新型能源体系构建背景下煤基能源与新能源协同融合发展路径探析

一、现状分析：政策驱动、模式创新与全行业融合实践的蓬勃兴起

当前，煤基能源与新能源的协同融合已超越企业自发探索的范畴，在国家级顶层设计的强力牵引下，迅速演变为一场由地方政府主动布局、产业链上下游协同创新、多种技术范式竞相突破的行业级系统性工程。其发展态势呈现出“政策清晰、路径多元、实践深化”的鲜明特征。

（一）从宏观政策到地方实践：融合发展成为产业转型核心战略共识

《指导意见》的出台，为行业提供了清晰的战略框架和行动目标，特别是“到‘十五五’末，建成一批清洁低碳矿区”的愿景，极大提振了产业信心。这一政策引导正快速转化为地方政府的实践蓝图。以山西省为例，其在2026年全省能源工作会议中，将“推进煤炭与新能源融合发展”提升至八大重点任务之一，并系统部署了建设低碳零碳矿区、打造综合能源服务新业态等具体工作，破解资源型经济转型难题，实现从“煤炭大省”向“能源强省”的蝶变。内蒙古、陕西等主要产煤省区也纷纷出台配套政策，将风光资源开发与矿区生态修复、产业升级捆绑规划。这表明，融合发展已从行业倡议上升为区域经济高质量发展的关键抓手，形成了强大的政策合力与市场预期。

（二）从空间叠加到系统耦合：技术集成创新引领融合实践深化

在技术实践层面，融合已从初级的空间资源叠加，迈向技术深度耦合与系统集成创新的新阶段。这主要体现在三大产业板块的差异化演进路径上：

在煤炭开采领域，融合的主线是“矿区绿色能源系统重构”。其初级形态是广泛利用采煤沉陷区、排土场、工业广场等闲置土地资源，大规模建设集中式光伏电站，实现“一地两用、生态与效益双收”。国家能源集团投建的蒙西蓝海300万千瓦光伏基地，便是这一模式的全国性标杆。进一步更深刻的变革在于向能源消费端的延伸，致力于构建以分布式新能源为核心，耦合储能、智能管控平台的矿区级“源网荷储”微电网系统。例如，国家能源集团在神东、榆林等矿区，不仅建设屋顶光伏，更同步推进矿井乏风瓦斯氧化供热、电动或氢能重卡替代燃油矿卡，并配套建设智能充换电（氢）设施。这使得矿区从单一的能源生产者，转变为集“绿色发电、清洁消费、柔性调节”于一体的新型能源单元，显著降低了生产环节的碳足迹与用能成本。

在煤电领域，融合的核心在于“角色与功能的战略性重塑”。在构建以新能源为主体的新型电力系统中，煤电的定位正从提供基础电量的“主力电源”，向提供可靠容量支撑与灵活调节服务的“支撑性电源”与“调节性电源”转变。实现这一转变有两大技术支柱：一是燃料端的低碳化、零碳化创新，如国家能源集团在广东台山电厂完成的630兆瓦机组掺氨燃烧试验，验证了大规模燃煤锅炉掺烧零碳燃料的技术可行性；二是通过储能耦合提升极致灵活性，如国家能源集团安徽宿州电厂投运的全国最大“煤电+熔盐”储能项目，将机组深度调峰能力提升至30%以下，并可在新能源出力不足时快速顶峰，其本质是将传统煤电机组改造为“发电—储能”混合体。这些实践表明，煤电的未来价值将不再取决于发电量多寡，而在于其作为系统“稳定器”和“调节器”的不可替代性。

在煤化工领域，融合的焦点直指产业“高碳锁定”的核心难题，其技术路径集中于“绿氢替代”与“过程电气化”。行业实践已证明，单纯提高能效的边际减碳效果有限，必须从原料和动力源头进行绿色替代。国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区项目的成功运行，实现了万标方级绿氢与全球最大煤制油项目的稳定耦合，每年可减排二氧化碳约83.64万吨，为行业提供了从“煤制氢”到“绿氢”原料变革的完整工程范例。与此同时，行业技术创新并未止步。内蒙古准格尔旗成功运行的国内首套“绿电+大容量全钒液流储能+化工”一体化示范项目，创新性地解决了绿电波动性与化工连续生产刚性需求之间的矛盾，实现了化工装置100%绿电直供。这标志着融合已从单一的氢气替代，扩展到用绿色电力直接驱动化工生产全过程，开启了煤化工深度脱碳的“第二条战线”。

二、未来研判：“十五五”融合将迈向集成化、市场化与智能化新阶段

展望“十五五”，煤基能源与新能源的融合发展将不再局限于当前的技术突破与项目示范，而是会呈现体系化、成熟化的发展格局，并深刻改变能源行业的生态。

（一）发展范式将从“离散项目”升级为“区域能源共同体”

未来的融合单元将不再是孤立的电站或生产线，而是以大型矿区、产业园区或地理区域为边界，高度集成规模化风光发电，多种形式储能，低碳灵活煤电，绿色制氢，碳捕集、利用与封存（CCUS）及高端材料制造的“一体化综合能源系统”。在这个系统内，能源流、物质流、信息流和价值流将被智慧能源管理平台统一优化调度，实现内部最大程度自平衡与协同增效。例如，一个先进的“煤—化—电—新”融合园区，白天富余的光伏电力可用于制氢和充电，夜间或风电出力时，绿氢可用于化工或掺烧发电，煤电与储能则精准平抑波动、保障安全。企业的核心竞争力，将从资源占有能力，转向对复杂巨型系统的设计、集成与运营能力。

