煤电与新能源联营的目标、路径、对策

2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统，使清洁低碳安全高效的现代能源体系有了载体。新型电力系统内，新能源是主力军，将逐步替代传统化石能源，但在“十四五”“十五五”这个关键的过渡期，化石能源仍将是系统安全稳定的保障，更是新能源跨越式发展的培育剂。新能源与煤电需要共同发展，取长补短、相互配合，共同担负起安全供应以及清洁化转型的艰巨任务。

煤炭与新能源从优化组合到实质性联营

“双碳”目标提出后，首先明确的是大力发展新能源，而煤电对于新型电力系统的价值体现则经过了一些波折。2021年中央经济工作会议明确“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”，确立了煤电与新能源耦合发展、促进新型电力系统构建的路径。

2021年12月，国家能源局印发《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》，提出“适应新型电力系统建设，促进煤电、气电与新能源发展更好协同。”

2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，提出“按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。”

2022年6月，中共中央政治局常委、国务院副总理韩正到山西太原调研时强调“要促进煤电和可再生能源协同发展，充分调动地方和企业积极性，推动煤电联营和煤电与可再生能源联营。”

从优化组合到实质性联营，要求新能源企业与煤电企业之间建立更紧密的联合，甚至成为统一的整体，为了同一个目标共同发力。

煤电与新能源联营的目标

煤电与新能源联营最终的目标是促进新型电力系统建设，关键是有效解决安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题。

实现企业间收益再平衡，维持煤电基本运营环境

公开资料显示，2022年全国火电亏损665亿元，亏损面近70%，平均每发一度电亏损4分钱。火电面临着燃料成本上涨、改造成本激增、碳排放成本叠加等严峻形势。面对保供责任，已经捉襟见肘。只有可持续性的疏导成本，才能推进煤电安全运营，但从产业链上下游来看，空间已经极其有限。上游煤炭市场化程度高，价格波动性强；下游用户侧在不同的经济发展阶段承受力存在受限风险，疏导力不足。因此，需要横向拓展疏导渠道，在发电侧内部主动调节与平衡，利润双向流动，实现各发电类型间的多赢，提升运营可靠性，支撑电网不间断稳定供应。

提升新能源消纳规模，促进清洁化提升

2021年5月，国家能源局印发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出了保障性、市场化等多元的并网措施。煤电的调节能力成为促进清洁化比例提升的资源。以内蒙古为例，已经连续两年发布《火电灵活性改造消纳新能源实施细则》，2022年煤电机组改造后按差值1:1配置新能源，新建机组按调节能力的50%配置，大大提升了新能源的并网规模，煤电与新能源耦合并网，实现了清洁与调节的取长补短。

降低系统性灵活成本，可持续推进转型发展

公开资料显示，煤电深调改造单位成本约500～1500元/千瓦；电化学储能投资成本约1500元/千瓦；集中式气电投资成本约为3300元/千瓦；抽水蓄能投资成本约为5500～6000元/千瓦。系统性降本需要充分挖掘低成本的调节资源，新能源与煤电耦合是最便捷的途径，冲破新能源独立项目的边界，更广泛地解决新能源带来的波动问题，降低全系统调节能力建设的投入，以最少的成本支撑安全与稳定。

煤电与新能源联营路径的思考及关注问题

以目标为导向，思考现阶段具有可操作性的煤电与新能源联营路径，其方向主要集中于不同投资主体间的合约性联营，以及同一投资主体间的一体化联营。

合约性联营

合约性联营是通过协议的形式，联营双方相互提供所需的互补价值，合理分享价值收益，实现长周期捆绑发展。对于新能源而言，煤电的价值是低成本的调节能力；对于煤电而言，新能源的价值在于盈利渠道的拓展以及长效的低成本环境价值兑现。联营的模式可体现为：

依托调节能力租赁的联营。煤电调节能力租赁一定程度上与共享储能的运营模式相一致，煤电机组为新能源场站提供容量租赁服务，弥补调频、调峰能力的不足。煤电机组以长约的形式稳定该部分收益，同时对电网做出相应的调节承诺。新能源企业为此付出租金，可以理解为辅助服务市场的中长期合约，规避市场波动带来的煤电辅助服务收益不稳定的风险，增强煤电运营的信心。

在此应关注的问题是如何判定煤电调节服务是否完全履约，剩余的调节能力是否仍可以参与辅助服务市场以获利，可探讨与共享储能的租赁模式相统一。

依托交叉持股获利的联营。股权合作不受网架结构及地理位置的制约，但联营的效果也相对单一，仅能实现收益的再平衡。优势在于双向动态调整。新能源与煤电的盈利能力受较多因素影响，孰强孰弱不断变动。交叉持股可以在一定程度上保障不同阶段各方的利益。

