在“两个联营”的实 施中，煤电一头衔接煤炭，一头支撑新能源，推动一次能源与二次能源在产业链的协同发展、传统能源与新能源的高效耦合，构建起电力保供与能源转型统筹推进的发展路径。
在经济换挡、社会转型、体制转轨的变局下，电力发展面临的约束条件不断增多、风险挑战持续加大。在多元目标寻优求解的复杂命题中，腾挪，是行业与企业需要掌握的关键生存策略。
2022年12月30日，国资委召开在京部分中央企业座谈会，会上提出，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”；2023年1月，国家发改委召开例行新闻发布会，提出持续推进国有经济布局优化和结构调整，推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。
“两个联营”迅速铺开，能源企业动作频频，中煤集团与国家电投强强联合，签署战略合作框架协议暨煤电项目专业化整合协议，为新一轮煤电联营打开局面。在当下能源转型面临危机的胶着期，主管部门与行业内外，都有意借助“两个联营”为电力保供与能源转型腾挪空间。随着“两个联营”在市场主体间广泛开展，发电行业构建多能互补产业链、一体化协同发展的路径逐渐清晰。
联营并非政策工具箱里的新举措，也不是我国独有的行业现象。从过往的实践经验来看，每一次“煤电顶牛”矛盾突出时，联营便会形成一轮热潮。我国煤电与新能源联营为近期首次提出，成效有待观察；煤电与煤炭联营不乏成功个案，但总体而言收效未及预期。在供需紧张和低碳转型的双重压力下，“联营”这张旧方如何新用？
共担风险
在国际市场上，能源供需的周期性波动并不鲜见，但2021年以来全球能源短缺的阴霾至今未能消散。这场被定义为“转型中的危机”，引发了世界各国重新审视能源转型和碳排放的目标推进，也让能源界重新评估和认识传统能源的价值：可再生能源的波动性和间歇性决定了其无法保证能源的稳定、充足供应，在现阶段，传统能源是保障能源安全、应对系统波动的主要支撑力量。
作为电力保供的“压舱石”和“稳定器”，煤电近年来面临着运行成本上升与发电空间下降的双向挤压。煤电的供应和价格与一次能源密不可分，电力保供的核心与关键是保障燃料的供应和价格稳定。2021年以来煤价飙升、电煤供应不足让发电企业有力难出；同时，新能源发电占比不断提升，煤电的利用小时持续下降。中电联数据显示，在“十一五”“十二五”期间，全国煤电年平均利用小时数为5019小时，但在“十三五”期间，煤电利用小时数已降至4500小时以下。随着新能源的快速增长，预计“十四五”期间，煤电的电量空间将进一步收缩。在一系列煤电纾困的政策组合拳下，2022年上半年，大型发电集团仍有超过一半的煤电企业处于亏损状态。
煤电的可持续发展不仅关乎电力安全，其系统支撑和灵活性调节作用更关乎新能源的高质量发展和“双碳”目标实现进程。保供与转型双重任务当头，“两个联营”在过去煤电联营的基础上全面升级。在“两个联营”的实施中，煤电一头衔接煤炭，一头支撑新能源，推动一次能源与二次能源在产业链的协同发展、传统能源与新能源的高效耦合，构建起电力保供与能源转型统筹推进的发展路径。
煤电联营的合作涉及到两种社会基础产品，煤与电唇齿相依，两个产业之间良好的供应链合作关系对于能源保障、经济运转有着很大的影响。但多年来，我国煤电矛盾突出，“煤吃电”“电吞煤”的博弈不断。2008年，电荒席卷全国，煤价高企，发电企业遭受了全行业范围内的巨额亏损，经历了“严寒四年”；2012~2015年，市场反转，煤价持续下跌，中国煤企遭遇严重危机，而各大发电企业得益于低廉的电煤价格，收益见好。市场的剧烈震荡并不利于企业的健康经营，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，构建起煤电“利益共同体”，有利于双方共同应对煤价和电价的波动，形成风险共担的长效机制。
