内部参考

2020.7.16

“十四五”电源发展需平衡好能源安全与清洁低碳发展的关系

国网能源研究院有限公司（以下简称“国网能源院”）能源战略与规划研究所研究员徐波近日表示，“十四五”期间，我国电源发展仍要坚持以保障能源安全为首要任务，坚持清洁低碳发展方向，平衡好能源安全与清洁低碳发展之间的关系，通过高质量供给满足合理需求。

徐波是在国网能源院近日举办的“2020 年第一批基础研究年度报告发布会”上作上述表述的。会上发布了《2020中国电力供需分析报告》《2020中国电源发展分析报告》《2020 中国新能源发电分析报告》《2020国内外电力市场化改革分析报告》。

报告认为，考虑到新冠肺炎疫情对2020年电力供需的影响，总结研判《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》执行情况，非化石能源消费比重、现役煤电机组平均供电煤耗等约束性指标均可完成，电力装机总量和非化石能源发电装机比重等预期性指标绝大多数均按要求进度执行或已完成目标，这为“十四五”电源高质量发展创造了良好条件。

国网能源研究院有限公司董事长（院长）、党委书记张运洲预计，“十四五”我国电力需求年均增速将延续此前几个五年规划所呈现的下行趋势，2021年用电增速可能大幅度反弹到8%～10%的范围，后4年电力平均增速恢复到4%～5%的正常区间。

“十四五”能源安全保障仍是电源发展的首要任务。徐波表示，煤电发展要坚持底线思维。在重点区域、特大型城市以及城市群合理建设一定规模的煤电机组，保障极端条件下的电力持续可靠供应。考虑到煤电建设周期相对较短，要根据电力供需情况变化动态调整新增规模和布局，避免造成新一轮产能过剩。

值得注意的是，尽管部分国家做出了放弃煤电的决定，但考虑到我国的国情能情，煤电在今后很长一段时间内仍将是保障我国电力安全可靠供应的“压舱石”和“稳定器”。报告认为，不宜过早过快大规模淘汰煤电。考虑到水电核电潜力有限、气电发展制约较多以及新能源出力不确定等因素，煤电仍需发挥电力平衡作用和对新能源的调节补偿作用。

应对短时电力尖峰负荷也将是“十四五”面临的挑战。报告建议，利用市场手段充分调动需求侧响应资源，应对尖峰负荷挑战，保障电力安全可靠供应。“建议推动需求侧响应资源合理纳入电力规划，健全尖峰电价、可中断负荷补偿等需求侧响应激励机制，优先推动工业领域负荷参与需求侧响应。”徐波说。

“十四五”电源发展还应坚持清洁低碳发展。报告建议，一方面统筹优化水电开发建设，稳步推进核电建设，重点提升核电经济竞争力。另一方面，以就地、就近利用为重点，优先在用电负荷附近开发新能源；深入挖掘灵活调节资源潜力；提高跨区输电通道运行方式灵活性；通过市场手段等多措并举促进新能源消纳利用。

（来源：新华社）

我国现代煤化工发展还存在制约因素

当前，新冠疫情对全球经济秩序和经济活动的巨大冲击，地缘政治深刻变化，能源安全保障压力增大，我国发展现代煤化工具有重大战略意义。7月1日，中国工程院副院长、太原理工大学教育部煤科学与技术重点实验室主任谢克昌撰文指出，现代煤化工作为能源体系的重要组成部分，要以“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”为总体指引，将“清洁低碳、安全高效”的基本要求作为“十四五”现代煤化工产业发展的基本遵循，扎实做好“六稳”工作，落实“六保”任务要求，为全面恢复生产生活秩序、复苏我国经济提供坚强能源体系保障。

◆我国煤化工战略定位一直未清晰明确

谢克昌介绍，经过多年发展，我国现代煤化工产业已经取得长足进步。一是总体规模在全球前列；二是示范或生产装置运行水平不断提高；三是相当一部分技术处于国际先进或领先水平。

