界面新闻记者|席菁华

煤电与新能源融合成为“十五五”煤电节能降碳的重点任务。

10月21日，国家能源局发布《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》（下称《意见》），推动煤电进一步挖掘调节能力，为新能源腾让利用空间；新能源逐步替代部分燃煤发电和供热，进而带动煤电降碳。

这是中国首份专门针对煤电与新能源协同发展的意见文件，也是《新型电力系统建设“十五五”规划》中“煤电与新能源融合发展”的具体落地规范。

“近两年，有关煤电与新能源融合发展的政策部署明显加快。”绿色创新发展研究院(iGDP)副主任杨鹂告诉界面新闻。

杨鹂表示，《意见》进一步拓展和细化了煤电作为系统调节性电源的作用方式，从自身改造扩展到与新能源协同开发和运行，将两者融合发展从方向性要求落到了融合场景、技术要求和配套机制等具体实施层面。

“过去强调煤电自身的保供、调峰作用，现在则要求以煤电的可控出力、既有送出通道和供热设施，为新能源腾让发展空间。煤电的角色由独立发电和调节主体，逐步延伸为多种电源协同运行的支撑载体。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利则对界面新闻称。

关于为何在此时下发新政，王永利认为最直接的推动力是新能源增长与系统调节能力建设不同步，另一重推动力则来自煤电转型的经济压力。此外，经过前期技术改造和项目探索，煤电与新能源协同发展已具备一定实施基础。

近三年，中国新能源年均新增装机达到3.6亿千瓦，源荷双侧波动持续叠加，带来净负荷峰谷差不断拉大，光伏利用率持续降低。2026年上半年，风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比下降2.3、2.6个百分点。

与此同时，“十四五”期间，全国累计完成4.85亿千瓦煤电灵活性改造，未来深调面临着更大的技术难度和成本约束。

“煤电企业面临电量收益下降与调节成本上升的双重压力，迫切需要通过融合发展建立新的成本分担和收益实现机制。”王永利解释称，通过挖掘煤电既有调节潜力和送出设施，有望以较低的增量成本拓展新能源消纳空间。

政策层面较此前最重要的变化之一，是煤电从“单机改造”转向“电源协同”。

《意见》强调，煤电与新能源融合应在不降低煤电对电力系统支撑调节能力的前提下实施。新能源规模要与煤电机组改造升级提升的调节能力匹配，确保融合项目不挤占系统原有调节能力空间。

“由此，煤电灵活性不再只是被动适应风光波动的技术指标，而直接关系到新增新能源能否开发、能否有效消纳，推动煤电改造与新能源发展形成相互促进的关系。”王永利表示。

另一大变化是煤电从技术改造延伸到资产利用和经营模式创新。

《意见》提出五类融合发展典型场景，因地制宜体现不同类型煤电机组的融合价值。

一是新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳。煤电机组通过深度调峰改造或配建储能储热系统，与近区新能源打捆并利用煤电送出线路实现协同送出。

二是新能源直接接入近区公用热电联产煤电机组实现清洁供热。支持新能源制热供汽与煤电供热系统协同运行，替代部分民生和工业供热。

三是海上风电直接接入沿海公用煤电机组实现协同送出消纳。通过煤电机组深度调峰改造建设和送出系统增容改造，实现具备条件的海上风电登陆后，依托沿海煤电机组及其送出系统协同运行送出。

四是近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用。支持近区新能源通过公网或直接接入自备煤电机组，满足重点行业绿色用能要求。

五是厂内或近区新能源直连煤电厂用能系统实现煤电自身用能绿色替代。利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件，将厂区内分布式新能源或近区新能源直接接入煤电厂用能系统，提升绿色用能替代水平。

其中，对近区公用煤电机组协同送出消纳模式、海上风电协同送出消纳模式、自备煤电机组打捆利用模式三类场景，提出碳排放较融合前降低5%以上，力争降低10%以上的要求。

怀柔实验室科研团队执行负责人王庆华公开发文表示，上述目标强调以实际降碳成效检验融合质量，而非以新能源建设规模论成效。

《意见》还明确，到“十五五”末，煤电与新能源融合场景模式成熟应用，融合项目相较改造建设前的年度碳排放水平显著降低。

电力规划设计总院党委常委、副院长何肇撰文称，预计“十五五”期间融合发展的新能源规模将超过2亿千瓦，将降低年二氧化碳排放量1.3亿吨以上。

“煤电转型的价值衡量标准将发生变化。以往主要关注单机煤耗、调峰深度和可靠保供能力，今后还需要关注新能源实际替代电量、减排成效及系统整体效益。”王永利称。

为更好地促进新能源消纳，《意见》提出加大煤电节能降碳改造实施力度。现役煤电机组通过调节能力改造、增设储能储热系统、送出系统增容、建设厂区或近区新能源等方式，为新能源消纳利用腾挪空间。

此外，鼓励技术研发和应用，加强储能储热、宽温域熔盐等储热介质、超（特）高温热泵、电加热设备、协同运行平台等技术研发。

为推动《意见》落地见效，政策给予多方面支持。

《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。

“这为各地区煤电与新能源融合项目的开发释放了政策空间。”杨鹂对界面新闻解释。

过去，新能源利用率既是衡量消纳水平的重要指标，也是影响地方新能源开发规模和建设节奏的约束条件。如果对融合项目沿用统一考核要求，可能使企业为追求较高利用率而过度配置储能、扩建送出设施，反而增加系统整体成本。

王永利认为，这一政策将改变不同主体的行为激励。

对于地方政府，有助于减轻融合项目开发与区域利用率考核之间的矛盾；对于发电企业，虽然弃电不再计入相关考核，但弃电造成的发电收益损失仍需自行承担，促使企业更加重视项目经济性和协同调度能力；对于电网企业，仍需依法依规履行接网、调度和安全保障职责。

在开发模式方面，《意见》鼓励由同一主体统筹开发实施，或通过建立联合体实施运营。在资金支持方面，对符合条件的煤电与新能源融合项目予以资金补助。

市场机制方面，支持融合项目参与电力和碳市场交易，合理体现融合项目环境价值。提出加快标准体系建设，健全协同运行和参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范，形成煤电与新能源融合项目碳排放核算方法。

融合模式对新能源和煤电企业均形成利好。

新能源项目通过煤电深度调峰腾让发电空间、共享既有送出线路，部分受制于接网和消纳条件的项目有望获得开发机会，并降低重复建设成本。

对于煤电与新能源由同一主体开发的项目，可以通过新增新能源投资收益、共享存量资产及优化协同调度，提高集团整体经营效益；对于仅提供调峰或送出条件的煤电企业，则需要通过辅助服务市场、合作协议或收益分成兑现其贡献。现有容量电价主要补偿可靠保供能力，并非融合项目的新增专项收益。

但王永利提醒，融合项目整体收益改善，并不代表煤电企业一定能够同步增利，“融合发展的可持续性，最终取决于新增收益和系统成本节约能否覆盖煤电让电及改造成本，并在参与主体之间形成合理的利益分配。”