【中国能源产业发展网 原创】【作者：苏清越】

10月21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》（国能发电力〔2026〕69号）正式印发，一份把煤电角色重写了的文件。与以往所有关于煤电的文件相比，这份文件的独特之处在于它没有把煤电的出路定义成“减掉多少煤”，而是定义成“调出多少能力”。文件提出五类融合场景模式，把现役机组通过深度调峰改造压减最小技术出力、新能源就近接入、储能储热配套、送出系统增容这四件事打包成一个项目形态，并给三类场景设定了同一个量化目标——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。同期刊发的政策解读把这一逻辑说得更直接：融合发展要避免以单项指标提升替代整体能力建设。理解这份文件的关键，不是记住五类场景的名称，而是看清它把调节能力的载体从锅炉本体搬到了哪里，以及为此设定了哪些不可绕开的边界条件。

五类场景的分野：接入关系比技术清单更能决定项目形态

69号文把场景模式拆成五类，每一类的接入物理关系各不相同，这决定了项目在规划阶段就必须先定边界。第一类，新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳，路径是煤机深度调峰压减最小技术出力为新能源腾让发电空间，并利用煤电送出线路协同送出。第二类，新能源直接接入近区公用热电联产机组实现清洁供热，针对的是供热受阻比例，通过电制热、储热等电热协同系统让新能源替代部分煤电供热。第三类，海上风电直接接入沿海公用煤电机组，在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。第四类，近区新能源接入自备煤电机组打捆利用，通过公用电网或直接接入两条路径实现发电量与供热量替代，服务重点行业绿色用能要求。第五类，厂内或近区新能源直连煤电厂用能系统，实现煤电自身用能的绿色替代，明确要利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件。

五类场景里，前三类中只有近区公用煤电协同送出、海上风电依托沿海煤电协同送出、自备煤电打捆利用这三类，被写入了“年度碳排放水平较融合前降低5%以上、力争降低10%以上”的量化目标。热电联产清洁供热与厂用能绿色替代两类没有出现在这条量化约束里。这不是遗漏，而是两者的减排机制不同：煤电替代类场景的减排量可以通过关口计量表直接核算，而清洁供热与厂用能替代的减排量取决于供热结构与厂内用电结构，核算路径更长。这恰恰说明69号文第十二条把“形成煤电与新能源融合项目碳排放核算方法”单列为技术要求的原因——没有统一的核算方法，5%和10%就只是文件上的数字。

本体改造已经见顶：4.5亿千瓦改造之后往哪里走

69号文没有回避煤电灵活性改造的物理边界。国家能源局同期刊发的解读文章引用国网经济技术研究院有限公司首席专家吴志力的表述指出：我国煤电灵活性改造持续深入开展，“十四五”期间实施规模超过4.5亿千瓦，煤电灵活性改造已进入深水区，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。这句话的技术含义很实在——把最小技术出力往下压，靠的是燃烧稳燃下限、汽轮机通流改造、给水泵与制粉系统的能力，而这三者都受制于设备的物理构造边际。稳燃下限受炉膛稳燃理论受热面热力条件约束，汽轮机受通流部分末级叶片通风散热与膨胀均匀性约束，环保系统则受脱硫浆液循环能力与脱硝催化剂温窗约束。每一项都有各自的物理边界，不能靠投入资金无限下推。

水电水利规划设计总院张益国的解读给出了同方向的判断并提出了新路径：调节能力的进一步挖掘要靠系统协同而非本体。他的建议是围绕融合运行需求，统筹机组本体改造与外部系统耦合，兼顾调节深度、响应能力和运行经济性。这条路径的技术逻辑是——既然本体下探空间有限，就把调节需求的载体搬到本体之外。新能源出力富余时把能量存进储能储热系统，需要顶峰时再放出来，锅炉本体因此可以维持相对稳态的燃烧，同时绕开稳燃下限与汽轮机热应力两条约束。文件的第十一条把这条路径写成了明确的技术清单：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。

储热示范工程给出的量级：调节能力被装进了储罐

《实施意见》发布后，太阳能光热产业技术创新战略联盟梳理出的几个国内示范项目给出了具体的工程量级。国能宿州热电1000兆瓦时项目采用三元宽温域熔盐，机组实现30%至100%宽负荷调节，年消纳新能源1.28亿千瓦时，年减碳8.5万吨，破解了以热定电调峰难题。华能海门电厂百万千瓦机组熔盐示范是国内首个百万千瓦机组耦合熔盐项目，配套电加热系统后深调容量提升360兆瓦，年新增风光消纳3亿千瓦时，年减排24万吨二氧化碳。大唐王滩电厂的120兆瓦/480兆瓦时电加热熔盐储热系统代表沿海煤电承接风光的主流路线，建成后预计年消纳绿电1.44亿千瓦时、减碳10.6万吨。内蒙古乌斯太热电厂则采用新能源、超高温热泵与熔盐储热一体化方案，低谷绿电经热泵提质后存入熔盐，实质是在拓宽宽温域熔盐的工况边界。