但是，我国现代煤化工发展还存在一些制约因素。

一是产业发展战略定位不明确。煤炭是我国能源自给的主力，社会对现代煤化工与绿色高端化工可以实现清洁高效、部分替代石油化工缺乏认知，进而出现“去煤化”与“闻化色变”，使我国煤化工战略定位一直未清晰明确，从而导致政策多变和企业如坐“过山车”般的感觉。

二是内在不足影响产业竞争力水平。煤化工本身能源利用与资源转化效率偏低，由“三废”特别是煤化工废水引起的环保问题突出；由于现代煤化工工艺中调氢（变换）反应的不可缺失，耗水与碳排放较多；由于初级产品多，精细化、差异化、专用化下游产品开发不足，产业比较优势不明显、竞争力不强；由于技术集成度和生产管理水平上的差距，产品成本偏高，整体效能有待提高等。

三是外部环境制约产业发展。石油价格与供应、产品产能与市场、资源配置与税收、信贷融资与回报、环境容量与用水、温室气体与减排等都是影响我国煤化工发展的外部因素。某些时期和某些区域因素单一或叠加，不仅严重制约着煤化工的健康发展，而且大大降低了已形成产业的经济抗风险能力。

◆提升经济效益与抗风险能力与竞争力

谢克昌认为，能源安全是关系我国经济社会发展全局性、战略性问题，面对复杂的国内外发展环境，我国能源清洁发展一方面要积极发展高效污染物脱除技术、多污染物协同控治技术、废水近零排放技术以及“三废”资源化利用技术，依托示范工程尽快实现产业化，同时要立足大气环境、水环境与土壤环境容量，科学布局煤基能源化工产业；另一方面，要建立健全煤基能源化工清洁生产标准与相关环保政策，完善项目审批、全过程监管以及后评价的清洁生产管理体系，明确监督职责，形成问责制度，引导和调控煤基能源化工产业清洁化发展。

在低碳发展方面，要明确煤基能源化工减碳有所为和有所不为，一方面要充分利用煤基能源化工过程中副产高浓度CO2的优势积极探索CCUS 技术，超前部署高效CCS 以及CO2驱油、CO2制烯烃等CCUS技术的前沿性研发，拓展CO2资源化利用途径；另一方面又不能“投鼠忌器”，无视煤基能源化工高碳工业的工艺属性，阻抑煤基能源化工科学发展，要通过颠覆性技术突破源头减排和节能提效的瓶颈，弱化煤基能源化工的高碳性。

在安全发展方面，政府应明确煤基能源化工作为我国能源安全保障“压舱石”的战略意义与产业定位，切实将煤炭清洁高效开发利用作为能源转型发展的立足点和首要任务。要主导制定煤基能源化工发展规划政策，引导颠覆性工艺技术创新，有序推进煤基能源化工逐步实现升级示范、适度商业化与全面产业化；制定相关保障性经济、金融政策以提高实施企业的经济性与竞争力，形成一定规模的油气能源替代能力，为现代煤化工营造良好的产业发展外部环境。

在高效发展方面，应积极开展合成气直接制烯烃/芳烃、煤热解气化一体化等高效煤基能源化工技术研发以及工业化应用，实现节能降耗突破性进展；大力推进煤基能源化工与电力等产业融合发展，延伸产业链，生产高端化、特色化、高值化化学品，提升经济效益与抗风险能力与竞争力；深挖管理节能潜力，重点推广低位热能利用技术等一系列节能、节煤、节水技术，优化过程工艺，提高能源资源利用效率。

（来源：中国工业新闻网）

上半年煤电项目密集推进 搭车特高压会否“跑偏”

对于国内的煤电而言，当下可能是最好的一段时光，也可能是最后的一段疯狂。之所以是好时光，是因为作为煤电最主要成本的煤炭价格在上半年出现了一轮剧烈的走跌，同时，煤电发电量也在逐月回升，煤电企业在抵抗疫情冲击中展现出了足够韧性。

