科技日报记者 刘园园
为进一步加快新一代煤电转型升级，提高新能源利用水平，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》（以下简称《实施意见》）。《实施意见》系统性提出煤电与新能源融合的场景模式和技术要求，旨在指导各地各有关单位高质量推动煤电与新能源融合发展。
“《实施意见》的出台，为我国煤电与新能源融合发展提供了方向指引和路径参考。”电力规划设计总院党委常委、副院长何肇分析，通过对全国各地区煤电与新能源融合发展规模布局的深入研究，预计“十五五”期间融合发展的新能源规模将超过2亿千瓦，降低年二氧化碳排放量1.3亿吨以上，具有显著的综合效益。
《实施意见》提出，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；融合项目的新能源规模要与煤电机组改造升级提升的调节能力匹配；强化煤电降碳，切实提升煤电降碳质效；促进新能源消纳，减少弃风弃光，有效提升新能源消纳水平；鼓励多元创新，支持探索融合技术试点应用；坚持因地制宜，科学选取适配融合场景模式。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。
“《实施意见》结合资源禀赋、碳排放双控要求、系统运行等实际情况，聚焦煤电与新能源融合协同发展，提出了五类融合发展的典型场景模式。”国家能源局有关负责人介绍。
这五类典型场景模式包括：新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳、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、海上风电直接接入沿海公用煤电机组实现协同送出消纳、近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用、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。
“我国电力工业基础好、经验多、场景广、潜力大，为煤电与新能源融合发展创造了客观条件和实践基础。”何肇分析，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。截至2026年8月，我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，为融合项目落地提供充足载体。
围绕降碳改造、接网方式、涉网性能、计量方式和技术创新等方面，《实施意见》对融合项目提出明确技术要求。
例如，在煤电节能降碳改造方面，《实施意见》要求，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；在新能源接网方式方面，《实施意见》要求，融合项目应与公用电网形成清晰的物理界面与责任界面，公平承担相关费用；技术研发和应用方面，《实施意见》鼓励加强储能储热、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，支持产学研用全链条协同创新，推动技术尽快成熟应用。
“煤电与新能源融合是一个系统性工程，需要从开发模式、调度机制、资金支持等多个方面发力。”国家能源局有关负责人表示，将创新融合项目开发实施模式，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；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，合理体现融合项目环境价值；通过各类资金支持符合条件的融合项目，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。
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