煤電矛盾是我國能源行業長期存在的問題，推進煤電聯營能夠有效解決這一矛盾。本文介紹了我國煤電聯營發展現狀，分析了煤電聯營的必要性和重要性，概括總結了六種煤電聯營模式，剖析了各種模式的優勢和劣勢，提出了不同條件下煤電聯營模式的選擇。

我國煤電電營發展現狀

2002年以來，我國煤炭企業出現恢復式增長，紛紛實施多元化發展戰略，向下游延長產業鏈，開始建設以坑口電站為主的大中型電廠，其中影響較大的有中煤能源集團的大屯坑口電廠、山西焦煤集團的古交坑口電廠和同煤集團的塔山電廠。近年來，部分煤炭企業煤電產業實現了規模化發展。同煤集團到2014年底，電力裝機總規模達到1400萬kW;神華集團到2014年底煤電裝機容量超過6000萬kW。截至2014年底，全國煤炭行業企業參股、控股電廠裝機總規模達到1.4億kW，占全國燃煤電廠總裝機(8.25億kW)的17%左右。

電力改革及“電煤”放開后，煤價不斷攀升與“計劃電”電價的管控促使電力企業積極開發煤炭業務。2004年開始，電力企業在國家政策鼓勵下紛紛開始經營煤炭行業。以五大發電企業為主的電力企業積極收購現有煤礦和開發新煤礦，煤炭開發與生產得到快速發展，煤炭年總產量從2009年的1.3億t提高到2014年的2.7億t。

2012年以來，五大電力企業的煤炭板塊開始由盈利轉為虧損。為了減少虧損，五大電力企業積極對煤炭板塊進行“瘦身”，加快退出條件差、效益差的煤礦;同時加快推進煤電一體化，發揮煤電聯營優勢。煤炭企業為了用售電利潤彌補售煤虧損，繼續推進煤電聯營，但是由于煤電也已開始出現過剩苗頭，煤炭企業因資金問題無力大規模發展煤電聯營，煤電聯營進入平穩發展階段。

煤電聯營發展的必要性和重要性

1.煤電聯營有利于保障我國能源安全

煤炭是我國資源最豐富的化石能源，其資源儲量約占化石能源資源儲量的94%，是保障我國能源安全的基礎。煤電是我國最主要的電力來源，2015年，我國發電總量為56045億kWh，其中火電40972億kWh，占73.1%。除水電外，非化石能源發電量占全國發電總量的比例較低，2015年水電、風電和核電發電量分別占全國發電總量的19.9%、3.3%和3.0%。受長江生態保護和移民成本大幅度上升的影響，水電開發速度將進一步放緩。核電受廠址資源影響，沿海地區廠址資源僅能滿足1~1.5億kW裝機的需求。風電和光伏發電發展潛力最大，但在大規模儲能技術產業化之前很難發揮主導作用，近幾年風電和光伏產業快速發展導致了大量的裝機浪費，2015年全國棄風率為15%、棄光率為11%。實施煤電聯營，可以促進煤炭和煤電行業協調健康發展，從而進一步夯實我國能源安全基礎。

2.煤炭與電力產業之間的依賴性不斷加強

煤炭是我國最大的一次能源品種，我國煤炭產量和消費量分別占一次能源生產和消費的比重長期保持在80%和70%左右。近年來，煤炭消費比重逐年下降，2015年降到64%左右，但未來較長時間內，煤炭仍將是我國最主要的一次能源，預計到2020年和2030年，煤炭占一次能源消費比重分別為58%和50%左右。煤電是我國最主要的二次能源，2015年底全國電力總裝機達到15.3億kW，其中煤電裝機容量達到9.0億kW。預計到2020年，煤電占我國電力總裝機的比重將由2015年的59%下降到55%，但依然居于電力產業主體地位。

根據世界煤炭消費變化規律，發電是最大的煤炭消費領域，也是用煤增加的主要動力。2010年以來，我國電煤消費快速增長，電煤占煤炭消費的比重不斷上升，從2000年的41%增加到2014年的45%。電煤消費量從2000年的5.58億t增加到2014年的18.45億t。“十三五”期間我國電煤消費將呈增長態勢，預計到2020年，我國電煤(含供熱用煤)消費量增加到22.7億t，約占煤炭消費總量的55%，未來我國煤炭與電力行業的發展將更加密切。

