[煤炭行业现状分析]煤炭行业现状

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(1) [煤炭行业现状]关于煤炭业发展社会实践报告推荐

　　**大部分县区煤炭资源储量丰富，虽然是本地的一笔可观的资源财富，但是并没有得到合理的利用。作为**经济一大支柱产业的煤炭业成为了广大**人民关注的一大热点，煤炭业的地位日新月异，怀着一份好奇，查阅相关资料，对**部分煤场进行了实地走访调查。**煤炭分布情况：全市11个县区均有煤炭分布，其中昭阳、镇雄、彝良、威信、大关、盐津、绥江七个县区较为丰富。 2、早石炭世无烟煤，分布于**、彝良、大关一带，多为透镜状，含煤地层薄，煤层稳定，煤质优良，结构简单，变化不大，多为复煤层，单层厚1.4—2.4米。如有名的小发路无烟煤矿区，已探明储量2262万吨，预测储量9296万吨。煤质有特殊用途，广泛用于制造高级碳素系列产品，是制造还原剂、冶金焦及其他高碳产品的优质原料，是出口铸造焦的优质配煤和出口创汇的稀缺原料煤。市政府已对小发路122km2煤资源矿区进行规划，列为重点保护开采煤资源片区。
　　3、晚三叠世烟煤，分布于绥江、水富太平、永善桧溪一带，矿床规模多为中小型，主要煤层稳定性好，但地层含煤性差，一般含1—3层可采薄煤层，单层厚0.64—1.54米，已探明储量1778万吨。
　　5、早二叠世烟煤，仅分布于巧家凉风台一带，厚0.5—2米，变化较大，探明储量25万吨。目前，尚无煤质分析资料。
　　6、早二叠世无烟煤，分布于镇雄、彝良、巧家和大关，多为薄煤层，一般为一层，煤厚0.4—0.7米，变化较大，已探明储量168万吨。目前，尚无煤质分析资料。
　　**市昭阳区蕴藏着丰富、优质的无烟煤资源。但由于过去昭阳区交通运输条件较差，加之煤矿均由原来的小煤窑演变而来，致使昭阳区在煤炭资源开发利用上存在建矿基准低，集约化程度低，综合利用率低的“三低”现象，且绝大多数煤矿未经正规规划布点和设计便组织开工建设，资源配置和矿井布局不合理，资源破坏浪费严重，易引起社会热点问题，极不适应做大做强煤炭产业发展的要求。
　　“世界煤炭发展离不开中国，中国煤炭业发展离不开世界。”随着当前国际油气价格的大幅上涨，几年前曾因大气环境等问题受到冷落的煤炭工业正在变得炙手可热。作为世界煤炭第一大生产国和消费国，中国煤炭业发展吸引了全球目光。寻求**市快速发展，需要抓住当前机遇，将我们的优势产业，推向中国，走向世界，对此提出几点建议：
　　1. “对于国外投资商来说，煤炭工业已显现出越来越大的利润空间。”**煤炭业吸引外资的方式不仅仅是引进投资者，还要更新设备，满足社会发展要求，现行煤炭消耗主要以发电为主，发电用煤占社会消耗总量的50％左右；煤炭占发电成本的50％，电煤价格变化对发电企业效益影响较大；电厂的生产布局或是在坑口，或是在设计上就是与煤矿配套的。煤、电双方依存度较强，可选择余地较小，一定程度上制约了市场竞争机制的作用。
　　2.煤炭成本是生产成本中的关键，在过去一年半时间里，煤炭价格增长显著，政府虽然已经提高了电价，但仍然不足以弥补燃料成本的升高。电力利润被挤占。“保持透明定价和标准化合同将成为**煤炭市场的一个重要方面。”市场化改革方向是解决一次能源价格包括煤炭价格矛盾，促进能源行业可持续发展的根本途径，目前需要通过市场化改革和完善市场体系实现资源的优化配置。
　　3.储运能力不足，运输能力是制约当前**煤炭市场健康发展的重要“瓶颈”，铁路扩建增加的运力仍难满足煤炭运输的需求。煤炭市场的竞争，首先反映在运力配置上的竞争。由于铁路运力不足，而且大部分运力由国家统一分配，从而造成煤炭生产企业和用户基本上没有选择对方的余地，谁能掌握运力或者说谁能搞到“车皮”，谁就可以拿到煤炭。煤炭运输的瓶颈将是一个长期问题。“目前全国铁路煤炭年运量已超过11.7亿吨，占到铁路货物总发运量的47%以上，占铁路货物总周转量的33%左右，是铁路运输优先保证的重点物资。但由于路网总量偏少，基础差，负荷重,铁路运输能力十分紧张。”铁路与煤炭休戚相关，兴衰与共。铁路部一方面将采取一切有效措施继续挖潜扩能，提高运输确保煤炭等重点物资市场供应；另一方面，将加大铁路运输改革力度，推进铁路跨越式发展，从根本上解决铁路运输对国民经济和社会发展的瓶颈制约问题。