然而，作为传统能源，煤电的地位终究是会让位给清洁能源及可再生能源的。煤电的疯狂则可以从密集推进的项目略窥一二，2020年前5个月，总共有48GW（合4800 万kW）的新推进煤电项目。这一状况令业内对煤电的定位产生了激烈辩论。

从中期来看，煤电的定位将在电力“十四五”规划中有清晰的界定，但是，行业决策部门的官员对此并不愿多言。国家能源局的一位官员表示，电力“十四五”规划正在制定中，当前不便发表意见。国家发改委的一位官员则直言，“煤电的话题最近很敏感。”

◆煤电项目火力全开

近期，国际环保组织“绿色和平”披露的一份数据引发了业界对煤电的新一轮关注。各省已公布的重点项目、环评和发改委核准等审批所涉及的煤电项目信息显示，2020 年前5 个月，除46GW 在建煤电项目以外，目前全国至少还有48GW的煤电项目正处于新推进阶段。

这些新推进的煤电项目大致可分为3 类，包括22.4GW 的新规划项目、2020 年前5 个月批准的11.4GW项目以及14.7GW的新开工项目。48GW的规模是2019 年全年投产煤电项目装机量的1.6 倍，是2019年全年新批煤电项目装机量的2.8倍。

根据绿色和平的研究，2020年新推进的煤电项目中有八成是地方企业投资。其中，又以陕西、广东和山西3 个省份最为积极，新推进煤电项目装机量分别为13.4GW、8.5GW、4.7GW。

对部分项目梳理后发现，陕西的情况颇具代表性。2020 年3 月，陕煤黄陵、延长富县、陕投清水川三期、榆能杨伙盘、大唐西王寨5 个煤电项目获批，总装机796万kW。这些项目的投资单位多是本地的支柱企业，例如陕煤集团、陕投集团等。

此番煤电“大跃进”让人想起了4 年多前的情况，由于行政审批权的下放，煤电项目在2016 年时也曾迅速上马。如今，面对新冠疫情的冲击，煤电项目因其稳投资、保就业的特性再度受到关注，更多因素的交织令这轮煤电“大跃进”更加扑朔迷离。

2020 年2 月，国家能源局发布了《2023 年煤电规划建设风险预警》，似乎也给当前的情况做了铺垫。根据预警，除山西、甘肃和宁夏3 省为红色以外，其余大部分地区的充裕度飘绿，彼时就有观点提出，要警惕地方投资煤电的热情可能被再度点燃。

从上述预警情况的变化来看，全国电力供需形势正在稳步摆脱煤电产能过剩的局面，与2016年相比较，煤电核准和建设严格受控的状态大大缓解。

事实上，6月份以来，仍然有新推进煤电项目的消息传出。湖北能源公告称，为满足襄阳及鄂西北地区日益增长的用电需要，更好地推进煤电能源项目协同发展，公司计划在宜城市投资建设宜城路口2×1000MW火电项目，项目投资约75亿元。

对于2020年煤电项目快速增长的情况，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，如果电力需求增速维持在2018年水平的话，电力供应缺口是有可能出现的，而这些新推进的项目可能是基于当时的情况策划的。

查阅数据了解到，从最近5 年来看，2015-2018 年，电力需求增速处于加速释放的过程，2015 年的电力需求同比增速为2.9%，此后一路扩张至2018 年的8.5%，不过到了2019 年，需求增速又降为4.5%。

林伯强表示，如果电力需求增幅很小的话，可以考虑用清洁能源来满足，但如果电力需求增幅较大，就必须依靠新建煤电。“清洁能源的发展速度虽然比较快，但体量仍然较小，而水电的规模是比较稳定的，增长起来比较难。”

◆背后的特高压考量

如果从2020年新推进的项目规模来看，煤电的确存在过热的苗头，需要警惕。但通过多方了解，新推进的煤电项目中，有不少项目都是作为特高压的配套电源，而特高压又是2020 年力推的新基建之一。

