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2022年，中央領導和有關國家部委在多個場合和文件中提出要大力推進煤電聯營和煤電與可再生能源聯營，2022年12月30日中煤集團與國家電投就煤電項目專業化整合簽訂協議，正式開啟央企煤電聯營之路。本文立足我國聯營發展現狀，研判煤電聯營、煤電與新能源聯營（以下簡稱“煤新聯營”）發展形勢與模式，并提出相關發展建議。

我國主要聯營模式概述

煤電與可再生能源聯營屬于首次提出，目前尚無典型案例與成熟模式。而自1989年我國首個煤電一體化項目獲批以來，煤電聯營模式與經驗在實踐中不斷豐富和發展，總體上可概括為三種模式。

(資料圖片僅供參考)

一是煤炭與電力企業在集團層面進行戰略性重組合并。該模式有利于緩解同質化發展、資源分散等突出問題，實現煤電一體化發展，提升企業整體盈利能力和經營效益，例如國電集團與神華集團聯合重組為國家能源集團，成功打造成為煤電聯營模式的標桿企業。但由于電力企業以中央企業為主，煤炭企業多為省屬企業，兩個行業產權歸屬和融合程度不高，因此該模式面臨較嚴重的體制性障礙，更多依賴于政策的強制性和指導性，可復制推廣性較低，整體實施難度較大。

二是煤炭與電力企業進行單向或交叉持股。煤炭企業參股電力模式有利于穩定鞏固電煤銷售市場，電力企業參股煤炭模式有利于為電廠提供穩定可靠經濟的煤炭供應，煤炭電力企業互相參股模式有利于更好配置資源、實現優勢互補，例如華能國際與中煤集團合作建設煤炭生產基地與大型坑口電廠。但由于“煤電頂牛”現象長期存在，煤炭和電力行業景氣周期錯配，合作雙方為追求自身利益最大化往往導致參股意愿“一頭熱”，缺乏行業聯營積極性。

三是煤炭與電力企業在單個項目層面成立合資公司。該模式由一個法人主體建設運營、管理煤礦和燃煤電廠，主要適用于地理位置接近的煤礦和電廠項目，尤其是大型煤電基地和特高壓電力輸出項目配套建設的煤礦和電廠，有利于降低項目投資、減少運行成本、提高煤電一體化項目市場競爭力，例如我國首個煤電聯營項目——伊敏煤電一體化。但該模式下企業資金運作和經營風險較高，煤礦和電廠對外部市場適應能力較差，容易產生煤炭與電力企業“雙輸”局面。

新疆聯營發展形勢研判

一是煤新聯營模式具有戰略意義。一方面，煤電通過靈活調節與可靠支撐促進新能源大規模發展與輸送；另一方面，新能源成為主體電源后，煤電主要貢獻可靠容量而非發電量，新能源將為煤電爭取更多發展空間。預計到2060年，新疆新能源與煤電的電量比例約為8∶1、發電成本分別為0.1元/千瓦時和0.88元/千瓦時，平均度電成本約為0.19元/千瓦時，新能源為煤電發展提供主要讓利空間。因此，新疆開展煤新聯營具備長期共同利益基礎。

二是煤電聯營模式“近強遠弱”且更適用于南疆地區。分階段看，隨著“雙碳”目標實施和煤化工產業發展，預計2035年新疆煤化工產業煤耗占比將超過煤電產業煤耗占比，煤炭與煤電產業關聯度不斷降低，因此煤電聯營近期具備基礎，中長期需求逐步走弱。分地域看，南疆地區煤炭量少價高，截至2021年底，南疆煤礦產能占全疆總產能的8.2%，主要品種動力煤坑口價格是準東地區的2.2倍。煤電聯營能更好推動南疆煤炭資源開發與“北煤南送”，保障南疆電煤的量價質，促進南疆煤電投資與建設。

新疆聯營發展模式分析

大型風電光伏基地煤新聯營模式

國家提出在新疆等省份重點發展九大清潔能源基地，并分批啟動以沙漠戈壁荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目建設，具備開展煤新聯營的可行性。具備的優勢：一是降低開發建設運營成本。基地項目實施煤新聯營，可通過產業鏈協同發揮更大規模效益優勢，降低土地、基建、采購、物流、運維等成本，提高開發利用效率、降低綜合電價水平。同時，運營主體集中有利于政府監督管理、電網企業調控，具有顯著示范作用。二是更好實現綠色能源穩定送出。通過煤新聯營實施統一規劃、統一建設、統一運維，有利于風光火儲形成最優組合，實現最大綠電開發利用、保障電源輸出穩定性和抗風險能力，形成更好外送競爭優勢。實施難易度及風險：大型風電光伏基地一體化開發模式落實新能源供給消納體系建設要求，通過一體化招標實施開發建設，合理配置煤礦、煤電、新能源比例，實現煤電與新能源的捆綁開發、綜合利用與一體化調度運行，項目整體可操作性較強，實施難度中等。新能源企業與煤電企業通過建立統一核算的經營主體或采取合并核算，可在內部實現收益共享和成本共擔，減少利益糾葛及其操作風險，整體實施風險較小。但煤電、新能源企業通過大型基地項目聯營構建“利益共同體”，可能形成上網電量壟斷局面，因此還需強化政府監管效能，避免發電側產生實質性壟斷。

