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为深入贯彻落实党中央、国务院关于统筹能源安全与绿色低碳转型的决策部署，加快新一代煤电转型升级，提高新能源利用水平，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》（国能发电力〔2026〕69号，以下简称《实施意见》）。《实施意见》紧扣煤电节能降碳和新能源消纳两大目标，系统明确融合发展的总体要求、场景模式、技术条件和政策机制，为发挥煤电与新能源各自优势、提升能源系统整体效能提供切实可行的实施路径。

一、总体要求

《实施意见》明确，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。以煤电降碳为主线，以协同新能源消纳为着力点，以多元创新为驱动力，因地制宜选择应用融合场景模式和技术路线，为加快建设新型电力系统、支撑能源强国建设提供坚实根基。《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，融合项目较改造前的年度碳排放水平显著降低。

二、五类融合场景模式

《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，提出五类融合发展的典型场景模式：

（一）新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳。煤电机组通过深度调峰改造或配建储能储热系统，与近区新能源打捆并利用煤电送出线路实现协同送出。

（二）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。支持新能源制热供汽与煤电供热系统协同运行，替代部分民生和工业供热。

（三）海上风电直接接入沿海公用煤电机组实现协同送出消纳。通过煤电机组深度调峰改造建设和送出系统增容改造，实现具备条件的海上风电登陆后，依托沿海煤电机组及其送出系统协同运行送出。

（四）近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用。支持近区新能源通过公网或直接接入自备煤电机组，满足重点行业绿色用能要求。

（五）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。利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件，将厂区内分布式新能源或近区新能源直接接入煤电厂用能系统，提升绿色用能替代水平。

对近区公用煤电协同送出、海上风电依托沿海煤电协同送出、自备煤电打捆利用三类场景，《实施意见》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。

三、技术要求

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。

在煤电节能降碳改造方面，加大调节能力改造、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的实施力度。在新能源接网方式方面，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。融合项目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，原则上新能源场址边缘距离煤电厂址直线距离不超过100公里。在新能源接入线路方案方面，融合项目应优化路径方案，尽量减少与存量电网线路的交叉跨越。在融合项目计量方式方面，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。在融合项目涉网性能方面，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。在技术研发和应用方面，鼓励储能储热、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应用。

四、配套政策机制

为推动《实施意见》落地见效，从开发模式、调度机制、资金支持等多个方面提出具体措施：

（一）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。支持融合项目参与电力、碳市场交易。

（二）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。为促进融合新业态发展，融合项目中新能源弃电不纳入统计。

（三）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。鼓励企业探索拓宽投融资渠道，盘活用好存量基础设施。

五、组织实施

《实施意见》提出，支持各省级能源主管部门会同有关部门结合本地区实际制定煤电与新能源融合发展的细化政策举措。电网企业要做好煤电与新能源融合项目并网接入服务和调度运行。国家能源局各派出机构应加强监管，及时开展政策成效、项目进展的跟踪评价工作，如遇重大情况及时上报。

此外，煤电与新能源融合发展与《新型电力系统建设"十五五"规划》中煤电向支撑调节性电源转型要求以及《可再生能源发展"十五五"规划》提升新能源系统友好性能、推进非电利用布局相衔接。融合项目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，支持参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范建设，并建立融合项目碳排放核算方法，推动成熟融合模式有序推广。