　　总而言之，**煤炭开采运输工作还有很多未知问题并未得到解决,储量居全省各地州市前列的**煤炭产业，仍然还有很长一段路要走，还需进一步探索，创新发展新的思路。因此，需要加强本地煤炭资源的开发利用，提高回采率，减少资源浪费，实现煤炭资源利用效益最大化等等一系列的措施和政府政策，才能有助于加快**煤炭产业发展步伐。

(2) [煤炭行业现状]2016煤炭开采行业调查报告

　　8月4日,钢铁煤炭行业化解过剩产能和脱困发展工作部际联席会议召开并通报,今年1-7月,全国钢铁和煤炭产能分别压减了2126万吨和9500多万吨,完成了各自全年任务量的47%和38%,去产能任务均未过半。此外,为推进企业兼并重组和减量置换办法,发改委日前印发了发挥先进产能促进煤炭行业转型升级的意见。在明确的信号下,近期各地政府加快了去产能的力度,部分省份已编制并上报去产能项目及时间进度表,国家发改委也于8月11日通报了目前煤炭去产能工作开展情况。
　　目前,北京、河北、山西等21个地区已全面启动去产能工作,并部分完成了退出任务。目前进度较为领先的省份为湖南、江苏、山东和山西等,四省分别已完成了全年任务量的82.90%、78.20%、71.32%、61.50%,完成规模共计占全国已完成任务量的50%左右,在去产能工作中起到了重要作用。内蒙古、福建等地煤炭去产能工作刚刚启动。值得一提的是,不少省份把任务的大头放在了年底,各地四季度安排煤炭去产能任务量占全年的50%以上,其中12月占1/3以上,这与在重庆现场会上提出的前11个月基本完成任务的进度要求差距甚远。山西、内蒙古、黑龙江、福建、江西、广西、四川等省区将大部分去产能任务安排在4季度完成,年底集中赶进度的现象十分突出,今年完成去产能计划任务仍具一定风险。总体而言,下半年化解产能目标规模较重,进度紧张,任务仍艰巨。
　　上半年去产能任务最大问题是进展缓慢,前7个月只完成了目标任务的1/3多一点,特别是7月退出产能不到1000万吨,这个工作进度明显滞后于时间进度,与党中央、国务院的要求差距很大。顾虑到经济增长思想认识不到位、经验办法不足且畏难情绪重、以及价格变化影响是进展缓慢的主要原因。此外,中央奖补资金于5月底刚刚下发至各地方政府和中央企业,在一定程度上也延缓了今年上半年的去产能进度。但钢铁煤炭价格上涨主要是去产能和减量化生产预期的作用,上半年煤钢消费仍在下降,产能严重过剩的基本面没有变。目前国家多次召开会议三令五申化解产能工作的重要性,明确严格去产能的决心和信心毫不动摇,信号作用显著,下半年限产工作开展力度将更强。
　　以时间进度来衡量工作进度,每月“三报”。
　　发改委日前通报去产能进度时要求,在完成进度上,各地不能以签订责任书为时间节点来衡量去产能的进度,而是以时间进度来衡量工作进度,要逐月上报并督查去产能进度。为避免出现年底突击赶进度的情况,各地区必须把任务往前排,要争取11月底以前全面完成全年煤炭去产能任务。上述要求归纳起来,即为每月“三报”,即每月5日前各地要报进度、报计划、报执法检查结果。各地区应当明确责任人,落实好每月“三报”,以便全面准确适时地把握进度,更加将去产能行动充分夯实在下半年各月中。
　　确保8月上旬把责任和任务压实到位,限产政策毫不放松。
