观澜 | “两个联营”纵深推进难题待解

近年来，随着煤炭价格高企以及新能源的迅速发展，煤电企业受到成本上涨和发电空间下降的双重挤压，经营压力巨大。结合我国资源禀赋，未来很长一段时间火电仍是我国最重要的电力来源，国家适时提出“两个联营”，进一步构建“煤电+”的能源发展布局，旨在统筹保供、保安全和可持续发展理念，推动煤电企业平稳转型，逐步优化产业布局。“两个联营”是持续推进国有经济布局优化和结构调整、推动发展混合所有制经济的重大决策部署，对有序实现我国“双碳”目标有着重要意义。

逐步探索适宜的“联营”模式

我国自2016年陆续出台了多项政策推动煤电联营，希望将煤炭和煤电间的长期利益博弈进行内部化转移，从而推动产业结构的优化升级。近年来，随着新能源的快速增长，煤电与新能源之间的发展矛盾也日益严重，国家提出煤电与新能源联营方向性指导意见，也是希望借鉴煤电联营的经验，将产业矛盾转向内部，激励发电企业灵活配置资源，对冲经营风险，从而更好地平衡煤电转型与新能源发展需求，探索产业发展新体系。

（一）多种方式积极推动煤电联营，取得积极成效

多年来，政府和煤、电企业在联营的道路上开展了多样性的探索和尝试，推动缓解煤电矛盾、优化产业结构，并取得了积极成效。

我国煤电联营主要可分为资产型联营和合同型联营两类。其中，资产型联营的具体形式包括一体化、参股等，企业间的资源耦合更紧密；合同型联营具体形式一般为签订长期稳定协议，企业间的合作更灵活、自由。最早国家批准立项的煤电联营可追溯到1989年伊敏煤电一体化项目，创造性实现煤、电、水、灰、土的循环利用，开创了循环经济模式。资产型联营最成功的案例莫过于2017年中国国电与中国神华的联合重组，重组后的国家能源集团成为全球最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。2022年中煤集团与国家电投以股权合作、整体开发为原则，通过市场化方式开展专业化整合，旨在实现体制性、稳定性保供，涉及煤电装机容量超过1000万千瓦，并以此次签约为契机，在新能源技术开发、研发及“两个联营”等领域展开进一步合作。

（二）政策上推动煤电与新能源联营，构建协同发展新业态

随着“双碳”目标的提出，安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题日益突出，煤电与新能源间的发展矛盾也成为了新型电力系统建设中的重要议题，国家层面对火电和新能源的协同发展也在进行积极的思考和研究。2021年中央经济工作会议，国家首次提出要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。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，以大型风电光伏发电基地建设为基础，在基地规划建设运营中鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。政府指导意见从“推动煤炭和新能源优化组合”到“鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”，方向更加明确、要求更加具体，为下一步产业结构优化调整指明道路。

煤电与新能源联营的提出是将煤电与新能源的发展矛盾内部化，通过企业内部或企业间的资源优化配置，推动构建多类型能源一体化发展格局。一方面，受保供要求、燃料成本、节能环保等多重压力影响，煤电企业依旧存在“高投资、高负债、低盈利、高风险”状况，煤电与新能源联营后，横向拓展了疏导渠道，在联营体内部实现利润双向流动。另一方面，新能源发电间歇性、波动性等问题给电网的安全稳定运行带来巨大压力，煤电与新能源联营后，可实现内部主动调节与平衡，一定程度上可降低全系统调节能力建设的投入。

推动“两个联营”依然面临许多问题

虽然联营具有内部资源平衡、优化产业结构的作用，但在推动落地的过程中仍存在现有联营模式存在不足、政策机制不完善等系列问题，难以激发企业主动开展联营的积极性。

（一）煤电联营模式资源优化配置效果有限

虽然煤炭和电力互为关键的生产要素，但它们的生产效率和成本却不尽相同。煤企面对的主要问题是产能过剩和生产效率较低，而电企更关心的是燃料价格上涨的问题。基于这种不对等的条件，煤电联营更多的是一种资源协同的策略，而非真正的优化资源配置；另外，目前电煤市场价格受政策管控较为严格，导致价格不能够通过市场机制准确反映供需关系和成本变化，从根本上影响了市场效率和资源配置。

（二）煤电、煤新不同联营模式下问题较多

资产型联营涉及的资源和利益较大，企业间联营态度较为谨慎。煤电资产型联营虽然优化了产业结构，但也使资源优化脱离了市场机制，易形成垄断效应；煤新资产型联营是联营体内部的主动参与调节与平衡，促使利润双向流动，但能否实现双赢并不确定，很大程度上取决于资产重组和优化的程度。

