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IIGF观点 | 周洲、任玉洁：煤新联营的资金需求、供给机制与收益实现路径浅析

发布时间：2026-04-25

煤新联营指煤电与新能源通过一体化开发、共同送出、调节能力共享及收益联结等方式，形成多能互补、协同运行的联合经营模式。煤新联营进一步面向新型电力系统条件下煤电调节能力、新能源消纳能力与环境价值实现之间的协同配置。在推动煤新联营机制前，煤电联营也是重要的行业发展机制，指煤炭与煤电企业通过资本融合、相互参股、长期协议或一体化项目建设等方式，形成上下游协同经营与风险共担的组织安排，更加侧重煤炭与煤电之间的成本疏导、供给稳定与利润协调。本文从资金视角出发，围绕联营主体之间的合作方式及资本路径、企业层面与项目层面的资金需求差异和资金供给情况开展分析。研究认为，煤新联营的关键在于煤电调节价值、环境价值与高强度资本开支之间的财务平衡；企业层面更受长期资本约束，项目层面更受建设、改造与系统配套资金约束；现有供给端已形成包括金融支持，容量电价、辅助服务、绿证绿电等市场性收益，以及REITs退出等多层次工具。

一、煤新联营的资本合作路径

煤新联营主要通过并购重组、合资合作、长期协议和配套共建等安排，将煤电、新能源、电网接入和调节设施纳入同一框架。当前实践中，煤新联营主要表现为大型基地一体化开发、煤电企业配建新能源、异地主体通过协议共享容量与收益，以及围绕储能、升压站和送出线路开展的协同建设，旨在处理调节能力共享、送出通道共用和环境价值分配问题（详见表 1）。

表 1 代表性联营路径和资金特征汇总

从资本路径看，现阶段并购重组是大型煤新联营的的典型方式，尤其适用于大型能源集团。这种方式能快速在集团层面形成“煤电与新能源”的协同互补，利用煤电作为基础保障电源和灵活调节电源的优势，支撑大规模新能源并网消纳。合资合作、长期协议和配套设施共建更适用于多主体协同、共享基础设施和统一调度控制要求较强的场景，如风光火储基地、跨区域共享送出通道项目，以及矿区“发电+治理”复合型项目。在这些场景下，资金重点投向升压站、送出线路、储能装置、灵活性改造、多能互补调度平台以及矿区治理和生态修复等共享设施。主要投资特征是前期投入集中，建设时序与并网时序要求强，单项配套资产回收周期偏长，收益则依赖后续系统协同、增量发电量释放和市场化补偿机制兑现。对应不同协同深度，物理耦合主要围绕升压站和送出线路共建，系统耦合进一步叠加煤电灵活性改造、储能和统一调度平台，资源复合则把新能源开发与矿区治理、生态修复结合起来。耦合程度越深，前端资本开支越大，对项目治理和长期资金的要求也越高。

二、煤新联营的资金需求特征

煤新联营的资金需求贯穿资本组织、项目建设、系统配套、运营支撑和退出再配置全过程，不同类型的煤新联营的所需的资金类型不一样，且不同节点对资金规模、期限、成本和回收方式的要求也不相同。总体来看，联营模式中的资金需求可以分成两类，一类是公司层面的长期资本需求，决定联营主体能否组织联营、整合资产并形成持续投资能力，这类需求在并购重组和资产整合驱动的联营场景中更为突出；另一类是项目层面的建设、改造和运营资金需求，决定联营项目能否建成、并网、运行并形成稳定现金流。项目层面的资金需求，既可以源于并购重组后新主体的投资需求，也可能存在于合资合作、配套共建等过程中。

（一）公司层面

公司层面的资金需求集中在资本组织、资产结构调整和融资能力、退出再配置三个环节。资本组织阶段通常对应新能源/煤电资产收购、项目公司设立和资本金配置。这一阶段缺少的不是一般流动资金，而是能够支撑股权整合、资产注入和表内扩张的长期资本。对大型能源集团而言，这部分资金旨在把煤电、新能源及相关配套资产纳入统一经营框架，为后续建设投资、收益结算和财务统筹提供基础。

从资产结构调整和融资能力环节看，联营推进过程中，企业往往需要同时承担并购支出、资本金投入、存量债务滚续和传统业务保供任务。其中并购支出主要用于收购新能源项目公司股权、获取存量风光资产及相关开发指标；资本金投入用于满足大型基地项目资本金比例要求、设立项目公司以及撬动后续债务融资；存量债务滚动是指在既有煤电、煤炭或综合能源业务仍承担保供职责的情况下，对原有借款进行续作和结构优化；此外，煤款采购、机组运维、供热保供和部分自备电厂运行等传统支出，也会持续占用企业表内资金。如果缺乏足够长期资本，即使项目本身具备投资价值，企业也可能因资产负债表约束而难以持续推进联营布局。

从退出再配置环节看，新能源电站、储能及相关基础设施形成稳定现金流后，可通过REITs等方式实现资产证券化，将沉淀在表内的长期资产转化为下一轮联营投资所需资本，从而缓解资本长期占压，提高资金周转效率。近年来中航京能国际能源REIT、工银蒙能清洁能源REIT等产品相继推出，说明新能源基础设施已经具备一定的证券化条件。

