煤电矛盾是我国能源行业长期存在的问题，推进煤电联营能够有效解决这一矛盾。本文介绍了我国煤电联营发展现状，分析了煤电联营的必要性和重要性，概括总结了六种煤电联营模式，剖析了各种模式的优势和劣势，提出了不同条件下煤电联营模式的选择。
我国煤电电营发展现状
2002年以来，我国煤炭企业出现恢复式增长，纷纷实施多元化发展战略，向下游延长产业链，开始建设以坑口电站为主的大中型电厂，其中影响较大的有中煤能源集团的大屯坑口电厂、山西焦煤集团的古交坑口电厂和同煤集团的塔山电厂。近年来，部分煤炭企业煤电产业实现了规模化发展。同煤集团到2014年底，电力装机总规模达到1400万kW;神华集团到2014年底煤电装机容量超过6000万kW。截至2014年底，全国煤炭行业企业参股、控股电厂装机总规模达到1.4亿kW，占全国燃煤电厂总装机(8.25亿kW)的17%左右。
电力改革及“电煤”放开后，煤价不断攀升与“计划电”电价的管控促使电力企业积极开发煤炭业务。2004年开始，电力企业在国家政策鼓励下纷纷开始经营煤炭行业。以五大发电企业为主的电力企业积极收购现有煤矿和开发新煤矿，煤炭开发与生产得到快速发展，煤炭年总产量从2009年的1.3亿t提高到2014年的2.7亿t。
2012年以来，五大电力企业的煤炭板块开始由盈利转为亏损。为了减少亏损，五大电力企业积极对煤炭板块进行“瘦身”，加快退出条件差、效益差的煤矿;同时加快推进煤电一体化，发挥煤电联营优势。煤炭企业为了用售电利润弥补售煤亏损，继续推进煤电联营，但是由于煤电也已开始出现过剩苗头，煤炭企业因资金问题无力大规模发展煤电联营，煤电联营进入平稳发展阶段。
煤电联营发展的必要性和重要性
1.煤电联营有利于保障我国能源安全
煤炭是我国资源最丰富的化石能源，其资源储量约占化石能源资源储量的94%，是保障我国能源安全的基础。煤电是我国最主要的电力来源，2015年，我国发电总量为56045亿kWh，其中火电40972亿kWh，占73.1%。除水电外，非化石能源发电量占全国发电总量的比例较低，2015年水电、风电和核电发电量分别占全国发电总量的19.9%、3.3%和3.0%。受长江生态保护和移民成本大幅度上升的影响，水电开发速度将进一步放缓。核电受厂址资源影响，沿海地区厂址资源仅能满足1~1.5亿kW装机的需求。风电和光伏发电发展潜力最大，但在大规模储能技术产业化之前很难发挥主导作用，近几年风电和光伏产业快速发展导致了大量的装机浪费，2015年全国弃风率为15%、弃光率为11%。实施煤电联营，可以促进煤炭和煤电行业协调健康发展，从而进一步夯实我国能源安全基础。
2.煤炭与电力产业之间的依赖性不断加强
煤炭是我国最大的一次能源品种，我国煤炭产量和消费量分别占一次能源生产和消费的比重长期保持在80%和70%左右。近年来，煤炭消费比重逐年下降，2015年降到64%左右，但未来较长时间内，煤炭仍将是我国最主要的一次能源，预计到2020年和2030年，煤炭占一次能源消费比重分别为58%和50%左右。煤电是我国最主要的二次能源，2015年底全国电力总装机达到15.3亿kW，其中煤电装机容量达到9.0亿kW。预计到2020年，煤电占我国电力总装机的比重将由2015年的59%下降到55%，但依然居于电力产业主体地位。
根据世界煤炭消费变化规律，发电是最大的煤炭消费领域，也是用煤增加的主要动力。2010年以来，我国电煤消费快速增长，电煤占煤炭消费的比重不断上升，从2000年的41%增加到2014年的45%。电煤消费量从2000年的5.58亿t增加到2014年的18.45亿t。“十三五”期间我国电煤消费将呈增长态势，预计到2020年，我国电煤(含供热用煤)消费量增加到22.7亿t，约占煤炭消费总量的55%，未来我国煤炭与电力行业的发展将更加密切。
3.煤炭与电力行业发展的互补性突出
