国正在坚定不移地推动能源结构的绿色低碳转型，大力发展风电、太阳能等新能源，但火电在现阶段仍然扮演着至关重要的“兜底”角色，为经济发展和民生用电提供稳定可靠的电力保障。
未来的趋势是，随着新能源技术的进步、储能成本的降低以及电网基础设施的完善，火电的比例将逐步下降，而清洁能源的占比将不断提升。但这个转型过程是渐进的，需要平衡好能源安全、经济发展和环境保护等多方面的关系。
网友意见
这个回答首答是2017年。
从2021年回看，对行业说的还挺准的。
新建的风光电源没有补贴了，甚至开始进入电力市场走低价了，储能单价跌破了1500，大多数省份都要求新能源电站配置储能，抽蓄的电价前两天放开了，电力市场覆盖范围越来越大，火电灵活性改造了，调峰属性越来越强。
最近的行业热点，除了制氢，这个回答应该都说到了。
我得好好的得意一下，以安慰自己的瘪钱包。
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受邀请了，就来说一下。我是做新能源规划和设计的，这是利益相关，先澄清一下。
首先确立一个技术人员常常忽视的观念：在工程领域，技术不是问题，成本才是。这里的成本不止是直接投入的金钱，也包括社会所承担的隐形成本---虽然有时候这些隐性成本不太好计算。
比如，现在要修一条路，为什么总是绕着山脚走，让司机们开着十分不爽？事实上我们完全有能力把山整个炸平在移走，修一条大家行车无比畅快的笔直道路，只是这样做可能要花上百亿，而绕山走可能只需要花几千万，还要考虑炸山引起的潜在生态破坏。
由于：“炸平大山的成本 +因为炸山导致的生态成本“ > ”绕山脚修路成本+因为绕路而产生的额外社会成本，包括油耗、警示牌、事故等+因为绕山修路导致的生态成本”，所以我们最终选择绕山，而不是直接炸平。
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说明这个原则后，我们再来说题主的问题。
发电是一个成熟的行业，本质上不存在技术问题，而仅涉及成本。
由于广义的火电包括燃油、燃煤、燃气、然生物质固体等众多类别，我们假设这里的火电仅指燃煤火电。
我国是一个煤炭资源十分丰富的国家，而且相当多的煤炭品质较好。所以燃煤发电是一个显而易见的经济选择，即使加上脱硫脱硝电除尘，绝大多数省的火电上网电价依然可以控制在0.25~0.45元/度之间，如此低的价格仅次于大型水电。而一直被很多技术人士看好的核电，其核准的电价反而为0.43元/度，超过绝大多数省份的火电电价。
另一方面，火电具有优异的调峰性能，电力的供需需要实时的平衡，但是我们需要保证大家时时刻刻都能用电，不能随便的拉闸限电。所以只能通过调节发电厂的发电量来维持系统的稳定。正如高票答案所说，没风、阴天、没水的时候怎么办？核电调峰性能不太好，只能依靠火电来调节。那么如果不用火电呢？技术角度当然有解决的办法，比如上超大规模的储能、上超级多的抽水蓄能电站，上大量的燃气轮机来补充---但是无一例外，都会出现成本巨大，电价贵的要死的情况。(为了避免误解，我要提一下，火电调峰好，是相对于新能源来说的，调峰最好当然是带库区的水电.....但是水电不够嘛)
电力作为大工业生产的基础能源，如果电价贵的要死，那么我们生活中的一切价格都会出现大幅的涨价，大家一夜回到解放前。
那么取代火电的好处是什么呢？首先，也许能降低一点点污染---大型火电的污染已经很小了。其次，能减少不少碳排放（脱硫脱硝电除尘不包括二氧化碳，二氧化碳不算是污染物，但是算温室气体），这取决于你是否相信碳排放导致了全球气候变化威胁我们的生存，我个人对此没有深入研究，不予置评。最后，煤炭是有限的，可以做化工原料，白白烧掉，从长远来看是很可惜的，对资源不算是优化配置。
我们真的会为了以上这些好处，付出价格大幅上涨的代价吗？不管你们愿不愿意，反正我一个搞新能源的都不愿意。
这就是为什么火电依然在中国占大比例的原因：丰富的资源，相对较好的性能，让火电在我国拥有无可比拟的成本优势。由于我国水电储量不能满足全国的用电需求，火电在可预见的未来，依然会拥有十分重要的地位。
