“电+煤”还是“煤+电”？煤电联营并不是新话题，但在“十四五”供需偏紧的背景下有了一些新动向。

受上游煤炭价格波动上涨的影响，不少发电企业的煤电板块亏损。在能源低碳转型的大趋势下，部分发电企业投建煤电的意愿不高，而一些煤炭企业却开始积极布局煤电项目。

2021年10月24日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号），提出推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2023年11月8日，《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称《通知》）印发。《通知》进一步明确了煤电固定成本回收机制，提振煤电投资信心。

有从业者认为，煤炭企业适度布局煤电，对保障能源电力供应、促进煤炭企业转型发展具有积极作用，煤电联营也是推动煤电行业可持续发展的有效模式。

受访人士表示，中长期内，煤电仍将在我国电力系统中发挥重要的支撑调节作用，应进一步完善电力市场机制，体现调节资源的价值，引导煤电逐步转变角色，支撑新型电力系统建设。

发电“退守”

2023年11月1日，四川省广元市发展改革委发布消息，中煤广元燃煤发电项目通过中煤集团董事会投资决策，为项目早日开工建设奠定基础。这是“十三五”以来四川核准的唯一一个煤电项目。

四川是我国的水电大省之一，2021年水电和火电装机占总发电装机的比重分别为77.8%和15.9%，煤电和气电在电力系统中扮演支撑调节电源的角色。经历2022年的供需紧张后，四川增强了火电顶峰兜底的功能。

2022年12月，四川省人民政府印发《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，提出优化电源结构，到2025年，四川水电、火电发电装机占比分别调整为64.1%、16.6%；增强气电、煤电的顶峰兜底能力，研究论证一批新的煤电项目。

主要发电集团四川区域公司的一位工作人员介绍，四川省政府对投建煤电态度比较积极，到2025年，四川计划投产煤电机组共400万千瓦。但发电企业后续在四川投建煤电的意愿并不高。

据了解，部分四川发电企业的煤电板块近年来业绩不佳，上述公司的亏损面一度达到100%。“煤电在四川是兜底保障电源，发电利用小时数常态偏低，近两年受来水和供需形势变化，煤电利用小时数触底反弹，但投资成本仍然难以有效回收，经营十分困难。”前述工作人员提到，由于该公司煤电机组比较老旧，加之约八成的电煤依赖外省购入，除了要承担高企的煤价外，还需要投入大量运费、人力等，燃料成本压力较大。

2023年11月8日，煤电容量电价机制出台，将单一制电价调整为两部制电价，通过电量电价反映电力市场供需和回收燃料成本，通过容量电价回收煤电机组部分固定成本。

该工作人员认为，煤电容量电价政策在一定程度上能够提高发电企业在四川投建煤电的积极性。由于煤电已在四川的电力系统中主要发挥顶峰调节的作用，《通知》显示，2024—2025年，四川的煤电容量含税电价设为165元/（千瓦·年），高于全国总体水平，并明确从2026年起，其通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提至不低于70%，高于多数省份50%的要求。

值得注意的是，并非所有煤电机组都能全额获得容量电价。《通知》要求，执行煤电容量电价政策的机组需满足国家对能耗、环保和灵活调节能力等要求，同时考核力度大，对机组安全稳定运行要求很高。该工作人员介绍，其所在公司将加大“三改联动”力度，注重提升煤电机组的可靠性、灵活性和安全调峰、供热等能力，提高机组的市场竞争力。

但改造成本高，也是企业不得不考虑的问题。

前述工作人员表示：“由于长期亏损，一些老旧和小型煤电机组存在一定的安全隐患及经营压力。即使有容量电价政策，部分企业出于对自身经营情况和安全运行的考虑，仍然可能选择在后期关停部分机组或者通过‘上大压小’调整电源结构布局。”

能源电力技术研发机构的一位从业人员认为，煤电容量电价政策是对转型背景下煤电作用的重视，是煤电行业的一大进步。但从行业整体看，煤电发展形势依然严峻。大型煤电机组可以获得较好的生存空间，但投建较早的老旧机组，由于能耗、环保和灵活调节能力不达标且改造成本较高，可能被淘汰，“未来将是适者生存。”

