当前，新能源从“配角”迈入“主角”行列，传统火电厂正从基础性电量供应的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。但在转型进程中也面临一些问题，例如，政策定位与激励机制需完善，技术支撑能力有待强化等。建议：
一、 健全市场化动态调节机制。出台全国性调节性电源专项政策，明确其在新型电力系统中的功能定位、核心职责与考核评价标准。完善“容量电价﹢电量电价﹢辅助服务”的多元定价体系，细化调峰、调频、备用等辅助服务补偿标准，建立与转型成本、调节绩效挂钩的动态调整机制，将灵活性改造投资、低负荷运维附加成本合理纳入电价疏导范围。深化辅助服务市场改革，优化交易规则与结算机制，畅通火电调节能力价值变现渠道。
二、 强化技术创新，破解转型运维瓶颈。加大国家科技重大专项、能源领域重点研发计划投入，聚焦存量机组深度调峰改造、低负荷稳燃与脱硝优化、灵活性改造后机组寿命评估等关键技术攻关，联合科研院所、龙头企业组建创新联合体，开展产学研协同创新。推进新一代智能化煤电装备研发，突破高精度负荷调控、智能诊断运维等核心技术，实现具备长期低负荷稳定运行能力的智能化机组产业化应用。完善调节性火电技术标准体系，制定差异化改造技术指南与运维规范，开展改造效果第三方评估与优化提升，保障转型后机组安全高效运行。同时，推动储能、氢能等技术与火电耦合发展，提升机组调节灵活性与清洁能源消纳能力。
三、 优化资源配置，构建全国一体化协同格局。统筹能源资源布局与新型电力系统建设需求，编制跨区域火电调节能力优化配置规划，建立东中西部转型协同协调机制。通过技术帮扶、资金引导、人才交流等方式，助力资源型地区破解转型难题，推动转型进度与区域新能源发展需求精准匹配。深化全国统一电力市场建设，完善跨区域辅助服务共享与利益分配机制，实现火电调节能力在全国范围内高效流转与优化配置。强化电网对火电调节能力的支撑作用，优化跨区域输电通道调度运行，提升系统对各类电源的统筹调控能力，保障新型电力系统安全稳定运行。