　　种种信号显示,接下来限产政策更加严格。8月4日的部际联席会议要求8月上旬要把责任和任务压实到位,按时如实上报进度,各地要严肃认真兑现责任书承诺。要继续严格控制新增产能,坚决查处各种形式违法违规问题,落实月度报告通报制度,切实做好职工安置、债务处置和奖补资金使用等。总体上,会议对目前去产能工作的目标、期限、进度、质量与责任落实都提出了要求。目标上,要确保只减不增,全部完成;期限上,只能提前,不可违期;进度上,按月上报,公开通报;质量上,严防弄虚作假;责任落实上,要明确到地方、企业、责任人。限产政策将从更全面的角度细化切入,多维度严控产能,政策难放松。
　　去产能中发挥先进产能作用,促进行业转型升级。
　　日前发改委发布的《发挥先进产能作用的意见》要求各地要全力落实落后产能应退尽退、先进产能不承担去产能任务、其他产能按比例去产能的原则,先进产能可从各地去产能基数中适当扣除。先进产能认定工作由各省(区、市)煤炭行业管理部门组织申报和初评,主要围绕机械化程度、资源利用率、安全程度、能耗环保和质量五大标准进行评定。同时有关部门将研究出台相关鼓励政策,为先进产能的发展创造更加有利的环境,争取通过3~5年努力,全国先进产能的比例达到60%以上。预计此举通过落后产能向先进产能的置换作用,可推动煤炭行业向优质高效化迈进,有利于从质上带动煤炭行业脱困升级。
　　下半年去产能进程将提速,持续看好煤炭供给侧改革推进。
　　煤钢行业脱困部级联席会议的召开更加强调了严格推进去产能各项措施的决心,结合之前提出今年11月底前完成任务的要求,改革进入全年最大力度。各省后续将陆续披露任务分解目标和进度安排表完毕,将引导退出产能将快速出清,煤炭行业化解产能进程将加速,而先进产能作用的发挥将从质上改变目前煤炭行业安全系数较低、环保程度与技术含量仍有待提高的局面。目前阶段尚未到政策微调期,接下来9-10月份焦煤旺季、10-12冬储煤时节到来,未来3个月可能是煤炭供给最紧张时刻。产能的加剧收缩会使库存偏低、供需失衡的状况大概率维持,供给不放松,配合下半年1.8亿吨去产能目标,后续煤炭价格将在去产能、276严格执行并继续推广、产业链低库存、旺季等因素支撑下继续攀升,将为四季度用煤高峰期煤炭市场持续回暖提供有力支撑。在推荐配置上,建议继续关注我们的核心组合:西山煤电、陕西煤业、兖州煤业、*ST神火、盘江股份、冀中能源、阳泉煤业、潞安环能。

(3) [煤炭行业现状]解读《关于发展煤电联营的指导意见》

　　为加快调整能源结构，积极理顺煤电关系，国家发改委制定了关于发展煤电联营的指导意见，下面是小编给大家整理的解读《关于发展煤电联营的指导意见》，供大家阅读与参考。
　　近日，国家发展改革委印发了《关于发展煤电联营的指导意见》(发改能源〔2016〕857号)(以下简称《意见》)。《意见》从发展煤电联营的重要意义、发展原则和重点方向、实施要求、政策支持、组织实施等方面提出了若干指导性意见，有利于促进煤炭、电力行业协调有序发展。
　　煤电联营发展现状及存在问题
　　我国煤电联营在经历了萌芽、起步、快速发展阶段后，目前已具备了一定规模。截至2014年底，全国煤炭企业控股和参股燃煤电厂总装机达1.4亿千瓦，占全国燃煤电厂总装机容量的17%，主要发电集团参股控股煤矿总产能达3.2亿吨/年，占全国电煤消费总量的13%左右。
　　经过多年实践，一些大型煤炭、电力企业依托自身优势，逐步形成了各具特色的煤电联营发展模式，在增强能源安全保障能力，化解煤电之争，降低煤电双方生产成本，促进资源优化配置，抵御市场风险，发展矿区循环经济等方面发挥了积极作用。
　　但随着我国经济社会发展进入到新的阶段，煤、电行业内外环境发生深刻变化，制约煤电发展的深层次矛盾进一步显现。相比国内煤、电产业规模，目前煤电联营规模仍然较小，行业融合度偏低，资源配置效率亟待提升、电煤市场波动剧烈，煤电矛盾依然突出，能源安全供应存在隐患，相关支持政策有待进一步完善。
　　发展煤电联营应遵循的基本原则
　　《意见》首先明确了发展煤电联营应遵循“市场为主、企业自愿，统筹规划、流向合理，调整存量、严控增量，互惠互利、风险共担，联营合作、专业经营”的基本原则。