另有西南某省发电企业从业人士表示，容量电价政策对在当地新建煤电机组有一定的激励作用，因为新建机组的能耗水平、调节性能等优于现存机组。

有接近国家能源集团的从业人员透露，国家能源集团是五大发电集团中唯一仍在较大规模投建煤电的企业，有煤炭资源是其明显优势，“无论是从能源发展趋势还是企业效益出发，发展煤电都不是当前发电企业的最优选项”。

地方政府的意愿，也是发电企业规划布局煤电项目的重要考量。各地政府对发展煤电的态度不一，考虑因素包括能源保供、经济产业发展、环保考核等。西部部分省区煤炭资源丰富，希望通过发展煤电项目带动当地经济发展；部分省区则由于集中式新能源较多，需要配套一定的煤电机组；产业结构较优、环评压力较大的部分省区，则对发展煤电较排斥。

近两年，广东、江苏、浙江等地加快推进支撑性煤电项目核准。据不完全统计，2022年至今，广东和江苏已分别核准煤电装机2518万千瓦和1932万千瓦。2023年，浙能乐清电厂三期工程全面建成投产，浙能嘉兴电厂四期扩建项目、浙能台二电二期扩建项目获核准。上述三地投建煤电的主要驱动力是保障地区能源供应。

2023年前三季度，广东和江苏国内生产总值（GDP）分别为96161.63亿元和93180亿元，位居全国第一、二位，GDP增速分别为4.5%和5.8%。经济产业发展带动用电需求增长。2023年10月，广东全社会用电量同比增长8.8%，其中，电子、电气、电力和汽车制造业等四大支柱行业合计占工业用电的35.2%，同比增长8.6%；10月，江苏全社会用电量同比增长6.53%，1—10月累计增长4.98%。

据《南方能源观察》了解，江苏和浙江计划在“十四五”期末投产较多煤电项目。江苏能源行业从业者表示，集中建设煤电项目可能造成一些不良影响。“近两年，煤电机组设备造价上涨了近三分之一，赶工期也可能造成设备存在安全隐患。”浙江能源行业从业者则表示，目前浙江电力供需总体平衡，需要煤电机组顶峰保供的小时数较低。在此背景下，投建较多煤电机组，可能造成设备闲置和企业亏损。

此外，广东和浙江还面临较大的能耗压力。日前，国家发展改革委环资司就“十四五”能耗强度下降进展滞后约谈了浙江、安徽、广东、重庆节能主管部门。约谈指出，“十四五”前两年，扣除原料用能和可再生能源消费量后，上述地区能耗强度下降仍滞后于“十四五”目标进度要求。约谈要求，有关地区节能主管部门要紧盯“十四五”能耗强度下降目标任务，分地市、分行业、分企业全面摸排能源消耗、投入产出、成本效益。

煤企入局

在发电企业有意减少煤电资产的同时，煤炭企业则积极“进军”煤电领域。

2023年5月，中煤集团和江苏省人民政府签署全面战略合作框架协议，深化推进煤电联营是协议的一项重要内容。2023年，中煤集团在和京能集团、中国华电等发电企业交流时，均提到加强煤电项目相关合作。2022年7月，陕煤集团和中国大唐签署战略合作协议，双方将在煤炭、新能源、清洁高效煤电等领域加大合作力度。在此之前的2022年2月，大唐集团五家电厂划转入陕煤集团。

在2021年国内煤价攀升、2022年煤价高位运行的情况下，煤炭企业利润实现大幅增长。信达证券研究开发中心副总经理、能源首席分析师左前明认为，长远来看，煤炭价格大幅波动不利于煤炭行业健康发展。

煤炭行业的周期性特点明显。2002—2011年是煤炭的“黄金十年”，2009—2011年是这轮繁荣周期的顶峰，此后煤炭行业整体进入下行周期。“十三五”期间，煤炭去产能工作有力推进，煤炭供求关系改善，煤炭行业盈利能力有所恢复。2021年，煤价攀升，煤炭行业进入新的高景气周期。2023年以来，煤炭进口量大幅增长、煤炭产能释放、需求不及预期，煤价回落，部分煤炭企业利润有所下滑。国家统计局数据显示，2023年1—10月，煤炭开采和洗选业利润总额同比下降26.6%。

