【财新网】为促进新能源消纳，推进煤电行业节能降碳，国家能源局10月21日晚发布《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》（下称《意见》），鼓励通过煤电灵活性改造、新能源直接接入公用煤电机组、热电联产机组、沿海煤电机组，以及与自备煤电机组打捆等五种场景，推动煤电与新能源消纳协同发展。

《意见》明确，融合项目新能源产生的弃电，不纳入新能源利用率统计与考核。同时，对于符合条件的融合项目，给予资金补助。

随着新能源持续高速发展，具有间歇性、波动性的风电、光伏与电力系统调节能力之间的矛盾日益突出。截至今年7月底，中国光伏发电装机达12.86亿千瓦，历史性超过煤电装机，成为装机规模最大的电源品类，占到全国发电装机的31.5%；风电装机容量6.9亿千瓦，占比16.9%。

传统电力资源难以适应快速增长的新能源调节需求。2026年上半年，风电、光伏发电利用率分别为90.9%和91.4%，同比分别下降2.3个和2.6个百分点。

煤电在中国多数地区仍是电力系统调节资源的主体。进一步挖掘煤电机组的调节能力，既有助于为新能源消纳创造空间，也是降低电力系统整体碳排放水平的重要途径。

《意见》明确五类融合场景，分别涉及近区公用煤电机组协同送出、热电联产机组清洁供热、海上风电与沿海煤电机组协同送出、自备煤电机组与近区新能源打捆利用，以及新能源替代煤电厂自身用能。

电力规划设计总院副院长何肇10月21日撰文分析，截至2026年8月，中国在运煤电发电量约占各类电源总发电量的一半，具备较大的绿电替代空间；同时，煤电厂周边电网、水源、交通等配套基础设施相对完善，可较好承接新能源项目建设与并网。

《意见》提出，在公用煤电机组场景下，煤电企业可以通过深度调峰改造压低机组最小技术出力，为近区新能源腾出发电空间，再利用煤电既有送出线路协同送出。

目前海上风电送出通道紧张，政策则提出对沿海煤电机组和送出系统实施相应改造，挖掘既有输电通道潜力，成为海上风电并网送出的有力支点。

对于自备煤电机组，新能源则可通过公用电网或直接接入等方式，替代部分发电量和供热量，满足重点行业绿色用能要求。

《意见》鼓励上述三类融合项目年度碳排放较融合前降低5%以上，力争降低10%以上。

在供热场景中，《意见》鼓励通过电制热、储热等电热协同系统，以新能源替代部分煤电供热。对于煤电厂自身用能，《意见》支持新能源直接参与厂用电等煤电自身用能环节，提升绿色用能替代水平。

何肇分析，区域层面，“三北”及东部沿海地区煤电规模较大、新能源资源丰富，机组整体运行条件优良，具备优先开展各类融合模式试点的条件，为全国其他地区提供可借鉴的示范样本。

不过，何肇指出，当前煤电与新能源融合仍面临问题和挑战。首先，各地资源禀赋、接网送出、消纳能力等差异较大，行业内尚未形成标准化的煤电与新能源融合场景模式，一定程度制约了融合模式推广实施。另外，在技术要求上，各地在煤电节能降碳改造力度、新能源接网方式、电量计量、涉网性能等尚无统一要求，差异较大。

当前，中国煤电平均调峰深度达到40%左右，“十四五”期间全国累计完成煤电灵活性改造4.85亿千瓦，进一步压低煤电机组最小技术出力的改造成本将明显抬升，煤电企业开展调节能力改造升级的动力有待加强。

融合项目的潜在价值之一，是提高既有电力基础设施的利用效率，减少新能源单独建设送出设施的需求。

在投资模式上，《意见》鼓励由同一主体统筹开发，或通过联合体实施运营，并提出对符合条件的项目予以资金补助，鼓励企业拓宽投融资渠道、盘活存量基础设施。

在接网方式上，《意见》明确，融合项目新能源场址边缘与煤电厂址的直线距离原则上不超过100公里。新能源可以直接接入煤电厂区内储能储热设施、厂内配电装置或送出系统第一接入点，形成统一整体后共用线路送出。项目还须具备煤电与新能源独立电量计量条件，确保计量界面清晰、结果准确。

共用线路遵循公用电网的运行和管理规则。《意见》要求项目与公用电网形成清晰的物理界面和责任界面，公平承担相关费用；项目仍按照现行电力调度机制运行，通过参与电力市场实现协同运行。

新能源全面入市后，融合项目的经济性将受到电价波动影响。《意见》支持融合项目参与电力和碳市场交易，并要求地方完善市场和价格机制。

降碳效果上，《意见》提出建立融合项目碳排放核算方法，并完善煤电与新能源协同运行以及参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范。■