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以上算是对火电的支持，再来说说被很多人诟病的风电和光伏。
风电和光伏发电几乎不消耗任何的资源，没有任何碳排放，光伏还可以很灵活的做成很小的系统，用于偏远地区，这是它们的优势。而被人诟病，主要是高昂的补贴、不稳定的出力和光伏生产过程中的高耗能和污染。
1、关于补贴。几乎所有的新兴技术一定需要社会力量的支持，否则新兴技术缺乏成熟产业链，不太可能和完全成型的传统行业相竞争。这种支持可能是风投、企业自身的研发，当然也可以是政府补贴。有人认为只要是新兴行业，自由资本市场一定会给予支持，政府可以完全不必插手，这个看法属于市场万能论，过于理想化，不再展开细说。
一种产业的发展，一般经历“研发阶段---试点阶段---商业开发---成熟产业---优势技术”几个阶段，大多数新技术在研发阶段都可以获得一定支持，但能进入商业开发阶段的新技术少之又少，能进入成熟产业，在上下游拥有成熟供应商的技术更少，需要艰苦的市场培育。风电和光伏也同样沿着这样的道路前进，而国家的大规模补贴，恰恰是在商业开发阶段才开始的---国家觉得你能在前俩阶段脱颖而出，未来就有希望，才来扶你一把。地热发电也是可再生能源，和火电一样有调峰能力，现在还在眼巴巴的等着政策。
考虑到国家不能永远补贴一个产业，在这种潜在的压力下，风电和光伏的技术进步非常迅速，在2009年9月，光伏组件的价格还是9元/W，电站的总造价水平是17000元/kW，而8年之后的今天呢？组件价格水平已经报出了2.3元/W，电站总造价水平是6000~6500元/kW。而印度人的报价可以达到4700元/kW---与知乎讽刺印度的风气不同，我们在部分工程领域的国际竞争中已经感到了印度的强大压力（主要源自低廉的人工，要求不太高的标准）。
8年之内，光伏的价格下降了60%，风电并不如光伏这样迅速，但是也在快速降低。在这种快速的降价趋势下，风电和光伏发电的电价水平也在迅速下降，2016年，迪拜出现了2.99美分/kWh的竞标电价，折合2毛钱，追上甚至超过了火电的水平。这并不是一个孤例：2016年全球可再生能源最低报价盘点-新闻-能源资讯-中国能源网
而我国的光伏、风电标杆电价也在快速下调，1~4类资源区的风电电价即将达到0.4~0.57元/度，光伏是0.65~0.85元/度，对照火电、核电的上网电价，风电的是不是不那么吓人了呢？对比工厂、商场动辄0.8~1.3元/度的用电电价，光伏的电价是不是觉得还不错呢？
所以，补贴终究会取消，这是一个扶持产业的过程，不是一个补贴的骗局。（金太阳、电动车中出现了大量骗补，但这是一个执行层面问题，不是政策大方向的问题）
2、关于出力波动的问题。从目前来看，还没有很好的解决办法，如在火电中所说，抽水蓄能、电池和燃气的价格都很高昂（抽蓄本身价格还行，还是考虑到自身效率和输送损耗，加上选点位置有限，也有很大的劣势）。也这是我作为新能源从业者，一直考虑要不要转行的主要原因。
从技术上看，出力波动问题不能依靠单一技术手段解决，最终可能是这样：
（1）光伏、风电价格进一步下降至火电水平，同时由于无温室气体排放，可以通过碳排放交易获得一些收入（这里是环境效益货币化的体现，不属于补贴）。在此技术上，加上储能设备的价格下降（半年前4000元/kWh的某厂家，现在已经报价到了3000元/kWh，并表示还能再降），可再生能源电站可以配置部分储能，平抑自身波动。
（2）抽水蓄能电站、天然气冷热电三联供的建设（三联供还是有价格优势的），增强系统的调峰能力。
（3）电力市场的实施，有限保证了可再生能源的上网，而火电则可能转为一种调峰电源，通过作为备用容量获取收益。
以上（2）、（3）点除了大规模的技术改造，还涉及到很大的利益重新分配。是否应该这样做，所涉及的内容过于庞大。屁股决定脑袋，大家都会根据自己的岗位，找出一套有利于自己的说辞。所以我不相信任何人，也不建议大家相信任何人的说法。在愿意上知乎答题的人的层次中（比如我），没有人弄得清。
3、光伏污染和能耗的问题，污染问题，我不是上游企业，不是很清楚，但是上大型工业企业都要过环评的，这是一个相不相信政府的问题。
