煤电与新能源融合发展实施意见落地：国能发电力〔2026〕69号定调五类场景，100公里接网边界与“四可”要求重塑融合项目通信架构

过去十年，煤电与新能源的关系被描述为“此消彼长”。而这份文件给出的答案是：不是替代，而是能力置换——煤电让出电量空间，新能源让出可调空间，两者在同一套计量、调度与考核体系下重新组合。

article date: 2026-10-22 | event date: 2026-09-28（成文）/ 2026-10-21（公开发布） | source: 国家能源局

一、政策速览：一份“项目形态”级别的文件

国家能源局于 2026年9月28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），并于 2026年10月21日 通过官网正式公开发布，同步刊发国家能源局答记者问及三篇专家解读。

这不是一份普通的技改文件。经济参考报在 2026年10月21日 的报道中明确指出，煤电与新能源融合是《新型电力系统建设“十五五”规划》首次提出的项目形态——也就是说，它创造了一个新的项目类别，而不是给既有项目加一条补贴条款。

《实施意见》的总体要求中，有一条被各方解读反复强调的底线：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。

这句话的技术含义是：融合项目的申报材料里，“新能源装机多大”不是核心指标，“机组改造后多让出了多少调节能力”才是。规模必须由能力反推，而不是反过来。

文件提出五类融合场景模式：

新能源直接接入近区公用煤电机组，实现协同送出消纳
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
海上风电直接接入沿海公用煤电机组，实现协同送出消纳
近区新能源接入自备煤电机组，实现打捆利用
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

其中第1、3、4类场景，文件明确提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。

时间表方面，文件设定的节点是 “十五五”末：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、核心分析：三条硬约束，改变了“融合项目”的定义

（一）100公里：物理界面决定了责任界面

《实施意见》第七条明确：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。

关键量化边界是：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。

这个数字的意义不在于“地理相邻”，而在于它把融合从商业模式拉回了工程模式。100公里以内，新能源的功率波动、短路电流贡献、电压支撑能力都可以与煤电机组在同一个电气断面内被整体校核；一旦超出，融合就退化为两个独立电站之间的商务购售电关系，调节能力的“物理协同”无从谈起。

对设备侧的直接后果是：融合项目大概率需要在煤电厂侧建立一个统一的数据汇聚与指令分发节点，把新能源场站、储能储热系统、煤电机组DCS/ECS以及送出线路的监测数据整合到同一界面，并对外以统一身份与调度主站交互。

（二）独立计量：从“物理分层”到“数据分层”

第九条要求：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。同时第十二条要求形成融合项目碳排放核算方法。

这是整份文件里最容易被低估的一条。融合项目共用一条送出线路、共用一套升压站，但煤电电量、新能源电量、储能充放电量必须分别可辨——因为这直接决定了绿证核发、碳配额核算、电力市场结算和“降碳5%/10%”的验收口径。

技术上，这意味着关口计量不再是“一个总表”，而是多计量点、多表计、多费率、可交叉校核的体系。电度表数据要进入同一套采集链路，与功率数据、状态量数据保持时间同步，并与调度侧的结算口径对齐。怀柔实验室科研团队执行负责人王庆华在解读中特别提示：落实中应重视核算边界和前后对比口径的一致性，使消纳成效与降碳贡献“可计量、可核查”。

（三）“四可”：融合项目被正式纳入可调度体系

第十条是全文对设备厂商最直接的一条：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；如接入煤电厂用能系统，不应影响煤电厂涉网性能。并网运行后的暂态（静态）稳定、短路电流水平和电能质量，应满足电力系统安全稳定的相关标准要求。

这里有一个容易被误读的细节：“四可”不是对单台逆变器的要求，而是对融合项目整体涉网性能的要求。新能源在物理上接入煤电厂，但对外表现必须是“煤电厂+新能源+储能储热”这个组合体的稳定特性。换言之，煤电厂的AGC/AVC、一次调频、AVC电压控制，要把新能源和储热纳入同一套闭环。

这就把问题从“通信能不能通”升级成了“控制能不能协同”。

三、技术维度：融合项目到底需要什么样的通信与调控系统

需要说明的是，《实施意见》本身并未规定协议层面的技术细节。文件在技术研发部分鼓励的是储能储热、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；在标准体系部分提出建立完善规划设计、投产验收、生产运行标准体系。

