煤电协同运营发展策略与应用模式研究

煤炭和电力分别为我国主要的一次能源和二次能源，二者具有一定的共生性，同时之间具有对立性，存在利益之争。煤炭与电力两行业的发展水平及和谐程度，对能源安全及持续稳定性起到关键影响。2016年以来，国家发展改革委先后发布《关于发展煤电联营的指导意见》《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，鼓励大型动力煤炭企业和火电企业加快实施煤电联营。在政策推动下，2017年下半年，中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限责任公司（以下简称“国家能源集团”）。重组以来，国家能源集团按照“大煤矿、大运输、大电厂、大协同”全局“一盘棋”的理念，以煤炭保能源安全，以煤电保电力安全，充分发挥“煤电路港航化”全产业链一体化运营优势，探索出一条深化煤电协同、保障国家能源供应安全的新路径。煤电协同运营促使用能紧张期煤电机组开得起、顶得上、稳得住，电力单位发挥“蓄水池”“调节器”作用，在煤炭市场需求下行时有序提升库存，维持一体化运行稳定，煤炭紧张时期合理降低库存，保障对外销售实现效益增加。在配合煤电协同运营中，各产业管控水平得到大幅度提升，市场竞争力得到明显增强。

煤电协同运营系统策略内容

煤电协同运营基本状况

根据煤电产业分布位置及煤炭供应占比的不同，集团煤电协同电厂可分为三类：一是区内煤电协同电厂，指分布在集团煤炭主产区内，由该主产区或临近主产区直接供应煤炭的电力单位，主要分布在内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆、黑龙江、吉林、辽宁等省（自治区）；二是区外一体化重点电厂，指位于集团煤炭主产区外，通过“煤电路港航”产业体系供应煤炭，且煤炭供应比例超过50%的电力单位，主要分布在河北、山东及东南部、西南部沿海省份，该类别电厂临近消费终端，电价较高，电力需求稳定；三是区外一体化联系电厂，指位于集团煤炭主产区外，通过“煤电路港航”产业体系供应煤炭，但煤炭供应比例低于50%的电力单位，主要分布在河北、山东及东南部、西南部沿海省份。各单位2023年煤炭耗用总量及供应情况见表1。

煤电协同运行按照电力单位燃料计划执行。计划制定部门根据各厂发电预期及当前库存，结合运输板块产业运行状况，综合考虑矿区资源总量，制定电力单位燃料供应计划。燃料供应计划明确供应渠道、方式、数量，执行时根据各版块运行状态动态调整。煤电一体化协同运行中对燃料供应施行差异化管理及分级保供原则：一是能源保供优先，将重点地区、重大活动、重要会议期间能源保供及库存风险电厂放在产业协同运行的首位；二是一体化协同煤炭占比高的单位供应优先级高；三是铁路直达电厂煤炭运输耗时短、供应及时性强，发生缺煤停机风险低，供应优先级较下水电厂低。

煤电协同运营优势分析

提高电厂库存安全性。长久以来，煤电产业存在着难以协调和供应紧张的局面，二者背后是空间分布不均和需求在时间上的不平衡造成的冲突。为避免缺煤停机，在迎峰度夏、冬季供暖之前，电厂必须提前储备煤炭并保持库存高位，而之后又因低负荷运行或大型检修，需要降库保持煤炭库存低位运行。全年周期来看库存波动性大。开展煤电协同，集团优先保证了协同电力单位的供煤、用煤，同时依托运输产业运行优势，直达一体化煤电协同电厂煤炭从提报需求计划到煤炭运输到场将时间控制在24小时内；下水一体化煤电协同电厂根据与北方港、高栏港及中转基地距离，紧急情况下从港口或中转港装船到煤炭运输进场时间控制在2—4天不等，大幅提升了电厂燃煤库存的安全性。

增强电厂市场竞争力。随着电力市场化的推进，电力企业降低成本的要求迫在眉睫，过去依靠政府和电网调度部门基于“三公”原则下达电量、电价计划将不复存在，火电企业想要多发电，就必须以更低的价格参与竞争，这对火电企业成本控制水平提出更高的要求。近年来，随着降本增效的措施实施及技术进步，燃料外成本进一步降低，煤炭成本在发电成本中的占比进一步提升。集团煤炭生产成本相对较低，一方面大规模机械化开采可以有效控制成本，另一方面高比例的露天产能拉低了平均成本，横向对比看，成本优势突出，兼之集团合同取消采购环节，电力单位实现成本进一步下降。大幅降低发电成本锁定下游火电利润，确保电力市场化下，集团发电单位具备更强的成本优势，提升了市场竞争力，在获取发电配额方面有强大的竞争力。2021—2022年，在火电企业大幅亏损的局面下，集团发电分部凭借稳定煤源依旧实现毛利率7.7%和14.3%。