能耗问题，有人说光伏25年发的电还不够制造板子所消耗的电力，这其实是个Energy payback time的事情，有相当多的研究。可以自由的去搜。从学术界成果来看，还是能回本的。
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想起来2009年，在UK做毕业设计的时候，问老师的问题：您觉得未来新能源、核电、火电、水电哪些能在竞争中胜出呢？
我的老师不是啥泰斗，但是现在回想起来，我觉得说的很有道理：还看不到有哪种技术可能产生压倒性优势，因此未来更可能是一个多种能源共同配合的体系。
在这么安静的晚上，超脱出自己的小行业，仿佛感受到了各种技术路线，以及背后的人们，因为生存的压力和利益的驱使---也可能带有一点点的理想---拼命奔跑，互相竞争的宏大图景。
希望我们的未来更好吧。
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开会间隙写的，居然上日报了，补充一些我觉得比较好的一些评论，让答案更严谨：
有关于火电调峰的（玩家）：火电调峰性能，煤电启停过程太久，并不具备良好调峰性能，更多是作为网内主力负荷，调峰由燃气和水电来进行。煤炭性能，国内有好的煤炭，但占更大比例的电煤品质只能算是一般，让部分企业不得不好坏掺杂来烧。目前主力机组逐渐往60w，100w机组在发展。以前的30w机组和没配套建设环保设施的正在逐步关停。但目前国产的高合金比如p91材质在百万机组的使用中正逐步出现问题，技术成熟可能只是针对以前30w机组而言了吧。百万机组的技术，任重而道远。
有关于生物质成本的（senyan guo）：生物质能发电，是醉翁之意不全在酒。
效率，肯定差。燃煤电厂是怎么处理煤的？要达到煤粉的200目，生物质能燃料在加工时就很可能起火。不那么细的，效率低。还有大量的硫，磷，烟气处理更难。还有水份问题。
生物质能发电，一大块还是环保考虑嘛。为了消化秸秆，贴钱也得上。
这又涉及到国本，农业问题了。虽说家庭联产对基本生存很有必要，但是缺陷也是很显著的。规模农场可以消化很多秸秆，以沼气，饲料，造纸，还田等等消化很多。但是，家庭规模做不到。特别是越发达，家庭农业越认为秸秆是累赘。只好一烧了之，带来了特有的夏秋污染。
只好上生物质能发电了。鼓励不要烧秸秆，而是集中处理。
但，难度太大。补贴虽说有，但远远不能抵消成本。一般模式多用BOT，主要盈利看政府官方补贴。
收集，运输，处理成本太高。相比之下，发电和烟气处理成本就是小儿科了。
有关核电调峰的（枫叶飘零）：核电调峰性能不好？不敢苟同。可以把部分蒸汽排出去，不发电。
另一位hope20082010：关于核电调峰不难的补充应该外行了：是用的堆跟机模式，即反应堆功率随发电机功率变化而变化，确实很多限制，就在于反应堆的控制。不可能通过排蒸汽来调峰的，最多紧急跳机时也许会排。至少不可能通过排蒸汽，让反应堆保持满功率而让发电机80%功率～也不是说二回路蒸汽少了功率就低了，如果是，那机组控制也太简单了～也不可能通过持续排蒸汽来来降功率，排气怎么能确保压力温度等等参数的稳定？反应堆的控制可是要严格参考这些参数的。
我母校的博士同学.1.评论中，“核电调峰性能不好？不敢苟同。可以把部分蒸汽排出去，不发电”不可行。2.我刚才提过，不存在单一核电，核电一定有配套的大功率储能（抽水蓄能）。即使核电本体，也具备一定调峰能力，只是不足以应对目前电网复杂的调峰需求罢了。3.核电当然要参与调峰，且实际已经参与调峰。但对核电的要求不同。以核电的体量（在中国电力系统中并不大）和技术机制（低碳、热惯性大），并不必要苛求核电具有极高水平的调峰能力。
核电的这个很有意思，出现了不同意见，我下次和核电同学聊天又有话题了。
谢邀。
这种问题回答得太多了。今天就简单说一下吧。先上图
这是目前最新的截止到2016年底的数据，（数据来源：
2016年全国电力工业统计快报数据一览表）。
第一：我国之所以到现在火电仍然占比超过60%，发电量占比甚至超过70%。原因是多方面的。主要来讲，历史原因、政策原因、技术原因都有。
