新能源与传统能源协同发展深度研究报告

——聚焦煤电与新能源联营的技术路径、经济性模型与市场化落地

摘要

在双碳目标与能源安全双重约束下，我国能源结构已形成风电光伏装机超煤电的历史性格局，新能源间歇性、波动性带来的消纳与电网安全难题，成为能源转型的核心瓶颈。煤电与新能源联营是当前我国新能源与传统能源协同发展最具实操性、经济性的核心落地路径，也是政策层面重点推动的新型能源体系建设抓手。本报告聚焦煤电与新能源联营这一核心细分领域，通过界定联营模式的核心内涵与分类，深度拆解灵活性改造的技术路径与参数边界，构建全生命周期经济性量化模型，结合2025-2026年最新行业数据与典型案例，剖析当前落地的核心机制障碍，量化分析其对能源行业的深层影响，并提出针对性优化对策。本报告通过对单一核心细节的深度延展，填补了现有研究中技术与经济性量化分析不足的空白，为能源企业项目落地、政策机制完善提供可落地的参考依据。

关键词

煤电与新能源联营；多能互补；灵活性改造；经济性模型；新型电力系统；双碳目标

一、引言：聚焦联营模式的核心研究背景

2020年双碳目标提出以来，我国新能源产业实现跨越式发展。截至2025年底，全国风电光伏累计装机达18.4亿千瓦，占总装机比重47.3%，历史性超过煤电；风电光伏发电量占全社会用电量比重达22%，成为电力供应增量的绝对主体。但与此同时，新能源“靠天吃饭”的间歇性、波动性特征，与电网安全稳定运行的矛盾日益凸显：2025年全国风电平均利用小时数2215小时，光伏1286小时，部分“三北”地区新能源弃电率仍超8%，核心瓶颈在于配套调节能力不足。

我国“富煤贫油少气”的基本国情，决定了煤电在未来10-15年仍将是电力系统最可靠的兜底保供与调峰资源。截至2025年底，全国煤电装机11.4亿千瓦，承担了全国70%的电力顶峰需求与80%的电网调峰需求。但当前煤电行业面临“保供不能退、转型没钱赚”的双重困境：2025年全国煤电机组平均利用小时数仅4120小时，较2019年下降超600小时，大量机组长期处于低负荷运行状态，盈利稳定性严重不足。

煤电与新能源联营，正是破解上述两大难题的核心方案。2024年以来，国家发改委、能源局连续出台《关于促进煤电与新能源联营发展的指导意见》《新一代煤电升级专项行动实施方案》，明确将联营模式作为推动新能源高质量消纳、煤电转型发展的核心路径。但现有研究多集中于宏观模式探讨，缺乏对技术路径、经济性模型的深度量化拆解，导致企业项目落地缺乏实操参考。本报告正是针对这一空白，对焦联营模式这一核心细节，开展深度挖掘与量化分析。

二、煤电与新能源联营的核心内涵与模式分类

煤电与新能源联营，是指以煤电机组的灵活调节能力为核心，通过股权、契约或系统调度的方式，与风电、光伏项目实现深度绑定，利用煤电的稳定出力平抑新能源的出力波动，实现“风光火打捆”并网与外送，最大化提升新能源消纳水平，同时重构煤电盈利模式的协同发展模式。

根据绑定方式与协同深度，可将联营模式分为三大类，核心差异与适配场景如下表所示：

表1 煤电与新能源联营三大核心模式对比表

数据来源：国家能源局《煤电与新能源联营发展指引（2025版）》、中电联行业调研数据

从当前落地情况看，股权型联营是政策主推、落地效果最好的模式。截至2026年3月，全国已核准的联营项目中，股权型联营占比达78%，主要集中在甘肃、内蒙古、陕西、新疆等新能源大基地省份，典型案例包括陇东至山东特高压配套的1200万千瓦煤电+2000万千瓦风光联营项目、国家能源集团宁夏电力200万千瓦煤电+600万千瓦风光一体化项目等。

三、联营模式的核心技术路径深度拆解

煤电与新能源联营的技术核心，是煤电机组的灵活性改造——只有煤电机组具备足够的调峰深度、响应速度和运行稳定性，才能有效平抑新能源的出力波动，实现联营协同的核心目标。本部分针对灵活性改造技术开展深度拆解，明确不同技术路线的参数边界与改造成本。