　　近年来，受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响，煤炭需求大幅下降，供给能力持续过剩，同时我国用电量增速趋缓，全国电力供需总体宽松。在这种形势下，《意见》明确了政府和企业的定位，强调推动煤电联营应充分发挥市场机制和政府规划引导作用。在尊重市场规则的基础上，鼓励煤、电双方通过协商自愿形成联营模式。同时，为避免市场失灵和无序竞争，煤电联营项目还应符合国家能源发展战略的统筹规划，服从煤炭和电力发展规划。以结合电力等重点用煤行业发展布局，调整配置好现有煤炭生产能力为前提，通过联营合作，发挥煤、电行业各自优势，降低煤电联营整体成本，延伸产业链，提高风险对冲能力，实现煤电联营提质增效。
　　发展煤电联营的重点方向和合理模式
　　受电力项目类型、煤矿和电站布局、煤炭和电力市场以及企业资源配置等因素的影响，煤电联营发展存在多种各有优劣的模式。为此，《意见》明确了发展煤电联营应兼顾煤、电双方利益，有效融合专业优势，针对不同重点方向选择最适合的模式：
　　一是大型煤电基地坑口电站优先采取煤电一体化模式。大型坑口电站，尤其是大型煤电基地外送通道配套电源项目，电煤需求量大，距离煤矿近，电力目标市场和输电规模比较稳定，较适合采用煤电一体化运行模式降低项目投资、减少运行成本，提高煤电一体化项目的市场竞争力。
　　二是低热值煤等资源综合利用电厂适合煤电一体化模式。资源综合利用电厂以低热值的洗中煤、煤泥和煤矸石为燃料，属于国家鼓励类产业。低热值煤发电项目采用煤矿、洗煤厂、电厂为同一投资主体控股的“煤电一体化”模式，是煤炭企业扩展电力板块的重要突破口和电力企业保障低成本燃料供应的重要途径。既可减少低热值煤长距离运输，提高外运煤炭质量，避免运力浪费，也可发挥燃料成本低的优势，统一调运低热值燃料资源，降低电力生产成本。
　　三是不具备一体化条件的，鼓励采取大比例交叉持股模式。对于形成一定规模、实力比较强的大型企业，可以采取专业化公司模式。对于多数项目，煤炭和电力企业相互参股模式是最佳的合作模式，能结合自身特点有效发挥各自优势。对于中东部等煤电矛盾突出地区，可因地制宜跨区域联营，通过大比例交叉持股，保障长期稳定的燃料供应和电煤销售市场。
　　充分利用存量资源化解过剩产能
　　2012年以来煤炭需求增速持续放缓，2014年煤炭需求减少2.9%，而近10年煤炭采选业固定资产投资却大幅增加，与煤炭消费需求相比，煤炭产能过剩问题突出。今年2月国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号)，提出严格控制煤炭新增产能、促进行业调整转型、鼓励发展煤电一体化、引导大型火电企业与煤炭企业之间参股等明确要求，着力将积极稳妥化解过剩产能与结构调整、转型升级相结合，实现煤炭行业扭亏脱困升级和健康发展。
　　为更好的落实国发〔2016〕7号文件关于进一步化解煤炭行业过剩产能、推动煤炭企业实现脱困发展的精神，《意见》在优先消纳存量项目，严格控制新增项目的基础上，进一步明确了科学推进存量煤电联营的重点发展方向，鼓励有条件的煤炭和电力企业突破行业壁垒，发展混合所有制，实现产权多元化，通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式形成在役煤矿和电站的联营合作。同时，为确保有效化解过剩产能，《意见》还明确了新建煤矿必须同时符合减量置换要求。
　　加大煤电联营的政策支持力度
　　一直以来，国家相关产业政策在规划、基地建设、企业兼并重组等多方面积极支持煤电联营，尤其是煤电一体化发展。但在当前形势下，发展煤电联营仍然面临严峻的挑战，一方面煤炭企业办电积极性高，但受制于效益下滑，面临资金匮乏和电力过剩双重压力，另一方面，电力企业办煤积极性下降，对市场预期持续低迷。
