煤电与新能源融合发展政策解读

国能发电力〔2026〕69号 · 国家能源局 · 2026年9月28日

过去几年，煤电在舆论场上的形象有点尴尬——“落后产能”“要被替代”“双碳包袱”。

但国家能源局9月底发布的这份《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，给出了一个完全不同的答案：煤电不是新能源的对立面，它正在被重新定义成新能源的“通道”和“调节器”。

一句话：让新能源的电，借煤电的“腿”走出去；让煤电的调节能力，换新能源的消纳空间。文件不长，信息密度极高，我们拆成四件事来看。

一这份文件到底想解决什么

官方定义很直白——煤电与新能源融合，是煤电节能降碳的重要抓手，也是促进新能源消纳的有效手段。翻译成行业语言，它同时回应了两大现实痛点：

● 煤电的痛点：改造投入大、利用率下滑、碳约束越来越紧，单靠“深度调峰”已经撑不住。

● 新能源的痛点：装机狂飙，但送出通道紧张、弃风弃光回升、利用率考核压力大。

融合的逻辑就是让两者互相“借力”：煤电通过改造腾出最小技术出力空间，新能源直接接到煤电机组旁边，共用送出线路、共用调节资源、共同参与市场。文件设定的时间节点也很明确：到“十五五”末，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。

注意，这里有一条最容易被忽略的前置底线：融合必须在“不降低煤电对电力系统支撑调节能力”的前提下实施。任何以牺牲煤电调峰能力为代价的“融合”，都不在政策鼓励范围内。

二五类场景：先对号入座

这是全篇最具操作性的部分。文件划定了五种融合模式，本质上对应五种不同的资源禀赋和项目条件。

场景一 · 新能源接入近区公用煤电机组，协同送出消纳

最常见的模式。煤电通过深度调峰改造压减最小技术出力，把发电空间让给近区新能源；配套储能储热系统实现“低储高放”，最终共用煤电的送出线路。

碳门槛：年度碳排放较融合前降低5%以上，力争10%以上

场景二 · 新能源接入公用热电联产煤电机组，做清洁供热

重点是“电热协同”——改造建设电制热、储热系统，用新能源替代煤电供热，同时提升机组调峰顶峰能力、降低供热受阻比例。北方民生采暖地区是主战场。

场景三 · 海上风电接入沿海公用煤电机组

针对海上风电送出路由紧张的沿海地区。统筹登陆点选址、汇集站布局，挖掘既有送出系统的潜力和廊道资源，做增容改造，让海上风电登陆后“搭车”送出。

碳门槛：同上，5%以上、力争10%以上

场景四 · 近区新能源接入自备煤电机组，打捆利用

主要面向有自备电厂的企业。新能源可通过公网或直连方式接入自备机组，替代其发电量和供热量，帮助重点行业满足绿色用能要求。

碳门槛：同上，5%以上、力争10%以上

场景五 · 厂内或近区新能源直连煤电厂用能系统

最“轻量”的一类。利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施的屋顶和空间资源建设分布式新能源，直接替代厂用电。

这一类没有设定碳降幅硬指标，门槛相对最低，适合作为起步动作

三三条硬约束，直接决定项目生死

政策给了空间，但也划了线。以下三条务必逐条核对。

约束一：100公里红线

文件明确：原则上融合项目新能源场址边缘与煤电厂址的直线距离不超过100公里。它实际上重构了项目选址逻辑——此前的“就近”是个模糊概念，现在是可量化的红线。前期策划、资源摸排、打捆方案，都要按这个半径倒推着做。

约束二：清晰的物理界面与责任界面

融合项目必须与公用电网形成清晰的物理界面和责任界面，并公平承担相关费用。接入方式有三种选择：接入厂内储能储热设施、接入厂内配电装置、接入送出系统第一接入点，形成统一整体后共用线路送出。

约束三：必须“可观、可测、可调、可控”

这是涉网性能的硬要求。新能源接入煤电厂用能系统，不得影响煤电厂自身的涉网性能；暂态（静态）稳定、短路电流水平、电能质量等均须达标。煤电与新能源必须独立电量计量，关口计量表要合理设置。

技术上，文件还点名了攻关方向：储能储热、宽温域熔盐储热介质、超（特）高温热泵、电加热设备、协同运行平台——大概率会成为下一轮技术招标和市场关注的热点。

四三个“真金白银”

其一 · 弃电不纳入利用率考核

这是整份文件里最“炸”的一条。原文：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。融合项目的消纳压力被实质性松绑，测算模型里的“利用率红线”约束需要重设。这可能是许多原本不成立的项目重新“活过来”的关键。

其二 · 中央资金补助

文件明确“加大中央资金支持力度，对符合条件的煤电与新能源融合项目予以资金补助”，同时鼓励拓宽投融资渠道、盘活存量基础设施。

其三 · 市场与环境价值通道

支持融合项目参与电力市场、碳市场交易，鼓励各地探索创新运营方式，合理体现融合项目的环境价值。鼓励由同一主体统筹开发，或通过联合体实施运营——为发电企业、新能源开发商、地方平台之间的合作打开了组织形式上的口子。

五落地的关键，其实在省级

文件把执行权交给了地方：各省级能源主管部门要制定本地细化举措，重点明确两件事——电网线路资产处置要求和融合项目顶峰能力核定，同时完善市场与价格机制。

这两件事都不是小事。存量送出线路资产如何计价、由谁承担、如何分摊，直接决定项目的经济账能不能算平；顶峰能力怎么核定，则关系到融合项目在容量市场里的收益。换句话说：中央给的是方向和工具，地方给的是价格和规则。项目推进的实际节奏，取决于省级细则出台的速度和力度。

六四条可以立刻动手的事

1. 重摸排　以100公里为半径，重新盘点旗下煤电机组周边的可开发新能源资源，尤其是此前因送出受限而被搁置的项目。

2. 重测算　把“弃电不纳入利用率考核”写进财务模型，重算存量项目的经济性边界。

3. 先做场景五　厂区分布式新能源门槛最低、见效最快，可以作为融合的切入点，先跑出示范项目。

4. 盯紧省级细则　特别是电网线路资产处置和顶峰能力核定两项，直接决定收益结构，建议提前与省级能源主管部门沟通衔接。

煤电与新能源的关系，正在从“此消彼长”走向“共生共济”。

这份文件真正的价值，不在于给了多少补贴，而在于它第一次系统性地承认：在新型电力系统里，煤电的调节能力和新能源的绿色电量，是可以打包成一个产品来卖、来算、来交易的。

本文依据国家能源局《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》（国能发电力〔2026〕69号）原文整理，观点部分为作者解读，不构成投资建议。