9月28日，国家能源局正式印发《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）（以下简称《实施意见》），明确五类典型场景，提出不降低煤电支撑调节能力、新能源规模与新增调节能力相匹配等要求，并把“十五五”末融合场景模式成熟应用、年度碳排放显著降低作为方向性目标，标志着煤电与新能源融合（以下简称“煤新融合”）已从行业探索迈入制度化推进的新阶段。笔者认为，所谓煤新融合，既不是给煤电项目简单地搭配叠加一定规模的风光装机，也不是把两类资产放在同一企业报表之中，而是围绕安全保供、清洁替代、灵活调节和价值创造，在规划布局、工程技术、调度运行、市场交易和企业治理上形成真正的协同共生，其成败的判断标准，不应是“煤电捆绑了多少新能源装机”，而应是“在新能源集中出力时段煤电能让出多少发电空间、提供了多少可靠调节能力、多消纳了多少绿电、少消耗了多少燃煤、少排放了多少温室气体、形成了多少可持续收益”，从而为煤电节能降碳和新能源消纳探索出一条新途径。对此，本文拟对这个问题试作探讨。

煤新融合已从

“可选项”变成“必选项”

当前，我国电力转型正在跨越一个关键门槛：新能源由增量补充加快成为装机存量主体，煤电则逐步由提供电力电量的主体电源，转向更加突出容量保障、系统调节和安全支撑的调节性电源。煤新融合已经不能简单归结为“此增彼减”或“谁替代谁”，而必须放到新型电力系统的整体框架中审视，成为我国电力清洁低碳转型的重要抓手。

能源安全与绿色转型的双重约束，决定了两类电源必须协同而非割裂。我国电力需求总量大、用电负荷峰谷差明显，极端天气和区域性供需紧张使保供韧性要求持续提高。与此同时，碳达峰碳中和目标要求电力行业加快清洁替代。新能源在减少化石能源消耗方面优势突出，但风光出力受气象、时段和季节性影响，装机规模不能直接等同于高峰时段的可靠供电能力。煤电具有较强的可控出力、惯量和电压支撑优势，却面临碳排放与燃料成本压力。把煤电的“稳”与新能源的“绿”有机结合，才能在保障电力供应的同时提高非化石能源利用水平。

新能源装机快速扩张，使消纳能力成为决定发展质量的硬约束。“十四五”期间，全国风光发电合计新增装机达13.1亿千瓦‌，由2020年底的5.3亿千瓦增长至2025年底的18.4亿千瓦。截至2026年9月底，全国风电、光伏累计并网装机突破20亿千瓦，占总装机近一半；2026年前三季度可再生能源发电量超3万亿千瓦时‌，可满足全社会当期近四成的用电需求，其中风光发电量近2万亿千瓦时，占全社会当期用电量近四分之一，风光利用率分别为92.1%和93.1%，相比2025年同期有一定的下降，反映出系统调节和消纳能力仍需提升。这说明新能源发展已从“能不能建起来”转向“能不能发得出、供得上、用得好”。由于缺少对灵活调节、储能、输电通道和用电侧响应的统筹，单纯扩大风光装机，极有可能出现资源开发与系统价值脱节。

煤电功能定位变化，倒逼其经营模式和技术路线面临再造。以往，煤电作为电量型主体电源定位，主要依靠较高利用小时数摊薄固定成本，以发电量形成收入；今后，煤电则加速向基础保障性和系统调节性电源转型，需要在电量供应之外，承担深度调峰、快速爬坡、顶峰保供、事故备用等多重功能。2025年印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》明确提出清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行等技术要求。煤电减少发电小时并不意味着其系统价值同步减少，关键在于能否从“电量型资产”升级为“电量、容量、调节服务复合型资产”，并从相应价值中获得合理必要的回报。

市场化改革重塑协同动力，也要求煤电突破单电源经营逻辑。2026年初出台的完善发电侧容量电价机制相关政策已明确，各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并推动在现货市场连续运行后有序建立可靠容量补偿机制。这意味着煤电收益将逐步从单纯卖电，拓展为电量、可靠容量和辅助服务等多元收入；新能源则更加需要通过预测、储能和组合交易降低偏差及波动风险。这表明煤新融合项目经济性评估的核心逻辑已发生转变，不再以单一项目的静态内部收益率作为核心判断标准，转而以组合资产的整体收益与系统贡献为核心依据‌。

从政策导向看，融合已成为“十五五”电力转型的重要抓手。《新型电力系统建设“十五五”规划》把煤电与新能源融合发展列为重点，《实施意见》进一步将煤电降碳与新能源消纳并重，明确资源条件、接入界面、计量方式、涉网安全等规则，提出近区公用煤电协同送出、热电联产清洁供热、沿海煤电与海上风电协同送出、自备煤电打捆利用以及厂用能绿色替代五种应用场景。政策内涵十分清楚：不是以煤电名义无序扩大新能源指标，也不是以融合为由放松煤电碳约束，而是以实实在在的调节能力提升，换取更大规模、更高质量的绿色替代。