在此应关注的问题是股权协议、公司章程的商定，传统经营模式下，大型能源企业由于缺乏控制权、管理权，对参股仍持谨慎态度，各股东方需协调好责权利，降低运营风险。

依托环境价值降本的联营。新能源为煤电提供环境价值，如何能让环境价值变成联营桥梁，可以通过新能源减碳效果置换部分煤电新建项目的燃煤指标，以及深度捆绑煤电碳排放权与新能源绿色价值等措施，降低煤电建设、运营成本，塑造良性的煤电生存环境。

在此应关注的问题是环境价值产生的降本，是基于长周期合作的成本优化，需要建立符合市场规律的定价机制，为企业双方提供可自主评估、选择的平台。

一体化联营

一体化联营是统一项目投资方，成本、收益联合核算，以更安全、更经济的智能化手段实现整体运行优化的方式。联营的模式可体现为：

“多能互补”一体化基地项目。同一投资主体的大体量、综合性项目是最直接、最有价值的联营方式。体现在整体性开发的“沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地”“点对网一体化新能源基地”，以及“东部、南部负荷中心的能源基地”。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确了“多能互补”项目的组成形式、运营模式、投资方式等。同年11月，贵州省能源局下发《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》，提出“推动煤电与新能源项目作为一个整体，统一送出，统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力”，进一步提出了一体化项目可拓展的操作路径。

在此应关注的问题是一体化项目的自主性，自主性越高，对电网的支持、对新能源的消纳、对煤电的减亏越友好。充分挖掘一体化项目内部的各类资源优势，有针对性地设计、运营，实现平滑曲线输出，形成新能源项目的主动支撑能力。

煤电开发的集中式新能源项目。以煤电厂为投资主体，以改造后的调峰裕度为条件，获取新能源开发建设指标。新能源与煤电在同一出线时，可以实现出力的平衡互济；但非物理连接性项目，仅能实现经济效益的互补。目前具有物理连接性的项目主要形式为利用煤电厂厂区大规模的空余用地，增建集中式光伏，并入煤电厂升压站，同一出线送出。

在此应关注的问题是对煤电调峰能力的核算。各区域均有不同的模型，煤电进行调峰改造后，哪一部分属于电网要求的常规调峰能力，服务于保障性并网；哪一部分是可以作为市场化并网资源的调节裕度，新能源的配置比例又该是多少，这都需要根据实际需要，以省为单位确定。

煤电厂厂区内分布式绿电替代项目。该类项目虽然规模较小，但仍具有积少成多的拓展空间。充分利用煤电厂厂区内建筑物屋顶、零散空余场地，新能源电量并入厂用电，为煤电企业增加绿色价值，提升清洁能源的消纳量，同时也不会给电网带来波动风险。

在此应关注的问题是厂区内绿色电量的计量。是否可以准确地统计，并作为绿电缓解部分碳排放压力。

虚拟运行的聚合能源项目。通过虚拟电厂作为媒介，贯通同一投资主体非物理连接的煤电与新能源项目。以广东现行市场机制下的跨区送电为例，耦合受端96兆瓦的可调用户资源、送端1320兆瓦火电装机的虚拟一体化项目，合约外送电量度电收益可以提升近4%，外送电执行率可提升近8%，同时可以保障额定规模新能源的消纳，有利于提升通道利用率，以及提高煤电收益。

在此应关注的问题是配套市场机制的支撑。现阶段虚拟电厂仍止步于负荷侧聚合，作为电网的工具，协助电网管理用户侧可调资源，没有真正意义上实现自我聚合、自我优化的效果。

相关建议

编制一体化项目配置模型。一体化项目煤电、新能源，甚至储能的配置比例是项目能否提升利用率的基础，需要充分分析区域特点、煤电机组调节能力、新能源功率特性等，建立测算模型，合理规划、精准配置、协同调控。

实施统一调控模式。基于调度指令到机组的现状，一体化项目缺乏运营的平台，依然是融入主网进行电力电量平衡，未能实现建设一体化项目的初衷。只有将调度指令下达至上一层级的控制子站，由项目的控制子站依据机组运行状态、新能源发电能力及各类机组的经济运行数据分解调度指令，才可以实现一体化项目对主网的平滑输出。

建立市场化机制支撑。一体化项目有了初步的运营定位，就需要商业盈利渠道，更需要市场机制的强支撑，允许一体化项目以一个整体参与市场交易，履约中长期合同，实现项目在收益上的大统一，平衡新能源、煤电时段性的成本波动，降低投资方收益风险。

强化合约风险防控能力。以合约方式贯通的联营项目，最关键的是对风险的辨识与防控。重点要提升合约相关方依法合规的意识，对收益分配、责任承担、风险防范进行合理约定，并加强履约监督力度，夯实联营基础，保障联营的长效价值。