例如，国家能源局《关于陕西陕北煤电基地陕北至湖北输电通道电源建设规划有关事项的复函》，就是为陕北-湖北±800kV 特高压输电工程电源点方案放行，正好包含前述796 万kW 的5 个煤电项目。

根据上述文件要求，配套的煤电项目要充分发挥调峰能力，为风电、光伏发电等新能源外送提供必要支持，保障新能源消纳能力。事实上，特高压工程如果输送新能源电力，势必需要煤电或火电参与调峰，特高压线路搭配煤电也是惯常操作。

除了陕西与湖北的特高压以外，甘肃省与山东省也签订了联合推进陇东-山东特高压直流工程的战略合作框架协议，陇电入鲁的配套项目之一就是位于甘肃的灵台4×1000MW煤电一体化工程。按计划，该煤电项目将于2021年3月开工建设，2023年6月投产运行。

华北电力大学教授曾鸣表示，根据当前新的形势，特别是考虑到疫情影响，需要通过新基建等多种途径拉动经济，而特高压又是新基建的重要组成部分，这就为煤电项目的发展孕育了新的空间。

林伯强也阐述了类似的观点，他认为，特高压的经济性体现在两方面，一是输电距离要远，二是输送电量要大。同时，特高压要有配套的电源，可以是清洁能源，也可以是煤电，如果今年特高压项目比较多的话，为煤电留下的空间就可能会比较大。

“建设特高压是需要有配套电源的，光有线网而没有电源是不行的，至于电源，除了要考虑可再生能源以外，当然也要包括一部分煤电。”曾鸣介绍说，为提高特高压的输送效率，需要煤电与可再生能源相搭配，这样才能保证外送电力的稳定性。

绿色和平在提出问题的同时，也给出了相应的政策建议，包括地方规划部门要与监管部门一道巩固化解煤电过剩产能的成果，从严控制2020年煤电投产规模；国家能源局也应密切关注地方2020年新推进煤电装机量过大、过快的情况，避免再次出现煤电装机过剩。

但需要指出的是，绿色和平在论据中并没有着重强调新推进煤电项目中有不少是特高压配套电源这一情况，这是否会使煤电发展的相关政策建议产生偏差？

对此，绿色和平气候与能源项目主任李丹青表示，在六部委最新发布的煤电去产能通知中，只针对各省自用煤电项目提出了限制要求，也就是说新建新批的特高压外送项目不会受到限制。

“然而，由于全国煤电产能过剩问题严峻，煤电利用小时数逐年降低。受疫情和全球经济下滑的影响，煤电的利用小时数还将进一步降低。”李丹青认为，这些特高压配套煤电在相当一段时间内很难产生经济效益。“从经济优势的角度来看，特高压输电线路多输可再生能源才能使外来电的价格优于本地，更具有经济性。”

李丹青据此指出，作为新基建，特高压应向智慧化的方向发展，消纳高比例的可再生能源，助力大规模可再生能源并网。

◆煤电角色定位有待明晰

近期，华北电力大学教授袁家海团队发布了《中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究》，其中明确指出，中国“十四五”电力发展已不能按照2018 年和2019 年的预判来进行总量规划，尤其是煤电发展规模问题。

国家发改委能源研究所研究员姜克隽也曾发出类似的声音，我国在“十四五”期间不需要新增煤电机组就可以实现电量和系统的需求。他认为，煤电机组内部结构可以有变化，但总装机量可以不增加。从中长期角度看，煤电将逐渐退出历史舞台。

持这类观点的人士基本都有一个关键的论点，就是煤电利用小时数的下降。数据显示，2015-2019 年，我国的煤电发电量净增5334 亿kWh，而煤电装机净增199GW，这相当于过去5 年里，净新增的煤电机组每年有效运行2680h，远低于5500h的设计运行小时数。

另外，反方的论点还在于，中国电力系统近几年一直存在整体电力过剩而尖峰电力短缺的问题。如果依赖增加电源来满足最大电力负荷需求，将付出极大的经济代价，造成严重的投资浪费和电力资源挤压。

