杨宇谦

2012年起，我国煤炭市场低迷，产能严重过剩。国内煤炭企业充分利用已有的煤电一体化产业基础，积极应对市场变化，取得了风险对冲、合作共赢的效果。2013年，全国煤炭企业参股、控股电厂总装机容量约为1.3亿千瓦，占全国电力总装机的1/10、火电总装机的1/7左右。作为国家确定的“十二五”煤炭重点开发省和“西电东送”省份，陕西煤炭企业应延伸产业链，全面实施煤电一体化战略，为打造陕西经济“升级版”作出贡献。

一、陕西省煤电一体化产业发展的潜力巨大

2013年，全省煤炭产量4.93亿吨，同比增长6.52%，产销量稳居全国第三。火电机组平均利用时数为5104小时，较2012年同期增长147小时，较全国同期多593小时。陕西电网向华中、华东输送电量虽比上年减少29.74%，但省内全社会用电量较上年同比增长8.03%，发电量同比增长4.2%。火电企业进煤增加，陕西电网14家统调电厂耗煤4018.99万吨，同比增长1.28%。省内煤电联营及煤电一体化装机容量达到997万千瓦，占全省火电装机的41.5%，电力企业参股、控股煤矿产能6710万吨/年，3058万千瓦火电规划项目按照煤电一体化或煤电联营方式落实了煤源。电网建设稳步推进，计划“十二五”实现外送电力比“十一五”翻一番。按照现有1700亿吨煤炭的探明储量估算，全省煤炭可支撑装机容量1.4亿千瓦。通过大力推动煤电一体化产业发展，陕西省完全有能力跻身全国送电大省前列。

二、陕西省推动煤电一体化面临的问题

自2002年起，国内煤炭、电力企业先后实施煤电一体化战略，取得实质突破。进入“低煤价时代”，陕西省大力推动以资源、资金、技术和劳动力四重密集为特征的煤电一体化产业建设，正面临一系列问题。

一是省属煤炭企业实施煤电一体化战略的基本模式仍在探索，主攻方向尚不明确。当前，国内煤电一体化项目主要通过三种模式实现，一是同一投资主体既运营煤矿项目又运营电力项目，二是煤炭企业和电力企业相互参股，三是大型煤炭、电力集团合并重组。陕西省以第一种方式推进煤电一体化的主体多为央企，近五年来，大唐、国电、华能、华电和神华集团在陕动工的项目计划装机容量近4000万千瓦，煤炭产能约为6500万吨/年，覆盖咸阳、铜川、宝鸡、渭南、榆林各市，省属企业与央企在项目数量、规模、分布等方面差距较大。不同企业互相参股的煤电一体化项目中，省属煤炭企业虽然控股了部分央属电厂，但以控股外地电厂和参股本地电厂为主，受煤价下跌影响，存在股权变更风险。大型煤、电集团重组的模式，陕西省通过投资集团和煤田地质集团组建能源集团实现，但其煤电一体化项目规模和进度仍待提升。国内最早进入煤电一体化领域的淮南矿业集团，已形成独资、均股、参股三位一体的煤电一体化发展模式，现有电厂逾20家，权益装机规模相当于过去中部一个省的装机容量。要扭转陕西省煤炭产量位居全国第三，但发电量仍落后于内蒙古、山西、贵州、安徽、新疆、宁夏、甘肃的现状，必须积极探索煤电一体化项目推动模式，在战略高度对相关资源要素进行统筹规划。

二是同央企相比，省属企业建设大型煤电一体化项目的竞争压力加剧。2008年，国家发改委首次提出鼓励电力企业兼并重组煤矿以来，截至2012年，五大发电集团煤炭总产量为2.36亿吨，预计到2015年，电煤平均自给率将超过40%。2012年，《煤炭工业发展“十二五”规划》公布，央属煤炭企业加快煤电一体化步伐。神华集团发电业务的煤炭自给率当年即超过95%，神华国华九江项目到2015年建成投产后，年发电量将达到360亿千瓦时，占江西目前年用电量的一半。与央企相比，陕西省省属煤炭企业控股火电厂规模较小、输电方向较为集中。陕煤化集团控股的五家电厂中，仅有略阳一家位于省内。省属企业深耕煤电一体化产业，全面实现风险对冲的格局仍未形成。

