2022年，中央领导和有关国家部委在多个场合和文件中提出要大力推进煤电联营和煤电与可再生能源联营，2022年12月30日中煤集团与国家电投就煤电项目专业化整合签订协议，正式开启央企煤电联营之路。本文立足我国联营发展现状，研判煤电联营、煤电与新能源联营（以下简称“煤新联营”）发展形势与模式，并提出相关发展建议。
我国主要联营模式概述
煤电与可再生能源联营属于首次提出，目前尚无典型案例与成熟模式。而自1989年我国首个煤电一体化项目获批以来，煤电联营模式与经验在实践中不断丰富和发展，总体上可概括为三种模式。
一是煤炭与电力企业在集团层面进行战略性重组合并。该模式有利于缓解同质化发展、资源分散等突出问题，实现煤电一体化发展，提升企业整体盈利能力和经营效益，例如国电集团与神华集团联合重组为国家能源集团，成功打造成为煤电联营模式的标杆企业。但由于电力企业以中央企业为主，煤炭企业多为省属企业，两个行业产权归属和融合程度不高，因此该模式面临较严重的体制性障碍，更多依赖于政策的强制性和指导性，可复制推广性较低，整体实施难度较大。
二是煤炭与电力企业进行单向或交叉持股。煤炭企业参股电力模式有利于稳定巩固电煤销售市场，电力企业参股煤炭模式有利于为电厂提供稳定可靠经济的煤炭供应，煤炭电力企业互相参股模式有利于更好配置资源、实现优势互补，例如华能国际与中煤集团合作建设煤炭生产基地与大型坑口电厂。但由于“煤电顶牛”现象长期存在，煤炭和电力行业景气周期错配，合作双方为追求自身利益最大化往往导致参股意愿“一头热”，缺乏行业联营积极性。
三是煤炭与电力企业在单个项目层面成立合资公司。该模式由一个法人主体建设运营、管理煤矿和燃煤电厂，主要适用于地理位置接近的煤矿和电厂项目，尤其是大型煤电基地和特高压电力输出项目配套建设的煤矿和电厂，有利于降低项目投资、减少运行成本、提高煤电一体化项目市场竞争力，例如我国首个煤电联营项目——伊敏煤电一体化。但该模式下企业资金运作和经营风险较高，煤矿和电厂对外部市场适应能力较差，容易产生煤炭与电力企业“双输”局面。
新疆联营发展形势研判
一是煤新联营模式具有战略意义。一方面，煤电通过灵活调节与可靠支撑促进新能源大规模发展与输送；另一方面，新能源成为主体电源后，煤电主要贡献可靠容量而非发电量，新能源将为煤电争取更多发展空间。预计到2060年，新疆新能源与煤电的电量比例约为8∶1、发电成本分别为0.1元/千瓦时和0.88元/千瓦时，平均度电成本约为0.19元/千瓦时，新能源为煤电发展提供主要让利空间。因此，新疆开展煤新联营具备长期共同利益基础。
二是煤电联营模式“近强远弱”且更适用于南疆地区。分阶段看，随着“双碳”目标实施和煤化工产业发展，预计2035年新疆煤化工产业煤耗占比将超过煤电产业煤耗占比，煤炭与煤电产业关联度不断降低，因此煤电联营近期具备基础，中长期需求逐步走弱。分地域看，南疆地区煤炭量少价高，截至2021年底，南疆煤矿产能占全疆总产能的8.2%，主要品种动力煤坑口价格是准东地区的2.2倍。煤电联营能更好推动南疆煤炭资源开发与“北煤南送”，保障南疆电煤的量价质，促进南疆煤电投资与建设。
新疆联营发展模式分析
大型风电光伏基地煤新联营模式
国家提出在新疆等省份重点发展九大清洁能源基地，并分批启动以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，具备开展煤新联营的可行性。具备的优势：一是降低开发建设运营成本。基地项目实施煤新联营，可通过产业链协同发挥更大规模效益优势，降低土地、基建、采购、物流、运维等成本，提高开发利用效率、降低综合电价水平。同时，运营主体集中有利于政府监督管理、电网企业调控，具有显著示范作用。二是更好实现绿色能源稳定送出。通过煤新联营实施统一规划、统一建设、统一运维，有利于风光火储形成最优组合，实现最大绿电开发利用、保障电源输出稳定性和抗风险能力，形成更好外送竞争优势。实施难易度及风险：大型风电光伏基地一体化开发模式落实新能源供给消纳体系建设要求，通过一体化招标实施开发建设，合理配置煤矿、煤电、新能源比例，实现煤电与新能源的捆绑开发、综合利用与一体化调度运行，项目整体可操作性较强，实施难度中等。新能源企业与煤电企业通过建立统一核算的经营主体或采取合并核算，可在内部实现收益共享和成本共担，减少利益纠葛及其操作风险，整体实施风险较小。但煤电、新能源企业通过大型基地项目联营构建“利益共同体”，可能形成上网电量垄断局面，因此还需强化政府监管效能，避免发电侧产生实质性垄断。