袁家海团队甚至指出，在未来经济增长和用电需求存在极大不确定性的情况下，不宜继续扩大煤电规模。煤电电量已到达或接近峰值，继续新增煤电会拉低整个煤电行业的效益；以保障电力供应安全为借口建设煤电，实际上是对各类资源的电力价值的认识不清晰。

关于煤电的定位及发展方向，业内正反两方面观点都十分鲜明。持积极态度的意见认为，要继续扩大煤电装机规模以保障电力供应安全。例如，国网能源研究院、中国电力企业联合会分别建议2030 年要有12 亿kW 以上或是13 亿kW 的峰值煤电装机。

由此可见，各方对中国煤电未来增长空间的判断出现巨大分歧的关键点是，如何既能以较低的成本确保未来电力安全，又能在现有约束下满足时不时出现的电力尖峰负荷。

曾鸣表示，“十四五”期间煤电的定位将主要是两点，首先，从国内电力系统的供能结构、资源禀赋、用户构成及负荷中心分布等因素分析，煤电仍然会起到主导作用，“短时间内不可能仅依靠可再生能源就支撑中国的整个电力系统，所以还要新建一部分煤电。”

至于第二个定位，与前面讲到的特高压有关联，就是在特定环境下，煤电要与可再生能源搭配，也就是所谓的“风光火大捆”，使煤电能够为可再生能源调峰，克服后者的波动性问题。

正是基于这两点，曾鸣认为，煤电的发展也要区别对待。特别是中西部地区的煤电还是有开发空间的，而东部负荷中心就尽可能不要发展煤电了，这样既能拉动西部经济，又能够使西电东送的资源优化配置。

对于这一问题，林伯强也表达了类似的观点，从各种电源来讲，煤电仍是最有竞争力的，即使不考虑竞争力因素，清洁能源面临的主要问题是体量还很小，不足以满足能源整体增长的需求，那么还是要依靠煤电。

（来源：证券时报）

新增运力1.2亿t 煤炭铁路运输跟得上吗？

国家发改委、国家能源局日前发布《关于做好2020 年能源安全保障工作的指导意见》（以下简称《指导意见》）提出，积极推进能源通道建设，增加铁路煤炭运输。

具体而言，包括加快浩吉铁路集疏运项目建设进度，充分发挥浩吉铁路通道能力，力争2020 年煤炭运输增加3000万t以上。加快补强瓦日线集疏运配套能力，力争增加3000 万t 以上。利用唐呼、包西、宁西、瓦日线能力，力争实现陕西铁路煤炭运输增加4000万t以上。推动疆煤运输增加2000万t以上，有效满足疆内及河西走廊地区合理用煤需求。积极推进京津冀鲁地区公转铁增量，继续提高铁路运输比例。综合来算，2020年拟新增铁路煤炭运输能力1.2亿t以上。

目前，山西、陕西等产煤省份也纷纷发力，进一步加大煤炭运输公路转铁路（以下简称“公转铁”）比重。在此推动下，上述目标能否如期达成？

◆总体有保障，但存在结构性问题

中国煤炭经济研究会发布的《煤炭经济运行态势分析报告》（以下简称《报告》）显示，进入6 月份，新冠肺炎疫情影响继续降低，铁路煤炭运量逐步恢复正常。

“受全国高速公路恢复收费及煤炭拉运需求快速增长影响，铁路发运量呈明显回升态势。”《报告》统计，2020 年1-5 月份，全国铁路煤炭发运累计完成9.2 亿t，同比减少8030 万t。6 月份，大秦线、蒙冀线等煤炭发运量进一步增加。其中前15天，国家铁路煤炭日均装车突破7 万车，接近历史高位水平。

