从整车收益到系统边界：煤电与新能源融合实施意见的五种场景如何落到工程上

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-23 12:03

【中国能源产业发展网原创】【作者：陈远】

2026年10月22日，国家能源局《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》公开发布，文号为国能发电力〔2026〕69号，落款日期为2026年9月28日。这份文件的技术含量不在态度，而在口径——它把煤电与新能源融合拆成五类可分别设计的场景模式，为每一类配置了最小技术出力的压减方向、储能储热的配置方式、碳排放的量化目标、接入距离的物理边界、计量与涉网性能的验收条件。水电水利规划设计总院副院长张益国在配套解读中给出的判断更为直接：煤电灵活性改造“十四五”期间实施规模已超过4.5亿千瓦，而依赖锅炉、汽轮机等本体改造的传统路线已难以进一步提升调节能力。这句话点出了文件的真实落点——当本体改造的空间被压缩，融合的实现路径就必须从单机走向系统。

五类场景的划分依据是电网结构，不是燃料类型

文件把场景模式分为五类，划分依据非常清楚，是送出路网与电网中的节点位置。第一类是新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳，路径是煤电机组通过深度调峰改造压减最小技术出力，为近区新能源接入腾让发电空间，并配套建设储能储热系统实现近区新能源接入后的低储高放，同时利用煤电送出线路协同送出。第二类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，路径是让新能源与供热系统协同运行以提升机组调峰顶峰能力等涉网性能、降低供热受阻比例，在北方民生采暖地区鼓励通过电制热、储热等电热协同系统实现新能源替代煤电供热。第三类是海上风电直接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，统筹规划、登陆点选址与汇集站布局，挖掘沿海向负荷中心的送出系统潜力及廊道资源。

第四类与第五类的区别则在于用电主体的性质。第四类是近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用，自备机组在发挥支撑调节作用的同时应融尽融为近区新能源腾让发电空间，新能源既可以通过公用电网、也可以直接接入自备机组实现对发电量与供热量的替代，以满足重点行业绿色用能要求。第五类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，新能源直接参与厂用电等煤电自身用能环节，厂区内分布式新能源建设应充分利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件。五类模式的差别，最终会落在关口计量表怎么装、电价怎么算、以及机组调峰责任怎么核定这三个具体问题上——这也是文件同时要求明确计量方式与顶峰能力核定的原因。

100公里、5%与10%：三个可核的数字

文件里有三个可以直接拿来核对的数字，每一个都对应一类工程约束。第一个是100公里：原则上融合项目新能源场址边缘距离煤电厂址直线距离不超过100公里。这条限制的技术依据在输电通道上——新能源场址离电厂越远，配套送出线路的投资与走廊资源消耗越大，而融合项目的经济性恰恰依赖共用线路节省的送出成本。把距离卡在100公里，本质上是在保证送出侧确实存在共享空间的可能性。第二个是5%以上：多类场景明确鼓励融合项目年度碳排放水平较融合前降低5%以上。碳排降低的来源是清楚的，煤电被替代的发电量越多，年碳排放下降越多，而下降幅度直接由新能源发电量对煤电发电量的替代比例决定。第三个是力争降低10%以上——这个词是政策语言，对应的是融合方案设计时的更高目标，而非考核线。

把这三个数字连起来读，会发现文件在设计一个明确的激励结构：先用100公里的物理边界筛掉那些送出不划算的项目，再用5%与10%的碳排目标引导项目规模，最后通过中央资金补助与碳市场、绿证交易的环境价值兑现来形成收益闭环。文件第十四条同时规定，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。这一条对项目方的实际意义非常直接——它把弃电从一种考核风险转换成了一种可接受的运行代价，因为融合项目的运行逻辑本身就是让新能源在特定时段优先出力、其余时段由煤电兜底，弃电的出现概率本就会高于纯新能源场。

从本体改造转向系统协同的技术必然性

文件第十一条把技术攻关方向写得很具体：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。这份清单的技术逻辑是要绕开锅炉与汽轮机的本体限制。传统灵活性改造的路径是压低最小技术出力，靠锅炉燃烧稳燃、汽轮机通流改造、给水泵与制粉系统调整来实现，改造幅度受燃烧稳定性与汽轮机热应力的直接约束。张益国在解读中的判断正是基于这一点——本体改造这条路线已经难以进一步提升调节能力。与之相比，储热路线把调节能力转移到另一个介质上：熔盐储热罐可以在新能源出力富余时吸收热量、出力不足时释放供热，锅炉本体则可以维持相对稳态的燃烧，从而同时绕开稳燃下限与汽轮机热应力两条约束。宽温域熔盐的意义在于扩大储热介质的适用温度区间，超（特）高温热泵与电加热设备则是把电能直接转化为热能的通道。

国网经济技术研究院有限公司首席专家吴志力在另一篇解读中补充了并网侧的要求：文件从系统层面明确了融合项目并网运行后的暂态（静态）稳定、短路电流水平和电能质量等应满足电力系统安全稳定的相关标准要求，并明确煤电与新能源的接网方式和计量方式，要求具备清晰的物理界面、责任界面与独立电量计量条件，有效避免主体间权责与计量混乱。这段解读点出了融合项目区别于一般新能源并网的一个技术特点：同一座电厂里会同时存在两个产权主体、两套调度指令与两套计量体系，如果物理界面与责任界面不划清，出现出力偏差或计量争议时就没有技术依据可以仲裁。第十条要求新能源实现可观、可测、可调、可控，正是为这一整套界面管控准备的。

研判：融合方案的成败取决于协同平台而非单个设备

综合文件内容与两家设计院专家的解读，可以给出四条研判。第一，煤电的角色定位被重新定义为调节能力的提供者而非电量提供者，这决定了项目的收益模型从卖电量转向卖调节能力，而调节能力的定价机制目前尚不完整，这是制度层面最需要补齐的部分。第二，100公里的接入边界与独立计量要求，实际上是在为共享线路的产权与成本分摊设定前提条件，融合项目的落地速度很大程度上取决于电网侧是否愿意配合开放走廊。第三，储热与热泵等新技术的定位是补足本体改造的边际能力衰减，而非替代本体改造，本体改造的4.5亿千瓦存量仍是最底层的调节资源。第四，协同运行平台被单独列入技术研发清单，说明融合的技术门槛不在单个设备，而在调度指令如何在煤电、新能源、储能与供热系统之间分层传导与闭环校验——这是整个融合方案里最难用硬件采购解决、也最需要标准体系跟进的部分。文件第十二条要求完善从规划设计、投产验收到生产运行的全环节标准体系，并形成融合项目碳排放核算方法，缺的正是这块接口规范。

69号文真正划定的是一条边界：融合不是让新能源去挤占煤电的电量，而是让煤电把已经用尽的本体调节能力换成储热、储能、电制热与协同平台。这条边界把技术路线从单机改造推到了系统工程，而协同运行平台与碳排放核算方法这两项配套标准何时成型，将决定融合项目落地的实际速度。（陈远）

-本文参考资料来源于国家能源局公开文件（国能发电力〔2026〕69号）；水电水利规划设计总院、国网经济技术研究院有限公司等机构公开解读文章；内蒙古自治区能源局转载文件等公开信息。

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陈远