三是同周边省份相比，省属煤炭企业在推动煤电一体化进程中缺少系统性的政策支持。输电对地区国内生产总值（GDP）的贡献为输煤的6倍，对当地就业的拉动效应为输煤的2倍。陕西省周边省份均大力支持以省属煤炭企业为主导的煤电一体化战略。2012年，淮南矿业集团在安徽省政府的支持下，电力板块利润首次超越煤炭板块利润。2013年，山西省公布《资源型经济转型综合配套改革试验实施方案（2013-2015年）》，支持省属七大煤炭集团启动了4个大型煤电联营项目，煤电联营装机容量占主力火电企业装机容量的66%。大同煤业集团受益于配套政策，成为省内最大的电力企业。河南在连续两年电煤市场疲软的情况下，采用煤电互保政策，规定发电单位超基数采购1万吨省内原煤奖励1000万千瓦时基础电量，少采购1万吨省内原煤扣罚1200万千瓦时基础电量。2013年，陕西省煤电一体化或煤电联营装机占全省火电装机的41.5%，落后于山西、河南、内蒙古等省区，实施煤电一体化战略的空间虽然广阔，但亟需相关政策指导推动。

四是电力外送通道建设缓慢，输电瓶颈仍未打破。目前，周边各省均积极升级电网电压等级，建设具有远距离、大容量、低损耗优势的特高压电网，适应集约化发展大煤电基地的需要。山西“十二五”期间规划建设途经晋北、晋中、晋西、晋东南的共4条特高压外送电通道，2015年前，电网外送能力将达5010万千瓦，相当于每年就地转化原煤8350万吨，约占煤炭外运量的五分之一。新疆“十二五”期间规划建设三条特高压直流输电通道以及新疆与西北联网第二通道，实现外送电能力3000万千瓦。内蒙古两条特高压直流输电工程于2013年开工，外输能力为1800万千瓦。陕西省虽已规划建设靖边-潍坊、陇彬-连云港两个特高压交流通道及陕北-江西特高压直流通道，但2014全国能源工作会议确定方案后，进入实际建设的输电通道仅有靖边-潍坊一条，输电通道建设亟待提质增速，实现与煤、电行业的同步发展。

三、在“低煤价时代”推动陕西煤炭一体化战略的机遇

经济学理论指出，在市场经济条件下，以覆盖产业链上下游相关环节为特征的纵向一体化战略，有助于企业实现外部交易成本内部化，应对要素价格波动风险，形成产业协同效应。当前的煤炭市场低迷期，正是省属煤炭企业对业务板块进行再调整和再布局，推动全省工业结构转变的机遇期。为此，应密切关注产业动态，认真分析蕴含的机遇，以煤电一体化为抓手，实现陕西从能源大省向经济强省的转变。

一是节能减排标准更为严格，治污减霾成为生态文明建设重要目标的机遇。2014年，国家能源局提出了单位GDP能耗比2010年下降12%的目标，部署了在煤炭资源富集地区，按照最先进的节能节水环保标准建设大型燃煤电站（群）的任务。通过调整火电产业布局，安排煤炭企业就近为低能耗、低污染火电机组提供电煤，能够降低环境污染，释放煤炭产能，减少煤炭外运消耗的油气资源，降低火电企业发电成本。在陕北扩散条件良好的地区建设煤电一体化项目，改变污染物的排放地点，就近利用高压电网进行远距离输电，还能减少污染物在大气中的滞留，消除雾霾天气形成的条件。