特殊形势之下，实现1.2亿t增量有无难度？易煤研究院总监张飞龙认为，从供应角度来看，除瓦日线货源相对单一，可能出现不足，其他线路均有基础。“要增加运量，首先得有产量释放。浩吉铁路作为北煤南运大通道，货源有所保障。新疆是继晋陕蒙之后的第四大产地，2020 年1-5 月份已增产1000 多万t，全年增加2000 万t 产量问题不大。陕西地区在2019年受神木矿难等影响，直到6月份才整体恢复，2019 年的产量基数相对较低。截至目前，新增产量超过4500万t，预计全年至少新增5000万～6000万t。由于本地消费变动不大，陕西也有足够产量保证外运。”

而从运能角度，能否实现目标有待观察。一位交通行业资深人士表示，总体来看，干线运输能力可满足增量要求，但目前结构性紧张情况尚存，如何把货源集中到干线上是提升运量的关键。

“由于部分配套站点尚未建成，浩吉铁路优势没有完全发挥出来，2020 年发运量预计在2500万t 左右。能否增加3000 万t，个人持谨慎态度。”张飞龙表示，类似问题在疆煤外运等通道同样存在。

◆实现“门对门”运输是关键

据了解，上述情形正是我国铁路煤炭运输现状的缩影。兼具运力大、效率高、绿色环保等优势，铁运比重逐年增加。在“三西”地区主要外运通路中，煤炭运输约占货运量的90%；大秦线、朔黄线等作为专用线，全部运力用于煤炭运输；京沪线、京广线的煤炭运输比重在60%，一般线路在30%以上。但同时，受制于公铁运输比价、铁路连贯性等影响，铁运优势未能充分发挥，结构性、区域性等问题亟待解决。

“铁路干线好比大动脉，需要各支线像毛细血管一样组织衔接，上下游才能连贯运输。大秦线之所以能常年保持较多运量，原因之一正是线路连通性较好，可实现货物的‘门对门’运输。”张飞龙表示，北煤南运、疆煤外运等线路的配套远远不足。

上述交通专家称，为打通“最后一公里”，铁路专用线建设意义重大。按照现行体制，这些专用线多由企业承担建设，集中面临用地、环评等审批难度大，建设资金及后期养护压力大、利用效率不高等现实问题。“在山西、陕西等主产区，一些大型煤炭企业尚有实力修建铁路专用线。对于一般工矿企业而言，无论前期工作还是资金实力均有困难，靠单一企业很难完成建设运营。铁水联运所需的进港铁路专用线，多由港口集团推动建设，因此也面临类似难题。”

由于不能独立完成全程运输，铁路需配合公路短驳等方式。相比之下，铁路更适用于中长距离不换装运输，两端接送成本增加，运价优势反被削弱。“在相当一部分区域，公路运价仍低于铁运。像从山西到山东的运煤车，回程时顺路运输铁矿石等货物，运价更是低于市场价格。”上述专家称，价格是影响运输结构调整的最终要素，若缺乏合理定价机制，后期将制约铁路运量进一步增长。

◆对煤炭输配体系科学优化

多位业内人士证实，自2017 年启动大规模“公转铁”以来，运输结构变化明显。2018 年、2019年，铁路货运量接连创新高，持续近10 年的运量、占比双降形势得以改善。特别是环渤海港口停止煤炭公路集港、多个产煤省份发布“公转铁”要求等举措，极大地带动了铁路煤炭运输增长。在此基础上，进一步完善能源通道建设，铁运才更具竞争力。

“该配套的配套，该补齐的补齐。”张飞龙举例，宁夏地区原是自给自足的供应格局，因煤化工、特高压坑口电厂等项目投产，已由煤炭净调出转为调入省份，与之相对应的铁路设施却未跟上，急需加强建设。更多线路的短板在于配套站点、支线等基础设施，形成点对点运输是破解物流成本长期过高的基础。

此外，因定价由铁路部门掌握，铁路运力和煤炭运输需求难以通过市场化的价格机制进行调节。上述交通专家建议，为鼓励更多选用铁路，能否推动形成政府部门适度补贴、铁路部门适度让利、货主企业适当承担的模式，以解决铁路运输价格偏高的问题。