协议级要求来自既有的并网与调度自动化标准体系。融合项目在实际落地中通常要面对三张网、三类协议：

站控层与间隔层：IEC 61850 是主流选择，尤其在新建升压站与储能站内
与调度主站交互：IEC 60870-5-104（常称 IEC 104）承担远动与功率控制指令，IEC 60870-5-101 在部分通道条件受限场景仍有应用
设备层与计量层：Modbus 覆盖PCS、BMS、逆变器、热泵等大量设备；DL/T 645 承载电度表数据；部分新建项目开始引入 MQTT 用于边缘侧数据上云与协同平台对接

融合项目真正的难点不在单点协议，而在跨系统的时间基准与指令闭环：

第一，功率指令的分层分解。调度下达的是并网点总有功/无功目标，融合项目需要把它拆解为“煤电机组出力 + 新能源出力 + 储能储热充放功率”三个分量，并在秒级完成下发。这要求通信管理机具备实时数据汇聚与转发能力，而不是简单的串口轮询。

第二，一次调频与AGC的协调。新能源接入后，机组的调频责任边界需要重新界定。一次调频控制终端要在百毫秒级完成频率响应，而AGC的分钟级功率分配不能与之打架，两者需要在同一套逻辑中设定优先级与死区。

第三，储能储热的“低储高放”调度。文件鼓励“低储高放”，但储热系统的响应速度、储能SOC的可用区间、热负荷的刚性约束，都与电功率调节不同。协同运行平台必须同时理解电与热两种能量流。

第四，计量的时间对齐。独立电量计量要求关口表、储能表、新能源表的数据在时间轴上可对齐，否则“独立计量”只是纸面独立。

四、产业影响：谁真正受益

煤电灵活性改造从“可选”变成“前置条件”

据国家能源局2026年10月21日发布的解读，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。何肇在解读中同时指出，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。

这意味着，单纯依靠行政推动的灵活性改造已经接近经济性边界。融合发展的价值在于给改造找到了收益出口——改造让出的空间，由新能源项目来填充，改造成本通过融合项目的整体收益回收。这是一个比“考核倒逼”更可持续的机制设计。

公用煤电是主战场，自备煤电是增量

解读数据显示：我国公用煤电机组装机占比接近九成；截至2026年8月，在运煤电发电量约占各类电源总发电量的约一半。依托公用机组推进融合，既能缓解新能源并网压力，也能统筹保供与降碳。

而自备煤电场景值得单独关注。自备机组利用小时数高、电量压减替代空间大，且企业决策链条短、落地门槛低，第4类场景在钢铁、化工、有色等高耗能行业中具备较强的复制性。

区域格局：三北与沿海优先

官方解读明确，“三北”及东部沿海地区煤电规模较大、新能源资源丰富，具备优先开展各类融合模式试点的条件。海上风电场景则直接指向东南沿海送出走廊紧张的现实约束。

市场空间

何肇在 2026年10月21日 的解读中给出测算：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。若按融合项目普遍需要配置的统一数据汇聚、远动通信、AGC/AVC协调与计量采集设备估算，这将是一个由数千个项目构成的、以“站级系统”而非“单机设备”为交付形态的市场。

五、设备厂商机会：从“卖盒子”到“交付可核查”

对通信管理机、远动装置、边缘网关和协调控制装置厂商而言，这份文件带来的变化是结构性的：

需求从“单站接入”转向“多能协同”：一个融合项目可能同时包含光伏、风电、储能、储热、热泵和煤电机组，设备数量与协议种类显著增加
交付从“设备验收”转向“功能验收”：验收标准是“四可”是否真实现、独立计量是否可核查、降碳比例是否有数据支撑
价值从“硬件价格”转向“系统可靠性”：融合项目一旦因通信中断导致涉网性能下降，影响的不仅是考核，而是煤电机组的并网资格

此外，文件带来的两项政策空间值得厂商在方案设计中主动利用：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；以及对符合条件的融合项目予以中央资金补助。前者意味着项目在设计阶段可以更激进地配置新能源规模，后者则对项目的投资回报模型形成支撑。