左前明表示：“在低碳转型的背景下，入局煤电是煤炭企业抵御市场波动、寻求可持续发展的战略之一。”

煤炭资源是多数煤电企业的痛点，却是煤炭企业的优势和核心竞争力。

接近中煤集团的从业人员指出，煤炭企业对拓展煤电业务有较高的意愿。煤炭企业可以将煤炭资源转变成电力资源，并开展售电、综合能源服务等业务，逐步向用户侧延伸。他介绍，近年来，中煤集团致力于延伸煤炭产业链，并加强煤炭、电力等产业链上下游协同管理。“布局煤电是基于长远考虑。煤炭产品周期性较强，延长产业链有利于煤炭企业对冲风险，保障企业经营稳定。”

地方政府也有意愿和煤炭企业合作开展煤电项目。上述从业人员提到，开展项目合作时，地方政府的着眼点在于招商引资，提高煤炭、电力供应能力等。煤炭企业则考虑地区的煤炭资源情况、项目盈利情况、投资成本回收情况等，在此基础上，和地方政府实现互利共赢。

上述江苏能源行业从业者表示，江苏省政府和中煤集团正在加大煤电项目合作力度。“江苏想扩大煤电机组规模，中煤集团则看中江苏的发电消纳空间，双方一拍即合。”

2023年9月19日，通州湾2×100万千瓦大型清洁高效煤电项目全面启动，该项目由江苏省属企业江苏省沿海开发集团有限公司、华能集团和中煤集团参与。2023年6月30日，国信靖江2×100万千瓦机组扩建项目获核准，投资方也有江苏省属企业和中煤集团。

据了解，中煤集团已经成立电力及新能源事业部，整合各地分散的电力业务和资源，提高电力板块的集约度，形成规模效应。中煤集团官网显示，中煤集团煤炭总产能为3亿吨级规模，现有控股和参股电厂50余座，总装机超过4000万千瓦。

左前明团队认为，煤电容量电价政策在利好煤电的同时也将一定程度上利好煤炭企业。由于煤电机组能回收部分固定成本，后续煤电企业对煤价的接受能力或将有所提升，对于保持中长期煤炭价格稳定将发挥一定作用。“煤电在燃料成本和固定成本上都配置了疏导机制，对整个煤电产业链是利好的。”

而上述从业人员认为，市场机制的完善是行业利润优化分配的过程，煤电容量电价政策不会给电力行业整体收益带来太大波动。从整个产业链的角度看，煤炭企业的收入是相对稳定的。

“煤炭企业适度布局煤电有助于煤炭企业可持续发展和能源长期发展稳定。‘两个联营’的政策导向也利好煤炭企业发展煤电。”左前明表示。

2022年12月30日，国务院国资委召开在京部分中央企业主要负责同志座谈会，强调要科学有序推进碳达峰碳中和，深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。

自2016年4月国家发展改革委印发《关于发展煤电联营的指导意见》（发改能源〔2016〕857号）以来，多家煤炭、电力能源企业通过资本融合、兼并重组、一体化等方式开展煤电联营，淮河能源集团便是一个典型例子。

淮沪煤电有限公司（以下简称“淮沪煤电”）是淮河能源集团和上海电力的合资公司，前者主要经营火力发电、售电、铁路运输和配煤业务。据介绍，淮沪煤电采取煤矿和电厂共属同一主体的煤电联营模式，其下属的田集电厂配套丁集煤矿，两者相距仅30公里，内部配有专用的运煤铁路。淮河能源集团数据显示，在该模式下，田集电厂4台共266万千瓦的发电机组，全年可节省煤炭运输成本超4亿元。

