推动煤电与新能源融合发展，是统筹能源安全与绿色低碳转型的重要路径，也是立足我国以煤为主的基本国情、积极稳妥推进碳达峰碳中和的战略选择。近日，国家能源局印发《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》），紧扣煤电节能降碳和新能源消纳两大目标，系统明确了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了切实可行的实施路径。贯彻落实好《实施意见》，必须坚持系统观念，准确把握煤电与新能源的功能互补关系，统筹推进技术创新与机制创新，推动融合发展落地见效。
一、坚持系统观念，准确把握融合发展的内在逻辑
煤电与新能源并非简单的相互替代关系。新能源对煤电发电量的替代，与煤电提供安全保障和支撑调节能力可以协同推进。推动二者融合，关键是发挥新能源的绿色低碳优势和煤电的可调可控优势，通过煤电运行方式优化和新能源高效利用，在减少煤炭消耗的同时保障电力可靠供应，实现能源转型与安全保供相互促进。
《实施意见》明确，融合发展应以不降低煤电对电力系统的支撑调节能力为前提，新能源规模应与煤电机组改造升级提升的调节能力相匹配。这表明，融合不是煤电与新能源装机的简单叠加，而是以能力提升支撑清洁替代。项目建设必须统筹机组调节能力、储能储热配置、送出条件和系统需求，不能以削弱电力安全保障能力为代价扩大新能源接入规模。
《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。理解这一目标，需要将单机节能与系统降碳统筹起来，既关注煤电机组在不同负荷下的运行效率，也关注融合项目实际增加的新能源消纳量和减少的碳排放量，推动评价视角由单一设备向协同系统拓展。
二、坚持因地制宜，分类拓展融合发展的应用场景
不同地区的资源条件、电网结构和用能需求存在差异，煤电与新能源融合不能采用单一模式。《实施意见》围绕公用煤电、热电联产、沿海煤电、自备煤电和煤电厂自身用能，提出五类场景，为各地因地制宜选择技术路线提供了清晰指引。
一是以协同送出拓展近区新能源消纳空间。通过公用煤电机组深度调峰改造压减最小技术出力，为新能源替代煤电发电腾让空间；结合储能储热设施实现“低储高放”，利用煤电送出线路协同送出。这一模式将煤电调节能力与既有基础设施相结合，促进存量资源与新增新能源协同利用。
二是以电热协同推进清洁供热。针对热电联产机组供热约束，因地制宜配置电制热、储热等设施，以新能源替代部分煤电供热，在保障供热的同时降低供热受阻比例，提升机组调峰顶峰能力，推动清洁取暖与新能源消纳相互促进。
三是以通道共享促进海上风电送出。在海上风电送出路由紧张的沿海地区，统筹风电规划、登陆点和汇集站布局，结合煤电深度调峰和送出系统增容改造，挖掘沿海煤电送出系统及廊道资源潜力，为海上风电协同送出创造条件。
四是以打捆利用推动自备煤电绿色转型。通过自备煤电机组深度调峰改造，为近区新能源腾让发电空间，并通过公用电网或直接接入方式，实现对自备煤电发电量和供热量的替代，在发挥支撑调节作用的同时满足重点行业绿色用能需求。
五是以厂用能替代挖掘煤电自身降碳潜力。充分利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件，发展厂内分布式新能源，或接入近区新能源，推动绿色电力直接用于厂用电等环节，将融合发展延伸至煤电自身用能系统。
对于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。这些目标强调以实际降碳成效检验融合质量，而非以新能源建设规模论成效。
三、坚持创新驱动，提升多能协同技术支撑能力
提升煤电调节能力是融合发展的重要基础。煤电深度调峰不仅涉及最小技术出力的降低，也关系到低负荷运行安全、能效和设备可靠性。应围绕融合运行需求，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，避免以单项指标提升替代整体能力建设。
发挥储能储热作用是拓展融合深度的重要方向。《实施意见》明确加强储能储热、宽温域熔盐等储热介质、超（特）高温热泵、电加热设备等技术研发。应根据新能源出力特性、煤电机组条件和电热负荷需求，合理选择储能储热类型及规模，通过能量时移和形式转换，缓解新能源出力与用能需求之间的不匹配，提升电热协同运行水平。
协同运行平台是各环节有效联动的重要支撑。应统筹新能源出力、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，使煤电、新能源和储能储热设施形成协同运行的整体。围绕关键技术和装备，加强产学研用全链条协同创新，推动技术研发、工程验证与运行应用相互衔接，加快形成可推广的融合方案。
四、严守安全规范，筑牢融合项目运行根基
清晰的接网界面是规范实施的前提。《实施意见》要求，融合项目与公用电网形成清晰的物理界面和责任界面，公平承担相关费用，并明确新能源可接入煤电厂区内储能储热设施、厂内配电装置或送出系统第一接入点。原则上，新能源场址边缘距煤电厂址的直线距离不超过100公里。项目实施应坚持近区协同，统筹接入条件和线路走廊资源，合理确定接入方式和建设方案。
系统安全不能因项目融合而降低要求。《实施意见》明确，融合项目新能源应实现“可观、可测、可调、可控”，新能源和储能均应满足相关技术标准和安全要求；接入煤电厂用能系统的，不应影响煤电厂涉网性能。应从融合项目整体出发，校核暂态和静态稳定、短路电流水平、电能质量等，统筹考虑不同运行方式下的安全约束，确保融合项目与公用电网协调运行。
准确计量和规范核算是评价融合成效的基础。《实施意见》要求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，并提出形成融合项目碳排放核算方法。落实中应重视核算边界和前后对比口径的一致性，区分新能源实际替代、煤电运行方式变化等因素的影响，使消纳成效与降碳贡献可计量、可核查，为项目评价和市场衔接提供可靠依据。
五、坚持机制协同，构建融合发展长效机制
融合项目既需要技术协同，也需要开发运营机制协同。《实施意见》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，有利于打通煤电改造、新能源建设和储能储热配置等环节。实施中应进一步明确投资建设、运行管理、收益分配和风险承担等关系，使各方形成目标一致、责任清晰的合作机制。
发挥市场作用，是推动融合项目持续优化运行的关键。《实施意见》明确，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、碳市场交易，并鼓励各地探索创新运营方式，合理体现环境价值。这意味着，融合发展应在既有调度和市场框架下提高资源配置效率，通过运行优化实现经济效益与降碳效益相协调。
弃电不纳入新能源利用率统计与考核，应结合促进新能源消纳的总体目标理解。统计考核方式的调整不改变提高实际消纳水平的政策导向，项目仍应通过合理配置规模、优化储能储热运行和加强协同调度，持续提升新能源利用水平，以实际运行成效检验融合质量。
强化资金与标准支持，是推动融合模式成熟应用的重要保障。《实施意见》提出对符合条件的项目予以中央资金补助，鼓励拓宽投融资渠道、盘活存量基础设施，并完善规划设计、投产验收、生产运行以及参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范。应将工程实践与标准建设相结合，在规范实施中积累经验，在总结经验中完善机制，推动成熟模式有序推广。
煤电与新能源融合发展，是统筹能源安全与绿色低碳转型的系统实践，也是推动煤电转型和新能源高质量发展的重要路径。落实好《实施意见》，应始终坚持以安全为前提、以降碳为目标、以消纳为导向、以创新为动力，把煤电支撑调节优势转化为新能源发展空间，把技术协同转化为系统效益，为加快构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型提供有力支撑。（怀柔实验室科研团队执行负责人 王庆华）