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“114号文”新政下抽水蓄能电价分类模式简析

2026-02-04     新闻来源：鄂电价格 公众号

 

2021年4月30日，出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021）633号，以下简称“633号文”），明确了“容量电价+电量电价”的两部制电价体系。

 

2023年5月15日，出台《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号，以下简称“533号文”），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。

 

2026年1月30日，出台《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”），进一步明确抽水蓄能电站电价政策，以“633号文”出台前后作为分界点，因时施策，新老划断，界线分明。

 

上述政策如同一幅徐徐展开的历史画卷，清晰勾勒出国家在不同时期对抽水蓄能电站电价改革的深思熟虑与精准施策。他如同一盏盏指引方向的灯塔，在电力市场化改革的浪潮中，为抽水蓄能这一“绿色银行”指明了前行的道路。

 

那么，大家可能会产生一系列疑问：“633号文”“533号文”是否继续执行？是否会坚持“两部制”电价？容量电价如何核定、电量电价如何形成？又该如何理解改革趋势？新的政策已经出台，这些问题都需要重新认识和研究，逐一弄懂弄透。

 

作为一名电价实务工作者，我结合国家政策规定，从具体的价格政策入手进行系统性梳理与解读，并将梳理后的核心结论直接呈现给大家。力求内容清晰、准确、实用，为同行提供一些参考，同时为公众答疑解惑。若在阐述过程中存在疏漏或不当之处，恳请各位专家、同仁不吝赐教，提出宝贵的意见与批评指正！

 

 

 

 

 

 

“633号文”核心要点

 

 

2021年的“633号文”，确定的是“坚持两部制、竞争性形成电量电价、对标先进核定容量电价”总体原则。但对于电量电价的竞争方式和容量电价的核定、调整机制，都留有余地，给后面改革敞开了“口子”。其核心政策要点如下：

①坚持“两部制”电价政策：明确抽水蓄能电站实行“两部制”电价，即“容量电价+电量电价”。

容量电价用于回收固定成本并获得合理收益；电量电价用于回收抽水、发电的运行成本。

②容量电价核定机制：根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，对标行业先进水平，国家发改委根据成本调查结果，按经营期定价法核定容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

建立调整机制：适应电力市场建设进程，适时降低政府核定容量电价覆盖机组容量的比例，推动电站逐步通过参与市场回收成本。

③电量电价形成机制：现货市场运行地区：抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水电量不执行输配电价及政府性基金附加。

现货市场未运行地区：抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行；上网电量由电网企业收购，电价按燃煤发电基准价执行。

④费用分摊与疏导：容量电费由电网企业支付，通过电价回收，与输配电价核价周期衔接，统筹考虑新投产电站容量电费。

⑤运行管理与市场参与：推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与电力中长期交易、现货市场交易和辅助服务市场，逐步实现通过市场回收成本。

 

 

 

“114号文”核心要点

 

 

2026年的“114号文”，立足抽水蓄能行业发展的阶段性特征，兼顾存量项目的稳定运营与增量项目的市场化转型，按照“存量保稳、增量促活”原则对抽水蓄能电站分类施策，构建起“实施分类定价、强化市场导向、平衡承受能力、严格考核监管”的政策框架。

①存量项目（2021年“633号文”出台前开工）：延续政府定价，经营期满后按成本重新核价。

②增量项目（2021年“633号文”出台后开工）：实行“一省一价”，省级部门每3-5年核定一次容量电价（基于平均成本，满功率时长不足6小时折减），鼓励参与电能量和辅助服务市场，收益按比例留存或冲减系统费用。

 

 

 

 

抽蓄电站四类价格机制

 

 

 

根据上述三个政策规定，抽水蓄能电站电价形成机制可以划分为四类，每类对应执行不同的价格政策。具体情况如下：

 

1

第一类电站：2021年在运及2025年底前拟投运

 
根据《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，明确不同电站的容量电价标准，其中已投运电站年容量电价范围为289-824元/千瓦、新投运电站为471-691元/千瓦。
 
容量电价采用“经营期定价法”，基于40年经营期、6.5%资本金内部收益率核定，并对标行业先进水平（如运行维护费率取前50%平均水平）。  
 
容量电价用于回收抽水蓄能电站除抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，保障电站稳定收入。  
 
容量电费从输配电价中剥离，纳入工商业用户电价中的“系统运行费用”单独疏导，由全体工商业用户承担。  
 
抽水蓄能参与辅助服务市场或现货市场的收益，20%归电站，80%在下一监管周期扣减容量电价。 
 
 “533号文”明确的48座抽水蓄能电站属于典型的政府定价范畴，经营期内可继续执行核定的容量电价政策。
 
2

第二类电站：2021年“633号文”出台前开工

 
针对2021年“633号文”出台前开工（取得取水、临时用地、环评批复文件，下同）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。
 
 “114号文”强调，该类抽水蓄能电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。
 
政策的适当调整，有利于提升省级价格主管部门对当地抽水蓄能电价核定和监管环节的关注度、参与度和积极性。
 
这其中不包括“发改价格〔2023〕533号”已经核定容量电价的在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站。 
 
如此安排，体现了政策制定者良苦用心——充分考虑了存量项目的造价水平与功能定位，避免因政策调整导致存量项目运营出现大幅波动，为抽水蓄能投资主体营造稳定的政策环境。
 
3

第三类电站：2021年“633号文”出台后开工

 
针对2021年“633号文”出台后开工建设的电站，衔接“633号文”明确的电价市场化改革方向，设计了“统一容量电价+市场收益分享”的价格机制。其中：
 
①“统一容量电价”，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据“633号文”明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。
 
“114号文”强调，执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。  
 
权限完全下放，省级价格主管部门通过制定统一的省级容量电价，释放清晰明确的价格信号，倒逼相关投资主体更加注重经济性考量。基于此，单位造价较低的项目预期可获得更多收益，有利于引导抽蓄行业进一步优选站址资源、加强投资管控、优化资源配置。
 
②“市场收益分享”，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。  
 
优化市场收益分享机制，增大市场收益在电站收入结构中的占比，抽水蓄能电站收益结构将逐步从高比例容量电费转向多元化收益，进一步引导和激励电站通过参与电力市场、服务电力系统实现价值回收，避免单纯依赖容量电价机制而出现“躺平”现象。
 
需要注意的是，“114号文”提到：“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”。
 
也就是说，可靠容量补偿机制建立后，“633号文”出台后开工建设抽水蓄能电站可根据企业实际，自主选择继续执行容量电价或按容量补偿机制执行。
 
4

第四类电站：2026年“114号文”出台后开工

 
对2026年“114号文”出台后开工建设的抽水蓄能电站，省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，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。
 
可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。
 
“114号文”提出，电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。
 
补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。
 
是继续执行那套基于固定容量基准、按年收取的容量电价机制，还是转向更具灵活性的按实际容量贡献进行补偿的新型补偿机制，最终的决定权，交给了地方政府价格主管部门。
 
不难看出，新的政策导向非常明确，旨在通过市场化机制引导抽水蓄能行业降本增效，鼓励企业优选站址、采用先进技术，将投资安排到电力系统最需要的地方，推动抽水蓄能项目从“政策驱动”向“价值驱动”转型，助力构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统。