促进煤电与风光电融合发展的路径研究

摘要：党的二十大提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和。在“双碳”推进中，应立足我国以煤炭为主的资源禀赋特征，统籌经济发展与能源安全，把握“先立后破”原则，促进煤电与新能源电力融合发展。晋蒙陕新四省区是我国主要电力供应地，具有煤炭资源丰富、煤电和新能源电力“双高”特征，其在推进碳达峰碳中和过程中，面临绿色低碳转型、保障全国电力供应、保持经济增速等多重困难，亟需利用好煤炭资源，实现煤电与新能源电力互补协同发展，探索资源富集地区兼顾能源保供与转型发展之路。要加快推进煤电角色由“主力电源”向“主力电源+服务电源”转变，提高煤电灵活性和可调节性，促进“风光火储氢”等一体化发展，创新煤电与风光电融合商业模式，健全煤电新角色定位的体制机制保障，解决好电力跨区消纳、要素保障等问题，探索二者融合发展新路径。

关键词：煤电 风光电 煤炭富集地区 融合发展

作者简介：王成仁，中国国际经济交流中心科研管理和信息服务部副研究员。

引 言

党的二十大提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系。我国能源资源禀赋决定了煤炭作为主体能源的定位，在“双碳”推进中，仍要充分考虑国情因素，处理好绿色低碳、能源安全与经济发展的关系。我国尚处于工业化、城镇化持续推进阶段，发展任务仍然艰巨，能源消费仍将刚性增长。特别是新时代，我国开启了全面建设社会主义现代化强国，以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴的伟大征程，经济建设仍是核心任务，能源消费规模仍将稳步提升。要实事求是、尊重客观规律，不能“一刀切”“运动式”减碳。我国实现“双碳”目标的长期方向不会改变，但短期内不能只讲降碳、不顾安全，只求转型、不计成本，要把握好降碳控碳节奏，做好“先立后破”大文章。

我国煤炭消费有一半用于电力供应。根据国家统计局数据，相关数据来源于国家统计局“煤炭平衡表”，最新数据更新至2020年度。】

2020年我国煤炭消费总量达到40.49亿吨原煤，其中，火力发电用煤占煤炭消费量的52.3%。2012—2020年，我国火力发电用煤占比逐年提升，由44.6%上升到52.3%，充分体现煤电在我国电力供应中具有重要地位。促进煤电与新能源电力融合既是实现煤炭清洁高效利用的重要途径，也是实现新能源电力大规模、高比例发展的重要手段，需积极探索二者融合的新路径。

晋蒙陕新等地煤电装机规模大、风光资源丰富，且为新能源大基地项目重点布局地区，应抓紧谋划煤电与风光电力融合发展，加快能源结构转型步伐，稳步实现煤电由主力电源向“主力电源与服务电源并重”转变，有效平抑新能源电力波动性和间歇性，探索实现高比例、大规模消纳新能源电力，构建新型电力系统的新模式和新路径。

一、晋蒙陕新煤电和新能源电力发展情况

（一）晋蒙陕新是我国主要电力供应地

1.四省区电力装机及发电量均占全国1/5

近年来，我国电力装机总量稳步增长，装机结构不断调整，火电装机占比逐步下降，风光等新能源装机占比逐年提高。根据国家统计局的数据，截至2022年，我国电力总装机容量达到25.64亿千瓦。其中，火电装机13.32亿千瓦，占比为52.1%；水电装机4.14亿千瓦，占比16.2%；风电装机3.65亿千瓦，占比14.3%；太阳能发电装机3.93亿千瓦，占比15.3%；核电装机5553万千瓦，占比2.2%。风光等非水可再生能源电力装机达到7.58亿千瓦，占比达到29.6%。晋蒙陕新四省区发电装机容量占全国比重较为靠前。截至2022年11月，6000千瓦及以上电厂发电设备容量内蒙古达到1.59亿千瓦，山西达到1.16亿千瓦，新疆达到1.15亿千瓦，陕西为7683万千瓦，分别占全国的6.9%、5%、5%和3.3%，合计占全国20.2%。

我国发电量规模逐年上升，电量结构不断优化。2022年，我国发电量达到8.39万亿千瓦时，较上年增长2.2%。2022年发电量中，火电占比达到69.8%，仍是我国主力电源；水电14.3%，风电8.2%，太阳能发电2.7%，核电4.9%。从晋蒙陕新四省区情况看，2021年四省区发电量分别占全国的4.7%、7.3%、3.3%和5.6%，合计占全国的20.9%。

