作者：宋媛 杨佳
前言
近年来，矿电联营项目作为能源转型与资源保障的交汇模式，正逐渐成为国际投资领域的关注焦点。随着全球能源价格波动与碳减排压力的加剧，矿电联营项目不仅是传统矿业企业降低能源成本、提升供能稳定性的战略选择，也成为电力企业商业拓展、获取稳定负荷与资源支撑的重要路径。这种矿电相互服务的协同关系，使项目同时具备商业逻辑与政策导向的双重价值。
对于中国企业而言，矿电联营模式的研究具有特殊意义。近年来，中国企业在全球矿业、电力及新能源投资中已形成较强的工程、融资与技术能力，而这一模式也与我国“走出去”战略方向相契合。在实践中，无论是以何种模式参与矿电联营项目，中国企业均需在复杂的东道国法律环境中平衡政治、合规等多重风险。
本报告分三期连载刊出，旨在系统分析矿电联营项目的商业逻辑与法律结构，就“矿服务电”和“电服务矿”两类主要的矿电联营模式，分别结合典型国家政策与实践案例，探讨主要风险与应对路径，为企业在境外投资决策与风险管控中提供参考。
“矿电联营”的概念与分类
一、基本概念
根据业界内通常的理解与项目实践，“矿电联营”一般是指在矿产资源开发项目中，采矿活动与电力供应活动相互嵌入、相互服务的一种投资及运营模式。该模式通过在发电体系中嵌入矿产资源供给环节或在矿区附近配置电力生产设施，实现资源与能源的高效协同。
“矿电联营”核心特征是资源开发与电力生产的空间与经济耦合，通常依托当地矿产燃料、土地与配套基础设施，在同一产业链内部实现燃料供应、电力生产、加工用能与余电上网（如适用）的闭环。
与传统的单一矿业投资或独立电力投资不同，矿电联营项目具有明显的产业协同属性。传统矿业项目以矿产勘探、开采及冶炼为核心目标，而电力项目通常专注于发电及售电。矿电联营模式则通过建设矿区电源点，在同一投资体系内整合燃料供给与电力消耗环节，使得资源开发、能源供给与产业加工形成内循环。这一模式不仅减少了运输与供电成本，也优化了项目的供应链稳定性与投资收益结构。
近年来，矿业与电力行业均处于多维度结构调整的转型过程中，根据世界经济论坛（WEF）发布的《矿产资源的下一章：推动创新、资源管理和全球进步（2025）》（Mining's Next Chapter: Driving Innovation, Resource Stewardship and Global Progress（2025）），矿业在全球能源转型中的角色正由“高能耗产业”转变为“能源共建关键行业”。
“矿电联营”在以上能源转型过程中起到重要作用：一方面，煤矿产业通过在资源产地建设电站，将燃料直接输送至电厂现场，实现以矿促电；另一方面，随着能源结构低碳化和电力系统现代化的推进，电力又成为了矿业转型驱动力。
二、主要类型
根据矿产资源与电力系统之间功能关系的不同，“矿电联营”可大体分为两类：一类为“矿服务电”，即矿业活动支撑电力生产；另一类为“电服务矿”，即电力体系推动矿业运行。
（一）矿服务电——以坑口电站为典型
“矿服务电”是指以矿产资源供给支撑电力生产的模式，典型代表即坑口电站（mine-mouth power plant），通常电厂建在煤矿或燃料矿山附近，通过短距离输送实现燃料直供。
在此类项目中，煤炭或其他能源矿产在开采地附近直接转化为电能，实现“以矿促电”的就地利用。该模式显著降低了燃料运输成本和能量损耗，提高了整体能源利用效率，同时减少了运输过程中的环境外部性。
“矿服务电”项目通常受到能源主管部门的统筹规划，其燃料供应、发电设施与输电网络通常在设计阶段即实现协同配置。
例如，印尼在2016年颁布《能源与矿产资源部第9号令》（PerMenNo.9/2016），确立了“矿口煤定价机制”，要求煤矿与坑口电站之间的供煤价格以“生产成本加15%—25%利润率”为定价标准，从而取代此前由政府审批煤价的做法。该政策于同年经第24号令修订，进一步明确了定价公式及报告义务。这一制度设计使煤矿与电厂之间的合同价格形成机制从法律层面获得政策保障，奠定了印尼矿电联营的基础。
