电力行业发展呈现新的特征咨询2，系统中的作用将向电量和电力调节型电源转变。我国以煤为主的资源禀赋和煤电是煤炭清洁、高效、经济、便捷的最好利用方式，决定了煤电在一定时期内仍将在我国能源电力系统中发挥重要作用。为支撑更大规模的新能源消纳和系统运行，需要煤电机组更多地提供系统调节服务，更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能，其市场定位将由传统的提供电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。
　　未来，煤电还有一定的发展空间。柴油发电机发展空间既要满足电量平衡又要满足电力平衡。从电量平衡看，目前煤电利用小时数仅为4300小时左右，而煤电机组本身的利用小时数完全可以达到5000小时甚至更高，存在较大的电量增长潜力，考虑其他新增电源，可以不安排新的煤电项目；从电力平衡看，由于新能源发电有效容量低。为满足电力平衡要求，需要建设一定规模的火电（煤电）装机来“托底保供”。我们预计2025年煤电装机可控制在12~12.5亿千瓦以内，2030年达到峰值。
　　能源绿色低碳转型不是简单地“去煤化”，煤电装机增加不等同于碳排放量增加。一是实施电能替代，优化用能方式。目前，我国尚有约7亿吨煤炭直接燃烧，用于采暖或提供热负荷，压减散烧煤用于发电，碳排放并没有增加。二是通过技术创新，降低煤电机组供电煤耗。三是服务新能源发电，转变煤电利用方式。煤电为新能源发电“让路”，利用小时数已从2010年的5030小时下降至目前的4300小时，降幅为15%；随着新能源大规模开发，煤电利用小时数还将进一步下降，煤电装机碳排放呈明显下降趋势。计算分析表明，煤电碳排放已基本进入平台期，将于2025年达峰，之后将加速下降。
　　电力行业发展呈现新的特征咨询2，从供给侧和消费侧共同提升系统综合调节能力。我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，新能源富集的“三北”地区更是不到3%，调节能力先天不足。而抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制、气电受气源气价限制、储能受经济安全性限制，均不具备大规模建设条件，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。国内外运行经验表明，煤电灵活性改造技术成熟；经济性上，提升单位千瓦调峰容量成本约在500元～1500元之间，相比抽水蓄能、气电、储能均具有比较优势。目前，灵活性改造整体完成情况距“十三五”规划目标还有较大差距。东北地区辅助服务补偿政策激励力度大，完成度高；西北、华北完成较少。推动煤电灵活性改造，一是要加大辅助服务补偿力度。2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。二是完善补偿政策，综合考虑企业增加的改造成本、运维成本和损失的机会成本，切实保障煤电项目取得合理收益，激发煤电企业灵活性改造的积极性。三是加强规划引导，有序安排煤电灵活性改造项目。重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰。对于新能源消纳困难的“三北”地区、核电出力受限的地区，可考虑改造部分60万千瓦亚临界煤电机组参与深度调峰。四是发挥市场机制作用，适时出台容量电价，扩大灵活性交易品种。
　　没有消费侧的积极变革，就不可能有能源高质量发展，必须强化需求侧管理，提升用户侧灵活性。通过引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，实现削峰填谷、移峰平谷，从而减少系统调峰需求，降低用电成本。以山东省2018年用电负荷为例，全省95%以上的高峰负荷约400万千瓦，累计持续时间约147小时。通过需求侧管理削减尖峰负荷，不仅可以减少电源装机500万千瓦，延缓电厂和电网配套投资合计约400亿元，还改变了电网的负荷特性，降低了峰谷差，减少了用户侧的调峰需求，从而使发电侧的调节能力更好地满足新能源消纳要求。
　　电力行业发展呈现新的特征咨询2加强需求侧管理，要充分发挥信息化系统优势，强化智能电网系统平台建设、电能服务产业培育，与泛在电力物联网、“互联网+”智慧能源示范、电动汽车充放电服务、电能替代等工作密切结合，不断深化电力需求侧管理工作内涵和外延。峰谷分时电价政策是电力需求侧管理的有效手段，要进一步扩大分时电价的实行范围，确定科学、合理的峰谷分时电价比。
　　深化电力市场化改革，推动形成科学的电价机制。加快建设全国电力市场，打破省间壁垒和市场分割。结合电价改革进程，妥善解决电价交叉补贴问题，降低电价中政府基金及附加比重，还原电力商品属性。稳妥推进增量配电改革试点，促进输配电网协同发展、安全运营。统筹推动电力市场与碳交易市场深度融合，发挥市场高效配置资源优势，明确电力企业二氧化碳排放硬约束，通过碳约束倒逼电力结构优化，改善发电结构，提高发电效率，挖掘减排空间。
　　强化电力高质量发展指标评价。为贯彻落实能源安全新战略，中国电力企业联合会遵循国家构建清洁低碳、安全高效的能源体系要求，研究提出电力行业高质量发展目标，主要有：2025年，电能占终端能源消费比重达到29.5%，非化石能源装机占比达到48%左右，非化石能源发电量占比达到37%左右，非化石能源占能源消费比重达到19.5%左右；综合碳排放强度402克/千瓦时，综合发电煤耗165克标煤/千瓦时；单位火电发电量CO2排放量为830克/千瓦时，单位煤电发电量SO2、NOx排放量分别为0.12克/千瓦时、0.16克/千瓦时；逐步形成3%尖峰负荷的响应能力。