煤炭是上游行业，电力为紧密的下游行业，我国约45%的煤炭用于发电。煤炭是决定燃煤发电成本的关键因素，一般占50%~70%。长期以来，煤电双方博弈一直没有停止过，市场主动权在轮回中转换，每次煤电矛盾都需要政府协调解决。在煤炭价格持续上涨阶段，国家实施“煤电联动”政策，减轻电力企业的发电成本压力;而煤炭价格持续下滑时，地方政府或电力企业实施“煤电互保”政策，减轻煤炭企业的经营压力。煤电联营可使煤矿和电厂成为利益共同体，可以有效化解煤电矛盾。
目前我国大部分优质煤炭资源掌握在煤炭企业手中，但煤炭自用比例较低;而电力企业发电需要大量煤炭，但自营煤矿多数资源条件较差。煤炭企业办的电厂装机容量普遍较小，发电效率低，管理水平较低。煤电联营之后，电力企业可以享受优质煤炭资源，煤炭企业可以获得稳定的煤炭市场。
煤电联营有利于煤电双方化解市场风险。煤炭和煤电行业的经营业绩存在较强的负相关性，煤炭行业盈利越多，煤电行业亏损越严重。2012年后煤炭价格持续下滑之际，煤电产业盈利能力大幅度增长，即使在2015年全国煤电装机年平均利用小时降到4329h时，煤电产业也能明显盈利。同样是2015年，煤炭企业的亏损面超过80%。煤电联营有利于抵御市场波动带来的风险，在煤炭或者电力市场发生重大变化时，煤炭和电力企业可以联手应对市场变化，增强整体抗风险能力。近年来，煤电联营使煤炭企业在摆脱经营困境方面发挥了重大作用。2014年徐矿集团电力产业实现利润近6亿元，同煤集团电力产业实现利润9亿多元，电力板块的盈利显着缓解了煤炭企业的经营困难。
煤电联营发展模式
目前，我国煤电联营主要有6种模式，分别为煤电一体化运行模式、煤炭企业办电厂模式、电力企业办煤矿模式、煤炭企业参股电厂模式、电力企业参股煤矿模式和煤炭电力企业互相参股模式。
1.煤电一体化运行模式
煤电一体化发展模式主要基于地理位置接近的煤矿和电厂项目，煤矿项目和电厂项目由同一个法人绝对控股和经营，煤矿相当于燃料车间，电厂相当于煤炭利用车间。目前主要代表企业包括华能伊敏煤电公司、神华锦界煤电公司和国投，新集煤电公司等。目前，在我国大型煤电基地倾向于采用煤电一体化发展模式。伊敏煤电一体化是1989年3月经国务院批准正式立项的全国首个煤电联营项目。到2015年，伊敏煤电公司电力装机340万kW，煤炭产能2200万t/a。
煤电一体化运行模式将煤炭与电厂项目纳入统一法人实体进行管理和运行，而法人实体可以是电力企业、煤炭企业单独投资建设或电力和煤炭企业联合投资。煤电一体化运行模式能够降低项目投资成本，减少运行成本，减少资源浪费。但是该模式对人力资源要求较高，煤矿对外部市场适应能力差，电厂无法选择外部的廉价煤炭。
2.煤炭企业专业化办电厂模式
煤炭企业专业办电厂模式主要是指煤炭企业成立电力事业部或专业化电力公司专门负责企业的电力业务运行。本模式代表性企业为神华集团、淮南矿业集团和同煤集团等。神华集团十分重视发展电力产业，到2014年底，神华集团电力装机超过6690万kW，2014年完成发电量1840亿kWh，利润总额178亿元，电力业务已成为神华集团重要的经济增长点。
煤炭企业专业化办电厂模式有利于发挥专业优势，提高电厂的技术和经营管理水平。目前，神华集团国华电力公司的火电利润、供电煤耗和发电设备等效可用系数等均创全国第一。煤炭企业办电厂可形成稳定的煤炭市场，有助于煤炭主业的健康发展。本模式还能规避煤炭企业经营风险，在煤炭企业普遍亏损的情形下，拥有煤电业务的煤炭企业具有较强的生存能力，同煤集团和徐矿集团由于大力发展煤电业务，电力业务盈利改善了企业经营状况。本模式也存在着一定的缺点，主要表现在煤炭企业电力业务开拓能力弱，煤炭企业电力人才缺乏等方面。
3.电力企业专业化办煤矿模式
