煤新联营是“十五五”期间推动煤电高质量转型、建设新型电力系统的重要路径。近年来，尽管我国煤新联营政策有了明确的发展方向，然而进一步深化与高效实践仍面临政策制度、组织管理、技术物理等多方面的交互影响。本文尝试逐层分析各类因素对煤新联营的具体影响机制，以期为后续深化联营机制建设提供参考。

一、政策制度因素：制度基础设施供给不足

煤新联营是建设新型电力系统的重要环节，物理与资本领域的“新联动”也必然要求制度供给的“新模式”。然而，目前有利于推动煤新联营的政策组合仍处于完善中，治理机制与市场体系的错配仍是影响煤新联营的重要因素，在一定程度上影响了煤新联营的组织管理与经济性。相关的制度基础设施因素涉及电价、碳价、指标匹配等多方面。

“容量电价+辅助服务收益”为煤新联营提供了重要的收入补充，但目前两项机制仍处完善阶段，对联营的经济激励有限。煤电收入仍以电量电价为主，“煤新联营”距离形成真正的内生经济动力尚有距离。2026年国家发改委与能源局已将容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，但考虑到各省市的实际回收比例提升程度不一、煤电机组固定成本的基础各异，当前容量电价对煤电基础收益和企业收入的支撑作用仍然有限。与此同时，电力辅助服务市场的机制尚不健全，补偿标准偏低，煤电的调节能力价值未能在价格中得到充分体现，影响了联营体中煤电资产作为调节资源的盈利能力。

碳市场与电力市场的制度协同不足，在电力现货市场中碳价向电价传导受阻，也影响煤新联营的积极性。当前我国电力交易以中长期交易为主，电价通常受“基准价上浮不超过20%”等政策约束，一定程度上限制了碳成本的传导。同时，跨省跨区交易的规则差异、碳市场与电力市场在交易规则、数据核算、时间节奏等制度设计上的不一致，使得二者在制度设计上未实现充分协同，机组在碳市场的交易行为滞后于电力市场；现货市场中碳价对电价的影响程度也较低。

在新能源电站指标分配层面，部分地方更倾向于将新能源电站开发指标向招商引资倾斜，煤电企业获批指标面临竞争。当前许多省份已经把新能源指标的分配与煤电企业的改造和新建行动绑定，如河南对已实施深度调峰改造的煤电机组，再实施节能降耗改造的，按照煤电装机规模的8%配置新能源建设规模；对未实施深度调峰改造的煤电机组，同步实施深度调峰和节能降耗改造的，按照煤电装机规模的22%配置新能源建设规模。然而，在新能源电站指标已成为稀缺资源的背景下，地方的分配逻辑与其能源结构、资源禀赋、招商策略联系密切，部分地方将新能源指标作为撬动产业投资的核心工具，优先配置给能够带来税收和产业落地的企业，对联营的激励较为有限。

二、组织管理因素：产权分割与“联而不合”

除了制度因素的外部制约，联营内部的组织管理因素也是影响运营状态与效率的关键。从近年来的实践观察来看，受到历史资产归属、风险隔离需求等共同作用，煤新联营在操作层面多体现为同一能源集团内部煤电板块与新能源板块的资产组合。然而，股权层面的“联”尚未规模化传导至运营层面——两大板块多隶属于同一集团的不同子公司，分设独立法人、各自独立核算，在生产调度、成本分摊、利益分配等关键环节缺乏有效的协同机制，呈现出“联而不协”的典型特征。从长远来看，如何从“资产的联营”走向“运营的协同”，仍是煤新联营模式优化面临的关键内部课题。

政策推动的煤新联营虽有通过新设项目公司获取增量指标的模式，但也涵盖兼并重组、资产注入、合约联营等存量整合路径。然而，无论是增量新设还是存量整合，若要将两类资产纳入实质性协同运营，面临资产整合成本与制度性障碍的制约。从国有企业实践来看，除股权无偿划转外，股权转让、以股权作价增资等路径均涉及复杂的税务处理与合规审查。即便采用相对简便的无偿划转方式，亦需经过国资委等主管部门逐级审批，程序周期较长。整合后的法人治理结构重建、人员安置、业务系统对接等管理成本同样不可忽视。对于煤电资产体量庞大、新能源资产分散布局的大型能源集团而言，将两类资产融合，实质是一场涉及产权重组、税务筹划和管理重构的系统性工程，构成显著的短期交易约束。

