业内一致认为，《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》彻底摒弃简单以新能源替代煤电的粗放转型模式，推动煤电腾让发电空间，提升了新能源发电量，为煤电节能降碳、新能源消纳探索出一条新路径。
“十五五”时期煤电和新能源融合发展路径正式明确。
国家能源局近日发布《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》（以下简称《意见》）明确，坚持因地制宜，科学选取适配融合场景模式。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。
《意见》最大亮点在于，通过精细化的制度设计，让煤电和新能源从“此消彼长”转为“协同融合”，实现两者融合共赢。业内一致认为，《意见》彻底摒弃简单以新能源替代煤电的粗放转型模式，推动煤电腾让发电空间，提升了新能源发电量，为煤电节能降碳、新能源消纳探索出一条新路径。
并非简单替代关系
数据显示，截至2026年8月，我国在运煤电发电量约占各类电源总发电量的一半，具备较大的绿电替代空间，为煤电与新能源融合落地提供充足载体。电力规划设计总院党委常委、副院长何肇表示，通过对全国各地区煤电与新能源融合发展规模布局的深入研究，预计“十五五”时期融合发展的新能源规模将超过2亿千瓦，降低年二氧化碳排放量1.3亿吨以上，具有显著的综合效益。
《意见》提出，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。这意味着煤电与新能源融合发展并非两者简单叠加，而是在融合时更强调电力系统安全稳定。
在怀柔实验室科研团队执行负责人王庆华看来，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。
“新能源规模扩张与煤电兜底能力不是二选一，而是在电力平衡、系统安全稳定的前提下做优化。”大唐技术经济研究院产业发展研究所研究员孙李平对《中国能源报》记者表示，平衡二者关系，建议重点考虑三个方面的因素：一是规模匹配、改造先行，新能源增量必须落在煤电深度调峰改造释放的调节容量之内；二是用容量电价、辅助服务市场为煤电的调节价值定价，使煤电企业有动力保留兜底能力；三是做极端工况校核，把支撑能力不低于安全下限作为刚性前置条件。
《意见》提出的五大场景模式，贯穿了“规模匹配、改造先行”这一逻辑。公用煤电协同送出消纳、自备煤电打捆利用，均要求煤电机组先通过深度调峰改造压减最小技术出力，为近区新能源腾让发电空间。换言之，新能源能上多大规模，取决于煤电让出多少空间，避免新能源装机跑在煤电改造前面，导致电力系统性风险。
华南理工大学新能源电力系统研究团队负责人、电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇对《中国能源报》记者直言，煤电与新能源融合发展，不是行政命令的“拉郎配”，而是要让煤电的支撑调节价值在市场中得到体现。如果煤电深度调峰、压减出力付出的成本得不到合理补偿，企业就缺乏改造积极性，融合就无从谈起。为此，《意见》特别明确，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。
融合项目新能源弃电不纳入考核
《意见》有两项尤为引人注目：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；二是将近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用。
业内普遍担忧，融合弃电不纳入利用率考核，可能改变地方策略。对此，孙李平认为，避免改变地方新能源开发策略，须同步强化消纳责任权重与绿证考核，防止地方借机放松消纳义务。“机制的本意是弱化单一利用率指标倒逼的低效抢装，而非随意弃电。”
部分地区为满足新能源利用率考核指标，宁可限制新能源装机规模，这在客观上抑制了新能源发展。允许融合项目在合理范围内弃电，这意味着承认新能源在与煤电协同运行中可以“以弃换调”。从全局角度看，这是合理的。
王庆华对《中国能源报》记者表示，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。
对于自备电厂纳入融合范围，主管部门旨在把高耗能行业从减碳难点转为融合的支点，被业内视为对高耗能企业影响深远的安排。孙李平分析，初步看来有两个方面的变化：一是绿电替代从外购变为园区内自平衡，降低对大电网绿电的依赖；二是产权清晰、协调成本低，把工业负荷刚性转化为消纳确定性。
此外，《意见》设定的“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”，也引发业内对风光资源富集地区项目落地难的关注。孙李平的判断是，100公里的限制，实际上是优化约束而非项目红线。煤电富集区不受影响；真正受限的是远离存量煤电的纯新能源远端富集区，其替代路径是独立储能加柔性输电，或走大基地外送通道。“100公里限制的本质，是防止为融合远距离拉线牺牲安全性与经济性。”
做好与碳市场、绿证体系衔接
融合项目要行稳致远，除了拓展多元场景和技术，还需要在计量、核算与市场衔接方面做好顶层设计。为此，《意见》作了系统部署，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；新能源应实现“可观、可测、可调、可控”；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。
“准确计量和规范核算是评价融合成效的基础。”王庆华指出，在具体落实中，应重点把握核算边界与前后对比口径的一致性，厘清新能源实际替代量与煤电运行方式调整等不同因素的影响，使新能源消纳成效和降碳贡献做到可计量、可核查，从而为项目评价及市场衔接提供坚实可靠的数据支撑。
针对融合项目碳排放核算体系如何与现有碳市场、绿证体系衔接的问题，孙李平提出两个原则：一是碳市场方面，融合发展带来煤电碳强度下降、可履约抵扣，这需要防止碳减排量在煤电和新能源两侧被重复计入；二是绿证方面，新能源替代电量核发绿证，但碳减排量与绿证环境价值是同一事件的两种变现，须二选一或协调扣减，避免双重获益。
在业内看来，《意见》初步构建出“十五五”初期煤电与新能源融合发展的政策框架。在系统安全稳定的前提下，既可盘活万亿级存量火电资产，又有望破解新能源消纳难题，煤电的兜底价值与新能源的绿色价值各得其所、相互成就。
文丨本报记者 苏南
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出品 | 中国能源报（cnenergy）
责编丨李慧颖
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