作为可调节电源，煤电还承担着备用、调峰等重要的系统服务功能。由电量型电源向电力型电源转变，也是在我国特定的电源结构现状下加速可再生能源规模化利用而赋予煤电的新使命。为此，2016年国家能源局已经部署煤电机组灵活性任务工作，而东北电网辅助服务市场化也将为电力型煤电机组探索新的商业模式。但是，辅助服务市场的发展、调整和成熟尚需时日；更重要的是，指望辅助服务收益来弥补煤电因利用小时数下降的收入损失也非常不现实。以全世界来看市场机制最为成熟的美国PJM为例，2010-2015年其批发市场中各种辅助服务（运行备用、无功补偿、调频和其它）占总收入的平均比例不过3%。
（五）弃风、弃光、弃水问题展望
2016年弃风、弃光、弃水问题呈恶化趋势，弃风弃光的主要原因有四个方面：一个是布局问题，二是电网输送问题，三是系统调节能力问题，四是总体电力过剩。为此“十三五”规划国家能源局坚持集中与分散并举原则；在可再生能源布局上已进行了系统优化；以贴近需求和就近消纳原则，大力促进风电光伏的就近消纳和分布式、分散化发展；同时，通过煤电灵活性改造、加快抽蓄和气电发展等措施全面提升系统的灵活性，提高电力系统的调峰能力。
然而，持续恶化的弃风弃光，除了技术问题，更重要的还是体制机制和深层次利益格局调整问题。在过剩形势加剧和经济形势不明朗的环境下，预计2017年“三北”地区弃风弃光问题将难有改善。另一方面，还应关注目前中东部和南方省区的新问题冒头。
政策建议
2017年是实施“十三五”规划的关键一年，也是电力体制改革的关键一年，必须在“建市场、转机制、调结构、促转型、提效率”上取得实质性突破。
一是认真评估“十三五”煤电装机目标的合理性和必要性。建议在2017年底进行中期评估，按程序对煤电规划目标进行滚动修正。
二是升级执行“三个一批”煤电调控政策，力争2019年之后不再投产新增煤电项目。严控煤电装机规模，使其利用小时数保持合理水平，避免煤电行业陷入长期亏损境地。
三是结合电力体制改革探索与构建电力型煤电机组的商业模式。根据备用机组、灵活性改造机组的资本回收情况、年运行固定费用、备用与调峰的变动与机会成本等要素设计电力型煤电机组的商业模式，据此进行电力市场规则设计。选择典型省份开展辅助服务市场改革试点，为煤电逐步从电量型机组向电力型机组转变设计适用的市场机制。2017年东北地区辅助服务市场化试点将全面启动，应在实际运行的基础上尽快总结经验、及早全面推广。
四是加快电力市场、特别是现货市场建设。按计划削减煤电的计划电量指标，2017年3月后新投产的煤电项目不再下达计划指标。对商业化能力较强的风电，探索市场化支持新机制：在细化落实可再生开发目标引导制度和非水可再生能源发电配额考核制度的基础上，变FIT为固定补贴政策，改革电力调度机制，探索通过电力市场和绿色证书交易等多种途径实现可再生能源的高效规模化发展。
特别是，电力市场改革已进入攻坚阶段，如2017年不能在现货市场、特别是跨区现货市场落地上取得突破，持续改革的动力和动能受阻，改革可能会陷入僵持阶段。而在当前雾霾横行、经济下行压力巨大的环境下，有效的跨区电力市场有望在降低经济整体运行成本、激发经济增长活力、空气质量改善和减排协同方面发挥联动作用。以京津冀电力市场为例，如果北京的燃气电站不是用于北京的基荷，而是作为调峰电源参与京津冀电网平衡，这样河北的风电消纳问题可得到极大改善，而北京也将因大幅降低供电成本而受益，同时因减少了煤电电量京津冀的空气质量改善也将受益。