（二）驱动逻辑将从“政策牵引为主”深化为“市场与科技双轮驱动”

随着全国统一电力市场、碳市场的成熟与氢能等新兴市场的建立，融合发展的经济性将越来越由市场机制决定。参与调峰、调频等电力辅助服务市场获取收益，通过绿证、绿电交易体现环境价值，以及未来氢能、CCUS减排量进入碳市场交易，将成为融合项目能否可持续发展的关键。与此同时，低成本高性能电解槽、百兆瓦级长时储能、低能耗碳捕集及转化利用等核心技术的商业化突破，将是降低“绿电—绿氢—绿色材料”全链条成本、最终实现平价竞争的决定性因素。市场机制创造需求，技术创新降低成本，二者将形成驱动产业螺旋上升的强大合力。

（三）产业形态将从“产业链纵向延伸”演变为“跨产业网络化生态融合”

融合发展将彻底打破传统能源产业的边界，催生前所未有的新业态、新模式。例如，煤矿庞大的地下空间网络，未来可能成为压缩空气储能或地热开发的绝佳场所；煤化工与生物技术、材料科学的交叉，可能孵化出生物可降解塑料、高端碳纤维等全新材料产业；而矿区稳定的绿电供应和冷热资源，可能吸引数据中心、精密制造等高端产业集聚，形成“能源+算力”“能源+制造”的新产业集群。煤基能源企业将不再仅仅是能源供应商，而是转型为绿色能源解决方案的综合服务商、低碳零碳产业园区的构建商以及跨产业生态价值的整合者。

三、路径探析：煤基能源企业迈向深度融合和高质量发展的系统性方略

面对清晰的发展现状与确定的未来趋势，煤基能源企业必须以战略主动性拥抱变革，进行更为系统、深入的战略布局与能力再造。具体可从以下三个产业维度，开展精准的攻坚行动。

（一）在煤炭开采领域，实施“零碳矿山”系统工程，打造绿色转型示范基地

煤炭企业应摒弃零敲碎打的改造思维，将整个矿区视为一个完整的“绿色能源生态系统”进行顶层设计与重建。第一，推进全域资源光伏化，对沉陷区、排土场、边坡、屋顶、廊道等所有可用空间进行地毯式评估与规划，实现新能源开发的“能建尽建、能铺尽铺”。第二，构建智慧能源局域网，以智能微电网为核心枢纽，将分布式新能源、储能电站、电动/氢能运输装备、智能采掘设备、生活设施等全部负荷接入，实现内部能源的实时感知、智能调度与最优分配，最大限度提升绿电自消纳率。第三，创新“光伏+”生态价值链，将新能源开发与生态修复、现代农业、畜牧养殖、工业旅游等深度融合，打造“板上发电、板下修复、产业协同”的复合模式，使绿色矿区同时成为生态产品价值实现基地和乡村振兴助力点。

（二）在煤电领域，完成“灵活调节主力军”的全面能力转型，重塑新型电力系统核心价值

煤电企业必须彻底转变经营理念，从“发电量竞争”转向“调节服务能力竞争”。实现这一转型，首先要对存量机组全域实施灵活性改造并与储能技术深度耦合，通过熔盐储热、电化学储能及锅炉本体改造等综合性工程，确保机组具备快速启停、宽负荷调峰与快速爬坡的卓越能力，从而将煤电机组打造为新型电力系统中响应快、可靠性高的调节资源，支撑新能源的规模化发展。在此基础上，需稳步构建零碳燃料供应体系，围绕重点电厂，因地制宜布局配套的生物质收储项目，以及绿氢、绿氨制备示范项目，逐步实现发电过程的深度脱碳。最终，要深度参与和适应全国统一电力市场，通过培养专业的交易与风险管理团队，不仅最大化机组在现货与辅助服务市场中的价值，更要创新商业模式，探索最大程度地将企业内部分布式新能源、可调负荷等资源聚合为“虚拟电厂”，作为独立市场主体参与系统调节与交易，从而开创煤电新能源融合发展和能源服务的新范式。

（三）在煤化工领域，攻坚“绿氢枢纽与材料革命”，实现产业价值高端跃迁

煤化工的融合关乎生存与重生，必须以最具前瞻性的战略实现产业价值的根本性跃迁。首先是规模化布局绿氢生产，在宁夏宁东、内蒙古鄂尔多斯等风光资源富集区，投资建设吉瓦级风光制氢一体化基地，并配套建设氢储运基础设施网络，率先打造区域性、低成本、高可靠性的“绿氢供应链”，为自身及周边化工企业提供绿色原料。在此基础上，全力拓展绿色高端材料链，战略重心应从传统燃料和大宗化学品，转向以绿氢和捕集二氧化碳为原料的尖端材料。重点突破绿色甲醇、可持续航空燃料（SAF）、高端聚烯烃、煤基碳纤维及可降解塑料等产品的技术壁垒与商业化量产，抢占绿色新材料市场制高点。最终，为确保产业的深度脱碳与长远竞争力，必须将CCUS技术视为终极脱碳的“标配”进行前瞻性部署，积极开展全流程示范，并重点探索将捕集二氧化碳用于提高石油采收率、制备化学品及矿化封存等商业化路径，以此提前布局未来严苛碳约束市场下的关键技术储备与碳资产。