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如同能源富余而清洁的能源不足一样，中国目前煤电富余而灵活的煤电不足。
2016年7月4日，国家能源局综合司发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，将丹东电厂等16个煤电站确定为提升火电灵活性改造试点项目。
国家能源局称，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。
事实上，煤电的灵活性改造与我国新能源发展不无关系。与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时，煤电和新能源之间可形成协作关系，但当煤电规模超过一定阈值时，两者之间就会发展成为竞争关系。这是由于，当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言，高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择，而这也是为什么中国最近热衷于煤电灵活性改造的原因。
当煤电规模超过临界值时，新能源的扩张不可避免地会带来煤电发电小时数的下降，例如西北地区2015年的新能源装机比例与火电发电小时数同比下降均超过了全国平均水平(单位：小时)
如果将目光转向国际上的新能源典范，不难发现风电光伏的成就背后离不开包括煤电机组在内的调峰电源的支撑：德国已经成为欧洲新能源标杆之一，但其对煤电厂的需求反而比从前更加旺盛;丹麦因2015年风电发电量占总用电量的42%，一度引发业界的高度关注，但这一成就的背后是欧洲电网强大跨国电力交换能力，准确的说，是其邻国水火调峰电源的保障。可以说在目前的技术条件下，离开传统电源谈新能源，就如同在沙地上盖楼一样不甚可靠。因此对中国而言，在其他调峰电源供不应求的情况下，对现有煤电进行灵活性改造，是目前支撑新能源发电最有效的策略之一。
然而，如同能源富余而清洁的能源不足一样，中国目前煤电富余而灵活的煤电不足。一般来讲，煤电的运行灵活性包括调峰能力、爬坡速度、启停时间等三个主要部分。与德国和丹麦两大模范生相比，中国在这三个方面技术指标相对较低。例如在最缺乏的调峰能力上，丹麦煤电机组的冬季供热期最小出力可以低至15%-20%，德国为25%-40%;中国则为60%-70%左右。未来存在很大的提升空间。
但是，对于长期担负基荷的中国煤电厂而言，让其从电量提供商转型为服务提供商并非易事，这不仅意味着约60-120元/千瓦的改造费用、以及频繁启停机组所造成的设备加速折旧，更标志着发电小时数的下降。灵活性的改造固然可以借助行政手段，让账面数据像脱硝率一样在短时间内实现爆发式的增长，但调峰辅助服务市场的建设与完善，应该是更为有效的手段——在完善的电力市场中，煤电的调峰电价可以达到常规时的数倍，如果其所带来的收益可以抵消上述的一系列负面因素，很难想象会有企业拒绝这种程度的诱惑。正如丹麦的火电利用小时数虽然从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500~3000小时，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益，这无疑是个水到渠成的过程，正如风电和太阳能在中国曾经的迅速起步一样。