二是在煤电一体化条件下，低热值煤炭获得重要应用价值和良好转化前景的机遇。在煤、电分离运行的体制下，发热量在4500千卡/千克以上的末煤和混煤，以及2500千卡/千克左右的煤矸石由于经济价值不高，在开采中不被煤炭企业重视。在煤电一体化项目中，低热值煤炭能够在大型燃煤发电机组及燃烧煤矸石的循环流化床机组中充分利用转化，成本优势和替代作用凸显。“十二五”期间，周边各省区大力推动低热值煤电一体化项目，山西计划将低热值煤发电规模提升到1920万千瓦，投产后，年消耗煤矸石、煤泥等约1600多万吨，相当于节约650万吨标准煤。宁夏、内蒙古均在建设装机约300万千瓦的低热值煤电项目。神华土右60万千瓦低热值煤电项目建成后，每年将利用272万吨低热值煤炭，具有良好的生态示范效应。

三是陕西省煤炭价格波动相对较小、供应稳定，煤炭、电力企业有条件建立长期合作关系的机遇。山西受神华、中煤、同煤集团2013年底大幅上调动力煤价格的影响，近两个季度动力煤价格波动近百元，部分火电企业对扩大煤电一体化持观望态度。河南“煤电互保”政策由于省内原煤价格偏高，影响了部分电力企业的购煤意愿。2013年，陕西省电煤价格变化趋势稳定。随着中部地区承接沿海地区产业转移节奏加快，陕西省向中部输电的区位优势突出。近期，陕西省已建立安康电厂向重庆、商洛电厂向湖北、汉中电厂向四川直接输电的新模式，在暂不具备特高压线路的情况下，通过扩容、改造现有电路扩大电力外送规模。特高压输电通道打通后，陕西省到达中部电网的落地电价，比输煤到中部发电的上网电价低0.03元/千瓦时到0.1元/千瓦时，价格优势明显。

四是省属企业已经积累了煤电一体化项目投资、建设、运营经验的机遇。2013年，陕煤化集团在省内及周边地区先后与大唐、华电、国电等合作，重组了13个电力项目，在役参控股电力装机容量达1069万千瓦。陕能集团控股的清水川电厂—冯家塔煤矿项目，每年就地转化原煤600万吨，回收利用矿坑水54万吨，回收利用废弃煤泥40多万吨；在建的麟游低热值煤电厂、小壕兔煤电一体化工程、赵石畔煤电一体化工程等投产后，将服务于陕西省“十二五”末每年外送电力2370万千瓦，相当于增加煤炭转化8300万吨的目标。

四、对进一步推动煤电一体化产业的建议

通过对央企、陕西省及周边地区省属企业实施煤电一体化战略的经验、挑战与机遇进行分析，我们认为，按照市场经济规律，以省属能源企业为主体实施煤电一体化战略，是在“低煤价”与“计划电”为特征的当前，促进煤炭工业转型升级的关键。推动煤电一体化产业发展，应着眼当前，立足长远。2014年要重点保产业链延伸、保转化率提高、保输电通道建设。长期目标应定位于走循环发展之路，变“陕煤外运”为主的产业模式为“陕电外输”为主的产业模式，打造具有全国电网辐射能力的大型煤电企业集群，使陕西煤电走出一条面向终端、协同一体、清洁环保的发展新路。