此外，淮河能源集团还与浙能集团成立了淮浙煤电有限责任公司，同样以煤电联营的模式运行。淮河能源集团战略投资部规划发展总监闻兵在接受媒体采访时表示：“煤电一体化、交叉持股的方式让煤炭企业锁定了下游市场，让电力企业有了稳定煤炭供应。无论处于煤强电弱还是煤弱电强的发展周期，二者均可以理顺关系、实现互补，在破解煤、电行业壁垒的同时，降低生产运营成本。”

受访从业人员普遍认为，市场化的煤电联营是未来煤电行业可持续发展的有效模式。上述接近中煤集团的从业人员介绍，相比煤炭、发电企业形成供煤发电的常规联营模式，中煤集团将形成煤炭、电力、煤化工等多元联营的模式，不同板块之间可灵活协调互动，调节煤炭生产营销关系和提高收益率。

上市公司2023年半年报显示，与中煤集团上市公司中国中煤能源股份有限公司合营、联营的26家企业中，有6家为电力相关企业；陕煤集团上市公司陕西煤业股份有限公司涉及电力业务的其他关联方中，有2家受陕煤集团控制，5家（部分连带子公司）为陕煤集团联营。

煤电未来

“在煤电容量电价政策制定过程中，发电公司、电网公司、地方政府一致认同这一政策应该出台，这种意见统一是极为罕见的。”一位参与制定煤电容量电价政策的从业人员说。

无论是出台煤电容量电价政策，还是鼓励煤电联营模式，都是基于对新型电力系统建设目标下煤电价值的清晰认知。

近年来，我国可再生能源装机规模不断扩大，截至2023年10月底，可再生能源装机约占总发电装机的一半，但2023年1—10月其发电量仅占同期总发电量的31.8%。未来将成为主体电源的风电、光伏发电，装机已占总发电装机约33.5%，但当前发电量仅能满足全国约16%的用电量。

受访人士普遍认为，在没有实现大规模技术突破的情况下，中长期内煤电仍将发挥重要的作用，未来的煤电版图将由发电央企、地方能源企业和煤炭企业构成。两部制电价下，煤电将通过容量电价回收部分固定成本，在保障基本生存能力的基础上参与电力市场竞争。

基于煤电出力稳定且具备调峰、调频等多元功能，上述接近中煤集团的从业人员认为，随着电力市场建设逐步完善，未来煤电在电能量、辅助服务、容量等三个市场都具有一定的生存空间。

左前明团队看好煤电参与电能量市场的前景。“在获取容量电费后，煤电机组可能在电能量市场提出更有竞争力的报价以争取市场份额，短期内电量电价可能会降低。随着电力市场化改革逐步推进，煤电参与电能量市场的竞争力值得期待。”

前述发电集团四川区域公司的工作人员认为，参与现货电能量市场将是煤电获取电量收益的重要途径。他建议，现货电能量市场应进一步体现稀缺价值，突出煤电的顶峰兜底作用，实现煤电价格和价值相匹配。

煤电容量电价政策出台是完善市场机制的一部分。上述参与政策制定的从业人员认为，后续电力市场要进一步理顺、完善市场规则和机制，保障有效市场运行。

《通知》提到，在电力现货市场连续运行的地方，可参考《通知》明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制，即各类型电源均有可能获得容量电费，煤电容量电价机制实际上起到“抛砖引玉”的作用。

参与政策制定的从业人员还提到，未来，风光水火等电源、储能、负荷聚合商等多元主体将逐步进入市场，如何保障电能量、容量、辅助服务等市场协调运转，通过监管体系保障政策机制顺利实施和制约区域市场力，是后续电力市场建设需考虑的问题。

有地方能源集团从业人员认为，当前及较长一段时间内，煤电仍将作为主力电源输出大量稳定电力。大规模集中式新能源及其配套送出通道建设完成后，电力系统对煤电作为支撑电源的发电量需求将减少，但对其作为新能源调节资源的需求将增加。从这个角度看，煤电的利用小时数将保持相对稳定。前述参与政策制定的从业人员表示，预计到2030年，煤电发电量占总发电量比重降至40%以下，煤电将基本从支撑电源转变为调节电源。

表1：发电上市公司煤电装机及经营情况

表2：煤炭上市公司经营情况

表3：2022年1月—2023年11月部分省（区）煤电项目核准情况