　　为此，《意见》提出了鼓励发展煤电联营的相应支持政策。在规划方面，除必要的生产接续煤矿项目和城市热电联产、电网安全需要建设的电源项目外，优先规划符合重点方向的煤电联营项目，并在项目优选时优先安排。在核准建设方面，简化核准程序，协调办理进度，力争实现配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设。在运营方面，将煤电一体化项目用电纳入配套电厂厂用电范围，同等排放和能耗条件下发电优先上网，优先参与电力市场化交易。
　　多渠道高标准规范煤电联营发展
　　煤电联营的管理和规范化发展，是煤炭、电力行业转型升级融合的关键。发展煤电联营，除了加大政策支持力度，还需要在项目实施过程中提高标准，通过多种渠道共同协力齐抓共管。一方面，要充分发挥两个行业的专业化管理优势，采用委托管理运营等方式提高专业管理水平，提高煤电联营项目的资源利用效率和经济效益，进一步促进煤炭安全绿色开发、提升电厂清洁高效发展水平。另一方面，要调动国家和省级能源主管部门、国家能源局派出机构、煤炭电力行业协会和企业自身在推动煤电联营发展中的积极性。通过搭建交流平台，加强咨询服务，加快企业转型，强化监督管理等方式，促进煤电联营有序推进和规范化运作，形成煤炭和电力行业相互融合的良性发展机制。
　　下面是意见的全文：
　　关于发展煤电联营的指导意见
　　为贯彻落实习近平总书记关于我国能源安全发展的“四个革命、一个合作”重要战略思想，加快能源结构调整步伐，积极理顺煤电关系，促进煤炭、电力行业协同发展，提高能源安全保障水平，现提出以下意见：
　　一、充分认识发展煤电联营的重要意义
　　煤炭是我国主要的一次能源，燃煤电站是我国电力供应的基础，煤炭和电力是两个高度相关的国民经济重要支柱性行业。煤电联营是指煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发展模式，其中煤电一体化是煤矿和电厂共属同一主体的煤电联营形式。近年来，在国家政策引导下，我国煤电联营取得一定进展。截至2014年底，煤炭企业参股控股燃煤电站达1?4亿千瓦，发电集团参股控股煤矿年产能突破3亿吨，形成了以伊敏为代表的煤电一体化和以淮南为代表的大比例交叉持股等多种发展模式。发展煤电联营，有利于形成煤矿与电站定点、定量、定煤种的稳定供应模式，提升能源安全保障能力;有利于构建利益共享、风险共担的煤电合作机制，缓解煤电矛盾;有利于实现煤矿疏干水、煤泥、煤矸石和坑口电站乏汽的充分利用，促进绿色循环发展。
　　二、发展原则和重点方向
　　(一)发展原则
　　一是市场为主、企业自愿。充分发挥市场在能源资源配置中的决定性作用，尊重市场客观规律和企业选择权，煤炭和电力企业根据自身发展需求，自主开展煤电联营工作。二是统筹规划、流向合理。按照国家能源合理流向，结合煤炭重点运输通道统筹规划，科学开展煤电联营工作，提高煤炭传输效率，避免能源迂回倒流和低热值煤远距离运输，促进资源优化配置。三是调整存量、严控增量。结合煤炭、电力行业发展布局，调整配置大型煤炭基地内现有煤矿、电力项目，优先消化存量项目，严格控制新增项目。四是互惠互利、风险共担。煤电联营要促进煤炭、电力企业的互惠互利，通过结成利益共同体实现风险共担，增强企业综合竞争力。五是联营合作、专业经营。在推进煤电联营发展时，要尊重行业客观发展规律，实现优势互补，提高煤电联营项目中的煤炭、电力板块的专业化管理水平。
　　(二)重点方向
　　一是重点推广坑口煤电一体化。科学推进西部地区锡盟、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等大型煤电基地开发，在落实电力消纳市场的前提下，有序扩大西部煤电东送规模。大型煤电基地坑口电站建设时，要着力推广煤电一体化发展。不具备条件的，原则上应发展煤电双方大比例交叉持股模式。优先利用在运及在建煤矿的富余产能发展煤电联营。
