构建煤电与新能源融合发展模式

持续提升系统调节能力与绿色低碳水平

国网经济技术研究院有限公司首席专家 吴志力

近日，国家能源局印发《关于推进煤电与新能源融合发展的实施意见》（以下简称《意见》），从总体要求、场景模式、技术要求、政策机制等维度整体谋划煤电与新能源深度融合的路径框架，为构建系统协同的煤电降碳新路径提供重要的政策遵循与行动指南，有效提升电力系统灵活调节能力与绿色低碳水平。

一、以调节能力为抓手，打造煤电减碳与新能源发展的匹配模式

我国新能源持续高速发展，近三年年均新增装机达到3.6亿千瓦，源荷双侧波动持续叠加，带来净负荷峰谷差不断拉大，传统调节资源增长已难以适应，新能源利用率持续降低，2026年上半年的风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比下降2.3、2.6个百分点。煤电在我国多数地区仍然是调节资源的主体，进一步挖掘煤电的调节能力成为保障新能源发展、降低电力系统整体碳排放水平的重要途径。因此，《意见》围绕系统调节能力核心问题，一是明确融合项目新能源规模与煤电机组调节能力提升的匹配关系，确保融合项目不挤占系统原有调节能力空间，以增量调节能力支撑增量新能源发展，实现电力系统整体调节能力提升；二是从系统角度给出了煤电与新能源融合项目的场景模式定义，因地制宜提出了调节能力提升的关键技术路径，构建了具体化、可落地的场景范式；三是充分体现煤电调节能力的减碳价值，将煤电调节能力、新能源发展空间、融合项目降碳水平充分绑定，实现绿色低碳发展与调节能力增长的深度融合。

二、以安全稳定为基石，着力保障融合项目的涉网性能和系统稳定水平

煤电与新能源融合作为《新型电力系统建设“十五五”规划》首次提出的项目形态，规范融合项目涉网性能与并网管理是确保融合项目并网后系统安全稳定运行的关键。因此，《意见》充分强调系统安全稳定的相关要求，一是从电源层面，明确融合项目的涉网性能指标均应符合相关技术标准和安全要求，同时重点强调融合项目新能源应实现“可观、可测、可调、可控”，为融合项目涉网性能提供了技术遵循；二是从系统层面，明确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，为融合项目的系统设计提供了技术指引；三是明确了煤电与新能源的接网方式和计量方式，要求具备清晰的物理界面、责任界面与独立电量计量条件，有效避免了主体间权责与计量混乱问题。

三、以技术创新为引领，护航系统调节能力增长与碳排放水平降低

我国煤电灵活性改造持续深入开展，“十四五”期间实施规模超过4.5亿千瓦。煤电灵活性改造已进入深水区，依赖锅炉、汽轮机等本体改造的传统路线已难以进一步提升调节能力。《意见》积极支持产学研用全链条协同创新，一是针对不同场景模式，明确鼓励建设储能储热、电制热、电热协同系统等，通过跨系统间的协同互动实现调节能力的进一步挖掘；二是积极鼓励宽温域熔盐、超（特）高温热泵、协同运行平台等技术研发，并在融合项目中落地应用，以新技术、新装备推动煤电与新能源融合的高质量发展；三是加快技术标准体系建设，完善煤电与新能源融合项目从规划设计、投产验收到生产运行的全环节标准体系，以技术标准引领、规范融合项目的良性发展。

四、以项目实施为发力点，稳步推进煤电与新能源融合发展落地见效

一分部署，九分落实，为了确保政策有效落实，建议从以下三个方面做好相关工作：一是因地制宜开展融合项目实施，详细开展接入方案设计与安全稳定校核，避免并网后对系统安全稳定可能带来的风险；二是按照“稳步推进、有序拓展、逐步铺开”的推进模式，及时总结融合项目实施中的经验，逐步形成适配各场景模式的标准化解决方案；三是加快完善融合项目的并网管理规范体系和涉网性能技术标准，在现有体系框架下，针对融合项目的特殊性，提出细化技术要求与管理办法，填补融合领域的规范与标准空白。

加快煤电与新能源融合发展助推电力行业绿色低碳转型

电力规划设计总院党委常委、副院长 何肇

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》），明确了煤电与新能源融合发展的五类场景模式，提出了技术标准和配套保障举措。通过引导煤电与新能源融合发展，进一步推动煤电腾让发电空间，提升新能源发电量，为煤电行业节能降碳、促进新能源开发消纳开辟了新的实施路径。

一、煤电与新能源融合是推动煤电节能降碳、促进新能源消纳的重要抓手

煤电与新能源融合发展已成为“十五五”煤电节能降碳的重点任务。今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，明确提出支持在具备条件的地区优先实施一批融合项目。