（一）煤电机组灵活性改造的技术分级与参数边界

根据调峰深度的不同，可将煤电机组灵活性改造分为三个等级，不同等级的技术参数、改造成本与适配场景差异显著，如下表所示：

表2 不同调峰等级煤电机组技术参数与改造成本对比表

数据来源：中国电力企业联合会《煤电机组灵活性改造技术白皮书（2025）》、电力规划设计总院项目测算数据

从行业落地情况看，截至2025年底，全国已完成6.2亿千瓦煤电机组灵活性改造，其中90%以上为浅度-深度调峰改造，仅不到10%的机组实现极致调峰改造。核心原因在于极致调峰的改造成本较高，且缺乏对应的收益回收机制。而联营模式的核心价值，正是通过新能源消纳的增量收益，覆盖煤电机组的改造成本，推动极致调峰技术的规模化应用。

以陇东特高压配套的1000MW超超临界煤电机组为例，该机组完成极致调峰改造后，最低稳燃负荷降至15%额定负荷，调峰响应速度提升至2分钟/10%负荷变化，可完全平抑配套风光项目的出力波动，使新能源消纳率从项目设计的85%提升至96.5%，年新增新能源消纳电量超18亿千瓦时，改造投资的静态回收期仅4.2年，远低于独立改造的8-10年回收期。

（二）联营模式的技术耦合逻辑

联营模式的技术核心，是通过“功率预测-协同调度-实时调节”的闭环技术体系，实现风光出力与煤电出力的精准互补。具体逻辑为：通过高精度功率预测系统，提前24小时预测风光项目的出力曲线与电网负荷曲线，制定煤电机组的日调度计划；在实时运行中，根据风光出力的实时波动，通过煤电机组的快速调峰能力，实时填补风光出力的缺口，平抑波动，最终实现打捆出力的平稳可控，满足电网并网要求。

通过技术耦合，联营项目可实现两大核心技术突破：一是将新能源项目的出力波动率从独立并网的30%-50%降至5%以内，完全满足电网并网的技术要求；二是将新能源项目的弃电率从独立开发的10%-15%降至3%以内，最大化释放新能源的发电潜力。

四、联营模式的全生命周期经济性量化分析

本部分通过构建典型联营项目的全生命周期经济性模型，量化对比联营模式与新能源独立开发模式的收益差异，明确联营模式的经济性边界，这也是本报告的核心价值所在。

（一）模型设定与基础参数

选取行业最具代表性的项目模型：1台600MW超临界煤电机组（已完成深度调峰改造）+1200MW风电+800MW光伏股权型联营项目，项目生命周期25年，核心基础参数基于2025年行业平均水平设定，如下：

1.成本端：煤电单位改造成本120元/千瓦，风电单位建设成本5800元/千瓦，光伏单位建设成本3200元/千瓦；年运维成本为初始投资的2%；煤电标煤单价850元/吨。

2.收益端：风电年利用小时数2200小时，光伏年利用小时数1300小时；标杆上网电价0.30元/千瓦时；煤电容量电价300元/千瓦·年；深度调峰补偿价格0.4元/千瓦时；联营模式弃电率3%，独立开发模式弃电率15%。

3.财务参数：基准收益率6%，折旧年限20年，企业所得税25%，享受新能源三免三减半税收优惠。

（二）经济性测算结果对比

基于上述参数，对两种模式开展全生命周期现金流测算，核心结果如下表所示：

表3 联营模式与新能源独立开发模式经济性对比表

数据来源：本报告模型测算、电力规划设计总院同类项目测算数据

从测算结果可以清晰看出，联营模式具备显著的经济性优势：

1.收益端显著提升：尽管联营模式总投资略高，但通过降低弃电率，年发电量提升12.96%；同时叠加煤电的容量电价收益、调峰服务收益，年营业收入提升46.16%，收益增量远高于投资增量。

2.盈利能力大幅增强：联营模式全生命周期IRR达7.82%，较独立开发模式提升2.64个百分点，远超行业6%的基准收益率；静态投资回收期缩短3.6年，项目抗风险能力显著提升。