（一）全面统筹煤电一体化资源项目发展规划

围绕构建国家级高端能源化工基地的总目标，重点打造和延伸煤电载能产业链，优化配置煤电一体化资源，实现“四大统筹”。一是按照地理位置统筹电煤生产和火力发电的关系，按照“一矿一策”和“一厂一策”原则，在新电源地附近落实电煤供应，实现煤炭和电力产能的经济、环保衔接。二是统筹现有项目和新增产能的关系，在输电通道允许条件下重点对现有项目进行扩能；与输电通道施工同步配套，建设一批新的煤电一体化项目。三是统筹推动省属企业在省内、外的煤电一体化项目。跨省煤电一体化项目应优先考虑省内煤炭转化量大、外运成本低和环境污染少的外省火电厂合作。四是统筹安排省内各区域煤电一体化发展重点，按照区域平衡原则，在陕北地区重点建设坑口电厂和煤矸石综合利用电厂，在关中地区重点实施热电联产和现有电源扩建工程，在陕南地区适时布局支撑电源，就地保障电力供应。通过“四大统筹”，做好煤电一体化项目在陕西省空间布局的“顶层设计”，为煤、电、网相关资源配套利用、协调发展提供规划保障。

（二）综合实施煤电一体化行政管理模式改革

积极响应建设大规模煤电一体化项目对完善政府能源、资源、财税管理体系提出的新要求，推动行政管理主体职能定位的“三大转变”。一是将角色从重处罚征费向重保障服务转变，深入贯彻2013年国务院《关于促进煤炭行业平稳运行的意见》，取缔各种乱收费、乱集资、乱摊派，切实减轻企业负担。将遏制煤炭产量无序增长、协调产能释放和营造良好发展环境作为工作重点。二是转变激励方式，运用财税、金融杠杆，在地方性税费改革中对煤电一体化企业提供优惠措施，鼓励煤炭企业与省调现役火电企业通过资本金注入、股权交换等方式实现合作。三是将侧重运煤发电的“网下”管理模式，转变为适应煤电一体化需要的全流程管理模式，探索建立省属企业直购电机制，鼓励清洁环保、低成本火电外运。通过“三大转变”，打破制约煤电一体化项目发展的管理瓶颈，促进企业进一步发挥市场主体作用。

（三）积极推动煤电一体化关键基础设施升级

发电设备的技术水平和输电通道的承载能力、覆盖范围等因素，决定了煤电一体化产业的市场价值。当前，要围绕发、输、供、用等环节，加快基础设施建设，狠抓“三大落实”。一是要落实先期电网建设规划，推动靖边-潍坊、陇彬-连云港特高压交流输电通道及陕北-江西特高压直流输电通道建设，尽快形成陕西省七大通道、点对网和网对网相结合的输电格局。二是把煤电一体化项目作为落实创新驱动战略目标的示范项目，加大矿井扩能升级投入力度，提升电力设施制造水平，优化电厂机组负荷，关注煤电一体化项目实施后企业发电成本、全厂热效率、供电煤耗、用水指标变化，提升电力设施利用率。三是围绕能源化工循环经济园区建设，落实综合承载的目标要求。以交通便捷、设施基础优良、水资源供给充足、综合管网系统齐备、治污设施先进为标准，推动煤电一体化示范工业园区建设。通过“三大落实”，实现黑色煤炭绿色发展的目标，树立以基础设施、关键技术和优化调度为核心竞争力的陕西煤电一体化品牌。

（四）系统探索煤电一体化企业治理机制创新

煤电一体化产业的竞争看似是能源、资金和技术的竞争，实质是企业管控能力的竞争。省属能源企业要不断创新治理机制，实现“三大突破”。一是学习借鉴央企投资、运营煤电一体化项目的成功经验，以股权关系为纽带，探索股权改造、资本联营、煤炭控股、专业管理等合作模式，突破省内煤电一体化格局由央企主导的格局。二是探索煤电一体化合作企业共享规则、独立核算、多方利益最大化的合作机制，突破以煤、电单一主业为中心的管理思维局限。三是要突破现有投融资渠道，借鉴国都证券与贵州鹏兴合作发行1000亿国债用于煤电一体化项目开发，以及华电与兖州煤业借力资本市场推动煤电一体化项目建设的经验。通过“三大突破”，将企业治理机制创新孕育的内生活力，作为推动煤电一体化产业壮大的持久动力，实现陕西煤炭工业转型升级，建功陕西能源产业和经济社会发展。