3.煤炭與電力行業發展的互補性突出

煤炭是上游行業，電力為緊密的下游行業，我國約45%的煤炭用于發電。煤炭是決定燃煤發電成本的關鍵因素，一般占50%~70%。長期以來，煤電雙方博弈一直沒有停止過，市場主動權在輪回中轉換，每次煤電矛盾都需要政府協調解決。在煤炭價格持續上漲階段，國家實施“煤電聯動”政策，減輕電力企業的發電成本壓力;而煤炭價格持續下滑時，地方政府或電力企業實施“煤電互保”政策，減輕煤炭企業的經營壓力。煤電聯營可使煤礦和電廠成為利益共同體，可以有效化解煤電矛盾。

目前我國大部分優質煤炭資源掌握在煤炭企業手中，但煤炭自用比例較低;而電力企業發電需要大量煤炭，但自營煤礦多數資源條件較差。煤炭企業辦的電廠裝機容量普遍較小，發電效率低，管理水平較低。煤電聯營之后，電力企業可以享受優質煤炭資源，煤炭企業可以獲得穩定的煤炭市場。

煤電聯營有利于煤電雙方化解市場風險。煤炭和煤電行業的經營業績存在較強的負相關性，煤炭行業盈利越多，煤電行業虧損越嚴重。2012年后煤炭價格持續下滑之際，煤電產業盈利能力大幅度增長，即使在2015年全國煤電裝機年平均利用小時降到4329h時，煤電產業也能明顯盈利。同樣是2015年，煤炭企業的虧損面超過80%。煤電聯營有利于抵御市場波動帶來的風險，在煤炭或者電力市場發生重大變化時，煤炭和電力企業可以聯手應對市場變化，增強整體抗風險能力。近年來，煤電聯營使煤炭企業在擺脫經營困境方面發揮了重大作用。2014年徐礦集團電力產業實現利潤近6億元，同煤集團電力產業實現利潤9億多元，電力板塊的盈利顯著緩解了煤炭企業的經營困難。

煤電聯營發展模式

目前，我國煤電聯營主要有6種模式，分別為煤電一體化運行模式、煤炭企業辦電廠模式、電力企業辦煤礦模式、煤炭企業參股電廠模式、電力企業參股煤礦模式和煤炭電力企業互相參股模式。

1.煤電一體化運行模式

煤電一體化發展模式主要基于地理位置接近的煤礦和電廠項目，煤礦項目和電廠項目由同一個法人絕對控股和經營，煤礦相當于燃料車間，電廠相當于煤炭利用車間。目前主要代表企業包括華能伊敏煤電公司、神華錦界煤電公司和國投，新集煤電公司等。目前，在我國大型煤電基地傾向于采用煤電一體化發展模式。伊敏煤電一體化是1989年3月經國務院批準正式立項的全國首個煤電聯營項目。到2015年，伊敏煤電公司電力裝機340萬kW，煤炭產能2200萬t/a。

煤電一體化運行模式將煤炭與電廠項目納入統一法人實體進行管理和運行，而法人實體可以是電力企業、煤炭企業單獨投資建設或電力和煤炭企業聯合投資。煤電一體化運行模式能夠降低項目投資成本，減少運行成本，減少資源浪費。但是該模式對人力資源要求較高，煤礦對外部市場適應能力差，電廠無法選擇外部的廉價煤炭。

2.煤炭企業專業化辦電廠模式

煤炭企業專業辦電廠模式主要是指煤炭企業成立電力事業部或專業化電力公司專門負責企業的電力業務運行。本模式代表性企業為神華集團、淮南礦業集團和同煤集團等。神華集團十分重視發展電力產業，到2014年底，神華集團電力裝機超過6690萬kW，2014年完成發電量1840億kWh，利潤總額178億元，電力業務已成為神華集團重要的經濟增長點。

煤炭企業專業化辦電廠模式有利于發揮專業優勢，提高電廠的技術和經營管理水平。目前，神華集團國華電力公司的火電利潤、供電煤耗和發電設備等效可用系數等均創全國第一。煤炭企業辦電廠可形成穩定的煤炭市場，有助于煤炭主業的健康發展。本模式還能規避煤炭企業經營風險，在煤炭企業普遍虧損的情形下，擁有煤電業務的煤炭企業具有較強的生存能力，同煤集團和徐礦集團由于大力發展煤電業務，電力業務盈利改善了企業經營狀況。本模式也存在著一定的缺點，主要表現在煤炭企業電力業務開拓能力弱，煤炭企業電力人才缺乏等方面。

3.電力企業專業化辦煤礦模式

電力企業專業化辦煤礦模式是指電力企業成立煤炭事業部或專業化煤炭公司專門負責企業的煤炭業務運行。本模式代表性企業為五大發電集團。煤炭供不應求時，發電企業辦煤礦可以確保穩定和經濟的煤炭供應。內蒙呼倫貝爾扎賚諾爾煤業公司于2007年歸屬中國華能集團公司以來，煤炭銷售市場由以東北地區電廠為主轉變為以華能系統電廠為主，在煤炭需求緊張時期，在很大程度上平抑了煤價上漲給電廠帶來的壓力。中電投集團旗下的霍林河露天煤業股份公司是專業化煤炭公司，年產褐煤近5000萬t，主要供應集團公司在東北的電廠，煤炭板塊和電力板塊經濟運行比較平穩。