煤新融合面临的主要问题与挑战

认识层面仍存在“两张皮”倾向。部分地方和企业重视资源配置、项目核准与装机规模，轻视系统优化和投运后的协同绩效；有的把“煤电+新能源”理解为行政捆绑和权益组合，项目之间既无统一的运行边界，也缺少有效的经济利益联结。在煤电该发多少电、新能源何时发电、储能何时充放电的统筹上仍各自为政，即使资产账面上实现一体化，也难以在物理运行与市场结算上形成真正融合。

煤电深调能力与安全可靠性存在技术张力。煤电承担更低负荷、频繁启停和快速爬坡时，可能面临燃烧稳定性下降、热效率降低、污染物控制困难、设备疲劳加剧和维护成本上升等现实问题。尤其供热机组存在“以热定电”的约束，冬季采暖负荷较大时调峰空间受限；还有部分老旧机组不具备经济可行的深度改造条件，不能以统一指标要求所有机组；另外，也不能将工程可实现的最低负荷简单等同于长期可持续的运行方式。

电网接入与运行机制仍有堵点。煤电既有送出线路具有一定资源优势，但其可用送出能力受原有电源合同、潮流分布、网架强度及高峰保供要求共同制约。新能源接入之后，最大同时出力、电压无功、短路电流、保护配置和事故工况等均需重新校核。煤电与新能源共用送出通道，还涉及产权界面、输配电费用分担、独立计量、调度责任和事故处理等问题。若没有明确的技术标准和责任划分，容易形成项目“建得成、接不顺、用不好”的尴尬局面。

收益分配和成本传导机制尚未完全贯通。煤电为了腾让新能源发电空间而减少电量收入，同时增加灵活性改造折旧、煤耗波动和设备维护支出；新能源因获得更好的消纳条件而增收，却未必承担相应调节成本。若仅以固定比例分配收益，可能造成激励失真；若重复享受容量补偿、辅助服务收益或环境权益，又可能带来成本转嫁与市场不公平。尤其是不同地区现货市场进程、辅助服务品种和价格机制差异较大，煤新融合需要适配当地市场，而不是套用统一财务模型。

资源禀赋和场景条件差异显著。我国的能源资源呈逆向分布的特点，资源富集区与能源消费区存在空间错配。西北能源基地土地和风光条件相对较好，但部分区域距离负荷中心远，受外送通道、就地消纳及水资源约束；东部沿海负荷密集，煤电厂址和线路价值高，但可用土地有限，海上风电接入牵涉海域使用及登陆走廊；北方供热机组适合探索电热协同，工业园区自备煤电则需兼顾连续生产和绿电消费。不同区域不能照搬一套“大煤电配大新能源”的方案。

企业组织架构、资产边界与考核机制难适应。煤电公司、新能源公司、电网调度和售电主体各有利润目标、投资考核和风险边界，容易形成内部“争电量、争指标、争收益”的局面。还有许多项目在立项阶段缺少跨专业联合论证，运行阶段又缺乏统一的预测、调度与交易平台。多能融合项目的实际减碳效果如何核算、替代电量如何确认、环境权益如何归属，若缺少可核验规则，很容易使“融合”停留在项目宣传层面。

具体落实环节面对复杂现实考验。推动煤新融合，必须建立以系统净收益和真实减排为核心的约束机制，需要尽量避免带来“投资规模增加、综合效率下降”的逆向结果，这要求在推进过程中需警惕三类风险：以融合之名扩张高碳锁定资产，忽视煤电长期利用小时下降趋势；以低价竞争掩盖安全投入不足，损害调峰机组运行寿命；过度依赖行政性新能源资源配置，形成短期开发冲动。

煤新融合勾勒出

电力高质量发展新图景

从单一电源竞争走向多能互补协同。未来的优质电源结构，不是煤电、新能源各自追求最大利用小时数，而是在全年及不同时间尺度下进行功能分工：新能源优先提供清洁低碳电量，煤电则承担必要的可靠容量与连续调节，储能储热实现跨时段能量转移，需求侧响应主动配合削峰填谷。各类资源按照边际成本、系统约束和安全需要共同优化，在保供与降碳之间取得动态平衡。煤电“少发电、发关键电”，新能源“多发电、发有效电”，是融合发展的核心图景。

