在我國電力系統轉型過程中，風力、太陽能等新能源比例將大幅增加，最終成為主體電源。為適應新能源電源運行特點，電力系統需要配備大量的調節性電源。從當前技術條件及經濟性看，大規模商業化部署新型儲能設施還不成熟，靈活可靠的燃煤發電仍是最佳選擇，這就需要煤電加快清潔低碳化發展與提升靈活調節能力。

2023年6月，國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》指出，煤電作為電力安全保障的“壓艙石”，應向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2030年前煤電裝機和發電量仍將適度增長，并重點圍繞送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網重要節點等區域統籌優化布局。

“雙碳”背景下，煤電機組通過節能降碳改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯動”，實現向清潔、高效、靈活方向轉型。電力規劃設計總院發布的《中國電力發展報告2023》顯示，我國電力系統靈活性持續改善，“十四五”前兩年，煤電“三改聯動”改造規模超過4.85億千瓦，完成“十四五”目標的81%左右。

“煤電+儲能”的耦合，將常規電源變為寬域調節電源，實現調節性電源的轉變，提升火電機組涉網性能。目前，全國已有12個省份在相關政策中涉及了鼓勵火電配儲發展的內容，主要鼓勵參與電力輔助服務市場。相關數據顯示，在各個應用場景中，用戶側儲能、火電配儲運行較為充分。截至2023年6月，用戶側儲能每1.2天可以完成一次完整放電；火電平均每天可以完成兩次以上完整充放電。

“煤電+CCUS”同樣被寄予厚望。2023年，我國與CCUS相關的政策加速出臺，相關企業更是加快布局示范項目，幾乎每兩個月就會有較重要的大型示范項目傳來開工或投產的好消息。其中，2023年6月投運的國家能源集團泰州發電有限公司50萬噸/年CCUS項目最受矚目，該項目是亞洲最大的煤電CCUS項目，其成功投運標志著我國大規模煤電CCUS技術日趨成熟，為我國后續開展更大規模的二氧化碳捕集利用奠定了堅實基礎。另外，“煤電+CCUS”項目在小場景中也得到應用，整體穩步推進，但是總捕集能力低、項目運營成本高、產品應用場景窄等問題依然存在，仍需繼續攻關。

同時，燃煤機組摻燒生物質燃料也被重新考慮，但是由于政策支持力度小，國內煤價下跌將使得電廠摻燒生物質既“費力”又“賠錢”，后續此模式的接受和擴展程度還需要關注。

根據《新型電力系統發展藍皮書》的描述，煤電長期發展的方式將發生改變，未來要根據相應的場景，發展風光水火儲一體化項目、煤電聯營、港電一體化等項目，實現多能互補，“煤電+”的新發展方式值得去探討和實踐。

近年來，受煤炭價格高企等多重因素影響，煤電企業出現較大虧損。2023年以來，電煤價格震蕩下行，加之燃煤發電機組市場交易電價有所上浮，煤電企業虧損情況有所緩解，但電煤價格總體仍處于相對高位，且電價尚未完全覆蓋發電成本，煤電企業尚未整體實現扭虧為盈。伴隨新能源裝機的持續擴張，煤電機組容量利用率或將不斷下降，導致收益率下滑。此外，受負荷率和發電量下降、輔助服務補償不到位、投資收益難以保障等因素影響，煤電機組實施“三改聯動”動力不足，不利于煤電靈活性資源潛力挖掘和創新，制約行業發展。

容量電價政策有利于維持煤電企業穩定運營，并有序引導發電容量投資，為煤電轉變發展模式提供有利條件。業界認為，該政策的出臺有望解決煤電利用率低下導致的收益問題，從而推動靈活性改造大規模開展。但當前開始實行容量電價政策的山東、廣東、云南也由于不同省份能源結構和電力供需不同，容量電價政策有一定差異，而且容量電價或將影響煤炭長協合約的約束性。整體來看，業內對其理解還不統一，后續若要出臺相關的考核機制，具體落實還有待觀察。