未来4年，“三北”地区火电机组灵活性改造将达到约1.98亿千瓦，这一目标已写进电力发展“十三五”规划。
改造完成后，预计将为“三北”地区增加4500万千瓦的调峰能力。
这4500万千瓦的调峰能力，对于三北地区的新能源行业而言，是极其珍贵的消纳空间。
受到电源装机、调峰能力、消纳机制、送出通道等多重因素影响，新能源消纳难问题已经成为制约我国新能源发展的关键因素。
为解决这一困境，电源、电网、负荷三方力量各显神通，其中在电源侧，火电灵活性改造被视为一个重要的突破口。
风火矛盾升级2016年，全国弃风电量和火电利用小时数分别创下历史新高和新低。
用电需求趋缓，各类电源装机却快速增长。
风火矛盾日渐升级。
全国弃风电量高达497亿千瓦时，相当于北京市2016年全年用电量的一半，主要集中在西北和东北地区。
而被认为挤占风电消纳空间的火电，日子也不好过，利用小时数降至4165小时，创近52年来的新低。
在热电机组占比较大的东北，风火矛盾尤为突出。
“十二五”期间，东北是全国经济增长最缓慢的地区，电源建设却未停滞。
过去六年，东北地区电源装机增长47%，比同期负荷增长高出26%。
2016年，东北电源装机规模已达其最高负荷的2.5倍，与之对应的则是发电设备利用率持续走低，2016年仅为3452小时，远低于全国平均水平。
相比2010年，风电利用小时数下降386小时，而火电更是下降了692小时。
除了局部地区供大于求，风电的波动性也增加了其并网难度。
而风电项目大量上马，对电网的灵活性提出了更高的要求，调峰电源的发展势在必行。
但国内抽水蓄能、燃气等灵活调峰电源比重低，倒是调峰能力相对较差的煤电占据了电源结构的67%，“三北”地区更是高达70%。
雪上加霜的是，在调峰能力本就不高的火电机组中，调峰能力最弱的热电机组又占据了大半空间。
在“十二五”末期，华北、东北、西北的供热装机占火电比例分别为72%，70%和47%。
在供暖期，供热机组为保证供热，以热定电，难以参与深度调峰，调峰能力大幅下降。
而“三北”地区的大风期主要集中在冬季，正好对应了调峰能力最弱的供暖期。
2016在国家电网经营区内60%的弃风电量发生在供暖期。
业界渐有共识，要实现能源清洁转型要扶持风电大力发展，必须在火电身上多下功夫，让电力系统变得灵活。
在保证供热的前提下，尽量减少火力发电，为风电腾出消纳空间，同时尽量提升火电调峰能力，为风电提供并网支持。
而以上两点，火电灵活性改造都能做到。
所谓火电灵活性，主要包含运行灵活性和燃料灵活性两个方面，两个方面各有侧重。
其中运行灵活性主要是为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件，包括提升已有煤电机组的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度。
在这方面，风电大国丹麦可谓其中翘楚，2016年1月国家能源局副局长郑栅洁在京会见丹麦能源气候大臣拉尔斯•克里斯蒂安•利勒霍特，会见期间，双方共同签署了《关于建立中丹火电灵活性合作伙伴关系的谅解备忘录》。
政策鼓励改造为清洁能源腾出空间的火电运行灵活性显然是近期目标。
为此国家能源局等五部委于2016年3月下发《热电联产管理办法》，明确提出“为提高系统调峰能力、保障系统安全，热电联产机组应按照国家有关规定要求安装蓄热装置”。
到了2016年年底，能源局公布的《能源发展‘十三五’规划》和《电力发展‘十三五’规划》再次提到进行火电灵活性改造，改善电力系统调峰能力，并做出了改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦的设想。
一方面政策推崇火电灵活性改造，鼓励火电参与调峰，减缓弃风，但另一方面，若缺少利益的驱动，火电厂的动力难免会稍显不足，风火矛盾只能说解决了一半。
其实，在火电有偿调峰方面，早在2006年，电监会就曾印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，指出有偿调峰应按照社会平均容量成本和提供深度调峰损失的电量及启停调峰的次数为依据，确定补偿标准，并要求“各区域电监局根据本办法，结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，制订实施细则”。
随后各区域先后制定并多次修改了各自的实施细则，以弃风严重的“三北”地区为例，按照最新标准，华北和西北在有偿调峰部分规定类似，即火电基本调峰标准应达到额定容量的50%，机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发电量，按照50元/MWh(0.05元/kWh)进行补偿。
其中西北有关火电调峰机组仅提到非供热燃电机组。
这个补偿力度，显然对火电参与调峰没有足够的吸引力。
为此，2014年东北能监局则在细则的基础上出台了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》，2016年更新为《东北电力辅助服务市场运营规则》(以下简称《规则》)，《规则》中对火电厂深度调峰的补偿方案详见下表。
虽然采取浮动报价形式，但总体而言深度调峰补偿价格要远高于其他地区。
至于有偿调峰补偿费用的
