抽水蓄能的新电价：容量电价如何接上市场
中国能源产业发展网 发布时间：
2026-09-24 18:13
【中国能源产业发展网】原创 【作者】高志龙
2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）在发改委官网公开。据国家发改委介绍，文件提出适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。对处在建设与运行交汇期的抽水蓄能行业来说，这份文件回答了此前悬而未决的问题：调节性电源的收入从哪里来，又该由谁承担。
文件对抽水蓄能给出了两条并行的路径。一条是容量电价路径：对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价。另一条是市场路径：各地电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场，市场收益全部由电站获得。文件同时提出，鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。
两条路径的差别，实质上是收益逻辑的差别。执行容量电价时，电站的收入以政府核定的容量电费为主，收益预期较为确定，但对市场机会的捕捉有限；执行可靠容量补偿机制并参与市场后，电站的容量收入按顶峰能力获得补偿，同时可以通过电能量市场和辅助服务市场获取收益，且市场收益全部归电站所有。自主选择条款把两种模式的取舍权交给企业，这在此前的价格管理框架中并不多见。
补偿范围的设计体现了先易后难的序列。可靠容量补偿机制的补偿范围可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿，政府定价的机组不予补偿。不重复补偿的原则，避免了同一容量在不同机制下被重复计价；政府定价不予补偿，则划定了市场机制与政府定价之间的边界。
新旧机制之间的衔接同样被明确。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组不再执行原有容量电价。一个地区内的重要调节资源，在同一时点只能适用一套容量价格规则，这减少了政策套利的空间，也让省级价格主管部门在设计本地方案时有了清晰的切换边界。
电费结算环节的规定相当细致。文件提出，上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用；现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价，发电（放电）电量相应退减输配电费。
抽水蓄能电站的运行特性决定了这些细节的重要性。电站白天抽水、晚上发电，或反过来在新能源大发时段抽水、在高峰时段发电，每一次充放都同时涉及购电成本、输配电价与线损费用。把抽水视作用户、把发电视作上网处理，并允许放电电量退减输配电费，等于在电价层面承认了储能的双向运行特征，避免了按单向用户计费带来的成本扭曲。
区域共用抽水蓄能电站的费用分摊也获得明确。文件提出，区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化；容量分配比例已经明确的，按已明确比例执行。跨省共用的抽蓄电站长期面临费用由谁承担的问题，按容量分配比例分摊提供了一个可操作的基准，后续通过市场化方式优化的表述，则为各方协商留有空间。
把这份文件放在新型电力系统建设的进程里观察，其意义不止于价格调整。随着风电、光伏装机占比持续提高，电力系统对调峰、调频、备用等调节能力的需求同步上升，而调节资源的投资决策高度依赖收益预期。容量电价提供的是保底收入，市场收益提供的是弹性空间，两者组合的稳定性，直接影响社会资本进入抽蓄与新型储能领域的意愿。
对地方政府而言，接下来的工作重点在落地细则。可靠容量补偿机制需要依托连续运行的现货市场，机制建立后还要确定顶峰能力的核算办法、补偿标准与结算周期；未连续运行现货的地区，抽水与发电价格的形成方式需要省级价格主管部门逐项明确。这些细则的出台节奏，决定了本地调节资源能在多快时间内获得可预期的收益结构。
对抽水蓄能电站的运营方来说，自主选择权意味着一道需要认真测算的选择题。市场化的上限更高，但需要承担价格波动与调用不确定性的风险；容量电价的预期更稳，但收益天花板较为明确。选择哪种机制，取决于电站所在省份的现货市场成熟度、新能源装机结构以及辅助服务市场的活跃程度。
价格机制的调整最终会传导到建设节奏上。近年来抽水蓄能的核准与开工规模持续扩大，建设周期通常需要六到八年，其间跨越多个价格政策周期。114号文把新老项目的适用规则划分清楚，为长周期投资提供了相对稳定的政策预期，这或许是这份文件最被行业看重的地方。
调节性电源的价值正在被重新定价。当容量电费与市场收益各归其位，抽水蓄能这座山里的巨型充电宝，才算真正拿到了参与电力市场的完整通行证。
两部制电价的分工逻辑需要拆开看。容量电价对应的是电站提供可靠调节能力的固定成本，无论当年是否被调用都要支付；电量电价对应的是抽水、发电过程中实际发生的损耗与运行成本。前者让投资方在建设决策时能够测算长期现金流，后者则与电站的实际运行强度挂钩。
容量电价的疏导路径决定了最终由谁承担。纳入输配电价回收意味着这笔费用会进入终端用户的电费账单，抽水蓄能规模较大的省份，单位电量分摊的金额相应更高。不同省份之间的分摊差异，会随着各地抽蓄项目的投产进度逐步显现。
抽水蓄能与新型储能并非简单的替代关系。抽蓄单机容量大、持续放电时间长，适合承担日内调峰与跨日调节；新型储能响应速度快、布置灵活，适合高频次的调频与短时调节。电价机制把两类资源的收益渠道区分开来，系统调度才能按各自特性安排调用次序。
容量电价的核定与调整节奏，会影响电站的投资回收安排。核定标准一旦确定，电站的现金流预期随之稳定；若标准随政策调整，回收周期就需要重新测算。对投资方而言，机制的可预期性与补偿水平同样重要，前者决定融资成本，后者决定回报空间。
抽蓄电站的建设周期长、单位投资高，选址受地形与水源条件限制，这些特点决定了它无法像新型储能那样快速铺开。容量电价机制的作用因此不只是补偿已建电站，更在于给后续项目的投资决策提供可以测算的收益框架，使长周期投资具备可评估的基础。
【文中信息及数据来源于：国家发展和改革委员会《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，2026年1月30日）、国家发展改革委《国家发展改革委、国家能源局完善发电侧容量电价机制》政策解读（2026年1月30日）】
【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】
来源：
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高志龙
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