从风险管控视角审视，现阶段将煤电与新能源资产分设于不同法人主体，在一定程度上具有合理性。同一法人主体下，若煤新资产未构成实质性联营体以实现统一调度运行，煤电资产可能面临的利用小时数下降、煤炭成本波动等风险，或直接传导至新能源资产，影响后者的估值与融资能力，进而影响企业的绿色融资能力。因此，采用设立特殊目的载体（SPV）实现资产隔离，成为实践中较为审慎的制度安排。然而，这种风险隔离或在客观上对“联而不合”的惯性有强化作用，使得统一核算、统一调度、收益共享、成本共担的联营状态受到影响。

三、技术物理因素：资源约束与系统适配

技术物理因素是煤新联营走向工程落地的物质基础，主要包括风光资源的地域差异、煤电机组的调节性能、储能配套水平以及电网基础设施等方面。与政策制度和组织管理因素不同，技术物理因素多为客观约束，其影响程度因项目具体条件而异。

风光资源的地域差异和出力波动性，是影响煤新联营运行的初始物理约束。风光出力的间歇性和波动性对电力系统的灵活性调节能力提出挑战，影响联营体中煤电所需承担的调峰深度和频次。在风光出力波动剧烈的地域和时段，或是新能源装机增速与消纳能力不匹配的地区，煤电的调峰技术需求越大，运行成本越高，部分煤新联营项目的经济性可能不足。

煤电机组自身的调节性能差异，同样对联营效能产生直接影响。不同的煤电机组在最小技术出力、爬坡速率、启停成本等关键技术参数上存在显著差异，直接决定了煤电为新能源提供调节服务的能力边界。部分老旧机组调节能力有限，难以满足深度调峰的需求，在运行中效率显著下降、煤耗增加、维护成本攀升等，甚至面临设备安全风险。因此煤电机组调节性能的基础状况决定了联营项目中能否有效支撑新能源出力波动，直接影响联营的可靠性与运行成本。

储能配置水平是影响煤电调峰压力的关键变量。当煤电调峰能力接近极限时，储能可以在一定程度上应对电力系统的调频、调峰等需求。理论上，煤新联营项目中储能配置比例越高，煤电调峰压力越小。然而，储能系统初始投资对联营项目融资规模提出了更高要求。在融资约束背景下，项目需要在经济性与系统稳定性之间进行权衡。

输电通道等电力基础设施条件，影响联营项目电力外送的可行性与收益预期。电网建设的进度不及新能源项目开发的速度，尤其是在我国西部地区，故跨区输电通道容量不足已成为近年来制约新能源消纳的关键因素之一。此外，当前部分地区的存量电网外送通道利用率已在90%以上，且年度调度计划提前一年即锁定，导致新增项目获取外送容量困难。因此在在外送输电通道有限的情况下，煤新联营项目可能面临送出压力和弃电风险，联营的收益预期相应下降。

煤新联营正在从政策目标走向市场实践，其中面临的政策制度、组织管理、技术物理等挑战，也是新模式、新市场建立过程中需要解决的问题。现阶段煤新联营正在围绕同一集团下、同一基地下煤电与新能源资产的协同与优化逐步探索。随着电力市场与电价的改革深入、新型电力系统建设的推进、综合能源基地的持续实践等，未来我国煤电与新能源深度互动的制度、组织与实践基础有望不断夯实，煤新联营的深化将步入新阶段。

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作者：

谢尚师 中央财经大学绿色金融国际研究院研究员

研究指导：

任玉洁 中央财经大学绿色金融国际研究院绿色金融研究中心主任

引用格式

谢尚师，2026.我国发展煤新联营模式的影响因素浅析[EB/OL]. 中央财经大学绿色金融国际研究院，2026-07-03 [2026-07-03].