陕煤集团企业管理部主任屈凌还称，为降低运输和交易成本、均衡流通市场，既需加强煤炭运输通道建设，也要对煤炭输配体系和集疏运系统进行科学优化。“根据我国煤炭生产开发体系和消费布局，结合区域发展规划，逐步完善煤炭运输通道及一批煤炭物流节点。同时，在大型煤炭储配基地物流体系和节点布局上，依托煤炭运输通道条件，在主要消费地、沿海沿江的主要港口及重要铁路枢纽，沿海沿江沿线建设大型煤炭储配基地，按照合理辐射半径，同步建设煤炭物流园区。”

对此，《指导意见》提出，提升港口中转能力。积极推动入港铁路专用线及支线扩能改造，加大铁路运力调配，系统提升港口的铁路集疏运能力和堆存能力，提高南方煤炭接卸集约化专业化水平。

（来源：中国矿业报）

煤炭国企兼并重组的趋势与五条路径

7 月13 日，山东省宣布山东能源集团与兖矿集团联合重组方案，标志着仅次于国家能源集团的中国第二大煤企行将诞生。这是新冠疫情以来最大的国企重组事件。目前煤炭行业兼并重组已经提速，煤电联营步伐将加快。

实际上，早在2018 年初，由国家发改委、财政部等12 部委联合制定的《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》提出，力争到2020 年底，争取在全国形成若干个具有较强国际竞争力的亿吨级特大型煤炭企业集团。目前我国煤炭从总量去产能转变为结构去产能，主基调变为全面提高供给体系质量，而最佳途径无疑是通过兼并重组。

据统计，2019 年我国前八大煤炭生产企业原煤产量排名为：国家能源集团5.08 亿t、中煤集团2.1 亿t、同煤集团1.79 亿t、焦煤集团1.05 亿t、兖矿集团1.66 亿t、山东能源集团1.25 亿t、阳煤集团0.84 亿t、潞安矿业集团0.83 亿t。兖矿集团、山东能源集团在全国煤炭产量排名中分别位于第5 位、第6 位。双方重组后的煤炭产量约达2.91 亿t，将超越中煤集团，成为仅次于国家能源集团的我国第二大煤企，也将是我国第3 个年产量超2 亿t 的煤企。山东能源集团和兖矿集团战略重组，是国家煤炭布局的重要突破，开启了煤炭重组的新局面。

加快煤炭国企重组是当前我国能源行业高质量发展的需要。煤炭行业高度分散与集中度严重偏低，产业发展布局不合理，还有数千家30万t以下的小企业，这与经济布局、在全球市场竞争力不相适应。全国煤矿数量要从2015 年的1.08 万处减少到2020年底的7000处左右，需要加快进度。推进煤炭企业兼并重组转型升级，是有效化解煤炭行业散、乱、弱问题的重要举措；加快煤炭国企重组，还是确保去产能任务在2020 年底前全面完成的重要措施。国家有关部门将继续开展巩固钢铁煤炭去产能成果专项督查抽查，为“十四五”发展打好基础。持续推进煤炭上大压小、增优汰劣。当前煤炭重组有五个模式或者称之为五条路径，值得研究与推广。

第一条路径是特大型煤炭企业的强强联合，兼并重组中小型企业。如这次兖矿集团与山东能源集团的合并，是特大型煤炭企业强强联合的重要事件。2019 年我国原煤产量达到38.50 亿t，较2018年增长4.53%。目前大型企业产量比重提高到70%，其中前10 家产量比重接近40%以上。比重仍然要提高，应该在60%以上。山西七大煤炭集团之间或将按煤种通过重组、板块化经营来改变目前各自为政、产品重叠、互相竞争的格局。贵州省组建盘江煤电集团，水矿、六枝工矿划归整合；江西省能源集团与江西省投资集团进行战略重组，都是各地的大动作。