当前，为了缓解煤电矛盾，发改委出台一系列煤炭保供稳价政策，加强了电煤长协合同的监管，推动煤炭价格进入合理范围。2022年7月1日，国家发改委召开涉煤视频会议，会议提出要严格落实“三个100%”，即签约率100%全覆盖、履约率100%严要求、价格政策100%强执行。“过去我们多次开展煤电联营，但并没有很好地解决煤电之争，其根本原因在于我国对于电和煤的治理机制不同。电力具有公用品性质，生产与价格机制受国家管控，而社会化投资、市场化运营的煤炭资源游离于保供任务之外，煤电的‘口粮’得不到保障，电力保供便缺少稳固的基础。在近两年电力供需紧张的背景下，煤炭的治理方式正在发生变化，‘三个100%’要求的提出意味着煤炭不再是普通的大宗商品，而是承担国家能源安全的战略性资源。煤炭的市场化定位仍然不变，但对其运行方式加以了限制，通过长协的刚性兑付锁定价格，以现货调剂短期供需，并推动煤炭的生产、价格、储备、物流全过程密切配合发电的需求，从而使煤炭与电力具有了更加一致的管控方式和保供目标。”中国电力企业联合会规划部原副主任、中国银监会保险业“服务碳达峰碳中和专家委员会”专家委员薛静说。
业内人士认为，相对于更受外界关注的大型企业资产型联营，合同型联营的模式更具广泛可行性。煤、电双方签订中长期合同，煤炭企业可以获得稳定的市场，煤电企业可以获得稳定的电煤供应。但需要总结过去我国煤电合同型联营存在的问题，强化合同执行的监督制度，确保长期合同的执行效率，保证合同执行期内管制规则的稳定性，推动煤炭运输体系参与联营，根据煤炭供需和铁路运力情况建立煤炭物流基地。“在电煤供不应求时，往往会导致煤炭企业以往的承诺无效或低效，需要通过规范、严肃、科学的长期合同机制约束煤、电双方，稳定电煤市场价格，并要求煤炭企业相应承担强制责任。目前煤炭保供稳价的政策已持续发力，但需要密切跟踪落实情况，对煤电和煤炭的矛盾及时评估、及时预警、及时疏导，完善快速反应机制，避免出现重大和系统性问题。”某业内人士告诉记者。
共促转型
“两个联营”不仅具有很强的正外部性，联营的企业双方在携手转型方面也有着共同的诉求。
目前，煤炭行业正处于利润高位期，但在“双碳”目标的要求下，煤炭的长期市场必将衰减。煤电联营可推动煤炭行业逐步摆脱过去粗放式的生产方式，通过与发电企业合作进入更高端的生产链中，从而实现单位生产价值的提升。煤炭企业在当前效益好、利润高，占据合作优势时先行一步，积极开展煤电联营，是具有长远眼光的战略布局。
“2030年碳达峰后，全社会煤炭消费量将逐步下降，同时，随着煤电向保障调节型电源转型，发电量不断降低，煤电企业的煤炭需求也将不断下降，这更需要煤炭加快产业升级，以信息数字技术赋能煤炭工业智能化发展，推动煤炭生产全流程更好地对接电力生产、供需预测、市场交易的信息网络平台，甚至与用户侧综合能源、微电网系统、虚拟电厂等应用相结合，通过数字技术衔接起整个能源供需产业链，从而更有效地应对当前电力电量平衡难度加大、极端天气频发等挑战。”薛静说。
较之煤电联营此前已经积累了大量的实践经验，煤电与新能源的联营仍需在探索中前行，但在碳中和目标下，煤电与新能源具有长远和坚实的合作基础。截至2022年底，我国风光发电量占比达13.7%，多地区新能源发电量超过20%，蒙东新能源发电量占比已接近50%，青海超过30%。新能源跃迁式成长对系统调节能力提出了巨大需求。自2021年以来，新能源配置储能成为各地扩大新能源新增装机规模的普遍要求，但储能成本高、容量有限、性能不稳定、利用率低等问题突出。“电化学储能在高比例新能源电力系统中的应用是全新尝试，但储能怎么配、怎么用，如何规范运行、如何获取收益、如何考核使用效果，目前皆无据可依，使得储能的运行责任并未落到实处。在系统级应用方面，相对于储能，煤电无论是调节成本、综合性能还是实际效用都有显著优势，同时，煤电的建设与运维成熟规范，发电企业用起来得心应手。但在电源侧应用和用户侧应用，新型储能仍具有不可替代的优势。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧说。