本模式適用于煤炭采購成本較高和電煤消耗量大的電力企業。電力企業需要選擇開采條件好和離目標電廠近的煤礦，才能實現燃料的穩定和廉價供應。電力企業辦煤礦可以為電力企業提供穩定的煤炭供應，平抑電煤供應價格。目前，我國多數煤炭資源富集區制定專門的煤炭資源配置政策，優先向煤炭利用項目配置煤炭資源，其中包括發電項目。電力企業開辦的煤電項目比較容易獲得煤炭資源配置，進而有利于獲得煤礦項目的開發機會。本模式同時也存在一些劣勢，電力企業缺乏煤炭人才，獲得優質煤炭資源較難。

4.煤炭企業參股電廠模式

煤炭企業參股電廠模式是指煤炭企業為了鞏固煤炭銷售市場，選擇目標市場范圍內的電廠參股，優先銷售煤炭，而電廠則優先采購參股煤炭企業的煤炭。煤炭企業參股電廠模式主要代表企業包括淮南礦業集團、同煤集團和徐礦集團等。截至2014年底，徐礦集團擁有控股電廠4家，參股電廠9家，權益裝機容量達694.5萬kW。

煤炭企業參股電廠可以鞏固煤炭大用戶，保障企業的煤炭銷售。在煤炭價格市場化和電價政府管制的條件下，煤炭產業和電力產業經營業績往往呈反向，大量參股電廠的煤炭企業通過電力產業獲利而緩解了企業經營困難。本模式的缺點首先是煤炭銷售存在一定的風險。若其他煤炭或進口煤更有競爭力，電力企業會更多從市場采購煤炭。煤炭企業對電廠經營的影響力小，由于煤炭企業參股比例較小，無法影響電廠的生產經營。

5.電力企業參股煤礦模式

電力企業參股煤礦模式是指電力企業為獲得穩定可靠和經濟的煤炭供應，選擇合適的煤礦參股，電力企業與煤礦互惠互利。主要代表企業為五大發電集團和部分省屬發電公司。電力企業參股煤礦還能分享煤礦的收益。代表性企業有華電國際和國電集團等。華電國際參股新汶礦業集團位于鄂爾多斯上海廟的福城煤礦(200萬t/a)，參股比例為35%，2010年上半年，華電國際從該參股煤礦中獲利0.5億元。

電力企業參股煤礦主要為了獲得穩定和優惠的煤炭供應，參股的目標煤礦是電力企業電煤的主要供應煤礦。目標煤礦可以緊鄰電力企業經營的電廠，也可以距離較遠但應是電廠電煤的主要供應商。電力企業通過與參股目標煤礦簽訂協議，在煤炭供應量上給予保證，在煤炭價格上給予優惠。本模式的缺點首先是參股煤礦對電廠的煤炭供應存在不確定性。由于是煤炭企業控股，參股煤礦煤炭銷售決定權掌握在煤炭企業手中，煤炭企業根據煤炭市場變化情況確定銷售策略。其次是電力企業對煤礦經營的影響小，煤礦企業的煤炭生產將市場因素放在首位。

6.煤炭電力企業互相參股模式

煤炭、電力企業互相參股模式是指煤炭企業和電力企業對距離接近的煤礦和煤電項目共同投資，煤炭企業控股煤礦，電力企業控股電廠，煤礦和電廠項目屬于不同的法人，分別由煤炭企業和電力企業負責經營。主要代表企業包括淮南礦業集團和五大發電集團等。近年來，該模式發展迅速，五大發電集團紛紛與中煤能源和同煤集團等大型煤炭企業聯合建設大型坑口電站項目。目前，華能集團與甘肅華亭煤業集團、中電投集團與淮南礦業集團和華能國際與中煤集團等合作基本上采用了該模式。

煤炭和電力企業互相參股模式已發展成為目前比較流行的煤電聯營模式。該模式遵循煤炭企業負責煤礦運行和電力企業負責電廠運行的原則，以資本為紐帶將煤炭和電力企業的利益有機地結合在一起。該模式能充分發揮企業雙方優勢，實現煤炭和電力項目效益的最大化。由于煤炭和電力項目距離較近，可以顯著減少煤炭庫存和運輸成本，進而減少煤電生產成本，提高煤電聯營項目市場競爭力。但是，該模式中煤礦與電廠相互依賴性較強，煤礦和電廠形成一個相對封閉的市場。煤炭主要供應聯營電廠，對其他煤炭市場的開發能力薄弱;而電廠主要采用聯營煤礦煤炭，對廉價市場煤選擇余地小，當聯營煤礦煤炭價格高于當地市場電煤價格時會影響電廠市場競爭力。