（二）项目层面

项目层面的资金需求主要体现在建设、系统配套、运营支撑环节。在建设环节，煤电联营中的投入主要集中在煤电一体化项目和相关协同设施，煤新联营则除新能源电站本体外，还可能覆盖煤电灵活性改造、储能配置、升压站扩容、送出线路和并网系统改造等。国家能源局在对《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》的解读中提出，煤电升级重点已由一般提效改造延伸至宽幅调峰、快速响应、热电解耦和智能运行等能力建设，项目层面的资本开支正在由单一发电设施扩展为综合调节能力建设。这类投入整体呈现前期资本开支高、回收周期长的特点。例如一台30万千瓦机组的灵活性改造通常投入4000万—8000万元，供热改造投入在3000万元以上，低碳改造投入可超过1亿元，回收周期普遍为5—8年，部分老旧机组甚至超过10年。项目层面的关键矛盾并非缺少改造方向，而是高强度资本开支与较长回收周期之间的不匹配。

在系统配套环节，煤新联营并不是把风电、光伏和煤电简单叠加，而是通过共用升压站、统一送出、储能支撑和调度控制形成协同运行。对应到资金上，物理耦合主要增加并网和送出投资，系统耦合进一步叠加储能、调度平台和煤电灵活性改造，资源复合还会增加矿区治理和生态修复成本。项目越接近“风光火储一体化”或“发电+治理”的综合形态，配套环节的投资强度就越高。

运营支撑环节则体现为项目投运后的持续资金需求。煤电联营需要维持煤炭购销、运维和内部结算，煤新联营还要承担储能运行维护、辅助服务参与、绿证交易和一定规模的流动资金占用。如果容量收益、辅助服务收益和环境收益释放不足，建设期形成的资金压力就会延续到运营期，进而影响项目的财务可持续性。

三、煤新联营的资金与收益来源

煤电联营与煤新联营的资金供给体系，已经形成了由政策性金融、商业融资、电力市场收益和资本市场工具共同构成的多层次结构，前端主要依赖公司层面的资本支持和政策性融资托底，中后端则更多依赖容量电价、辅助服务、绿证绿电交易以及资产证券化等机制实现收益回收与资本接续（详见表 2）。

表2 资金供给工具概览

在资本开支强、收益释放慢的建设和改造阶段，煤新联营前端资金来源呈现政策性金融托底、主体资本金配套和市场化贷款跟进并行的特征。其中，在支持煤电清洁利用和低碳化改造方面，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款自2021年设立后，额度已由2000亿元增至3000亿元，支持范围覆盖煤炭清洁高效利用、煤电清洁高效利用、煤炭安全生产和部分保供需求。人民银行公开信息显示，该工具采取“先贷后借”机制，利率为1.75%，主要作用在于降低建设期和改造期项目的融资成本，提高煤电改造、智能矿山建设和部分配套项目的可贷性。此外，煤电低碳化改造建设行动方案明确提出，要利用超长期特别国债等资金渠道支持符合条件的煤电低碳化改造建设项目，并探索由政府、企业和用户共同承担成本的机制。

在支持综合能源基地和多能互补项目整体布局方面，政策性银行贷款已开始进入大型清洁能源基地建设场景，例如国家开发银行支持的华电天山北麓戈壁基地610万千瓦新能源项目即配套建设储能设施。在资产整合和前端资本金落实方面，主体资本金、自有资金和市场化贷款仍不可替代。风光火储一体化项目、煤电灵活性改造和送出配套工程对资本金比例和前期垫资能力要求较高，单靠专项贷款难以覆盖完整建设周期；并购贷款也已开始进入综合能源资产整合场景。

进入运营阶段后，煤新联营的资金来源重点由新增融资转向收益回收，现金流主要来自联营体内部价值反哺和外部市场化收益两部分。其中，内部价值反哺是煤新联营区别于单一新能源项目的重要特征。煤电灵活性支撑能力提升后，新能源可发、可送和可消纳电量增加，由此形成的增量收益可通过内部结算和利润共享机制，反向覆盖煤电调节成本。外部市场化收益则主要包括容量收益、辅助服务收益、环境价值收益和碳市场收益（详见表 3）。

表3 煤新联营运营期主要收益案例

具体而言，容量电价保障煤电固定成本的部分回收，为联营体提供基础性收入；辅助服务收益使煤电调峰、调频、备用等调节价值在电力市场中得到显性化补偿；绿证与绿电交易：兑现新能源发电的环境属性价值，成为联营体的重要增量收入来源；碳市场收益则通过低碳改造产生富余碳排放配额并出售，形成补充性收入。对煤新联营项目而言，煤电灵活性改造和储能配置能否被后端收益消化，很大程度上取决于上述容量、调节、环境、碳四类收益能否稳定实现。多元收益的叠加机制，正是煤新联营区别于单一资产运营、实现协同增效的核心现金流逻辑。

参考资料

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