2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，应向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。

 “双碳”背景下，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活方向转型。电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2023》显示，我国电力系统灵活性持续改善，“十四五”前两年，煤电“三改联动”改造规模超过4.85亿千瓦，完成“十四五”目标的81%左右。

“煤电+储能”的耦合，将常规电源变为宽域调节电源，实现调节性电源的转变，提升火电机组涉网性能。目前，全国已有12个省份在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的内容，主要鼓励参与电力辅助服务市场。相关数据显示，在各个应用场景中，用户侧储能、火电配储运行较为充分。截至2023年6月，用户侧储能每1.2天可以完成一次完整放电；火电平均每天可以完成两次以上完整充放电。 

“煤电+CCUS”同样被寄予厚望。2023年，我国与CCUS相关的政策加速出台，相关企业更是加快布局示范项目，几乎每两个月就会有较重要的大型示范项目传来开工或投产的好消息。其中，2023年6月投运的国家能源集团泰州发电有限公司50万吨/年CCUS项目最受瞩目，该项目是亚洲最大的煤电CCUS项目，其成功投运标志着我国大规模煤电CCUS技术日趋成熟，为我国后续开展更大规模的二氧化碳捕集利用奠定了坚实基础。另外，“煤电+CCUS”项目在小场景中也得到应用，整体稳步推进，但是总捕集能力低、项目运营成本高、产品应用场景窄等问题依然存在，仍需继续攻关。

同时，燃煤机组掺烧生物质燃料也被重新考虑，但是由于政策支持力度小，国内煤价下跌将使得电厂掺烧生物质既“费力”又“赔钱”，后续此模式的接受和扩展程度还需要关注。 

根据《新型电力系统发展蓝皮书》的描述，煤电长期发展的方式将发生改变，未来要根据相应的场景，发展风光水火储一体化项目、煤电联营、港电一体化等项目，实现多能互补，“煤电+”的新发展方式值得去探讨和实践。

近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业出现较大亏损。2023年以来，电煤价格震荡下行，加之燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，煤电企业亏损情况有所缓解，但电煤价格总体仍处于相对高位，且电价尚未完全覆盖发电成本，煤电企业尚未整体实现扭亏为盈。伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率或将不断下降，导致收益率下滑。此外，受负荷率和发电量下降、辅助服务补偿不到位、投资收益难以保障等因素影响，煤电机组实施“三改联动”动力不足，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新，制约行业发展。

容量电价政策有利于维持煤电企业稳定运营，并有序引导发电容量投资，为煤电转变发展模式提供有利条件。业界认为，该政策的出台有望解决煤电利用率低下导致的收益问题，从而推动灵活性改造大规模开展。但当前开始实行容量电价政策的山东、广东、云南也由于不同省份能源结构和电力供需不同，容量电价政策有一定差异，而且容量电价或将影响煤炭长协合约的约束性。整体来看，业内对其理解还不统一，后续若要出台相关的考核机制，具体落实还有待观察。