能源革命和转型正在深刻改变中国电力行业的发展轨迹。在电力系统过渡期间，煤电的作用已成为行业讨论的焦点。

目前，中国约有50％的煤炭发电公司亏损，债务比率高且资本链紧缺。一些公司甚至面临关闭或破产的风险。以中国的五家国有公用事业公司（即华能，大唐，华电，国家电力投资集团公司和中国能源集团）为例，2018年，其火电（主要是煤炭）业务中超过43％遭受亏损。这些损失有三个原因。

首先，电力需求增长速度的下降，煤炭发电的产能过剩以及可再生能源的快速发展，都导致了煤炭发电的过剩，反过来又降低了其发电能力。2018年，中国燃煤发电的平均利用小时为4,361小时，远低于设计标准利用小时的5,300至5500小时，导致某些燃煤电厂的收入大幅下降，甚至亏损。

其次，高昂的燃料成本和低廉的电价压榨了煤电。在2016年至2018年期间，中国的煤炭开采业总共削减了8.1亿吨的煤炭生产能力。煤炭开采行业的供应方结构性改革导致煤炭价格大幅上涨。煤炭价格上涨使煤炭发电公司首当其冲地承受了高昂的燃料成本。同时，煤电价格联动机制的频繁失败意味着高昂的燃料成本没有及时反映在电价中。结果，燃料成本增加了，但电价并未调整。

第三，全球气候风险急剧增加，逐步淘汰煤炭已成为全球趋势。目前，包括德国，英国，荷兰和韩国忠清南道在内的许多国家和地区已经制定了淘汰煤的时间表。此外，包括世界银行和亚洲基础设施投资银行在内的100多家全球金融机构已经发布了政策和声明，以撤回或限制未来对煤炭和煤炭发电的投资，以最大程度地减少大规模搁浅资产的风险。

根据许多中国研究机构的预测，“十四五”期间（2021年至2025年）中国的电力需求增长率可能会进一步下降至4％左右。考虑到中国每年新增的非煤，清洁发电能力和需求侧资源可以分别满足每年3％至4％和0.5％的电力需求增长，因此中国无需建造新的燃煤发电就可以满足其不断增长的电力需求第十四个五年计划期间的产能。甚至连一些现有的煤电都有望被可再生能源和需求方资源所取代。

考虑到以上因素，在“十四五”期间应实施以下建议，以减轻燃煤发电的经济困难，实现电力系统的低碳转型。

中国应继续深化煤炭发电行业的供给侧结构性改革，改善经营环境。300兆瓦及以下不符合环境保护，能源消耗，安全，技术和其他监管标准及要求的燃煤发电机组应予以强制关闭。中国还应积极关闭使用寿命已过，没有盈利希望，没有资源进行改造以满足环保和安全标准的新旧发电机组。

中国应加快对燃煤发电机组的改造，将燃煤发电的角色从主要发电供应商转变为灵活性和服务供应商。在“十四五”期间，第三和住宅部门的用电量将保持比第二部门更快的电力需求增长率，使需求侧的高峰负荷特征变得更加明显。同时，可再生能源的更大电网整合将要求电力系统具有更多可调节电源。因此，将来供应侧和需求侧都将对电力系统的灵活性提出更高的要求。考虑到经济和资源限制等因素，天然气和抽水电将很难完全满足电网要求，

中国还应深化电力部门改革，维护燃煤发电的公平经济回报，促进可再生能源的发展。在继续推动电力部门改革和建立现货市场的同时，中国还应扩大配套服务市场试点项目的范围，完善电力市场交易规则，加强市场监管，利用市场机制补偿燃煤电厂提供的电力。辅助服务，确保煤电获得合理回报，并增加了对可再生能源的支持。

此外，中国应严格执行燃煤发电的环境标准，并促进节能和需求侧管理。尽管超低排放燃煤电厂可以达到燃气轮机的排放标准，但天然气电厂的实际排放水平仍然远远低于超低排放燃煤电厂。此外，燃煤电厂在处理重金属（例如汞，废水和废渣）方面仍然面临问题。此外，煤炭发电的二氧化碳排放量几乎是天然气发电的二氧化碳排放量的两倍，它对气候变化产生了巨大的负面影响。在环境保护和减缓气候变化的压力下，应继续对煤炭生产，运输，转化，采掘，采掘，采掘业，采掘业，采掘业，采掘业，采掘业，农业，和利用率。考虑到中国的高峰负荷持续时间超过最大电力负荷的95％和90％，通常分别少于24小时和一周，因此应采用电价政策和激励机制等多种措施来帮助需求侧资源在改善电力负荷管理和减少不必要的燃煤发电投资方面发挥更大的作用。