2.四省区用电量占比明显低于发电

从电力装机和发电量情况看，晋蒙等地在全国电力发展中具有重要地位。结合用电数据看，2021年晋蒙陕新四省区用电量占全国比重分别为3.1%、4.8%、2.4%、4.2%。如表1所示，四省区均表现出发电占比高于用电占比的特征，也体现了四省区作为电力输出地的角色。特别是内蒙古，发电量占全国的7.3%，但用电量占比仅为4.8%。

3.四省区跨区送电贡献突出

我国电力生产消费地的逆向分布，决定了电力跨区输送较为频繁。截至2022年11月，我国各省市区输入、输出电量分别为1.52万亿千瓦时和1.62万亿千瓦时。从跨区输入电量看，2022年1—11月四省区输入电量为665.6亿千瓦时，占全国的4.4%。

2022年1—11月，晋蒙陕新等四省区输出电量达到6027.0亿千瓦时，占全国的37.3%；而2015年四省区输出电量为2356.2亿千瓦，占比为31.9%。可见，近年四省区在全国电力保供中发挥了重要作用。

从四省区看，内蒙古外送电量占全国比重为14.6%，山西占比为8.5%，陕西占比为7.3%，新疆占比为6.9%。与全国各省比较看，内蒙古外送电量排名第1，山西、陕西、新疆分别列第4、5、6位。排名第2、3位的是四川和云南。

（二）四省区煤电保供角色突出

1.四省区火电装机占全国比重逐年上升

截至2022年11月，全国火电装机总规模达到13.20亿千瓦。其中，煤电装机约11.17亿千瓦，占火电装机总量的84.6%；燃气发电装机约1.14亿千瓦，占比8.6%；其他火电装机约8900万千瓦。近年来，四省区6000千瓦及以上装机容量逐年提高。2021年，内蒙古火电装机达9834万千瓦，占全国火电装机的7.58%；山西火电装机7533万千瓦，占全国5.81%；陕西火电装机4952万千瓦，占全国3.82%；新疆6845万千瓦，占全国5.28%。四省区合计火电装机占全国的22.49%。

从历年变化看，内蒙古火电装机与全国火电装机容量保持同步增加态势；新疆火电装机增速快于全国平均水平；山西火电装机增速慢于全国，占比从2012年的6.12%下降到2021年的5.81%；陕西火电装机占全国比重稳定在3%～4%。

2.四省区火力发电量占全国1/4

从发电量看，2020年全国火力发电量达到5.18万亿千瓦时，晋蒙陕新四省区火电发电量分别为3032.5亿、4841.2亿、2037.9亿和3262.9亿千瓦时，分别占全国火力发电量的5.86%、9.35%、3.94%和6.3%。四省区合计火力发电量占全国比重达到25.45%。

从历年变化来看，四省区火力发电量逐年上升，占全国比重也逐年提高。其中，内蒙古火电占比由2010年的6.52%上升到2020年的9.35%；新疆由2010年的1.61%上升到6.3%；陕西近年略增，占比稳定在4%左右；山西火电占比略有下降，接近6%。

3.全国新增火电装机布局近1/4在四省区

从新增火电装机布局来看，全国1/4以上的新增装机安排在四省区。如图7所示，2021年四省区合计新增火电装机1238万千瓦，占全国新增规模的26.8%。2020年这一比例为30.1%。2022年1—11月，四省区合计新增火电装机747万千瓦，占全国的22.4%。

（三）四省区风光电发展潜力大

1.四省区风光电装机和发电量稳步上升

从装机规模总量来看，晋蒙陕新四省区风光电装机规模稳步提升。其中，风电装机规模（6000千瓦及以上）从2010的1173万千瓦上升到2022年（截至11月）的10186万千瓦，太阳能装机规模（全口径）从2018年的3518万千瓦上升到2022年（截至11月）的5931万千瓦。

但从装机规模占全国比重看，四省区合计规模占比逐年下降。其中，风电装机（6000千瓦及以上）占比从2010年的39.66%下降到2022年（截至11月）的29.1%；太阳能发电装机（全口径）占比从2018年的20.1%下降到2022年（截至11月）的15.9%。

