隨著電力改革的不斷深入和節能減排、上大壓小等政策的實施，一大批大容量、高參數、能耗低的機組投入運行，傳統煤電企業容量小、能耗高、人員多、技術水平低的劣勢日益凸顯，企業競爭能力不斷下降。

尤其近幾年，國內經濟發展速度持續放緩，電力供需形勢由偏緊轉為寬松，火電行業產能過剩的態勢日益加劇。在這種嚴峻的局面下，傳統煤電企業必須順應形勢，以清潔化、高效化、低碳化、環保化發展作為主攻方向，積極應用先進發電技術，加快結構調整、轉型升級，提升可持續發展和綜合競爭能力，形成火電為主、風光并進、多元發展、多點盈利的企業發展模式，將單一的火電企業轉型升級為高效、清潔、節能、環保的新型能源企業。

發展天然氣發電。《電力發展“十三五”規劃》明確提出，要充分發揮現有天然氣電站調峰能力，推進天然氣調峰電站建設，在有條件的華北、華東、南方、西北等地區建設一批調峰電站，新增規模達到500萬千瓦以上。適度建設燃氣蒸汽循環熱電聯產項目，推廣分布式氣電，“十三五”期間天然氣能源消費比重力爭達到10%、全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦。可見，天然氣發電是傳統煤電企業未來規劃發展的一條重要途徑。

凡事有利有弊，要針對目前燃機運營成本高于燃煤發電機組的問題，在稅收、財政等方面積極與地方政府溝通，爭取燃氣發電項目的政策扶持;在氣價方面與燃氣公司協商，爭取合理的躉售優惠價格，才能保證企業的盈利能力。

實現冷熱聯供。《熱電聯產管理辦法》對熱電聯產項目建設條件進行了明確和規范，規定“規劃新建2臺30萬千瓦級抽凝熱電聯產機組的，須滿足以下條件:機組預期投產年，所在省(區、市)存在50萬千瓦及以上電力負荷缺口;兩臺機組與調峰鍋爐聯合承擔的供熱面積達到1800萬平方米;采暖期熱電比應不低于80%;項目參與電力電量平衡，并納入國家電力建設規劃”;《電力發展“十三五”規劃》明確提出因地制宜規劃建設熱電聯產項目，按照“以熱定電”的原則，在充分利用已有熱源且最大限度發揮其供熱能力的基礎上，規劃建設熱電聯產項目;《國家能源局關于進一步調控煤電規劃建設的通知》指出，民生熱電項目不納入風險預警等級為紅色省份煤電項目暫緩核準、暫緩開工建設之列。這些政策是城市周邊具備熱負荷、電負荷、熱電比等條件的老火電企業尋找“突破點”、開展熱電聯產項目的重要政策支撐。

同時，要揚長避短，充分利用老廠的土地、鐵路、煤場、人員污染物排放指標等資源，抓住項目核準由“等煤量替代”嚴格為“等容量替代”的政策走向，利用原有的機組關停容量，作為抽凝式熱電聯產項目突破口。尤其是熱、冷負荷需求穩定地區，更可以根據“在役熱電廠擴建熱電聯產機組時,原則上采用背壓熱電聯產機組”的要求，了解區域內工業熱負荷和冷熱聯供負荷需求情況，建設背壓機組，走出一條發電和冷、熱聯供的新路。

發展非化石發電。《能源發展“十三五”規劃》提出，“‘十三五’時期非化石能源消費比重提高到15%以上”“非化石能源和天然氣消費增量是煤炭增量的3倍多，約占能源消費總量增量的68%以上”“重點發展低速及7~10兆瓦級風電機組，穩步推進甘肅、河北等地區風電基地建設，大力推動中東部地區分散風能資源開發”;《可再生能源發展“十三五”規劃》提出“到2020年，風電裝機2.1億千瓦以上、太陽能發電裝機1.1億千瓦以上”;《太陽能發展“十三五”規劃》提出“到2020年，光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上”“優先支持分布式光伏發電發展，重點支持分布式光伏發電分散接入低壓配電網并就近消納”“實施‘領跑者’計劃，加速推進光伏發電技術進步和產業升級，加快淘汰落后產能”。顯而易見，在如此眾多扶持新能源的政策支持下，乘新能源之“風”破煤電困局之“浪”，加快新能源項目發展是提高傳統煤電企業可持續發展能力的重要方法。