又如巴基斯坦Thar煤电一体化项目，该项目由露天煤矿与两台330兆瓦的坑口电站构成，电力通过国家输电系统并入国家电网。该项目的投资、特许经营及购电安排均依托政府批准的一体化框架，被视为矿电结合的典范。
类似的结构还见于南非Matimba电站，该电站由Grootgeluk煤矿通过输煤皮带直接供煤，形成典型的“矿电同址、燃料直供”模式。
（二）电服务矿——包括矿业项目业主的自营电站（包括与合作股东合资形式投资电站）、企业购电协议（Corporate PPA）以及产业资源池
与上文提到的“矿服务电”不同，“电服务矿”更强调电力系统对矿业生产的支撑，通过保障供能安全、降低能耗成本与推动绿色转型，电力体系建设运营促进了矿业项目发展。
“电服务矿”模式下，一方面，稳定、可预测的电力供应保障了采选、冶炼等高能耗环节的连续运转；另一方面，低碳电力的引入推动矿企减少间接排放、履行“环境、社会与治理”（ESG）责任并提升国际市场竞争力。因此，电力支撑矿业的矿电联营将成为资源型企业优化能源结构与实现可持续增长的重要路径。
在具体形态上，该模式主要包括以下三种类型：
a.自营电站：矿业项目业主（无论独资还是与第三方合资）自建、自产、自用的发电设施，用于保障生产连续性并降低外部供电不稳定带来的运营风险；
b.企业购电协议（Corporate Power Purchase Agreement）：矿业企业与没有股权关联的第三方独立电力生产商签署长期购电协议，通过市场化合同获得稳定、可预期的电力供应；
c.产业资源池：可再生能源电力开发商在同一区域建设发电及储能系统，通过共享电力基础设施或互补调度，为多个矿业企业（包括但不限于采矿企业、冶炼加工企业、配套服务企业）供电，实现低碳、高效的能源供给。
“电服务矿”模式顺应了国际能源结构转型，能源供应“绿色化”与“电力市场化”的演变方向，在近年来发展较为迅速。众多主要国际矿业企业已将可再生能源整合至其矿区运营体系中，并通过合同化机制（如长期购电协议）实现电力供应的可持续性。例如，力拓集团在加拿大魁北克投资约12亿美元升级自有水电设施，为铝冶炼业务提供清洁电力，并在澳大利亚签署多项长期光伏及储能购电协议，以确保低碳能源供应。
在部分非洲及拉美国家，政府也在引导矿业项目采用“可再生电力与矿业协同”的开发模式。例如，赞比亚、智利和秘鲁均出台鼓励矿业企业投资光伏、风电或水电设施的政策，允许其在满足自用后将剩余电力上网销售，以促进本地能源结构多元化。
矿电联营的驱动因素和制约因素
矿电联营项目的出现与发展，无论是“矿服务电”还是“电服务矿”，均有其内外部的驱动因素。同时，因矿业项目与发电项目各自不同的商业逻辑与物理条件，二者的结合又受制于各种影响因素。下文将分别就驱动因素与制约因素进行详细阐述。
一、驱动因素
矿电联营的形成与演化受经济、政策与全球趋势三方面因素共同推动。
（一）经济因素
对于“矿服务电”项目，特别是其主要形式坑口电站而言，最直接的经济因素是为了节省发电成本，即显著降低作为发电原料的运输成本。以火电为例，其发电原料为符合热值标准的煤炭，在某些成熟煤炭市场中（如北美），煤炭的平均运输成本约占火电站总成本的40%。通过在煤炭原料供应就近建站发电，可大幅降低长距离运输的费用与不确定性。
而对于“电服务矿”项目，驱动矿业项目（包括勘探、开采、精炼、加工等在内的各类与矿业相关的生产经营项目）与电站联合一体化经营的经济因素更为多样，尤其是矿业项目传统上从公用电网购电之外，以可再生能源发电作为重要补充甚至替代的考量因素，主要包括以下几个方面。
1.在全球矿业现阶段，矿业生产的耗能增大，进而能源需求量增加。
随着全球主要已探明储量矿区的持续开采和生产，既有矿业项目易开采区域内的高品位矿产资源愈加减少，更多的矿区进入开采后期乃至尾矿阶段。为保证同等矿产品位且确保产量不降低，采矿企业或加工企业通常需要从两方面着手：一是对矿区更远距离或更深度地层进行矿产开发，二是更新设备与强化技术，对矿石予以进一步处理和精炼。无论是哪种方式，矿业项目的生产能耗都会大幅提升。例如，对铜矿项目而言，如果项目后期铜矿石品位每下降0.2%—0.4%，则为继续生产同等品质的矿产品，能源消耗（包括电力、化石燃料）将增长7倍。