结合表3可见，2010年四省区风电装机主要布局的内蒙古，建设千万千瓦级风电基地，且占全国比重较高，达到33.81%。随着风电产业快速发展，全国装机规模快速上升，到2022年11月已达到3.50亿千瓦。在此期间，内蒙古风电装机规模虽稳步提升，但占比下降较快，由33.81%下降到12.11%。同时，山西、陕西、新疆风电装机规模增长迅速，特别是山西、新疆，截至2022年11月两省区风电装机规模分别达到2292万千瓦和2489万千瓦，占全国比重分别为6.54%和7.10%。

从太阳能发电装机数据看，四省区在全国位势明显弱于风电。截至2022年11月，全国太阳能发电装机达到3.72亿千瓦，四省区装机分别为1599万、1483万、1435万和1414万千瓦，占全国比重分别为4.3%、4.0%、3.9%和3.8%。这体现了太阳能发电全国开花的特点，特别是东部和南方发达地区太阳能发电发展较快。

从发电量来看，四省区风电、太阳能发电量分别从2015年的669.7亿千瓦时和127.7亿千瓦时，上升到2020年的1520.7亿千瓦时和620.4亿千瓦时，占全国风光发电量的比重分别由36.1%和32.3%，下降到32.6%和23.8%。

结合装机规模数据分析，2020年四省区以占全国32.01%的风电装机提供占全国32.6%的发电量，以占全国19.3%的太阳能装机提供占全国23.8%的发电量。可见，四省区太阳能发电效率明显较高，体现了四省区太阳能资源条件好的特点。其中，内蒙古、新疆、山西分别以占全国4.3%、4.1%、4.5%的装机提供了占全国7.1%、6.0%、6.1%的发电量，效率突出。

2.四省区风光电新增装机占全国比重持续较高

从新增装机规模看，四省区风光新增装机占全国比重一直较高。尤其是风电新增装机，最高的2015年，有44.8%的新增风电装机落在四省区。2022年1—11月，有613万千瓦、占全国（1—11月为2252万千瓦）27.2%的风电新增装机布局在四省区。太阳能发电方面，四省区新增装机占全国比重近年来稳定在10%～20%，2016年占比最高达到29.1%，2021年占比为11%。2022年1—11月有385万千瓦新增项目落在四省区，占全国的5.9%。

结合未来风光大基地建设布局可知，内蒙古风光发电装机规模将大幅增长，发电量占全国比重也将迅速提升，在全国的地位将进一步加强。

3.四省区可再生能源电力消纳比重较高

国家对可再生能源消纳实施权重管理，每年设置了可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，同时分别设置消纳权重的最低值和激励值。2020年晋蒙陕新四省区非水电消纳责任权重的最低值分别为16%、16.5%、12%、10.5%，激励值为17.6%、18.2%、13.2%和11.6%。从实际消纳情况看，2020年四省区可再生能源电力占其用电量比重分别为16.8%、19.5%、13.6%和10.9%，均较好地完成了消纳任务，其中内蒙古、陕西均超过激励值水平。2021年，四省區非水电消纳责任权重进一步提高，最低值分别为19%、19.5%、15%和12.5%，激励值分别为20.9%、21.5%、16.5%和13.8%。四省区作为风光发电装机、发电量大户，同时在电力消纳权重上也高于其他地区。

如图11所示，除个别省份、个别年份外，2015—2020年四省区可再生能源电力消纳比重均高于同期全国平均水平。期间，全国可再生能源电力消纳比重从5.0%上升到11.4%。四省区中，山西消纳比重从7%增长到16.8%，高于同期全国平均；内蒙古消纳比重持续较高，2020年达到19.5%，高于全国平均8.1个百分点；陕西消纳比重增长最为明显，2015年仅为2.7%，自2018年开始高于全国平均水平，2020年达到13.6%；新疆仅2020年略低于全国平均水平，其他年份均保持在10%以上，且高于全国平均水平。

二、煤电与风光电融合发展面临的问题

（一）煤电发展要兼顾保供和新能源需要，定位转变条件亟待完善

党的二十大提出，加快规划建设新型能源体系。这是在建设新能源电力占比逐渐提高的新型电力系统基础上，进一步加大电能与其他形式能源的转换融合，但核心仍是建设新型电力系统。这就需要落实“先立后破”原则，尽快转变煤电主力电源角色，向可调节电源转变，促进新能源电力消纳。但现实情况是，晋蒙陕新是我国煤电主要供应地，其煤电外送量占全国比重一直较高，在电力紧张时承担重要保供任务。同时，四省区新能源资源丰富，煤电仍需作为新能源电力上网调峰电源。因此，既要承担保障电力安全的任务，又要兼顾新能源发展，转变角色面临困难。此外，四省区产业结构也以煤炭及相关产业为主，能耗高，煤炭消费占能源消费的比重高。煤电转型还要同步解决产业转型问题，如果转型过快，易影响地方经济发展，进而影响电力保供，形成负循环。