第二条路径是煤电一体化联营，煤电联营步伐加快。比如神华和国电的合并，便是最具风向标意义的一大例证。煤电联营步伐加快，煤电、煤运、煤化、煤炭科工等上下游的结合更易于操作。具备实力的钢铁企业、铁路、港航运输企业也会与煤炭企业实施兼并重组。煤炭行业最重要的下游是火电，其消费量占到煤炭行业总消费量的47%左右，实行煤电联营，既可以解决煤电矛盾，又能多创造效益，是原有体制下煤炭、发电两大产业划分过细的校正。而未来煤电联营的方式不限于煤电合并，也可以是煤电相互参股。考虑到目前煤炭企业杠杆率普遍较高，电力企业参股煤炭企业可能性较高。江苏、山西两地联手成立煤电合资公司，是跨地区的例证。

第三条路径是围绕主责主业进行行业内部的整合。估计将明确提出推进中央专业煤炭企业重组其他涉煤中央企业所属煤矿，实现专业煤炭企业做强做优做大。目前央企煤炭总产能8.46 亿t，除神华、中煤及五大电力公司外，不以煤炭为主业的央企产能约1亿t。类似保利、华润的煤炭企业的划拨；部分央企也开始退出相关煤炭行业，这一部分煤炭企业估计将来会经过整合兼并重组。新集能源股东国投公司就与中煤集团签订股份无偿划转协议，保利能源又整体划转至中煤集团旗下。国源公司收购华润电力煤炭板块资产。山西省对煤炭集团各专业化板块实施重组，依托晋煤集团、阳煤集团、潞安集团和山西焦煤集团，加快推进燃气、高端现代煤化工、煤机装备、民爆等领域专业化重组。这些例证很多。

第四条路径是煤炭资本管理平台成为兼并重组的新力量。2016 年7月，中国国新、诚通集团、中煤集团、神华集团出资组建的中央企业煤炭资产管理平台公司即国源煤炭资产管理有限公司成立运行。大型煤炭兼并重组尤其是跨区域兼并重组并不是第一次提出，但因为涉及到地区之间、央企和省企之间的管理体制、利益分配、人员债务等诸多问题，难度比较大，推进缓慢，而资产平台的介入将打破这些梗阻，2020年及其后三年或将迎来煤炭企业的兼并重组潮。比如2020 年7 月底，山西省国有资本投资运营公司注册成立，注册资本高达500 亿元。此后11 月，包括山西七大煤炭集团上市平台在内的14 家上市公司股权全部被无偿划转至该公司，并将展开进一步整合。

第五条路径是采用混合所有制改革的方式推进。国家能源集团多次转让煤企，转让的都是煤炭资源相对较差的企业。鼓励煤炭和发电企业投资建设煤电一体化项目，以及煤炭和发电企业相互参股、换股等多种方式发展煤电联营。同时将持续推动社会资本的参与。兖矿矿区把总医院成为引入社会资本“试验田”。由新里程医院集团对兖矿总医院进行改革重组。

随着2020年兼并重组的窗口打开，国企改革如影随形。重组的企业面临的整合难度不小，整合不能是简单地划拨，可行路径应该是将行政手段和市场手段相结合，尤其是后者更应发挥巨大作用，因此市场改革应该是强大的动力。可以发现，多家煤炭企业入选国资委国有企业改革“双百行动”试点。煤炭央企入围的有国家能源集团、中煤集团、中国煤炭科工集团、中国煤炭地质总局等下属企业。地方国有煤炭企业入围的有北京能源集团、山西焦煤集团、阳煤集团、兖州煤业股份公司、郑州煤矿机械集团、百色百矿集团、贵州盘江公司、陕西汇森煤业等。这些大型煤炭企业不少是重组的重要对象。

国有煤炭企业重组要以改革为动力，既要立足当前，又要着眼长远，将重组与去产能、转型升级、优化布局等统筹考虑、同步推进，不断提升煤炭产业的整体素质和核心竞争力。重组要结合国有资本投资运营公司改革进行，重组要建立规范的现代产权制度，重组要结合股份制与混合所有制进行，重组要与解决历史遗留问题结合，落实职工安置政策措施，保住就业。

（来源：华夏时报)