1、历史原因方面：我国工业化起步比较晚，大规模工业化对电力的需求大家心知肚明。况且考虑技术和建设周期，电力的建设必须先于工业企业的建设，否则会严重影响工业化的速度。所以在上世纪改开后，我们的电力建设进入黄金时期，那时候技术不先进，加上90年代苏联解体西方制裁，火电相对于我国储量丰富的煤炭资源来讲，无疑是最合适的（建设周期短）。2000年后，经济进一步提速，新世纪的第一个十年，火电规模疯狂扩张，主要还是飞涨的GDP对电力的需求，加上电力改革分了地盘，各发电集团忙着做大自己的势力范围，火电建设周期短，技术相对成熟，同时也出现了一些盲目投资。再后来就是四万亿砸出来了一些。
第二：我国火电的装机占比从原来的超过80%降低到现在的64%，而且没有出现大规模的“电荒”，对于一个年均GDP增长7-8%的工业国家来讲，都是非常不容易的。况且这里面还伴随着采用全面国产化的大容量、高参数的环保机组（600MW及以上）不断替换小机组的技术进步过程。在此期间，一方面光伏、风电技术的进步跟不上经济发展速度，加之我国当时没有先进核电的核心技术，导致核电的安全性受到质疑（
2008-2009年的国家口号是建设百座核电站，直到3.11日本地震后核电项目的全面停建，虽然这几年恢复了部分项目，但是内陆核电包括沿长江核电是全部停了）；另一方面我国1000MW级先进火电机组的全面国产化，都给火电发展提供了机遇。
第三：环保方面：现在1000MW级超超临界机组的全面推广和国家环保法对火电厂大气污染的严格限制（严于欧美日标准），火电对环境的影响其实早已经降低到可接受的范围内了。火电厂的平均污染水平从2011年（火电厂大气污染物排放标准（GB 13223－2011））新规定开始，加上新环保法的执行，起码从基层的火电企业来说，我接触过的，只要是精神正常的，都不敢再去在环保上面动歪脑筋了。
沿海和重点地区是另一套标准：
这可是少有的领先世界的标准了：
第四：关于火电的未来。火电在未来相当长的一段时期，都将是我国电力工业的主要电源支撑。技术的进步是一方面，主要还是火电的先天优势（地理条件要求低，建设周期短，技术成熟，投资相对不大）所决定的，另外火电目前还是要朝着大容量、高参数的环保型机组（包括600MW及以上的CFB机组）和热电联产机组的方向发展，不排除啥时候经济不行了，国家搞全面供热，不是又是一个大工程？（个人猜测哈哈）。
当然，目前随着宏观经济放缓，国家电力相对过剩，部分地区严重过剩，能源局已经叫停了很多省份的火电建设项目。说明国家层面对于电力建设的规划已经有了变化，新能源产业肯定是未来发展的主要方面。但是：
水电产业受地形影响严重，目前主要集中在云南四川等西南地区的怒江雅鲁藏布江的部分区域，而且受到丰水和枯水期的影响较为严重，不太适合承担长期基础负荷。
核电仍是主要发展点。按照十三五电力规划，到2020年国家计划有5800万装机的核电机组，同时大力推广第三代核电技术，深入研究内陆核电和小容量核电技术。
光伏、风电等由于自身的特性，注定是成不了气候的，而且光伏虽然发电没有污染，但是占用土地面积，而且在（硅）材料的生产过程中，需要消耗大量的能源和产生大量的污染，其实是不经济的。光伏和风电企业的效益， 目前主要来源于国家财政补贴的高电价，这实际上是违反市场规律的。
大型火电机组现在污染已经控制在一定范围内，枯水期完全可以和核电搭配承担基础负荷，中小型火电机组可以承担电网调峰调频任务。丰水期停运火电机组，核电和大型水、火电承担基础负荷，部分指标较好的中小型火电和抽蓄等承担调峰调频任务，停运剩余部分的中小型火电机组即可。太阳能和风能什么的，注定只能打酱油。
（补充一下，我的答案是针对我国情况的，欧洲情况和我们不同，一是电量低，大部分都不足我国的十分之一，调峰调频压力低；二是后工业国家社会需求，加上有旁边的国家火电核电的大电网兜底，不用担心负荷不够拉闸限电；三是欧洲国家国土面积小，资源丰富地区距离负荷中心的距离有限，输电压力小。）
回答有点乱，有些还是凭印象答的，错误之处请见谅。
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