2018年4月3日， 中国煤控课题组发布了最新研究报告《持续推进电力改革 提高可再生能源消纳》。报告回顾了2017年电力行业煤炭消费控制成果，结合电力供需形势和可再生能源消纳形势量化了当年发电耗煤与煤控情况，并分解了各项供给侧改革措施的控煤效果。其次，对电力新常态的特征进行研判，对“十三五”后期电力供需形势进行了展望，提出并量化了推进需求侧管理、强化可再生能源消纳、经济调度提升能效等主要供给侧改革措施的节煤潜力。对电力行业重要的供给侧改革措施——火电灵活性改造对风电并网消纳的影响进行了系统分析。最后，报告分析了2018年电力行业供需形势，匡算了电力行业发电耗煤规模，并针对电力供给侧结构性改革及风电消纳提出若干政策建议。
2017年12月26日，国家能源局组织召开全国能源工作会议，努尔·白克力局长表示2016与2017年煤炭去产能超过5亿吨，提前完成煤炭去产能五年计划中前三年的目标，煤炭市场严重过剩局面得到有效遏制，煤炭有效供给质量大幅提高。2017年淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，完成了年初《政府工作报告》提出的煤电调控目标，其中，煤电装机新增3900万千瓦左右，比2016年减少约400万千瓦，煤电建设投资同比下降25%，煤电建设速度和规模得到有效控制。
2018年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，旨在实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和采暖季节煤改电的需求。指导意见提出加快推进电源侧调节能力，包括实施火电灵活性提升工程、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用。指导意见鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程。支持社会资本参与火电灵活性改造，以及各类调峰电源和大型储能电站建设。针对火电灵活性改造促进可再生能源消纳问题，华北电力大学煤控课题组进行了深入的案例分析与政策研究。
自2016年四季度以来，四大高耗电行业用电增长较快，推动了全社会用电快速增长。2017年1-11月份，四大高耗电行业增速同比增长；合计用电量占全社会用电量的比重为28.9%，对全社会用电量增长的贡献率为19.7%。全年四大高耗电行业合计用电量增长4.0%。在煤电同比增长导致煤耗增加的同时，国家能源局通报了2017年前三季度缓解弃水、弃风、弃光状况。前三季度，全国弃水、弃风、弃光局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。2017年“三弃”现象改善的主要原因有：全社会用电量的较快增长、输电通道的进一步建设以及风电光伏装机逐渐从西部、东北地区向东、中部地区转移的新布局。课题组根据单位煤耗下降情况和煤电发电量估算2017年电力行业实际消耗11.91亿吨标煤，比预计减少0.48亿吨标煤。其中，弃风弃光问题的改善约贡献0.11亿吨标煤节约量，可再生能源替代效应约贡献0.25亿吨标煤节约量，电力行业能效提高约贡献0.12亿吨标煤节约量。
2017年可再生能源电力受限严重地区弃水、弃风、弃光状况明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到90%左右。甘肃、新疆弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%及以下。甘肃、新疆弃光率降至20%左右，青海、宁夏弃光率控制在6%以下。其它地区风电和光伏发电年利用小时数也基本达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数（或弃风率低于10%、弃光率低于5%）。
作为电力行业供给侧改革的主要措施之一，火电灵活性改造受到中央领导与能源主管部门的高度重视。火电灵活性改造的技术路线主要有五个方面：一是纯凝机组低负荷运行、深度调峰，二是改善机组爬坡率，提高机组负荷响应速度，三是火电机组快速启停，四是热电联产机组热电解耦，五是锅炉燃料灵活可变。报告对初期的火电灵活性改造与风电并网消纳的关系进行了案例研究，选取吉林和河北为典型省份，分析了风电消纳现状及火电灵活性改造对风电并网消纳的影响，并从经济性角度进行了灵活性改造的成本收益分析，对东北辅助服务市场深度调峰补偿机制进行了研究，总结了影响风电运行和消纳的主要因素。
以吉林省风电消纳为例。吉林省拥有丰富的风能资源，却也面临严重的弃风问题。2015年吉林省弃风率高达32%，风电利用小时数仅1430小时，远低于全国平均水平，2016年更是降到1333小时，弃风电量29亿千瓦时，弃风率仍达30%。弃风的主要原因是电力系统灵活性不足，调峰能力差。我国的资源禀赋以及火电的低发电成本决定了当前及未来很长一段时间内我国发电装机以火电为主，尤其在“三北”地区热电联产机组占比高，供热期为了保证民生供热实行以热定电方式运行，系统最小出力难以压缩，导致在大风期风电发电空间有限。另外在东北地区抽水蓄能、天然气发电等灵活电源的建设条件有限、大风期与供热期重叠且具有反调峰性等特点，进一步加剧了调峰难度，尤其在春节期间，需要通过大量弃风来调峰。火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力，成为当前解决风电并网消纳的主要措施。
从企业层面看，火电企业能否从灵活性改造中获得预期收益才是愿意进行灵活性改造的关键。东北作为全国第一个电力辅助服务市场试点，相应的电力辅助服务市场运营规则目前是最透明和全面的。进行辅助服务市场规则下灵活性改造电厂的成本收益分析对于进一步完善补偿机制、推广火电灵活性改造有重要意义。模拟比较发现，在不同情景下，试点项目的改造收益都大于成本，灵活性改造在经济性上具有可行性。华能长春热电厂灵活性改造项目的预计内部收益率高达23.95%，投资回收期仅需5.13年，总投资收益率为17.04%。值得注意的是该改造项目采取合同能源管理模式，由乙方负责全部投资，电厂只需要提供场地，不需要增加额外资本投入；另一方面，由于目前灵活性改造的电厂较少、而深度调峰的补偿标准很高，这些因素都给电厂进行灵活性改造提供较大吸引力。
报告建议有序推进火电机组灵活性改造，并不断完善辅助服务补偿政策。尽管灵活性改造不能从根本上解决弃风问题，但在短期内对风电并网消纳仍然是可行性最高的路径。要根据规划要求，继续部署火电机组尤其是热电联产机组的灵活性改造，增加‘三北’地区的调峰能力。随着灵活性改造的项目越来越多，当前过高的补偿标准将会导致不可持续性。因此应一方面有序推进灵活性改造，一方面不断完善补偿政策，避免价格扭曲，推动补偿报价向均衡点移动，同时保证改造电厂有合理的收益、促进风电消纳及发电侧整体保持经济性。建议修改深度调峰价格机制，变统一出清为按报价出清，这样可以充分发现不同机组的实际深调成本，激励深调成本低、能力大的机组优先调峰。
加快电力市场改革、从计划体制向市场机制过渡才是解决弃风问题的根本办法。国外电力市场中并没有深度调峰这一辅助服务，调峰问题是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力（负荷）来解决的。为避免因预测准确率不高而导致的对电网安全运行冲击情况的发生，调度与系统平衡参与者之间的责任界面必须加以明确区分。这意味着加快市场的整体设计与联动运作至关重要。
同时，课题组认为，当前的标杆上网电价与“三公”调度政策，事实上造成了落后煤电机组不愿意退出的“激励扭曲”。2018年是现货市场试点启动的年份，有关部门与试点省份应注重健康电力市场环境的塑造与培育，从激励机制上引导能效水平差的落后煤电机组主动退出市场或由电量型转向电力型机组，而恰当的市场机制是引导落后煤电机组退出或重新定位的关键。