（二）煤电定位转变的基础性制度仍不健全

转变煤电定位不能片面追求降比例，更要重视保障煤电发展的基本需要，实现“软着陆”。煤电定位转变仍面临体制性障碍：一是煤电联动不畅。一方面，煤炭供应仍受国家政策干预，煤炭生产受设计生产能力和核定生产能力限制，超產入刑等政策大大降低煤炭生产积极性。另一方面，煤电在电力市场中作为电价基准，而市场化价格机制仍不完善，上浮受限，煤炭成本疏导机制不完善。二是煤电定位转变涉及收益机制变化，电力市场、价格机制仍不确定。随着新能源电力规模快速增加，电网不可控性电源比例快速上升，对辅助服务需求巨大。煤电是最为经济的调峰电源，但要解决煤电因电量下降无法弥补其成本的问题，亟需建设容量交易市场以维持必要的煤电容量。三是四省区煤电外送多用于支撑东部发达地区，但碳排放统计制度仍不完善。我国能耗“双控”政策正在向碳排放“双控”转变，目前的情况是与电力相关的能耗计在消费地，不影响供给地的能耗指标；但碳排放仍计在供给地，将影响供给地的碳排放总量。调研发现，这种限制对当地项目安排、产业发展影响较大。

（三）新能源发展仍需要解决电价、市场等问题

目前，我国加快建设新型电力系统，大幅提升新能源比重，国家已规划4.55亿千瓦装机风光大基地，主要分布在内蒙古等地区，但大规模新能源电力并网消纳仍面临难题。内蒙古等地虽新能源资源丰富，但当地电力负荷规模并不大，新能源电力本地消纳的空间有限，大部分电力需要外送，对外送通道、调峰电源配备等要求较高。与此同时，新能源发展进入无补贴时代，需加快完善市场机制以支持新能源投资，引导投资预期。目前，新能源电力进入市场的机制仍不健全。绿电交易虽已逐步推开，但现有机制是与“绿证”绑定，限制了绿电交易规模，新能源电力绿色价值大打折扣。此外，分布式电源作为新能源电力重要载体，其参与电力交易仍难实现，“隔墙售电”举步维艰。

（四）二者融合面临土地、通道等要素供给问题

保障煤电与新能源电力融合发展面临要素保障不足难题。调研发现，有地方利用煤矿塌陷区发展光伏发电，但因土地性质属林地，而土地与林业部门数据不互通、不一致，使得国家规划明确了的土地指标在林业口径上未能及时同步，阻滞项目落地。同时，新能源电力项目对土地需求大，有些新能源项目用地指标不好落实。且新能源项目用地布点与国家电网电力接入点规划并不完全协调，出现相距较远电力接入困难的问题。此外，四省区新能源电力大部分需要外送，但外送通道仍未完全确定。以内蒙古鄂尔多斯为例，该市“十四五”期间规划新增新能源装机5000万千瓦，但目前确定的两条外送通道可配送2400万千瓦，其他新增装机的电力外送通道仍未确定。

三、促进煤电与风光电融合的总体思路和实现路径

“双碳”目标下，应按照“先立后破”总原则，充分考虑煤炭主体能源国情，稳步推进煤电由“主力电源”向“主力电源与服务电源并重”转变，发挥煤电可靠性和可控性优势，平抑新能源电力间歇性、波动性，促进煤电与新能源电力融合发展。适应新能源电力占比逐步提高的要求，迫切需要加快煤电灵活性改造，增强煤电调峰调节能力；充分利用煤电厂区、煤矿塌陷区等开发光伏发电，打捆外送“煤电+风光电”，促进风光火储、风光火氢等分布式电源发展；提升新能源电力预测精准度，促进虚拟电厂、智能微网等发展，健全电力市场功能，提高本地消纳能力，提升电力系统自洽能力；妥善解决新能源电源投资、价格机制、市场建设、通道建设以及煤电容量电价机制等问题，夯实电力结构转型基础。