从电量替代走向电热协同和多场景替代。除传统电网消纳外，电热联产场景尤其值得重视，将富余风光电用于电锅炉、热泵及储热设施，可在部分时段替代煤电供热，同时释放供热机组的调峰空间；工业园区可结合生产曲线，探索自备煤电与分布式光伏、风电、储能协同运行，稳步提高绿电比例；沿海地区可发挥既有煤电厂站接入和送出设施优势，降低海上风电接入的综合改造成本。五类政策场景并非彼此隔离，成熟项目可根据实际条件复合运用，但须避免重复计算替代电量和减排成效。

从设备改造走向“源网荷储热”系统优化。传统改造更多关注单台机组供电煤耗、锅炉效率和最低技术出力，而融合项目更需要从系统层面做好科学评估：煤电改造后新增多少可用调节容量，新能源能减少多少弃电，储能参与后削减了多少净负荷峰谷差，送出通道是否能提高有效利用率等等。只有以时序仿真联动投资评估，围绕典型日、极端天气、季节性供热和设备检修等工况开展全生命周期分析，才能正确识别哪些技术组合真正产生“1+1>2”的协同效应。

从“发电企业”走向“综合能源服务主体”。煤新融合还会带来企业能力结构的嬗变，推动企业从单一煤炭生产商向综合能源服务商转型。未来竞争优势不仅来自资源获取和基建能力，更取决于发电预测、组合优化、现货报价、辅助服务、能源管理和碳资产管理等综合能力提升。那些具有煤电、风光、储能、供热及用户侧资源的能源电力企业，将拥有从单一电源风险转化为组合经营优势；那些具备长期用能需求的工业用户，将获得兼顾可靠性、低碳性和价格稳定性的定制化服务，从而实现从资源开采转向技术集成、数据运营和跨界协同的优势。

从成本竞争走向价值竞争。评价煤新融合，不能只看煤电发电成本或新能源度电成本，还应综合考量可靠供电、系统调节、线路利用、碳减排与用户负担，这需要搭建“五维评价体系”：安全上要以高峰可靠容量和重要设备故障率衡量，消纳上要以新增有效绿电利用量和弃电改善衡量，低碳上要以项目边界内年度二氧化碳净减排量衡量，经济上要以全生命周期系统净现值和投资回报衡量，成本上要以费用分摊透明、市场参与平等和用户可承受性衡量，并最终实现五项指标协同改善，而非其中任何一项孤立最优。

（六）从静态资源配置走向动态协同治理。煤电与新能源的融合将随系统新能源占比提高、负荷结构变化和储能技术进步不断调整。今天需要煤电提供的调节服务，未来可能某部分由储能、柔性负荷和跨区互济承担。煤新融合不是为煤电固化永久市场份额，而是推动煤电在能源转型过程中有序转变功能、提高效率、逐步降低碳强度，并为更高比例新能源创造条件。这是一条阶段性、动态演进的系统转型道路。

推动煤新融合的主要对策措施

以系统规划引领项目布局，建立“需求牵引、场景适配”的项目库。能源主管部门应当强化规划牵引，积极会同电网企业开展分时段电力平衡、调节资源缺口和新能源消纳空间评估，明确哪些地区缺容量、哪些缺灵活性、哪些缺送出和供热替代条件。对拟建项目要逐一明确和解决面临的系统性问题，将改造基础较好、调节潜力可量化、接网条件清晰的机组纳入优先实施，最终形成“规划统筹—项目筛选—技术论证—经济测算—运行评价”闭环，避免项目以争取新能源开发规模为唯一出发点。

秉持“一厂一策、一域一策”，实施分类改造、精准到厂。对性能较好、服务保供的存量煤电，重点推进灵活性和智能化改造，提高安全、快速、持续调节能力；对热电联产机组，重点配置储热、电制热和工业热负荷柔性调节能力，破解热电耦合约束；对资源条件适宜的沿海煤电，联合研究海上风电登陆点、送出通道和增容工程；对老旧、能效差且改造成本过高的机组，依法依规开展分类处置，不应为追求融合规模而进行无效投资。所有方案均应以寿命周期成本和安全校核为前提，而非后期附加的检查项。

把存量基础设施作为重要生产要素，有效提升资产复用效率。系统梳理煤电厂区土地、升压站、送出通道、供热管网、水处理设施和既有管理体系，有效识别可复用与需改造部分。对新能源共享送出线路的项目，应事先明确产权、调度接口、费用分摊、运行优先序及事故责任；对于具备条件的厂区与近区新能源，可统一考虑储能储热设施，提高电热联动能力。政策原则上对融合项目新能源场址与煤电厂址的距离提出不超过100公里的要求，具体实施应严格遵循现行规定及个案批复。