我国电力工业基础好、经验多、场景广、潜力大，为煤电与新能源融合发展创造了客观条件和实践基础。全国层面，煤电厂周边电网、水源、交通等配套基础设施相对完善，可较好承接新能源项目建设与并网；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，为融合项目落地提供充足载体。区域层面，“三北”及东部沿海地区煤电规模较大、新能源资源丰富，机组整体运行条件优良，具备优先开展各类融合模式试点的条件，为全国其他地区提供可借鉴的示范样本。实践层面，“十四五”期间我国部分地区依托煤电灵活性改造配套建设新能源，利用新能源电制热替代热电联产机组供热，提升北方地区清洁供暖水平，这些探索应用为煤电与新能源融合奠定了扎实根基。

同时，我国在煤电与新能源融合领域仍面临阶段性的问题和挑战。场景模式方面，各地资源禀赋、接网送出、消纳能力等差异较大，行业内尚未形成标准化的煤电与新能源融合场景模式，一定程度制约了融合模式推广实施。技术要求方面，各地在煤电节能降碳改造力度、新能源接网方式、电量计量、涉网性能等尚无统一要求，差异较大。政策机制方面，当前我国煤电平均调峰深度达到40%左右（“十四五”期间全国累计完成煤电灵活性改造4.85亿千瓦），进一步压低煤电机组最小技术出力的改造成本将明显抬升，煤电企业开展调节能力改造升级的内生动力有待加强，亟须完善相关政策机制，提升企业改造意愿。

《实施意见》提出的煤电与新能源融合发展场景模式、技术要求、政策机制，是落实《新型电力系统建设“十五五”规划》部署、推动能源结构绿色转型的细化举措。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”期间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。《实施意见》的出台，为我国煤电与新能源融合发展提供了方向指引和路径参考。

二、煤电与新能源融合发展应因地制宜，差异化体现各类依托煤电机组的融合价值

《实施意见》结合煤电机组主要类型，提出五类融合场景模式，为各地落地融合项目提供了多样化选择。第一，公用机组是煤电与新能源融合发展的主力军。我国公用煤电机组装机占比接近九成，依托公用机组推进融合，既可缓解新能源并网压力，也能统筹实现保供与降碳双重目标。第二，热电联产机组是新能源非电利用的关键载体。供热负荷需求稳定、时间连续，配套供热管网基础设施成熟，通过新能源电制热替代部分机组供热，有利于进一步巩固北方地区清洁供暖成果。第三，沿海机组是海上风电并网送出的有力支点。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，风电登陆点、送出走廊资源愈发紧张，推动沿海煤电机组与海上风电融合，可复用既有场地和网架资源，破解海上风电并网送出难题。第四，自备煤电机组是助力行业绿色用能水平提升的重要切口。自备煤电机组发电量较大、利用小时数高，具备可观的电量压减替代空间，推动自备煤电与新能源融合，能够从能源供应侧实现燃煤减量，企业落地门槛低、接受度高。第五，厂用能替代是融合发展的有效补充。依托厂区及附属设施闲置空间建设分布式新能源，技术门槛低、实施灵活，能够盘活闲置资源、提升土地集约利用水平，常态化降低煤电自身碳排放。

三、健全技术规范与配套保障措施，推动煤电与新能源融合安全高效、规范有序发展

《实施意见》为煤电与新能源融合发展明确了技术要求和政策保障。一是煤电与新能源融合要注重分类施策，统筹现役机组改造与新建机组升级，释放新能源消纳增量空间。现役机组结合服役年限、设备状态科学合理选择改造方案；新建机组落实新一代煤电技术指标，保障煤电机组、储能储热设施调节能力，与融合新能源的规模、出力特性相匹配。二是融合项目的接网方案和权责边界要做到规范、清晰。针对不同类型机组与大电网资产界面的差异，对新能源接入点给予灵活选择空间，目的在于确保资产责任界面的清晰划分。三是融合发展应守住涉网安全底线。融合改造后的项目整体顶峰支撑能力和安全稳定性能不得低于改造前煤电机组水平，满足电力系统安全稳定的相关技术标准要求。四是进一步优化完善相关政策机制，保障融合项目健康有序实施。融合项目的开发支持同一主体或建立联合体统筹实施，同时鼓励企业在项目投运后持续创新运营模式，积极参与电力市场、碳交易市场，拓宽项目盈利渠道。五是针对融合项目的资金来源，既要加大中央资金支持力度，也要拓宽投融资渠道。融合项目是落实国家关于扩大有效投资要求的重要载体，项目业主既可以申请中央预算资金支持，也可以广泛吸引更多社会资本参与建设。

推动煤电与新能源融合发展拓展新能源开发消纳空间

水电水利规划设计总院副院长 张益国

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《意见》）。《意见》提出近区公用煤电机组协同送出消纳、公用热电联产煤电机组清洁供热、海上风电接入沿海公用煤电机组协同送出消纳、自备煤电机组打捆利用、煤电厂自身用能绿色替代五类场景模式，并明确了技术要求和配套政策机制。现围绕政策意义和导向、场景模式和技术要求、落实路径三个方面，谈几点认识和理解。