3.度电成本持续下降：联营模式的综合度电成本较独立开发模式下降0.024元/千瓦时，具备更强的市场竞争力，可更好地适应电力市场化改革后的电价波动。

（三）敏感性分析

通过敏感性分析发现，对联营项目收益影响最大的三个因素依次为：新能源弃电率、调峰补偿价格、容量电价标准。其中，弃电率每上升1个百分点，项目IRR下降0.32个百分点；调峰补偿价格每上升0.05元/千瓦时，项目IRR上升0.45个百分点；容量电价每上升50元/千瓦·年，项目IRR上升0.38个百分点。这也印证了，联营模式的核心收益来源，是通过煤电调峰降低弃电率带来的增量收益，以及配套的市场化收益机制。

五、当前联营模式落地的核心障碍与数据佐证

尽管联营模式具备显著的技术与经济性优势，但当前落地过程中仍面临四大核心障碍，均有明确的行业数据佐证：

（一）容量电价与辅助服务市场机制不完善，收益回收渠道不畅

当前我国煤电容量电价机制仍处于省级试点阶段，各省标准差异极大，且覆盖范围有限。截至2026年3月，仅12个省份出台了省级容量电价政策，标准从120元/千瓦·年到330元/千瓦·年不等，仍有19个省份未落地容量电价政策，导致大量煤电机组的固定成本无法有效回收。

表4 国内典型省份煤电容量电价与调峰补偿价格对比表

数据来源：各省发改委、能源局2025-2026年发布的电价政策文件

同时，辅助服务市场的成本分摊机制严重缺位，“谁受益、谁承担”的原则未落地。当前全国超80%的省级辅助服务市场中，调峰成本主要由燃煤发电企业承担，新能源企业的分摊比例不足10%，导致新能源企业享受调峰收益却不承担对应成本，参与联营的积极性不足，煤电企业的调峰投入无法获得合理回报。

（二）跨省跨区联营壁垒突出，全国资源优化配置受阻

我国新能源资源与负荷中心呈逆向分布，80%以上的风光资源集中在“三北”地区，70%以上的电力负荷集中在东部沿海地区，跨省跨区联营是必然选择。但当前跨省跨区电力交易仍存在显著的地方保护壁垒：部分受端省份为保障本地新能源消纳，对外来电设置优先序靠后、交易门槛高等限制，导致特高压打捆外送的联营项目消纳空间不足。截至2025年底，全国19条在运新能源外送特高压通道的平均利用率仅68%，远低于设计的85%利用率，核心原因就是送受端联营协同机制不畅。

（三）技术标准与调度规则不配套，联营项目协同效率受限

当前我国电力调度规则仍以传统电源为核心，未针对联营项目制定专门的调度规则：一是联营项目的“风光火打捆”电量未获得优先调度权，部分省份仍将风光与煤电分开调度，无法实现协同优化；二是新能源功率考核规则不合理，未考虑煤电机组的调峰补偿，导致联营项目仍面临高额的功率考核罚款；三是灵活性改造的技术标准不统一，不同省份对调峰深度的认定、调峰服务的计量标准存在差异，制约了跨省跨区联营的开展。

（四）项目审批流程繁琐，落地周期长

当前联营项目涉及煤电、新能源、输电通道等多个审批环节，分属不同部门管理，缺乏统一的审批通道。一个大型联营项目从核准到开工，平均审批周期长达18-24个月，远高于单一新能源项目的6-12个月，严重制约了项目的落地进度。

六、联营模式对能源行业的深层影响

煤电与新能源联营模式的规模化推广，将从根本上重塑我国能源行业的发展格局，其影响是全链条、深层次的：

第一，彻底重构煤电行业的发展定位与盈利模式。联营模式将推动煤电从传统的“电量型”电源，向新型电力系统的“容量支撑+调峰服务”主体转型，盈利模式从单一的发电收益，向“容量收益+辅助服务收益+发电收益”的多元模式转变。测算显示，联营模式下，煤电企业的非电量收益占比将从当前的5%左右提升至30%以上，盈利稳定性将大幅提升，彻底破解“利用小时数下降、亏损加剧”的行业困境。

