国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，旨在锚定到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

《实施方案》指出，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。

完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。

一、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。

二、联营政策的内涵和意义

煤电与新能源联营，旨在通过各方优势互补与相互带动，充分发挥煤电促进可再生能源消纳的支撑调节作用，促进多元化产业有机融合，推动我国能源绿色低碳转型。

基于煤电在我国电能系统中“压舱石”的支撑调节作用以及我国以煤为主的基本国情，煤电在较长时期内将继续发挥重要作用。为保障能源行业可持续发展、满足能源保供要求，煤电与新能源联营是能源转型最有效的治本策略之一。

煤电与新能源联营一方面将有效疏解多能源品类利用矛盾，另一方面将有效改善煤电企业经营亏损状况。

推动实质性联营是充分发挥联营政策效果的重要原则。一是要求整体策划，增量与存量并行发展。增量煤电与增量新能源联营要求制订整体联营实施方案，确保联营效果；存量项目鼓励企业创新探索以资产整合、兼并重组等方式推动多层次、多维度联营；二是要求联营工作原则上形成同一核算的独立法人或建立同一主体合并核算机制。联营体由同一主体统筹实施或建立同一企业内部合并核算机制，是联营政策实施的基本保障措施，也是实现实质性联营的重要标志；三是企业主责、政府推动，鼓励多元融合协调发展。企业是联营的责任主体，利用央企与国企实现带头联营，鼓励以混改模式实现联营，支持上市公司重组联营；国家与地方政府基于能源分布与流向，建立健全相关政策机制，推动实现跨地区、跨企业联营。

三、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。

四、当前面临的问题、解决办法和建议

在实际推进中，联营工作也面临着困难与挑战。

一是因主业受限，清洁能源企业难以在公司内部开展联营。以新能源为主责主业的企业难以大范围布局煤电业务，对在企业内部实现多区域、多项目的煤电与新能源一体化开发、深度参与规模化联营形成政策制约。

二是联营电源配比及组建方式有待研究。联营电源配比对联营组建方式有着重要影响，在煤电项目与新能源项目由不同法人主体开发的模式下，为保障联营体各项目公司的合理收益、体现不同主体的功能价值，需要进一步研究具体电源配比、联营组建方式。

三是联营电价的定价机制尚需进一步明确。联营电价可以利用分类定价或一体化定价两种不同的结算方式参与电力交易。分类制定上网电价虽按不同电源类型以收益最大化的方式参与电力交易，但难以发挥联营的本质作用；一体化制定上网电价利用煤电与新能源在效益保障方面的相互调剂，将实现利益共赢，但仍须合理研究制定多电源品类的一体化联营定价机制。

四是联营体运行调度模式及其关键技术有待研究。联营体参与电力系统运行调度可分为统一调度与分散调度两种形式。相比分散调度，统一调度模式将最大程度发挥联营优势，实现系统最优调控，但仍须进一步研究解决联营体各电源品种合理运行调度的关键问题。

针对煤电与新能源联营面临的以上问题，未来还需从政策支持力度、电价形成机制、技术手段与调度机制等方面持续发力，从而更好发挥煤电支撑调节作用，加强新能源消纳能力，推动我国能源绿色低碳转型。

一是倡导适度调整清洁能源企业主营业务范围，允许清洁能源企业适度投资开发建设同新能源配套建设的、主要用于系统支撑调节以及促进新能源更高水平消纳利用的煤电项目。

二是建议以保障能源稳定供应和提升新能源利用率为导向，综合考虑煤电机组调节能力、地区资源禀赋特征、新能源出力特性、企业合理投资收益等因素，科学制定联营系统下各类电源的最低配比标准；同时，建议根据具体配比要求，在新能源建设指标、煤电容量补偿机制等方面予以政策支持，激励联营体建设发展。

三是建议进一步完善电价形成机制，综合考虑新能源与煤电投资运行成本，整体核算联营体的“上网电价”；同时，随着未来容量市场等辅助服务机制不断完善成熟，建议进一步明确联营体在电力市场中的参与形式与角色定位，推动联营模式高质量、可持续发展。

四是建议发挥联营系统一体化调度的独特优势，充分利用联营体各电源品类差异化特点，探索利用基于多能互补的技术手段与调度机制，实现联营体能源稳定供应以及可调节水平的实时测控，促使联营体制在电力保供、系统调节与绿电替代等方面发挥更大作用。

文章来源： ​中国电力企业管理，电联新媒，雪球