（一）提升煤电灵活性和可调节性

将煤炭清洁高效利用作为长期重要工作来抓，推动煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，切实提升煤电调节性能。对存量煤电项目实施灵活性改造，开展供热机组灵活性改造，推广应用“热电解耦”技术改造，推动纯凝机组实施运行优化改造，降低启停成本，提升电力调频调峰效率；对新增煤电项目，明确以调峰、调频、备用、黑启动等服务为目标实施建设，鼓励新建煤电机组通过主辅机设计优化，降低新建煤电机组最小技术出力水平。综合运用“云大物智移”先进技术，优化各类电源与储能配比，打造高端、智能、绿色多能互补型智慧电厂。逐步有序淘汰煤电落后产能。

（二）促进“风光煤打捆”外送消纳

我国能源分布与负荷中心呈反向分布，大规模风光基地布局在西北地区，主要在内蒙古等沙漠地带，但消费地主要在东部沿海地区，“西电东输”需求大。为克服风光电力波动性和间歇性，需统筹考虑煤电作为调峰电源，采取“风光煤打捆”方式实现电力平稳外送。按2030年风光电量2.5万亿千瓦时（配备1/3的煤电电量约0.8万亿千瓦时）、60%分布在三北地区、80%电量外送计算，约1.2万亿千瓦时（含煤电计约1.6万亿千瓦时）电量需要外送，约需架设30～40条特高压线路。可以考虑通过“风光煤打捆”方式，实现新能源电力的平稳外输，解决电力消纳问题。

（三）支持“风光火储氢”一体化发展

新型电力系统下，电网架构将由“集中式、长距离骨干网为主”向“骨干网+源网荷一体化配电网并重”转变。目前电网架构通过特高压方式将三北地区新能源电力向东部负荷地区输送。随着新能源并网比例提高，若仅通过集中式、长距离方式输送，需要投入大量成本解决新能源间歇性、波动性问题，骨干通道投资规模庞大，且建设空间受限。未来，应以配电网为主战场，大力发展“风光火储氢”源网荷储一体化配电网络。这种配电网既是受电端，也是分布式电源，可参与反向调峰。应充分运用人工智能、物联网等信息技术，创新微电网、智慧能源、虚拟电厂等模式，提升电网智能化水平，有效熨平新能源电力波动，提升就近消纳风光电力的能力。同时，积极发展固态电池、钠离子电池、氢储能等新型储能技术，按照煤电、风光电力装机规模配备储能，促进“风光火储”互补联动，实现“源随荷动”，进一步提升电网平稳运行能力。大力发展可再生能源制氢产业，加快利用风光弃电制氢，既可促进风光消纳，保障电网安全运行，又可利用弃电资源。探索谷电制氢、离网制氢、网电制氢等多种模式，发挥氢能作为清洁二次能源和能源转换载体的作用。开展“氢—电”融合试点，以“风光火”电力协调组成小型制氢电网，构建氢储运体系，实现低成本、规模化绿氢供应。

（四）创新煤电与风光电力融合商业模式

一是利用煤电厂区或煤矿塌陷区发展光伏发电。晋蒙陕新煤电厂多位于郊区或接近煤矿区，在不影响电厂安全生产的前提下，可充分利用厂区和生活区建筑屋顶，以及煤矿塌陷区，建设分布式光伏电站。可与煤电共用输电线路和变电设施，实现并网。光伏发电与煤电协调出力，可就近消纳，富余電量并入区域电网统一调度。二是鼓励煤电厂区、煤矿区内重卡使用绿电。适应风光电力逆峰特性，推广换电重卡理念，将煤电厂区、煤矿区内重卡改造或重置为换电重卡，在用电低谷时段采用风光电力进行充电，降低充电成本，提高风光电力利用率。可进一步推广换电重卡模式，在长途高速沿线布局充换电站，引入风光电力谷电充电，配备必要的煤电应对高峰时段需求，提升风光电力本地消纳能力。

四、促进煤电与风光电融合发展的政策建议

（一）合理定位科学发展煤电

一是夯实煤电作为电力安全保障的基本定位。在新能源电力比例逐步提高的同时，确保煤电装机容量配备合理，在电力短缺时期调得动、用得上、顶得住。要理顺煤炭、电力体制关系，形成主要由市场决定的煤炭供需结构，减少人为干预，倡导市场化煤电联动机制，探索电价改革，促进煤炭成本合理反映到电力价格当中，引导煤炭供需。二是促进煤电向可靠性和可控性等服务电源角色转变。将煤电作为大规模发展新能源电力的重要保障。以欧洲为例，欧洲虽然大力发展可再生能源，但在电力系统中仍然保留大量的煤电机组，确保煤机容量在电力短缺时可以使用。在当前乌克兰危机引发电力紧张局势下，欧洲才有能力重启煤电以缓解电力压力。因此，亟需明确煤电在新能源发展中的重要作用。三是优化煤电参与市场机制。适应煤电向服务电源转变要求，优化煤电参与市场机制，引入容量电价，弥补煤电收益，促进煤电收益模式由电量收入为主向容量收入为主转变，逐步降低煤电发电量，同时保留必要装机容量，提供保供和电力平衡服务。

