現階段，我國新能源發電產業已經步入高速增長期。國家能源局數據顯示，截至2022年底，我國非火電裝機占比約48%，其中風電和光伏裝機約7.6億千瓦，新增裝機自2020年來連續三年突破1億千瓦，在裝機結構占比上已經呈現對煤電的快速替代趨勢。

新能源高速增長的同時也給電力安全穩定供應帶來一系列挑戰。一方面，高比例新能源顯著提升了電力供給的隨機性，進一步加劇了電力供需的時間錯配，電力平衡對于系統調峰的依賴性明顯增強。從日內看，光伏在晚高峰時段幾乎無出力；從全年看，風電和光伏季節性出力與全社會用電需求也呈現出一定的峰谷錯配。在此情況下，用電高峰期的電量平衡高度依賴具備系統調節能力的常規電源，煤電機組兜底調節作用進一步凸顯。而在用電低谷期，高比例新能源并網也要求提高系統靈活性，通過降低煤電等調峰電源出力為大規模新能源消納利用騰挪空間。另一方面，盡管調峰需求持續擴大，我國靈活性調節電源建設目前仍較為滯后。發展較為成熟的抽水蓄能易受季節性因素和極端天氣影響，靈活調節能力有限；新型儲能則受技術和成本約束，仍不具備大規模部署和應用的條件。發電側的隨機性持續攀升與靈活電源支撐不足相互疊加。面向新型電力系統的構建，協同推進煤電轉型與新能源發展，加快提升系統調峰能力迫在眉睫。

當前，我國正積極推動煤電“三改聯動”和“兩個聯營”，著力提高電力系統靈活性和安全性。結合實際發展情況來看，具體的改革舉措包括：

第一，煤電定位由主力型電源向調節型電源轉變，是保障電力安全穩定供應的可靠選擇。首先，提高電力系統調峰能力需立足“先立后破”原則。未來煤電機組的重要功能，是通過逐步降低發電小時數從基荷電源向調峰電源轉變，在為新能源高速發展騰挪空間的同時，配合新能源的不穩定出力特性，提高新型電力系統靈活性和供電可靠性。其次，相對新型儲能和抽水蓄能而言，將我國龐大的煤電機組靈活性改造為調峰電源不僅單位成本更低、建設周期更短、適用范圍更廣，且不易受到天氣因素影響。煤電是當前條件下最具經濟性、靈活性和廣適性的調節電源。再次，煤電作為系統調峰電源也是促進煤電與新能源一體化聯營的迫切需要。靈活性改造之后的煤電機組具備可靠的系統調峰能力，便于與新能源進行統一規劃、建設和運維，形成風光火儲最優組合，最大程度提高電源輸出的穩定性和電力系統的抗風險能力。

第二，發揮煤炭的靈活調節作用，需健全完善電力調峰價格補償機制，提高煤電參與系統調峰的積極性。從成本端來看，煤電作為調峰機組既要求增加靈活性改造投資，也會導致煤耗、運維等成本上漲。但現有調峰補償機制尚不能為煤電調峰提供合理經濟回報，煤電企業難以覆蓋靈活性改造投資和調峰損失。加之煤電企業電量收入將伴隨煤電發電小時數降低而逐步減少，煤電調峰的積極性普遍較低。因此，亟須通過政策手段對進行調峰的煤電企業予以合理補償。短期內，考慮適度提高煤電調峰補償額度，減輕系統調峰給煤電企業帶來的高成本負擔，激發煤電機組靈活性改造投資的積極性；中期內，按照“誰受益、誰補償”的原則，盡快打通用戶側參與輔助服務成本分擔的環節，健全煤電調峰補償分攤機制；長期內，則要進一步完善煤電價格形成機制和容量成本回收機制，讓市場價格充分反映煤電在電力支撐和系統調節方面的雙重價值。

第三，綜合考量煤電調峰與新能源消納的系統性成本，優化確定經濟技術最優的新能源利用指標。隨著技術迭代和規模化發展，風光等新能源發電成本持續降低，但高比例新能源消納的系統性成本卻在不斷上漲。同時，伴隨新能源滲透率的大幅提高，煤電機組頻繁參與系統調峰還可能降低機組運行的安全性和穩定性。因此，在電源側，要辯證看待新能源消納問題，根據各地的電源結構和負荷特性設定相對合理的新能源消納閾值，避免片面追求新能源一刀切式的百分百消納。尤其是在風光發電裝機占比達到30%以上之后，更要綜合考量系統調峰的經濟成本和安全因素，必要時可以通過合理優化風光的發電時長，緩解調峰壓力，降低整體系統成本，平衡好新能源消納與電力系統經濟性、安全性之間的關系，找到經濟最優、技術最優的發展路徑。在電網側，則要加強數字化、智能化電網支撐，提高新能源出力的負荷短期預測水平，為煤電機組預留調峰安全裕度創造有利條件，促進新能源電源與煤電調峰機組高效配置和互補發展。