一、准确把握煤电与新能源融合发展的意义和政策导向

要准确理解融合发展对协同推进新能源消纳与煤电节能降碳的重要意义。《意见》将煤电节能降碳与新能源消纳统筹推进，支持新能源承担更多电量和热量供应，减少煤炭消耗和碳排放。煤电通过改造提升调节能力，为新能源腾让利用空间；新能源逐步替代部分燃煤发电和供热，进而带动煤电降碳。两者协同使存量煤电改造与新能源开发相互促进，将新能源消纳增量转化为实际减排成效。

要准确把握融合发展对引导新能源开发布局与调节能力相匹配的重要导向。《意见》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，新能源规模要与煤电改造升级提升的调节能力匹配。若开发规模超出实际消纳能力，风光集中出力时仍可能出现弃风弃光，影响项目经济性和降碳成效。因此，应结合煤电设施布局及改造条件，统筹不同季节、时段的调节能力和消纳条件，合理确定新能源规模及储能储热配置，提高实际利用水平。

要充分认识融合发展引导盘活存量设施、拓展新能源消纳空间的重要作用。《意见》将煤电送出线路、供热系统和厂区空间等纳入融合场景，有利于提高既有基础设施利用效率，减少重复建设，增强项目经济性。这与新能源集成融合发展所强调的多能互补、空间集约利用和协同运营理念一致，也为落实《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、推进非电利用布局提供了具体路径。

二、深刻理解煤电与新能源融合发展的场景模式与技术要求

准确把握五类融合场景模式及其融合方式。《意见》提出了五类融合场景模式。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，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，鼓励配套改造建设储能储热系统，实现“低储高放”，并利用煤电送出线路协同送出。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，支持新能源与公用煤电机组供热系统协同运行，提升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。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，面向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，通过煤电机组深度调峰改造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。四是近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用，支持自备煤电通过深度调峰改造压减最小技术出力，“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，实现对自备煤电机组的发电量和供热量替代。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，支持充分利用厂区设施空间条件开发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，参与厂用电等自身用能环节，提升绿色用能替代水平。此外，《意见》对近区公用煤电机组协同送出消纳模式、海上风电协同送出消纳模式、自备煤电机组打捆利用模式，均提出鼓励碳排放较融合前降低5%以上，力争降低10%以上的要求。

系统落实融合发展的七方面技术要求。《意见》从改造力度、接网方式、接入线路、计量方式、涉网性能、技术研发和标准体系七个方面提出了明确要求。一是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。二是明确新能源接网方式，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，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。三是优化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。四是明确计量方式，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。五是确保涉网性能，融合项目的新能源应实现“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，不应影响煤电厂涉网性能，并网运行后的应满足电力系统安全稳定各项相关标准要求。六是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。七是加快标准体系建设，建立完善规划设计、投产验收、生产运行标准体系，健全协同运行和参与电力、绿证、碳交易等市场的标准规范，形成融合项目碳排放核算方法。

三、大力推动煤电与新能源融合发展落地实施

扎实做好资源普查与基础条件调查。充分利用全国风光资源普查试点已形成的技术方法和工作机制，以普查成果为科学依据，摸清煤电厂周边风光资源分布、可开发规模及出力特征，核查厂区和近区可利用空间，做到有的放矢。同步调查煤电调节能力及改造潜力、既有送出和供热设施条件，梳理周边电热负荷及用能特点，为场景选择和项目布局提供依据。

科学引导融合项目规划布局。各省能源主管部门要做好规划引导和统筹协调，拟开发项目企业要做好具体项目的深入论证，因地制宜确定适宜的融合场景、开发区域和项目规模，加强与电力、供热及国土空间规划衔接。统筹新能源建设、煤电改造及储能储热配置，衔接建设时序，综合评估消纳能力、供能保障和项目经济性，形成具备实施条件的项目储备。

积极推进融合项目技术和模式创新。面向五类场景模式，加强储能储热、宽温域熔盐等储热介质、超（特）高温热泵及协同运行平台等技术研发和集成应用，推进产学研用协同创新。结合新一代煤电升级专项行动，推动融合项目中的煤电机组提升深调、快调、高效调节能力；对照新型电力系统建设试点中系统友好型新能源电站的要求，推动融合项目中的新能源通过风光储智慧联合调控运行等方式提升系统友好性能，提升高峰时段置信出力水平；结合不同场景模式特点，探索设施共用、多能互补和协同运行的适宜模式，开展示范验证，结合实践完善相关标准，总结可复制的技术模式与运营经验。

用好用足配套政策工具和保障措施。《意见》从开发实施模式、市场交易、资金支持、组织实施四个方面明确了配套政策机制。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，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。加大中央资金支持力度，对符合条件的融合项目予以资金补助，鼓励发电企业拓宽投融资渠道。各省级能源主管部门还应会同有关部门结合本地区实际制定细化政策举措，完善市场和价格机制，加强要素保障。

推动煤电与新能源融合发展以系统协同促进绿色低碳转型

怀柔实验室科研团队执行负责人 王庆华

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。

注：本文转载自国家能源局。