合同型联营模式较为简单、灵活，但目前煤电合同型联营的时间周期较短，联营后的经济优势没有充分体现，所以往往只能构成单向合作意愿，需要在政策的引导下才能达成合作，无法形成长期稳定的上下游供销链条；煤新合同型联营目前来看主要是通过租赁调节能力的方式进行利益绑定，但该租赁方式如何与现有的辅助服务市场进行协同、合同履约责任认定等技术问题有待进一步研究，其商业模式的可行性也存在较大的不确定性。

（三）煤新联营面临市场机制不完善、环境价值不清晰

绝大部分企业对于煤新联营还处于观望状态，目前没有低碳能源占比高的央企与煤电央企进行示范联营，国家政策性引导的力度将决定煤电、新能源联营的积极性。目前联营主体参与电力中长期、现货、辅助服务市场的方式和机制尚不确定、环境价值界定不清淅。特别是对于风光火储一体化大型综合能源基地，是否作为统一主体参与市场交易，目前暂没有相关的政策指导或成熟的市场设计；大基地并网电量中的绿色电量核定、绿色环境价值在基地内部各类型电源间的分配、碳排放指标核算等问题均存在一定的争议性，有待政策进一步明确指导意见。

综合施策推动“两个联营”发挥实效

“两个联营”是在国家能源战略转型和能源保供的双重背景下，提出的促进煤电企业绿色转型的政策指导性意见，应持续优化政策保障机制，不断拓展两个联营的模式和内涵，大力推动试点示范，以“两个联营”为抓手推动构建“煤电+”的产业结构。

（一）加强上下游产业协同，以市场推动产业优化

统筹做好上下游产业政策管控和市场引导的协同配合，建议国家有序增加煤炭供应总量，尽快释放煤炭优质产能；进一步放开燃煤发电上网电价涨跌幅限制，还原电力的一般商品属性，允许燃料价格上涨的压力的向下游用户传递；合理疏导供热成本，建立煤、热价联动的居民热价机制，建立由供需双方通过协商确定的工业热价市场化定价机制。通过市场竞争推动产业优化，建立一、二次能源联动体系，切实加强民生保障服务经济社会发展。

（二）拓展合理联营模式，构建产业融合发展格局

针对于不同联营模式存在的问题，国家要继续加强“两个联营”模式的探索，充分发掘煤炭、煤电、新能源合作潜力，激发企业间联营积极性，逐步构架“煤电+”发展新格局，以高质量联营推动产业结构优化调整。建议加强三者互利共赢模式实质性研究，优先解决目前煤电、新能源企业联营难的问题。解决好企业间由于盈利模式、决策机制的不尽相同，造成的企业间经营目标不一致、利益分配不合理问题；解决好企业间由于政策支持和市场准入标准不一致而引发的合作风险问题；解决好租赁调节能力模式的企业如何与现有的辅助服务市场进行协同、合同履约责任认定等关键性技术问题。

（三）完善政策机制保障，引导企业示范性联营

目前，“两个联营”未能大规模推广，主要由于政策机制保障基础不扎实，经营模式和收益来源都不明确，企业对于联营态度较为谨慎。亟需进一步加强“两个联营”顶层设计研究，科学统筹、总体布局和系统谋划，构建市场、企业的政策支持保障体系，稳定市场预期，调动市场主体积极性，从“被动要求”转为“主动参与”，更好的发挥企业联营效用；建议国家有关部门重点推进以低碳电源为主的能源央企率先示范联营。加强示范试点总体设计，按照“试点先行、以点带面、示范引领、整体推进”的原则，推动建设一批具有中国特色的“煤电+新能源”联营示范项目。推动央企率先开展示范，引导低碳电源占比高的能源央企结合自身发展实际，优化业务布局，与煤电占比高的央企制定合作战略，率先形成示范项目。加强经验推广，及时总结试点示范项目建设与运营经验，并向全国范围推广，有效引领“煤电、新能源联营”快速发展。

（四）推动能源市场体系性建设，多方位驱动能源产业转型

推动建设统一开放、竞争有序的新型能源市场体系，加速建设全国统一的新型电力市场，着力推动煤炭、电力、碳、绿证等各类市场的衔接配合。加快电力市场建设，亟需完善现货市场、辅助服务市场、容量市场等，加大有偿调峰补偿力度，制定容量成本回收机制体现容量价值。加大财税金融对煤电企业的支持力度，延长承担保供责任的煤电企业所得税亏损结转年限，支持煤电企业的委托贷款利息纳入增值税抵扣范围。