六、领祺科技——开放合作声明

产品供应商资质

杭州领祺科技长期聚焦电力新能源场景的通信管理、规约转换与协调控制设备，现有产品线可直接对应融合项目的多个技术环节：

通信管理机系列：PBox6218A（4网8串，支持电力E文件、群调群控、国密SM2/SM3/SM4）适用于新能源场站数据汇聚与调度对接；PBox6219A（4网16串）面向大型储能与多方阵光伏的高密度串口场景；PBox6220A（6网口、双电源冗余、万级点）适用于集控中心与站控主节点
协调控制装置：PBox6220-PQCT分布式电源协调装置，支持IEC 104与IEC 61850，可实现有功/无功协调控制；PFCS-3000B一次调频控制终端，面向光伏、储能、风电及微电网的频率支撑场景
规约转换与边缘网关：61850规约转换器支持 Modbus、DL/T645 与 IEC 61850 的双向转换，适合老旧设备改造与多协议共存场景；PBox6218Et为南网II型边缘网关认证产品
储能侧产品：PBox848F（大型储能通讯管理机，16DI+10DO、2路CAN、8路RS485）、PBox6410H（工商业储能通讯管理机）、PEMS300（EMS控制器）可覆盖从10MWh级电站到工商业储能柜的不同层级

体系资质方面，公司为国家高新技术企业（2021年）、浙江省专精特新中小企业（2023年），已通过 ISO 9001、ISO 14001、ISO 45001 体系认证，并持有多项专利与计算机软件著作权。

以上产品能力与资质信息均以公开产品资料与公司资质文件为准；具体型号的接口配置、协议支持范围与适配限制，需以项目实际技术规格书确认为准。

协同标书制作

领祺科技（Linkqi）作为电力新能源通信管理、AGC/AVC控制、边缘网关等产品供应商，郑重表态：

愿与项目开发商、EPC总包、系统集成商建立开放合作关系
可配合提供技术方案支持、产品参数及技术标书协作制作
全程提供专业技术对接，响应及时，合作模式灵活

在融合项目这类“多能协同、功能验收”的新型工程中，设备选型往往在可研阶段就已决定项目后续的验收难度。我们建议业主与总包在方案阶段就把“四可”实现路径、独立计量点位设计和协议映射关系一并纳入技术规范书，避免在调试阶段返工。

欢迎各界合作伙伴垂询，共同推动电力新能源项目高质量落地。

七、展望与建议

第一，关注省级细化政策的落地节奏。 《实施意见》明确支持各省级能源主管部门结合本地区实际制定细化政策，并特别提到要明确电网线路资产处置要求、融合项目顶峰能力核定等事项。这两项在不同省份的口径差异，将直接决定项目的经济性。

第二，把“能力匹配”作为方案设计的起点。 新能源规模由机组改造后的调节能力反推，而不是先定装机再找消纳。这一逻辑应贯穿可研、接入系统设计与设备选型全过程。

第三，尽早建立统一的计量与数据口径。 独立计量与碳排放核算方法的具体要求尚在标准体系建设中，但项目层面的计量点位设计、表计选型与数据链路规划，现在就可以按“可核查”的标准前置布局。

第四，理性看待政策空间。 弃电不纳入利用率考核，是给融合这一新业态的成长空间，而非降低消纳要求的信号。官方解读对此已有明确提示——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。

煤电与新能源的融合，本质上是一次系统级的重新分工。谁能在项目早期把通信、计量、控制三件事设计清楚，谁就能在“十五五”这两亿千瓦的增量中占据主动。

FAQ

Q1：《实施意见》的文件号和发布时间是什么？ A：文件全称为《国家能源局关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，文号 国能发电力〔2026〕69号，成文日期 2026年9月28日，国家能源局于 2026年10月21日 公开发布并同步刊发答记者问与专家解读。

Q2：融合项目的“100公里”是什么口径？ A：指融合项目新能源场址边缘距离煤电厂址的直线距离，原则上不超过100公里。文件表述为“原则上”，具体项目仍需结合接入条件、线路走廊资源与电网安全校核确定。

Q3：“可观、可测、可调、可控”具体对应什么设备能力？ A：政策层面提出的是功能要求而非设备清单。工程上通常对应：实时遥测遥信采集（可观、可测）、有功/无功远方调节（可调）、指令闭环执行与状态回传（可控）。实现载体包括通信管理机、远动装置、AGC/AVC协调控制装置及具备规约转换能力的边缘网关。

Q4：独立电量计量为什么重要？ A：融合项目共用送出线路与升压站，煤电与新能源电量必须分别可辨，才能支撑绿证核发、碳配额核算、电力市场结算以及“降碳5%以上、力争10%以上”的验收。计量界面不清，后续的核算与结算都缺乏依据。

Q5：弃电不纳入新能源利用率考核，是否意味着可以放松消纳要求？ A：不是。国家能源局解读明确表示，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提升利用水平。