2.矿业生产所需能源的价格波动性强，自有可再生能源电力提供了有效解决该问题的可能性。
鉴于矿业生产属于高耗能行业，因此能源的价格波动将极大影响矿业项目的生产运营成本进而决定其利润率。根据统计，针对不同类型的矿业项目，能耗成本占一个矿业项目总成本的15%—40%，而在全部的能耗成本中，化石燃料占比57%，电力占比40%。因此，一旦作为大宗商品的化石燃料国际供应价格出现剧烈波动，将使矿业项目的生产成本相应重大影响。
对于火电等以燃煤作为发电来源的矿业项目，化石燃料价格波动也将使电价产生联动效应，进一步加剧生产成本的波动幅度。
在化石燃料高度依赖进口的国家和地区的矿业项目，以及矿区距离化石燃料供应地距离遥远需要长距离运输的矿业项目，其生产成本受能源价格波动影响程度更高。
3.传统能源供应存在不稳定风险，自有可再生电力供应可以作为新的解决方案。
从满足用电需求的角度，对于矿业这种高能耗产业，电力供应的可靠性与稳定性直接关系到生产连续性与成本控制，自建或联营电源有助于避免电网波动造成的停产风险。
从替代化石燃料成为矿业生产资料和原材料的角度（例如制热能环节用电替代石油和煤炭，制氢环节用电替代石化能源等），矿电联营也可有效解决传统化石燃料的供应安全风险，主要体现在两个方面。第一，对于高度依赖化石燃料进口的国家和地区，其供应安全明显受国际环境变化的影响，如果发生项目所在国家或地区遭受国际制裁导致燃料进口受限制，则对矿业项目正常运行造成直接的致命影响，该等案例屡见不鲜；第二，很多矿产资源丰富的发展中国家，其矿产资源分布在远离城市和重要基础设施的地域，交通运输、原料存储、电力传输等重要基础设施均可能严重不足，也将给矿业项目运营安全带来不确定性。
出于上述原因，矿业企业倾向于重新审视其项目能耗结构，以图降低与能源供应安全性相关的风险，而传统上，就满足生产用地需求的稳定这个角度，主要是通过建设柴油或天然气自备电厂的方式增强电力供应稳定性。即便是在主要使用公用电网传输电力的项目中，也存在配置自备电厂的情况，矿业企业希望以此来降低因电网限电或供应不足所带来的运营影响。而对于以电力替代化石燃料作为生产资料或原材料的情况，则自备电厂无法满足此类需求，就可能需要考虑在矿业项目附近建设大型独立发电厂。
当然，必须看到的是，即便采用上述方式也可能无法彻底解决能源供应安全性方面的运营风险：在自备电厂发电原料是柴油或天然气的情况下，在依赖进口的国家和地区仍存在供应不足的风险；而对于建设大型独立发电厂的场景，则受限于下文将阐述的各种制约因素。
（二）政策因素
在政策层面，东道国的资源民族主义与产业本地化政策对矿电联营的发展起到了关键推动作用。例如，印尼、赞比亚等资源国相继出台未加工矿石出口禁令、下游加工义务等要求，促使投资者在境内建设加工设施与配套电源。这种“政策型联营”在法律上体现为通过特许经营协议（Concession Agreement）或投资协议（Investment Agreement）将矿业与电力开发一并纳入投资义务。与此同时，部分国家的能源规划倾向于优先批准坑口电站与自备电项目，以增强能源独立性与地方财政收入。
（三）全球环境因素
在全球层面，矿电联营模式的绿色转型受到 ESG标准与气候政策的直接影响。国际金融机构（如世界银行、国际金融公司）在项目融资中普遍要求投资方披露项目碳排放路径与可持续运营方案。若矿业项目仍使用高碳燃料作为生产资料和上游原材料，其融资成本和合规风险显著上升。相反，整合使用可再生能源的矿电联营项目更易获得条件合适的绿色贷款、碳信用或项目所在过政府给予的税收减免。联合国环境规划署（UNEP-FI）与国际能源署（IEA）的研究均指出，未来十年关键矿产需求的增长将伴随低碳电力消费的同步扩大，资源开发企业若未建立可持续能源体系，将面临结构性竞争劣势。
因此，矿电联营模式从以燃料成本与供应安全为导向的“煤电联营”，逐渐演进为以产业协同与低碳转型为核心的“资源与能源复合投资”。这一演变既反映了资源国对产业附加值与能源安全的双重追求，也体现了国际资本与政策环境对可持续发展的制度性约束。对国内矿业企业而言，未来参与矿电联营项目不再仅是能源配套的工程问题，而是涉及投资结构设计、许可合规与绿色金融的综合课题。
