电力投资资讯网

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

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，北京市城市管理委员会，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国国际工程咨询有限公司、中国中煤能源集团有限公司，中国电力企业联合会，电力规划设计总院、水电水利规划设计总院：

煤电与新能源融合是推进煤电行业节能降碳工作的重要抓手，是促进新能源消纳的有效手段。为贯彻中共中央办公厅、国务院办公厅《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》，落实《新型电力系统建设“十五五”规划》，推动煤电与新能源融合发展，现提出以下实施意见。

一、总体要求

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。强化煤电降碳，切实提升煤电降碳质效。促进新能源消纳，减少弃风弃光，有效提升新能源消纳水平。鼓励多元创新，支持探索融合技术试点应用。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。

二、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

支持煤电机组通过深度调峰改造进一步压减最小技术出力，为近区新能源接入腾让发电空间，实现新能源替代煤电发电。鼓励配套改造建设储能储热系统，实现近区新能源接入后的“低储高放”，并利用煤电送出线路实现协同送出。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。

（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

支持新能源与公用煤电机组供热系统协同运行，提升煤电机组调峰顶峰能力等涉网性能，降低供热受阻比例。在北方民生采暖地区，鼓励具备条件的煤电机组通过改造建设电制热、储热等电热协同系统，实现新能源替代煤电供热，巩固清洁取暖工作成效。

（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

支持在海上风电送出路由紧张的沿海地区，统筹海上风电规划、登陆点选址、汇集站布局等，深入挖掘沿海向负荷中心的送出系统潜力及廊道资源，开展煤电机组深度调峰改造建设和送出系统增容改造，实现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。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。

（四）近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用

支持自备煤电机组通过深度调峰改造压减最小技术出力，在发挥支撑调节作用的同时，应融尽融为近区新能源打捆利用腾让发电空间。近区新能源可通过公用电网或直接接入自备煤电机组，实现对自备煤电机组的发电量和供热量替代，满足重点行业绿色用能要求。鼓励融合项目年度碳排放水平应较融合前降低5%以上，力争降低10%以上。

（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

支持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，实现新能源直接参与厂用电等煤电自身用能环节，提升绿色用能替代水平。厂区内分布式新能源建设应充分利用煤场、主厂房、厂前区及附属设施等空间条件。

三、技术要求

（六）加大煤电节能降碳改造实施力度。现役煤电机组通过调节能力改造、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，为新能源消纳利用腾挪空间。

（七）明确融合项目的新能源接网方式。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。

（八）优化融合项目新能源接入线路方案。系统梳理煤电厂接入条件和新能源接入线路走廊资源，优化路径方案，尽量减少与存量电网线路的交叉跨越。涉及送出线路加强情况的，参照现行国家及行业政策标准执行。

（九）明确煤电与新能源融合项目计量方式。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。

（十）确保煤电与新能源融合项目涉网性能。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，应不影响煤电厂的涉网性能。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。

（十一）鼓励技术研发和应用。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，支持产学研用全链条协同创新，推动技术尽快成熟应用。

（十二）加快标准体系建设。建立完善煤电与新能源融合规划设计、投产验收、生产运行标准体系，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，形成煤电与新能源融合项目碳排放核算方法。

四、完善政策机制

（十三）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。

（十四）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，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。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。

（十五）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。鼓励发电企业积极探索拓宽投融资渠道，盘活用好存量基础设施。

五、组织实施

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本地区支持煤电与新能源融合发展的细化政策举措，明确电网线路资产处置要求、融合项目顶峰能力核定等，完善市场和价格机制，加强要素保障，指导电网企业、发电企业做好项目落地建设运行。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。

国家能源局

2026年9月28日

国家能源局有关负责同志就《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》答记者问

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》（以下简称《实施意见》）。记者采访了国家能源局有关负责同志。

一、《实施意见》出台的背景是什么？

答：党中央、国务院高度重视煤电节能降碳改造工作。今年6月，中共中央办公厅、国务院办公厅联合印发《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》，强调合理控制煤电装机规模和发电量，促进绿色电力消纳，加强煤电节能降碳改造、灵活性改造等。近期，国家发展改革委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，明确了煤电与新能源融合发展的重点任务。

“十四五”以来，煤电节能降碳工作持续推进，取得了积极成效。一是逐年推动“三改联动”，超额完成目标任务。二是印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》、《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》等相关政策，明确煤电机组清洁降碳要求。三是组织修编《大中型火力发电设计规范》，研究新增二氧化碳捕集系统、零碳燃料掺烧系统等降碳设计要求作为推荐性标准条款。

为进一步加快新一代煤电转型升级，提高新能源利用水平，国家能源局研究起草《实施意见》，系统性提出煤电与新能源融合的场景模式和技术要求，指导各地各有关单位高质量推动煤电与新能源融合发展。

二、《实施意见》的总体要求是什么？

《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。

三、《实施意见》提出了哪些融合场景模式？

答：《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，提出了五类融合发展的典型场景模式。

一是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。

二是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。

三是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。

四是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。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。

四、《实施意见》提出了哪些技术要求？

答：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。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。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，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。

五、为推动《实施意见》落地见效，提出了哪些具体措施？

答：煤电与新能源融合是一个系统性工程，需要从开发模式、调度机制、资金支持等多个方面发力。

一是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。

二是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。为促进融合新业态的发展，融合项目中新能源弃电不纳入统计。

三是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。

六、如何抓好《实施意见》落实？

答：《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。

信息来源：国家能源局