（二）健全适应新能源发展的电力体制

一是加快建设全国统一的适应高比例新能源交易的电力市场。规范统一电力市场的基本交易规则与技术标准，推动新能源电力全部进入电力现货市场，提供必要的补贴或差价合约机制，探索实施“强制配额制+绿证交易”方式，促进新能源发展。完善跨区域电力交易市场，破除电力交易以省为实体的界限，健全送电端、受电端市场机制，合理体现送出电量价值，便利电力跨区交易。建立容量交易市场。二是完善分布式发电市场化交易机制。鼓励风光火储氢一体化分布式电源参与市场交易，出台价格政策，支持分布式电源、自备电厂、储能电站、虚拟电厂、微电网等参与现货交易，落地“隔墙售电”。三是理顺绿电、绿证和碳市场等之间关系。促进“证电分离”交易，提升绿证交易活跃度，鼓励发达地区更多消费绿证以完成绿电消纳任务。探索绿证市场与碳排放市场衔接，改变碳市场解决碳排放权在高碳企业或地区间优化配置的做法，强制要求高碳企业参与绿证市场，购买绿证以抵消碳排放量，体现绿电绿色价值。四是健全成本有效疏导的电价机制。引导工商业和居民用户主动增加新能源电力消费。健全现货市场价格体系，支持新型储能参与现货市场交易。完善峰谷电价政策，拉大峰谷价差。引导用户调整用电习惯，主动参与削峰填谷。建立新能源电力、配电侧、用户侧、电网端共同分摊辅助服务费用机制，探索将部分辅助服务费用向用户侧疏导。

（三）统筹解决电力外送、跨区消纳问题

一是统筹解决新能源大基地电力外送问题。鼓励发电侧合理发展煤电以平抑新能源电力波动性和间歇性，按照新能源电力开发规模配备一定比例的先进煤电项目指标。同步规划电力送出通道，统筹下游消纳，推动建成投产一批、开工建设一批、研究论证一批多能互补输电通道。二是促进发电、电网及用户侧储能设施建设。对配备储能设施的，给予一定的价格补贴，鼓励储能设施参与电力市场获取收益。三是促进新能源电力本地消纳。对就近消纳的电量给予过网费优惠，鼓励风光离网制氢，提供网电支持，风光电力余量可并网销售。四是进一步完善新能源电力跨区消纳机制。改变当前新能源电力供应地本地消纳权重明显高于其他省份的做法，促进消纳权重向电力消费地倾斜，最终实现各地消纳权重相同，共同承担清洁能源消纳任务。五是加快输电网络智能化改造。优化完善各区域特高压交流网架，推动各区域内部主网架在现有基础上进一步延伸加强，持续推进配电网智能化改造，便利分布式电源接入和新能源消纳，不断提升新能源外送供应水平和电力安全保障能力。

（四）加强土地、技术创新等政策支持

一是妥善解决大基地建设用地问题。落实国家有关土地规划，统一规划口径，优化电网接入政策，合理规划电力送出工程，落实送出工程用地指标。推动煤矿塌陷区土地性质改换，在不影响生态环境前提下，合理开发建设光伏电站。二是加强可再生能源前沿技术和核心技术装备攻关。推进高效太阳能电池等关键技术突破，加快推动关键基础材料、设备、零部件等技术升级。推动可再生能源与人工智能、物联网、区块链等新兴技术深度融合，发展智能化、联网化、共享化的可再生能源生产和消费新模式。三是提升煤电技术水平。开展煤电在役机组及系统高效宽负荷、灵活性、提质增效、节能减排、深度调峰、机组延寿和智慧化等技术研究和应用。发展煤电多能耦合及风光水储多能互补发电、碳捕集利用与封存、煤气化联合循环发电及煤气化燃料电池发电等技术及装备。

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责任编辑：谷 岳