二、制约因素
在充分解析矿电联营项目产生和发展的正向驱动因素之后，也不得不正视的一个情况是，矿业项目与电力项目各自作为独立生产项目在设计、建设与运营阶段都要受限于自身独有的条件，而二者整合联营将受限于一系列制约因素，并需充分考虑和设计矿与电两个部分之间的衔接和协调问题。此外，鉴于大型独立电厂重前期投入的特性，矿业企业也会希望电力部分的“物尽其用”，包括满足矿业项目从前期勘探到尾矿阶段全生命周期不同的电力使用需求、余电转售电网公司，以及满足周边配套设施和社区用电需求可能性等问题。
概括言之，影响矿电联营项目实施的制约因素主要有以下四点。
（一）矿业项目相关外部条件是否适宜开发电力项目
该制约因素主要适用于可再生能源发电项目，可再生能源发电设施（光伏面板或风机）是否能够整合成为矿电联营的组成部分，受限于矿业项目诸多外部条件，包括但不限于矿区所在的气候条件是否符合发电条件（如太阳日照小时数或倾斜角度、风力风速等）、地形条件（如大面积平整区域通常更为适合建设光伏项目）、电网连接条件（公共电网设施是否接入到矿区或附近的主要城镇）。
此外，矿业项目附近是否存在其他更具经济性或易于获得的发电来源，也需考虑。例如，如果矿业项目所需电力可以依靠附近稳定运行的水电设施获得供给，则整合建设光伏或风电项目的必要性将显著降低。
（二）矿业项目与电站运营周期的匹配
通常而言，矿业项目能耗最大的阶段在运营期，即开采阶段。业界关于“矿电联营”的既有研究也主要关注就矿业项目开采阶段，矿业项目运营周期和电站运营周期的匹配问题。
但需要提示的是，除了开采阶段，矿业项目的前期勘察和钻井，以及矿坑关闭后土地回复和污染防治阶段，也都需要大量消耗电力和能源，因此考虑配建可再生能源电站时，也应考量电站是否能满足矿业项目在这两个阶段的用电需求。
在前期勘探和钻井阶段，矿业项目几乎无法获得公用电网的电力，而只能依靠自备的柴油发电机提供该阶段活动所需全部电力，且发电原料的供应依赖现场运输条件。而在项目关停阶段，矿业企业通常要承担拆除设施、恢复地理地貌条件、污染防治和监控以及检测防护措施长期维护等关停后义务，而履行该等义务一方面本身即需要持续的电力供应和能源消耗，另一方面矿业企业需要继续占用和维持项目土地至一定期限。研究显示，配建发电站的矿业项目在关停后阶段，甚至可以探索将电站租用给第三方运维团队运行并向周边城镇或社区提供电力的可能性。
（三）东道国是否建立适当的监管框架
在全球大多国家，能源和电力领域均属于受监管行业。能否适用矿电联营模式在矿业项目上，很大程度上取决于项目所在国是否在立法体系和监管框架方面都具备充分成熟的管理体制。这一方面体现在该国是否存在明确立法禁止或限制任何私营主体向第三方私人主体出售电力，另一方面也体现在现有监管框架是否实际提供了矿电联营的可操作空间。
就前者而言，一些国家电力市场采用“单一购电方”模式，发电设施所发送电力只能出售给国家电网公司或主管部门指定机构，在此类监管框架下，除完全离网的自备电厂外，矿业企业无法自行整合配建服务于特定矿业项目且接入当地电网的大型光伏或风电项目。
就后者，矿业企业需要通过法律环境尽调了解并审视东道国现有的矿业监管体系和电力监管体系是否能够实际适用于矿电联营模式，并根据拟议项目的具体交易安排研判在东道国监管体系下对应的监管与许可要求。
（四）电力消纳空间
如拟议矿电联营项目拟接入公共电网并且余电上网的收益在项目收入模型中占重要组成部分，则与单纯作为特定矿业项目备用电源的自备电厂不同，接入电网的矿电联营项目还需充分考虑电量消纳的问题，即，如果矿山出于商业考量主动减产或因外部因素被动减产，未能消纳的电量如何处理的问题。无论是返售电网，还是就近出售给附近城镇或社区，还是配建储能设备进行存储，都要求相应的设计、载荷论证及基础设施投资，而这些又与矿业项目的矿种、矿区设计、开采方案和地理条件等相关联，需要予以综合性的全面考量。
（作者单位：中国电建集团国际工程有限公司）