　　二是在中东部优化推进煤电联营。根据煤炭、电力行业发展形势，以我国中东部区域的煤电矛盾突出地区为重点，根据国家“西煤东调”、“北煤南运”电煤运输格局，推进电煤供销关系长期稳定且科学合理的相关煤炭、电力企业开展跨区域联营，增强负荷中心电力供应保障能力。
　　三是科学推进存量煤电联营。按照“政府引导、企业自愿、分类施策”的方针，针对在役煤矿和电站，鼓励有条件的煤炭和电力企业突破传统的行业、所有制限制，通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式，着力推进存量煤矿和电站实现联营，鼓励发展混合所有制，促进国有资产保值增值。
　　四是继续发展低热值煤发电一体化。在主要煤炭产区的大型煤矿坑口建设低热值煤电厂时，原则上应按照煤矿、选煤厂、电厂一体化模式推进，提高低热值煤综合利用水平，发挥低热值煤发电在推进煤炭清洁高效利用和构建矿区循环经济体系中的积极作用。
　　五是建立煤电长期战略合作机制。发挥煤炭交易平台功能和市场配置资源作用，以煤炭交易价格指数为依据，促进供需协作，积极推动电力企业与煤炭企业建立长期战略合作，形成煤电价格联动、风险共担的合作机制。
　　三、实施要求
　　(一)提高煤电联营资源利用效率。新建煤电联营项目要尽量采用规划、设计、建设一体化模式，充分考虑燃料皮带运输、矿井疏干水复用、低热值煤就地消纳、锅炉灰渣回填复垦及综合利用、电站乏汽矿区供热等优化措施，确保电厂燃用设计煤种，有条件地区，在煤电一体化项目中鼓励开展煤炭分质梯级利用，促进循环经济发展。
　　(二)增强煤电联营专业化管理水平。在推进煤电联营时，要充分发挥专业化管理优势，实现优势互补，鼓励采用委托管理运营等方式，提高煤电联营项目生产效率和经济效益，进一步促进煤炭安全绿色开发、提升电厂清洁高效发展水平。
　　(三)提升煤电联营项目竞争力。煤电联营项目要尊重市场规律，全力打造具有竞争力的市场主体。对于存量项目联营，要发挥市场作用，避免“拉郎配”，推进强强联合，提高联营整体实力。对于增量项目，要坚持高起点，建设大型现代化煤矿和先进高效环保机组，提高经营效益。
　　四、政策支持
　　(一)“十三五”期间，在制定煤炭和电力发展规划时，除必要的生产接续煤矿项目和城市热电联产、电网安全需要建设的电源项目外，优先规划符合重点方向的煤电联营项目，优先将相关煤矿和电源纳入煤炭和电力发展规划，并在省级能源主管部门优选项目时优先安排。新建煤矿必须同时符合减量置换要求。
　　(二)对于符合重点方向的煤电一体化项目，各相关单位要加大协调力度，优化核准等相关程序，力争实现配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设。
　　(三)将煤电一体化项目的项目用电纳入配套电厂厂用电范围。
　　(四)在同等排放和能耗条件下，电网调度优先安排煤电一体化及其他煤电联营项目电量上网。支持煤电一体化项目优先参与跨区、跨省等电力市场化交易。
　　五、组织实施
　　(一)搭建服务平台。省级能源主管部门负责搭建交流平台，促进煤炭和电力企业磋商合作，协调解决煤电联营过程中的问题，并督促支持政策落实到位。
　　(二)加强咨询服务。煤炭、电力等行业协会要加强煤电联营模式和产业融合机制等相关研究，及时开展技术交流和经验推广，为企业做好咨询服务。
　　(三)加快企业转型。相关企业应加快转变发展思路，根据自身情况特点，积极参与煤电联营，理顺协调机制，合理配置企业资源，科学组织实施，增强企业平稳健康发展能力。
　　(四)加强监督管理。国家能源局各派出机构、各省级能源主管部门加强对辖区内煤电联营企业监督管理，促进煤电联营有序推进和规范化运作，同时避免推进过程中形成垄断。

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