煤電聯營發展模式選擇

電力項目類型、煤礦電力布局、煤炭與電力市場和企業的人力資源等對煤電聯營模式的選擇有重大影響。煤電聯營模式沒有優劣之分，每種煤電聯營模式既有優勢又有劣勢，主要煤電聯營模式的優劣勢見表1。只有兼顧煤炭和電力企業雙方的利益，把煤電兩種業務和兩個行業優勢有效融合，煤電聯營才能實現共贏。

1.坑口電站適合采用煤電一體化模式大型坑口電站電煤需求量大，離煤礦比較近，比較適合采用一體化經營模式，尤其是大型煤電基地特高壓電力輸出項目配套建設的煤礦和電廠，電力目標市場和輸電規模比較穩定，更適合采用煤電一體化運行模式。實施煤電一體化運行，可以降低項目投資、減少運行成本，最終能提高煤電一體化項目的市場競爭力。

2.資源綜合利用電廠適合采用煤炭企業專業化辦電廠模式資源綜合利用電廠以低熱值的洗中煤、煤泥和煤矸石為燃料，成本較低，有利于降低電力生產成本。煤礦和選煤廠均屬于同一個煤炭企業，可以統一調運低熱值燃料資源，保障電廠燃料供應。當前，新建低熱值燃料電廠多采用35萬kW循環流化床發電機組，不是大型電力企業關注的重點，卻是國家鼓勵發展的電力項目，發展低熱值電廠，是煤炭企業擴張電力產業的重要突破口。

3.專業化公司模式選擇不具備煤電一體化條件的，對于形成一定規模、實力比較強的大型企業，可以采取專業化公司模式。煤炭企業和電力企業通過實施專業化管理或整體收購電力或煤炭企業成立專業化公司，從而有助于解決煤電聯營的技術和管理人才短缺問題，提高煤電聯營項目競爭力。

4.單向參股模式選擇煤炭企業參股電廠或電力企業參股煤礦要因地制宜，在煤炭供應不足的地區，電力企業可考慮參股煤礦，為電廠提供穩定和優惠的煤炭，提高電廠的經濟效益。對于煤炭市場競爭激烈，煤電較多地區的燃煤電廠，或位于鐵路邊和鄰近港口的燃煤電廠，煤炭企業可考慮采用參股電廠模式，鞏固電煤市場。

5.相互參股模式選擇對于多數項目，煤炭和電力企業相互參股模式是最佳的合作模式，電力企業控股電廠，煤炭企業控股煤礦，煤炭和電力企業各自負責自己擅長的領域，有利于安全生產和提高煤炭生產效率，提高電力在市場的競爭力，真正實現優勢互補，合作共贏。由于審批體制和行業壁壘的制約，我國現有電力和煤礦絕大多數由不同的公司經營。在國家鼓勵產權多元化和推進混合所有制改革的今天，現有煤礦和電廠可以通過股權置換、相互參股實現煤電聯營。

6.推行中長期煤炭供應協議市場是決定煤電聯營的決定性因素，在市場經濟成熟的國家，煤電聯營一般通過煤礦和電廠間長期煤炭供應協議實現。我國煤炭生產和銷售已經市場化，電力行業市場化改革積極推進之中，市場化程度的提高將使煤炭和煤電價格保持相對穩定。因此，隨著煤炭和電力市場化改革的推進，中長期(3?20年)煤炭供應協議將在煤電聯營中發揮越來越大的作用。從實現國有資產保值增值的要求出發，逐步轉變對發電集團“規模、效益至上”的考核評價機制，引入度電碳排放等外部性約束指標，既有效推動發電集團統籌效率提升和結構優化，也為能源轉型背景下提升可持續盈利能力指明戰略方向。

結語

綠色低碳發展和能源轉型既是全球發展趨勢，也是我國的重大戰略。當前我國電力市場化改革與碳排放權交易市場建設啟動時間、推進進度高度重合，從“十三五”時期開始將協同共進、相互影響，對電力行業內各市場主體，特別是發電集團的經營思路、發展理念產生重大影響。本文以大型發電集團為研究對象，初步分析了度電碳排放指標的指導作用，其實際意義不僅僅局限于發電集團內部對標，而且在電力市場、碳市場、綠證市場等多個維度具有應用價值，對促進各類電源協調發展、構建適應綠色低碳發展目標的市場機制方面將發揮重要作用。