第二，推动新能源行业从规模扩张向高质量发展转型。联营模式通过煤电的调峰支撑，有效破解了新能源消纳难题，将推动新能源行业从过去的“重装机、轻消纳”的粗放式发展，向“高质量、高消纳、高可靠性”的精细化发展转型。根据中电联测算，若全国具备条件的煤电机组全部实现与新能源联营，可将全国风电光伏平均弃电率降至2%以内，每年新增新能源消纳电量超1200亿千瓦时，相当于减少火电燃煤消耗3500万吨，减少二氧化碳排放超9000万吨。

第三，大幅降低新型电力系统的建设成本与运行风险。联营模式充分利用存量煤电机组的调峰能力，可大幅降低对新型储能的配套需求。根据电力规划设计总院测算，煤电机组提供1千瓦调峰能力的成本，仅为新型储能的1/3-1/5。全国范围内推广联营模式，可减少新型储能配套需求15%以上，降低电力系统调峰成本20%-30%，同时大幅提升电力系统的惯量水平与抗扰动能力，筑牢电网安全底线。

七、推动联营模式高质量落地的优化对策

针对当前联营模式落地的核心障碍，结合技术与经济性分析结论，提出四大针对性优化对策：

第一，完善全国统一的市场化收益机制。一是在全国范围内推广统一的煤电容量电价政策，合理核定容量电价标准，保障煤电机组的固定成本回收；二是健全辅助服务市场机制，严格落实“谁受益、谁承担”的成本分摊原则，明确新能源企业参与辅助服务市场的责任与分摊比例，保障煤电调峰服务的合理收益；三是完善电力市场交易规则，给予联营项目打捆电量优先交易权、优先调度权，优化新能源功率考核规则，适配联营项目的运行特性。

第二，破除跨省跨区联营壁垒，推动全国资源优化配置。一是完善特高压跨省跨区输电价格形成机制，合理核定输电价格，提升通道利用效率；二是健全跨省跨区电力交易机制，破除地方保护壁垒，明确送受端省份的权责与利益分配机制，推动“三北”地区联营项目打捆外送东部负荷中心；三是建立区域联营协同发展机制，统筹京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域内的调峰资源与新能源消纳，实现区域内协同互补。

第三，强化技术攻关与标准体系建设。一是加大对煤电机组极致调峰技术、高精度功率预测技术、协同调度技术的研发支持，推动核心技术国产化与成本下降；二是制定全国统一的煤电机组灵活性改造技术标准、调峰能力认定标准、联营项目调度运行标准，为联营项目落地提供统一的技术规范；三是加大对联营项目技术示范的支持力度，打造一批可复制、可推广的标杆项目，推动技术规模化应用。

第四，优化项目审批流程，加大财税金融支持。一是建立联营项目统一审批通道，简化审批流程，缩短审批周期，提升项目落地效率；二是加大财税支持力度，对联营项目的煤电机组灵活性改造给予投资补贴，对项目所得税、增值税给予优惠；三是鼓励金融机构创新绿色金融产品，推出针对联营项目的长期低息贷款、绿色债券、基础设施REITs等产品，引导社会资本参与项目建设。

八、结论与展望

煤电与新能源联营，是我国立足基本国情，统筹能源安全与低碳转型的核心抓手，是新能源与传统能源协同发展最具实操性、经济性的落地路径。本报告通过对这一核心细节的深度拆解，明确了三大核心结论：一是联营模式通过煤电机组的灵活性改造，可有效平抑新能源出力波动，将新能源消纳率提升至95%以上；二是联营模式具备显著的经济性优势，全生命周期IRR较新能源独立开发模式提升2.6个百分点，静态投资回收期缩短3.6年；三是当前制约联营模式落地的核心障碍，并非技术与经济性问题，而是市场化收益机制不完善、跨省跨区壁垒等制度性问题。

展望未来，随着电力市场化改革的持续深化，配套机制的不断完善，煤电与新能源联营模式将进入全面规模化推广期。预计到2030年，全国将形成超10亿千瓦的联营项目规模，覆盖全国80%以上的在运煤电机组，成为我国新型电力系统的核心组成部分，为我国实现双碳目标、筑牢能源安全底线提供坚实支撑。

参考文献

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