电力企业专业化办煤矿模式是指电力企业成立煤炭事业部或专业化煤炭公司专门负责企业的煤炭业务运行。本模式代表性企业为五大发电集团。煤炭供不应求时，发电企业办煤矿可以确保稳定和经济的煤炭供应。内蒙呼伦贝尔扎赉诺尔煤业公司于2007年归属中国华能集团公司以来，煤炭销售市场由以东北地区电厂为主转变为以华能系统电厂为主，在煤炭需求紧张时期，在很大程度上平抑了煤价上涨给电厂带来的压力。中电投集团旗下的霍林河露天煤业股份公司是专业化煤炭公司，年产褐煤近5000万t，主要供应集团公司在东北的电厂，煤炭板块和电力板块经济运行比较平稳。
本模式适用于煤炭采购成本较高和电煤消耗量大的电力企业。电力企业需要选择开采条件好和离目标电厂近的煤矿，才能实现燃料的稳定和廉价供应。电力企业办煤矿可以为电力企业提供稳定的煤炭供应，平抑电煤供应价格。目前，我国多数煤炭资源富集区制定专门的煤炭资源配置政策，优先向煤炭利用项目配置煤炭资源，其中包括发电项目。电力企业开办的煤电项目比较容易获得煤炭资源配置，进而有利于获得煤矿项目的开发机会。本模式同时也存在一些劣势，电力企业缺乏煤炭人才，获得优质煤炭资源较难。
4.煤炭企业参股电厂模式
煤炭企业参股电厂模式是指煤炭企业为了巩固煤炭销售市场，选择目标市场范围内的电厂参股，优先销售煤炭，而电厂则优先采购参股煤炭企业的煤炭。煤炭企业参股电厂模式主要代表企业包括淮南矿业集团、同煤集团和徐矿集团等。截至2014年底，徐矿集团拥有控股电厂4家，参股电厂9家，权益装机容量达694.5万kW。
煤炭企业参股电厂可以巩固煤炭大用户，保障企业的煤炭销售。在煤炭价格市场化和电价政府管制的条件下，煤炭产业和电力产业经营业绩往往呈反向，大量参股电厂的煤炭企业通过电力产业获利而缓解了企业经营困难。本模式的缺点首先是煤炭销售存在一定的风险。若其他煤炭或进口煤更有竞争力，电力企业会更多从市场采购煤炭。煤炭企业对电厂经营的影响力小，由于煤炭企业参股比例较小，无法影响电厂的生产经营。
5.电力企业参股煤矿模式
电力企业参股煤矿模式是指电力企业为获得稳定可靠和经济的煤炭供应，选择合适的煤矿参股，电力企业与煤矿互惠互利。主要代表企业为五大发电集团和部分省属发电公司。电力企业参股煤矿还能分享煤矿的收益。代表性企业有华电国际和国电集团等。华电国际参股新汶矿业集团位于鄂尔多斯上海庙的福城煤矿(200万t/a)，参股比例为35%，2010年上半年，华电国际从该参股煤矿中获利0.5亿元。
电力企业参股煤矿主要为了获得稳定和优惠的煤炭供应，参股的目标煤矿是电力企业电煤的主要供应煤矿。目标煤矿可以紧邻电力企业经营的电厂，也可以距离较远但应是电厂电煤的主要供应商。电力企业通过与参股目标煤矿签订协议，在煤炭供应量上给予保证，在煤炭价格上给予优惠。本模式的缺点首先是参股煤矿对电厂的煤炭供应存在不确定性。由于是煤炭企业控股，参股煤矿煤炭销售决定权掌握在煤炭企业手中，煤炭企业根据煤炭市场变化情况确定销售策略。其次是电力企业对煤矿经营的影响小，煤矿企业的煤炭生产将市场因素放在首位。
6.煤炭电力企业互相参股模式
煤炭、电力企业互相参股模式是指煤炭企业和电力企业对距离接近的煤矿和煤电项目共同投资，煤炭企业控股煤矿，电力企业控股电厂，煤矿和电厂项目属于不同的法人，分别由煤炭企业和电力企业负责经营。主要代表企业包括淮南矿业集团和五大发电集团等。近年来，该模式发展迅速，五大发电集团纷纷与中煤能源和同煤集团等大型煤炭企业联合建设大型坑口电站项目。目前，华能集团与甘肃华亭煤业集团、中电投集团与淮南矿业集团和华能国际与中煤集团等合作基本上采用了该模式。
煤炭和电力企业互相参股模式已发展成为目前比较流行的煤电联营模式。该模式遵循煤炭企业负责煤矿运行和电力企业负责电厂运行的原则，以资本为纽带将煤炭和电力企业的利益有机地结合在一起。该模式能充分发挥企业双方优势，实现煤炭和电力项目效益的最大化。由于煤炭和电力项目距离较近，可以显着减少煤炭库存和运输成本，进而减少煤电生产成本，提高煤电联营项目市场竞争力。但是，该模式中煤矿与电厂相互依赖性较强，煤矿和电厂形成一个相对封闭的市场。煤炭主要供应联营电厂，对其他煤炭市场的开发能力薄弱;而电厂主要采用联营煤矿煤炭，对廉价市场煤选择余地小，当联营煤矿煤炭价格高于当地市场电煤价格时会影响电厂市场竞争力。