从2022年开始，全国多省份转向推动“煤电+新能源”发展，湖北、河南、山西、贵州等地出台政策，要求加快推动煤电新能源一体化发展、加强新能源资源的有效配置。贵州发改委《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》的文件提出，“现有煤电项目已开展灵活性改造的，或有富余调节容量的煤电项目，按新增调峰容量或富余调节容量的2倍配置新能源建设指标；对于新建煤电项目，要求具备在35%~100%负荷区间线性调节和快速响应能力，在确保公共调节容量（50%）不被占用的前提下，新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的2倍规模进行配置，统一规划，同步建设。”《山西中部城市群高质量发展规划（2022~2035年）》提出，“推动传统能源与新能源协同发展，立足‘煤电+新能源+储能电站’三位一体，充分调动企业积极性，推动煤电联营和煤电与可再生能源联营。”
“两个联营”的快速铺开折射出煤电产业多能融合发展的现实紧迫性。“下一步煤电应以清洁、高效、灵活、托底为方向，开展‘煤电+’，积极探索‘煤电+新能源’‘煤电+储能’‘煤电+生物质’耦合发电，实现科学发展。”中国能源研究会理事陈宗法说。
尽管联营可以在一定程度上化解煤电之困，但也不可避免地存在一些隐忧。很显然，煤电产业的困境并不是企业自身经营的问题，我国煤电功能定位也决定了煤电产业并非单纯的市场主体，而是承载着转型历史性使命的战略型产业。但在以电量收入为主体的市场机制中，煤电产业逐渐失去自主造血能力。联营作为一种价格调控手段，在现阶段能够抑制电价快速上涨。但无论是煤电联营，还是煤新联营，本质都是将煤电问题内部化，通过企业集团内部的行政手段协调煤电可持续发展问题，联营或可在短期内缓解困难，但着眼于长远，煤电所面临的生存困境并未得到根本性解决。
在持续的电力保供压力下，近期煤电核准审批放开，煤电投资正在被鼓励。2022年迎峰度夏期间，国家能源局指出，按照适度超前原则做好电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。
从严控煤电增量，到审批放开、加快建设，短短两年里，煤电的命运随着电力供需的变化而起伏。但投，还是不投，企业面临两难：当前，可靠性电源为众望所盼，煤电或将迎来收益上涨期，但随着转型的深入推进与供需形势的不断变化，新建煤电在全寿命周期内是否仍有可靠的收益保障？作为碳中和时代终将式微的夕阳产业，煤电当下的抉择尤为艰难。
从国际经验来看，为保障长期电力供给安全和电力系统的稳定运行，欧洲电力市场、美国PJM等成熟市场都已建立起市场化的容量成本回收机制，美国加州电力市场采取了强制容量责任机制；澳大利亚和美国得州电力市场采取了稀缺定价机制，保障尖峰时段的能源供应，促进发电投资成本的回收。目前，我国正处于建设全国统一电力市场和构建新型能源体系的关键时期，需要总结国外电力市场的经验和教训，完善市场规则体系，建立与新型电力系统相适应的电力市场机制，充分发挥电力市场在电力保供和新能源消纳等方面的作用，促进电力资源优化配置和“双碳”目标的实现。“建立固定成本回收机制，激励可靠性电源长期投资，保障系统容量资源的稳定供给，是新型电力系统构建过程中迫切需要解决的机制问题。”李琼慧表示。
随着改革的不断深入和能源治理机制的不断完善，疏导风火、电煤矛盾最终仍需通过市场机制，形成经济关系的“联营”，而非资产与资本的联营，使“有形之手”和“无形之手”在各自合理的边界范围内发挥作用，从而快速细化社会分工，提升经济效率。
“实际上，一体化发展的模式是一把‘双刃剑’，有利有弊，在短期内可以局部地解决发电企业的供应链问题，但也容易形成僵化的机制，不利于市场秩序的建立和市场的充分竞争，不利于市场主体保持技术革新的驱动力。从长期来看，我认为还是应该捋顺市场价格机制，给各类市场主体合理的收益回报。当市场建设成熟稳定后，回归专业化分工的发展方式将更有利于市场活力和创新动力的提升。”智汇光伏创始人王淑娟表示。
