煤电与新能源联营政策能否重塑煤炭市场？ 近期，国家发改委、国家能源局鼓励煤电与新能源联营且优先并网的政策备受瞩目，该政策对煤炭市场的影响有必要深入剖析，并且其背后有着深刻的时代背景与深层原因。 从对煤炭市场的影响来讲，其一为需求结构的改变，煤电功能的转变促使煤炭消费模式进行调整。2023年我国煤电装机占比约为45%，发电量占比依旧超60%，随着煤电从“主体电源”迈向“调节性电源”，煤炭需求从“电量需求”转变为“容量需求”。 例如山西某煤电企业经灵活性改造后，年燃煤量减少了约30万吨，并且通过联营新能源项目获取了额外收益。 其二是价格波动趋于平缓，新能源可对冲煤电的成本压力。 2022年煤电企业平均利用小时数降至4200小时，亏损面超50%，联营新能源项目之后能够借助绿电交易和容量电价补偿成本。 2025年煤电企业新能源装机占比预计达到15% - 20%，这将进一步稳定煤炭价格波动。 其三是区域市场的分化，资源禀赋决定联营模式的差异。 西北地区的煤电企业优先发展风光火储一体化项目，煤炭需求以本地供应为主；东部省份则借助煤电与海上风电联营，减少对外调煤的依赖。 2024年山西、陕西等煤炭主产区煤电联营项目占比超60%，浙江、福建等省新能源配比达40%。 其四是技术升级倒逼煤炭清洁化利用，新一代煤电试点机组要求度电碳排放较2024年同类型机组降低10% - 20%，推动碳捕集、掺烧生物质等技术的应用，像华能天津IGCC电厂借助CCUS技术实现年减排CO₂10万吨。 这一政策的出台有着诸多方面的时代背景和深层原因。 在能源安全与低碳转型的双重压力下，我国煤炭消费占比仍超50%（2023年数据），然而“双碳”目标要求2030年非化石能源占比达25%，煤电联营通过“存量优化 + 增量替代”来平衡安全与减排。电力系统灵活性欠缺，2023年我国新能源装机占比达38%，但系统调节能力仅占10%，煤电联营能够提升调节能力，降低弃风弃光率。 市场化改革与利益协同要求2024年电力中长期合同要求煤电联营项目签订分时段合约，煤电企业凭借“基荷 + 调峰”双收益模式提升竞争力，优先并网政策与绿证交易、容量电价机制相结合，形成闭环。在国际能源格局重构的形势下，欧盟碳关税等机制倒逼我国能源结构转型，煤电联营通过降低度电碳排放，增强出口产业竞争力。 总体而言，煤电联营政策借助技术升级、市场机制和区域协同，推动煤炭从“高耗能燃料”向“调节性资源”转型，其影响不仅体现在短期需求调整上，更为深远的是重构煤炭产业链价值，为“先立后破”的能源转型提供实践路径。 未来需要关注灵活性改造成本分摊、跨省区绿电交易机制等配套政策的落地效果。 山西煤炭行业 山西大唐发电 煤电退场 山西光伏新能源 山西晋晟新能源 煤炭行业展望 山西用电 山西煤阴阳价 山西平鲁风电厂
