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热电解耦的接法：煤电与新能源融合的界面怎么划

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-01 16:52

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

北方一家热电厂的集控室里，冬季最紧的两个参数并排显示：供热抽汽压力和机组最小技术出力。前者关系到几十万户室温，后者关系到电网能不能多吃下一点风电。这两个参数过去是绑在一起的，如今政策要求它们松开一些——这正是煤电与新能源融合的技术起点。

国家能源局近日印发《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，提出到“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，并系统性提出五类典型场景与相应技术要求。政策把“怎么融”写得很具体，这在以往的煤电政策里并不多见。

背景数据说明了紧迫性。今年上半年，全国煤电发电量占总发电量的比重降至49.7%，历史上首次低于50%；同期风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比下降2.3和2.6个百分点。一边是煤电让位，一边是新能源利用率下滑，两者的交集，就在灵活性上。

但煤电的调节能力并非无限。电力规划设计总院副院长何肇分析，当前我国煤电平均调峰深度达到40%左右，“十四五”时期全国累计完成煤电灵活性改造4.85亿千瓦，进一步压低最小技术出力的改造成本将明显抬升，企业开展调节能力改造升级的内生动力有待加强。这段话点出了症结：继续往深调，边际成本递增。

五类场景各有技术侧重。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；第二类是接入近区公用热电联产机组，实现清洁供热；第三类是海上风电直接接入沿海公用煤电机组，协同送出消纳；第四类是近区新能源接入自备煤电机组，实现打捆利用；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。

热电联产这一类最考验技术。供热期机组受“以热定电”约束，最小出力降不下来。要给它腾出空间，路径包括抽汽改造、热泵回收、储热罐、电极锅炉。储热的作用是把热负荷在时间上平移：机组在高价时段少发、在低价时段多发，热量先存起来再放出去。电极锅炉则把富余电力转成热量，既消纳新能源，又不影响供热。

海上风电融合这一类，指向的是空间约束。我国东南沿海土地资源有限，海上风电开发逐步向深远海拓展，登陆点与送出走廊资源越来越紧张。推动沿海煤电机组与海上风电融合，可复用既有场地与网架资源，破解并网送出难题。何肇对这一场景的评价是“有力支点”，技术含义在于共用升压站与送出通道，减少重复投资。

自备煤电这一类，切入点在企业侧。自备机组发电量较大、利用小时数高，具备可观的电量压减替代空间，推动其与新能源融合，能从能源供应侧实现燃煤减量。企业落地门槛低、接受度高，因为改造收益直接体现在用电成本上，不依赖外部补偿机制。

技术要求里最关键的，是界面划分。《实施意见》提出，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；同时在降碳改造、接网方式、涉网性能、计量方式等方面提出明确要求。物理界面决定潮流怎么走、故障怎么隔离；责任界面决定谁承担调峰、谁承担偏差、谁付容量费。

计量方式是界面划分的技术落点。融合项目内部既有煤电，又有新能源，还可能配储热与储能，各自的上网电量、厂用电量、直供电量必须分表计量、可追溯。若计量点设置不清，结算与碳核算都会出问题。这类细节看似琐碎，实际是项目能否通过审核的关键。

涉网性能的要求同样具体。融合后的联合体要作为一个可控单元接受调度，必须具备有功/无功调节能力、频率电压支撑能力、故障穿越能力。政策明确，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。这条约束挡住了一类“只要绿电、不担责任”的做法。

从经济性看，融合的收益来自三块：新能源电量替代带来的燃料节约、调节能力提升带来的辅助服务收益、碳排放下降带来的履约成本减少。三块收益的确定性不同，需要长期合同或机制安排来锁定。否则企业改造完，收益被市场波动吃掉，动力就没了。

技术路线不会统一。资源条件、机组类型、供热负荷、电网结构，各省差异很大。政策给的是一组可选的接法，而不是唯一答案。真正需要企业自己判断的，是改造投入与可获得的调节能力之间是否划算，以及这种能力在未来的市场中值多少钱。

改造路径的选择要看机组条件。抽汽供热机组适合加装储热与热泵，背压机组受结构限制空间较小；亚临界与超超临界机组的调节特性不同，深调改造的技术方案也不一样。企业通常要先做热力系统建模，算清不同方案的调节能力增量与投资强度，再决定改哪一段。

考核方式也要跟着调整。融合项目的价值有很大一部分体现在调节能力上，而现行考核偏重发电量与利用小时，对灵活性贡献缺少计量。若不建立相应的评价口径，企业做了改造却拿不到对价，动力就会消退。政策的落地效果，很大程度上取决于这部分能否被市场定价。

调度关系需要有明确安排。融合体内部既有煤电又有新能源，谁是并网主体、谁接受调度指令、内部电量如何结算，必须在协议里写清。常见做法是以煤电机组为并网主体，新能源作为厂内或近区电源接入，调度按联合体下达总出力曲线，内部由企业自行分配。这种安排简化了外部界面，但要求企业内部具备能量管理能力，否则外部考核合格、内部结算扯皮。容量与电量分开计价，是另一条被讨论的思路，前提是容量补偿机制足够明确。

煤电的角色正在被重新定义：不再是电量的主力，而是系统的稳定器。融合发展的实质，是用技术手段把这份稳定性变成可以交易的价值。界面划得清，价值才能算得明。（来源：国家能源局、新华社、电力规划设计总院、《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

卓启焱