燃煤自備電廠與新能源直供聯營模式

國家“十四五”可再生能源發展規劃提出推動綠色電力直接供應和對燃煤自備電廠替代等新措施。新疆自備電廠裝機與發電量占比較高，自備電廠綠能替代是工業降低能耗與碳排放的重點舉措，因此存在直供聯營的可能性。具備的優勢：一是企業生產經營更符合政策要求。企業燃煤自備電廠利用直供新能源電量替代自發自用燃煤電量，可大幅降低用能強度與排放水平，若燃煤自備電廠全部采用新能源電量則可促使新疆工業能耗強度與碳排放強度分別下降17.6和30個百分點。此外，企業也能更好地完成可再生能源電力消納責任權重與碳排放配額等政策指標要求。二是提升企業產品生態溢價。目前社會公眾正逐步形成衣食住用行各領域的綠色消費行為習慣，歐美也正加速推進碳關稅的應用實施。通過增加新能源電量消費，一方面擴大綠電消費需求，引導綠色消費升級；另一方面有效規避碳關稅等生態政策工具，促進融入全球綠色產業鏈，實現企業產品生態價值增值。實施難易度及風險：直供聯營可通過簽訂戰略協議、中長期交易合同等方式實現，不存在技術性壁壘，機制性障礙較低，項目整體可操作性很強，實施難度較小。但是現階段相關政策制定與項目推進仍處于起步階段，輸配電價中的交叉補貼情況、過網費機制設計等問題仍未完全理清，聯營項目在社會責任劃分、調節服務確認等方面存在一定潛在運行風險，整體實施風險中等。

煤電“三改”企業配建新能源模式

新疆明確“十四五”期間完成2258萬千瓦煤電機組靈活性改造任務目標，并提出以配建新能源形式激勵煤電企業落實改造任務。煤電企業除自建外，還可轉讓、置換新能源指標，與新能源企業開展實質性聯營。具備的優勢：一是可彌補市場機制的缺失與不足。目前自治區電力輔助服務市場仍處于建設起步階段，煤電“三改”投資成本缺乏回收機制，企業缺乏改造和參與調節的動力。實施煤新聯營后，改造與調節服務成本將轉化為企業內部成本管控，無需依賴市場機制補償。二是促進煤電企業提升調節能力。實施聯營后，煤電企業將積極落實改造任務并發揮重要調節作用，按照自治區“十四五”煤電“三改”計劃，改造后純凝機組最小技術出力達到20%額定容量，系統調峰能力將提升466萬千瓦，可容納700萬千瓦新能源并網消納。實施難易度及風險：此類聯營項目可由煤電企業設立新能源發電子公司模式實現，煤電企業與子公司各自開展業務，單獨核算成本與效益，利益綁定密切程度不高，聯營在促進煤電健康發展方面的作用有所減弱。此外，配建新能源電源可能距離改造煤電企業較遠，產生大量跨地區輔助服務計量與結算需求，將對電力交易與結算在可溯源、高效匹配、精準計量等方面提出更高要求，綜合評價項目整體可操作性較強，實施難度中等。隨著市場機制的逐步完善，新能源發電企業需承擔的系統成本上升，但受限于母子公司的利益綁定程度，子公司的經營情況難以受到母公司重視，母子公司聯營效果存在波動風險，項目整體實施風險中等。

開展聯營的相關建議

政府政策層面應強化頂層設計，完善配套政策，破除體制機制障礙，加大聯營項目規劃核準等方面支持力度。注重科學統籌、總體布局和系統謀劃，科學規劃煤炭煤電新能源發展定位、布局規劃與轉型路徑，建好市場、企業的政策支持保障體系，著力解決聯營過程中面臨的行業、地域、產權所有制等方面的政策性障礙與限制，鼓勵有條件的煤炭和電力企業通過股權置換、兼并重組等方式開展聯營，簡化核準審批程序，督促支持政策落實，促進聯營項目有序化建設、規范化運行。

能源行業層面應加快推動統一能源市場建設，打造高水平煤電聯營、煤新聯營示范。全力建設統一開放、競爭有序的新型能源市場體系，油氣市場方面有效平衡油氣供應與成本控制，煤炭市場方面促進煤、電價格有效聯動，電力市場方面加速打造省內省外并重、中長期現貨并重的新型電力市場，推動煤炭油氣市場、電力市場、碳市場等有效銜接。能源行業企業應解放思想、轉變觀念、深化認識，利用好支持政策，結合企業發展實際，優化業務布局、選擇聯營模式、制定合作戰略，深入實施專業化整合，加快推進聯營示范建設。

電網企業層面應積極服務聯營項目落地，提升聯營主體對市場交易服務的滿意度。密切跟蹤電煤供需形勢、市場電價波動及能源產業發展動態，研判煤電聯營、煤新聯營發展形勢，深化研究聯營項目的申報條件、并網管理細則、技術規范與標準體系，適時協助政府制定政策與標準文件，全力服務推進項目落地。在電力交易中深化應用區塊鏈、大數據、云計算等技術，解決交易過程中信息壁壘和透明化等問題，確保聯營體提供與享受的調節服務可溯源、可計量與可結算，滿足聯營主體多元化交易需求。