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。