燃煤自备电厂与新能源直供联营模式
国家“十四五”可再生能源发展规划提出推动绿色电力直接供应和对燃煤自备电厂替代等新措施。新疆自备电厂装机与发电量占比较高，自备电厂绿能替代是工业降低能耗与碳排放的重点举措，因此存在直供联营的可能性。具备的优势：一是企业生产经营更符合政策要求。企业燃煤自备电厂利用直供新能源电量替代自发自用燃煤电量，可大幅降低用能强度与排放水平，若燃煤自备电厂全部采用新能源电量则可促使新疆工业能耗强度与碳排放强度分别下降17.6和30个百分点。此外，企业也能更好地完成可再生能源电力消纳责任权重与碳排放配额等政策指标要求。二是提升企业产品生态溢价。目前社会公众正逐步形成衣食住用行各领域的绿色消费行为习惯，欧美也正加速推进碳关税的应用实施。通过增加新能源电量消费，一方面扩大绿电消费需求，引导绿色消费升级；另一方面有效规避碳关税等生态政策工具，促进融入全球绿色产业链，实现企业产品生态价值增值。实施难易度及风险：直供联营可通过签订战略协议、中长期交易合同等方式实现，不存在技术性壁垒，机制性障碍较低，项目整体可操作性很强，实施难度较小。但是现阶段相关政策制定与项目推进仍处于起步阶段，输配电价中的交叉补贴情况、过网费机制设计等问题仍未完全理清，联营项目在社会责任划分、调节服务确认等方面存在一定潜在运行风险，整体实施风险中等。
煤电“三改”企业配建新能源模式
新疆明确“十四五”期间完成2258万千瓦煤电机组灵活性改造任务目标，并提出以配建新能源形式激励煤电企业落实改造任务。煤电企业除自建外，还可转让、置换新能源指标，与新能源企业开展实质性联营。具备的优势：一是可弥补市场机制的缺失与不足。目前自治区电力辅助服务市场仍处于建设起步阶段，煤电“三改”投资成本缺乏回收机制，企业缺乏改造和参与调节的动力。实施煤新联营后，改造与调节服务成本将转化为企业内部成本管控，无需依赖市场机制补偿。二是促进煤电企业提升调节能力。实施联营后，煤电企业将积极落实改造任务并发挥重要调节作用，按照自治区“十四五”煤电“三改”计划，改造后纯凝机组最小技术出力达到20%额定容量，系统调峰能力将提升466万千瓦，可容纳700万千瓦新能源并网消纳。实施难易度及风险：此类联营项目可由煤电企业设立新能源发电子公司模式实现，煤电企业与子公司各自开展业务，单独核算成本与效益，利益绑定密切程度不高，联营在促进煤电健康发展方面的作用有所减弱。此外，配建新能源电源可能距离改造煤电企业较远，产生大量跨地区辅助服务计量与结算需求，将对电力交易与结算在可溯源、高效匹配、精准计量等方面提出更高要求，综合评价项目整体可操作性较强，实施难度中等。随着市场机制的逐步完善，新能源发电企业需承担的系统成本上升，但受限于母子公司的利益绑定程度，子公司的经营情况难以受到母公司重视，母子公司联营效果存在波动风险，项目整体实施风险中等。
开展联营的相关建议
政府政策层面应强化顶层设计，完善配套政策，破除体制机制障碍，加大联营项目规划核准等方面支持力度。注重科学统筹、总体布局和系统谋划，科学规划煤炭煤电新能源发展定位、布局规划与转型路径，建好市场、企业的政策支持保障体系，着力解决联营过程中面临的行业、地域、产权所有制等方面的政策性障碍与限制，鼓励有条件的煤炭和电力企业通过股权置换、兼并重组等方式开展联营，简化核准审批程序，督促支持政策落实，促进联营项目有序化建设、规范化运行。
能源行业层面应加快推动统一能源市场建设，打造高水平煤电联营、煤新联营示范。全力建设统一开放、竞争有序的新型能源市场体系，油气市场方面有效平衡油气供应与成本控制，煤炭市场方面促进煤、电价格有效联动，电力市场方面加速打造省内省外并重、中长期现货并重的新型电力市场，推动煤炭油气市场、电力市场、碳市场等有效衔接。能源行业企业应解放思想、转变观念、深化认识，利用好支持政策，结合企业发展实际，优化业务布局、选择联营模式、制定合作战略，深入实施专业化整合，加快推进联营示范建设。
电网企业层面应积极服务联营项目落地，提升联营主体对市场交易服务的满意度。密切跟踪电煤供需形势、市场电价波动及能源产业发展动态，研判煤电联营、煤新联营发展形势，深化研究联营项目的申报条件、并网管理细则、技术规范与标准体系，适时协助政府制定政策与标准文件，全力服务推进项目落地。在电力交易中深化应用区块链、大数据、云计算等技术，解决交易过程中信息壁垒和透明化等问题，确保联营体提供与享受的调节服务可溯源、可计量与可结算，满足联营主体多元化交易需求。