不断完善煤电容量、调节与新能源消纳收益的市场化衔接。既要发挥容量电价对可靠容量的补偿功能，同时通过现货和辅助服务市场反映煤电提供调节的真实成本，避免过度靠行政分配新能源资源弥补煤电经营困难。在同一融合项目内部，建议区分电量收益、容量收益、辅助服务收益、绿电环境权益与协同节约成本，建立可审计的收益分配协议；对煤电减发和新增磨损成本，可依据经科学核验的贡献量合理补偿。严格落实不重复补偿、不重复确认环境权益的原则，激发煤电参与调节的积极性主动性，坚决规避虚报调节效果的行为。

大力推动技术创新从“单点示范”转向“系统集成”。稳步推进煤新融合相关技术创新，不断强化煤电宽负荷安全稳燃、快速启停、先进控制、储能储热、多元供热、源网协同保护等技术集成，建设联合运行控制平台，统一接入风光功率预测、机组状态监测、储能控制与市场交易信息。技术选择路径应坚持成熟适用与经济可行并重，不能把所有项目都变成高成本技术展示的“花架子”。加大对新型储热介质、高温热泵等开展有边界的试点，形成分场景的成本曲线、性能基准和可复制工程标准。不断优化项目涉网性能，确保融合项目的新能源应实现“可观、可测、可调、可控”。

建立健全可核验的降碳和消纳考核评价机制。加强对标管理，以改造前后可比工况为基准，搭建科学合理计量方式和考核标准，切实区分因电网需求变化、气象条件变化、负荷变化和技术改造带来的实际影响，确保计量界面清晰、结果准确。核算对象既要包含煤电机组燃煤减少和效率变化，也要考虑改造所新增电耗、储能损耗以及必要的边界外替代效应；对于碳减排和新能源消纳量，应采用独立计量数据、明确基准情景并接受第三方核验。《实施意见》提出“鼓励融合项目年度碳排放水平较融合前降低5%以上，力争降低10%以上”，但这不应被机械理解为所有类型项目均适用同一考核阈值。

探索适应集团化经营的一体化组织机制。能源电力企业应在集团层面统筹好煤电与新能源板块投资计划、发电预测、调度协调和交易策略，设立跨板块项目责任主体或联合经营机制。考核导向由“谁建得多、谁发得多”转为“谁提供更多可靠容量、有效绿电和可核验的系统净收益”。对内部关联交易实行透明定价，对不同项目权益设置清晰边界，以防止把低效项目通过内部转移定价而掩盖住。具备条件的企业可围绕重点区域打造一批能总结、可复用的示范项目，而非平均用力、遍地铺摊子。

完善投资评价与风险防控，切实守住经济性和安全底线。煤新融合要算好企业账，更要算好系统账、生态账和长远账。要建立“先测算、再投资、后评价”的科学决策机制，投资前开展8760小时或等效高精度时序模拟，分析不同市场价格、煤价、气象年型和负荷增长情景；实施中强化工程质量与机组寿命管理；投运后按年度考核调峰贡献、弃电变化、减排净效益和用户侧成本。要尽可能将政策变动、现货价格波动、容量补偿调整和绿证价格变化纳入敏感性分析，严防盲目上马高杠杆工程。

以试点示范推动规则完善，形成分阶段实施路线图。近期重点打通接网计量、改造技术与结算机制，筛选不同资源区的代表性项目；中期形成统一评价方法、标准接口和可推广的商业模式，推动跨区域调节资源协同；远期根据新能源和储能发展进程，动态优化煤电存量功能与布局。能源监管部门应定期披露典型项目实际发电替代、调节绩效及财务可持续性，防止“建成即成功”的形式主义。对实施过程中取得的成熟机制和成功经验要加快推广复制，对效果不佳项目要及时纠偏，推动行业在试错和迭代中形成理性稳健的发展路径。

一言以蔽之，煤新融合表面上看是两类电源的协调配置，深层次则是我国能源电力产业正从增量扩张、单体最优转向存量提质、系统最优的一次结构性变革。成功的法宝既不是依赖煤电高强度发电维持传统经营模式，也不是忽视系统承载能力追求风光装机速度，而是让煤电的可控性服务于新能源的低碳性，让新能源的成长倒逼煤电的功能升级，最终形成安全、绿色、高效、经济、韧性更强的电力系统。对于能源电力企业尤其是能源电力央企而言，煤新融合既是战略任务，也是重塑核心竞争力的重要窗口。只有把规划、技术、市场、管理和投资纪律真正贯通起来，以真实减碳、可靠保供、有效消纳和合理回报来检验成效，才能将煤新融合的政策机遇转化为可持续的发展优势，煤新融合才能迈向良性、健康、稳步发展的康庄大道，为能源强国建设和电力高质量发展提供坚实支撑。

来源：徐进   电联新媒