这四组数字放在一起可以看出技术路线的分工逻辑。电加热熔盐储热的定位是谷电储热、高峰供汽，把调节能量完全放在电侧；超高温热泵的定位是把谷时段的低品位绿电提质之后再储存，直接对应宽温域熔盐的适用温度区间扩展问题；而百万千瓦机组耦合熔盐项目验证的是机组本体与储热系统在容量级配上的可能性。深调容量提升360兆瓦这一数字值得单独看——它意味着储热系统承担的调节量已经接近一台大型机组的额定容量区间，而不是以往那种几十兆瓦级的辅助调节。调节能力一旦从本体转移到储罐，项目的技术重心就随之转移到热力学匹配的精度上：储热介质的熔点区间、罐体的保温与热损失、热泵的提质幅度与储热放热时的温度匹配，任何一环不匹配都会让“深调容量”停留在图纸上。

三条不可绕开的硬边界：距离、计量与涉网性能

69号文的技术要求部分有三条边界条件值得逐字看，它们不是鼓励性表述，而是项目可行性的前置约束。第一条是距离：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。第二条是计量：融合项目应具备煤电与新能源独立电量计量条件，合理设置关口计量表，确保计量界面清晰、结果准确；接网方式上，新能源可选择直接接入煤电厂区内储能储热设施，也可选择接入厂内配电装置或送出系统第一接入点，形成统一整体后共用线路送出，且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。第三条是涉网性能：融合项目的新能源应实现可观、可测、可调、可控，融合项目中的新能源、储能均应满足相关技术标准和安全要求，如接入煤电厂用能系统则不应影响煤电厂的涉网性能，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。

这三条边界合起来定义了一类此前不存在的工程实体。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——吴志力的解读直接点出了这一点，指出明确接网方式和计量方式是为了有效避免主体间权责与计量混乱。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。这解释了为什么文件同时要求“可观测、可测量、可调节、可控制”——这四个字不是泛泛的运行要求，而是为计量与调度争议准备的工程前提。距离限制100公里的用意同样具体：共享送出线路需要明确产权与成本分摊，而线路走廊的物理距离直接关系到增容改造的可行性与投资规模。

弃电豁免与碳市场接口：文件留出的两处制度缺口

69号文在政策机制部分给出了两条值得注意的安排。其一是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，这在机制上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，弃电出现概率本就高于纯新能源场。其二是支持融合项目参与电力、碳市场交易，并鼓励各地区因地制宜探索创新运营方式，合理体现融合项目环境价值；文件还提出加快标准体系建设，健全煤电与新能源协同运行和参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范。

这两条同时划出了文件尚未解决的两处缺口。第一处是调节能力的定价机制尚不完整。融合项目在物理上把煤电角色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。第二处是碳核算方法学尚未出台，第十二条把“形成煤电与新能源融合项目碳排放核算方法”列为待办任务，而5%和10%的目标又必须依托这一方法才能核验。这两处缺口都不是技术问题，恰恰是技术路线选择已经走在前面的证据——设备侧的方案已经相当明确，真正卡住规模化落地的是制度接口。

技术研判：融合项目的成败取决于协同平台而非单个设备

把文件内容与工程示范放在一起，可以给出四条判断。第一，融合项目的主角是协同运行平台而不是某台设备。文件要求统筹新能源出力、煤电运行状态、储能储热状态和供热需求，开展多时间尺度运行优化——这意味着控制系统的集成深度决定了项目性能的上限，而熔盐罐、超高温热泵这类单体设备只是被调度的对象。第二，储热的价值锚点是深度而非容量。从宿州30%至100%宽负荷调节、海门深调容量提升360兆瓦、王滩120兆瓦/480兆瓦时的配置可以看出，储热系统主要提供调节深度，而电加热与热泵主要提供调节速度，两者不可互相替代。第三，碳约束正在从配额机制转向核算机制，工信部同期印发的工业领域碳排放双控实施方案已经把重点工业产品碳足迹核算规则标准列为到2030年约400项的任务，煤电的碳排放将从间接计算走向直接核算，届时融合项目的5%和10%能否被采信，取决于核算方法是否被纳入这套规则体系。第四，也是最现实的一条，本体改造与系统协同之间的界限还没有划清，4.5亿千瓦改造之后，深调潜力的剩余部分有多少、多久会耗尽，公开信息未披露，这需要更长时间的实际运行数据来回答。

-本文参考资料来源于国家能源局、内蒙古自治区能源局、太阳能光热产业技术创新战略联盟公开发布信息；国网经济技术研究院、水电水利规划设计总院专家解读文章；中国能源新闻网、中国电力报等媒体报道。