提升集团运营水平。煤、电、运三大板块是集团公司盈利的主力板块，不管是处于煤炭卖方市场还是买方市场，都能有效应对市场变化，保障一体化运营安全。煤炭的市场需求在时间上具有强烈的不均衡性，但煤炭的高效生产则要求具有高度的稳定性，面对二者的矛盾，集团充分发挥一体化协同电厂的“蓄水池”“调节器”功能，将电厂库存错峰调整。在煤炭市场上行期，外部客户煤炭需求旺盛时，自有电力企业消耗场内库存，降低煤炭的协同发运；在煤炭市场下行期，外部客户需求低迷时，自有企业启用煤炭富余库容，提升场存。通过协同电厂的库存调整确保煤炭需求始终稳定，为煤炭产业、运输产业的平稳高效运行创造条件。

熨平煤电经济周期性。煤、电行业均具有周期性，周期性行业是指与宏观经济周期密切相关的行业。当宏观经济快速上行时，企业规模快速扩大，盈利能力很强；然而当宏观经济下滑放缓时，行业需求严重不足，企业经营困难，产能过剩。2000年以来，由于煤价两度暴涨暴跌，不是“电企亏损，煤炭巨盈”，就是“电企巨盈，煤企巨亏”。煤、电两个产业如跷跷板大起大落，严重影响能源的安全稳定供应和行业可持续发展，导致煤电产业中长期规划执行困难。煤电产业协同使煤炭和电力板块建立一种互补、长效的利益共享、风险共担的机制，可有效平抑周期波动、协同上下游降本。

煤电协同运营未来发展方向

提升煤炭进耗存管理水平，实现高效进煤、安全储煤、科学燃煤

煤电协同一体化运营为电厂带来成本优势及燃料安全底线优势，同时也带来煤炭进耗存过程中的问题和管理的更高要求，电厂必须强化煤炭进耗存管理。一是根据“木桶短板管理理论”，一体化产业协同运行的效率取决于各环节中效率最低的环节，作为协同链条终端，电力企业需强化进煤中卸车、卸船流程管理，提升卸车、卸船效率，尽量压缩周转时长，为一体化全流程高效运转奠定基础。二是电厂的储煤周期受“蓄水池”功能的影响，出现延长；电厂需在煤炭销售市场低迷时发挥储煤功能，不可避免出现错峰提升燃煤库存的情况，也就要求电厂必须强化存煤管理措施及手段，避免储煤时间过长带来的自燃、损耗风险。三是煤电产业协同可能导致煤种来源单一，指标与电厂设计燃煤指标差异较大问题，电力单位在采购一体化协同煤炭时选择面较小，多数时间仅能调整燃烧工艺，被动适应一体化煤矿产出品种，锅炉结焦、度电煤耗上升等问题随之出现，各厂需要增强燃烧工艺管理，根据主产区煤种指标开展锅炉技术改造，提升燃煤技术水平，完成“烧什么品种买什么品种”到“有什么品种烧什么品种”的转变。

提高运营管理水平，在电力改革形势中创效增利

当下的市场机制对电力企业营销管理水平提出更高要求。煤电协同运营保障了一体化电厂低成本优势，电力企业应多措并举提高运营管理水平，充分利用煤电协同产业形成的成本优势创效增效。一是加强竞价策略的分析研究，建立企业竞价策略分析数学模型，实现利益的最大化；二是建立健全电力营销组织机构，加强客户管理，积极开拓电力市场，加强电力消费客户的消费需求、用电特性、用电潜力分析研究，提升电力营销主动性；三是利用现代信息技术完善电力企业经营支持系统，加强数据的分析和挖掘，提高电力企业经营能力；四是实现多元化经营，拓展业务范围、业务链，培育新的利润增长点，加强热力、二氧化碳、石膏、煤灰、煤渣等产品的深度利用及销售力度，作为煤电一体化产业终端彻底将煤炭“吃干榨净”，通过副产品的深度利用增利；五是提高运营管理站位，从煤电一体化协同运营角度开展电力营销工作，当需要维护一体化产业高效运营时，即便出现电价与成本的倒挂，也要做到抢发、增发电量，为发挥产业调节作用及时腾出库存。

关注物流体系建设，保持市场敏感性

煤电产业链整合并非一味追求煤炭“自产自销”，过度内部化可能反而增加经营成本。集团发电业务遍布全国各地，部分南方地区、华中地区距离集团控制的煤矿产区非常遥远，“海进江”运输至湖南、湖北、江西等地带来较高的运输成本。若一味追求提高“内部供煤”的比例，不仅将带来较高的煤炭运输成本，抵消掉内部供煤的低价优势，还阻碍了这部分煤炭流入市场获得更高利润。因此，未来发展中应按地域划分出产业链整合的重点区域，优先对区域内煤炭资源与发电需求能够合理匹配的地区进行产业链整合，并继续发挥集团自有铁路及航运运力优势，在可控范围内扩张整合规模。同时，电力单位要充分意识到未来供给风险，随着资源开展，集团未来煤炭生产核心区资源枯竭问题将逐步凸显，新一体化电力项目的投产也将挤压原有供给配额。电力单位要综合分析煤炭价格、运输成本等因素，构建效益模型，以经济效益最大化为发展方向，理性选择是否从外部市场采购煤炭，避免“用远水解近渴”。

结语