煤电联营发展模式选择
电力项目类型、煤矿电力布局、煤炭与电力市场和企业的人力资源等对煤电联营模式的选择有重大影响。煤电联营模式没有优劣之分，每种煤电联营模式既有优势又有劣势，主要煤电联营模式的优劣势见表1。只有兼顾煤炭和电力企业双方的利益，把煤电两种业务和两个行业优势有效融合，煤电联营才能实现共赢。
1.坑口电站适合采用煤电一体化模式大型坑口电站电煤需求量大，离煤矿比较近，比较适合采用一体化经营模式，尤其是大型煤电基地特高压电力输出项目配套建设的煤矿和电厂，电力目标市场和输电规模比较稳定，更适合采用煤电一体化运行模式。实施煤电一体化运行，可以降低项目投资、减少运行成本，最终能提高煤电一体化项目的市场竞争力。
2.资源综合利用电厂适合采用煤炭企业专业化办电厂模式资源综合利用电厂以低热值的洗中煤、煤泥和煤矸石为燃料，成本较低，有利于降低电力生产成本。煤矿和选煤厂均属于同一个煤炭企业，可以统一调运低热值燃料资源，保障电厂燃料供应。当前，新建低热值燃料电厂多采用35万kW循环流化床发电机组，不是大型电力企业关注的重点，却是国家鼓励发展的电力项目，发展低热值电厂，是煤炭企业扩张电力产业的重要突破口。
3.专业化公司模式选择不具备煤电一体化条件的，对于形成一定规模、实力比较强的大型企业，可以采取专业化公司模式。煤炭企业和电力企业通过实施专业化管理或整体收购电力或煤炭企业成立专业化公司，从而有助于解决煤电联营的技术和管理人才短缺问题，提高煤电联营项目竞争力。
4.单向参股模式选择煤炭企业参股电厂或电力企业参股煤矿要因地制宜，在煤炭供应不足的地区，电力企业可考虑参股煤矿，为电厂提供稳定和优惠的煤炭，提高电厂的经济效益。对于煤炭市场竞争激烈，煤电较多地区的燃煤电厂，或位于铁路边和邻近港口的燃煤电厂，煤炭企业可考虑采用参股电厂模式，巩固电煤市场。
5.相互参股模式选择对于多数项目，煤炭和电力企业相互参股模式是最佳的合作模式，电力企业控股电厂，煤炭企业控股煤矿，煤炭和电力企业各自负责自己擅长的领域，有利于安全生产和提高煤炭生产效率，提高电力在市场的竞争力，真正实现优势互补，合作共赢。由于审批体制和行业壁垒的制约，我国现有电力和煤矿绝大多数由不同的公司经营。在国家鼓励产权多元化和推进混合所有制改革的今天，现有煤矿和电厂可以通过股权置换、相互参股实现煤电联营。
6.推行中长期煤炭供应协议市场是决定煤电联营的决定性因素，在市场经济成熟的国家，煤电联营一般通过煤矿和电厂间长期煤炭供应协议实现。我国煤炭生产和销售已经市场化，电力行业市场化改革积极推进之中，市场化程度的提高将使煤炭和煤电价格保持相对稳定。因此，随着煤炭和电力市场化改革的推进，中长期(3?20年)煤炭供应协议将在煤电联营中发挥越来越大的作用。从实现国有资产保值增值的要求出发，逐步转变对发电集团“规模、效益至上”的考核评价机制，引入度电碳排放等外部性约束指标，既有效推动发电集团统筹效率提升和结构优化，也为能源转型背景下提升可持续盈利能力指明战略方向。
结语
绿色低碳发展和能源转型既是全球发展趋势，也是我国的重大战略。当前我国电力市场化改革与碳排放权交易市场建设启动时间、推进进度高度重合，从“十三五”时期开始将协同共进、相互影响，对电力行业内各市场主体，特别是发电集团的经营思路、发展理念产生重大影响。本文以大型发电集团为研究对象，初步分析了度电碳排放指标的指导作用，其实际意义不仅仅局限于发电集团内部对标，而且在电力市场、碳市场、绿证市场等多个维度具有应用价值，对促进各类电源协调发展、构建适应绿色低碳发展目标的市场机制方面将发挥重要作用。
