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“114號文”新政下抽水蓄能電價分類模式簡析

2026-02-04     新聞來源：鄂電價格 公眾號

 

2021年4月30日，出台《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機製的意見》（發改價格〔2021）633號，以下簡稱“633號文”），明確了“容量電價+電量電價”的兩部製電價體係。

 

2023年5月15日，出台《關於抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕533號，以下簡稱“533號文”），核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價。

 

2026年1月30日，出台《關於完善發電側容量電價機製的通知》（發改價格〔2026〕114號，以下簡稱“114號文”），進一步明確抽水蓄能電站電價政策，以“633號文”出台前後作為分界點，因時施策，新老劃斷，界線分明。

 

上述政策如同一幅徐徐展開的曆史畫卷，清晰勾勒出國家在不同時期對抽水蓄能電站電價改革的深思熟慮與精準施策。他如同一盞盞指引方向的燈塔，在電力市場化改革的浪潮中，為抽水蓄能這一“綠色銀行”指明了前行的道路。

 

那麼，大家可能會產生一係列疑問：“633號文”“533號文”是否繼續執行？是否會堅持“兩部製”電價？容量電價如何核定、電量電價如何形成？又該如何理解改革趨勢？新的政策已經出台，這些問題都需要重新認識和研究，逐一弄懂弄透。

 

作為一名電價實務工作者，我結合國家政策規定，從具體的價格政策入手進行係統性梳理與解讀，並將梳理後的核心結論直接呈現給大家。力求內容清晰、準確、實用，為同行提供一些參考，同時為公眾答疑解惑。若在闡述過程中存在疏漏或不當之處，懇請各位專家、同仁不吝賜教，提出寶貴的意見與批評指正！

 

 

 

 

 

 

“633號文”核心要點

 

 

2021年的“633號文”，確定的是“堅持兩部製、競爭性形成電量電價、對標先進核定容量電價”總體原則。但對於電量電價的競爭方式和容量電價的核定、調整機製，都留有餘地，給後麵改革敞開了“口子”。其核心政策要點如下：

①堅持“兩部製”電價政策：明確抽水蓄能電站實行“兩部製”電價，即“容量電價+電量電價”。

容量電價用於回收固定成本並獲得合理收益；電量電價用於回收抽水、發電的運行成本。

②容量電價核定機製：根據《抽水蓄能容量電價核定辦法》，對標行業先進水平，國家發改委根據成本調查結果，按經營期定價法核定容量電價，並隨省級電網輸配電價監管周期同步調整。

建立調整機製：適應電力市場建設進程，適時降低政府核定容量電價覆蓋機組容量的比例，推動電站逐步通過參與市場回收成本。

③電量電價形成機製：現貨市場運行地區：抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算，抽水電量不執行輸配電價及政府性基金附加。

現貨市場未運行地區：抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行；上網電量由電網企業收購，電價按燃煤發電基準價執行。

④費用分攤與疏導：容量電費由電網企業支付，通過電價回收，與輸配電價核價周期銜接，統籌考慮新投產電站容量電費。

⑤運行管理與市場參與：推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與電力中長期交易、現貨市場交易和輔助服務市場，逐步實現通過市場回收成本。

 

 

 

“114號文”核心要點

 

 

2026年的“114號文”，立足抽水蓄能行業發展的階段性特征，兼顧存量項目的穩定運營與增量項目的市場化轉型，按照“存量保穩、增量促活”原則對抽水蓄能電站分類施策，構建起“實施分類定價、強化市場導向、平衡承受能力、嚴格考核監管”的政策框架。

①存量項目（2021年“633號文”出台前開工）：延續政府定價，經營期滿後按成本重新核價。

②增量項目（2021年“633號文”出台後開工）：實行“一省一價”，省級部門每3-5年核定一次容量電價（基於平均成本，滿功率時長不足6小時折減），鼓勵參與電能量和輔助服務市場，收益按比例留存或衝減係統費用。

 

 

 

 

抽蓄電站四類價格機製

 

 

 

根據上述三個政策規定，抽水蓄能電站電價形成機製可以劃分為四類，每類對應執行不同的價格政策。具體情況如下：

 

1

第一類電站：2021年在運及2025年底前擬投運

 
根據《關於抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕533號），核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，明確不同電站的容量電價標準，其中已投運電站年容量電價範圍為289-824元/千瓦、新投運電站為471-691元/千瓦。
 
容量電價采用“經營期定價法”，基於40年經營期、6.5%資本金內部收益率核定，並對標行業先進水平（如運行維護費率取前50%平均水平）。  
 
容量電價用於回收抽水蓄能電站除抽發運行成本外的其他成本並獲得合理收益，保障電站穩定收入。  
 
容量電費從輸配電價中剝離，納入工商業用戶電價中的“係統運行費用”單獨疏導，由全體工商業用戶承擔。  
 
抽水蓄能參與輔助服務市場或現貨市場的收益，20%歸電站，80%在下一監管周期扣減容量電價。 
 
 “533號文”明確的48座抽水蓄能電站屬於典型的政府定價範疇，經營期內可繼續執行核定的容量電價政策。
 
2

第二類電站：2021年“633號文”出台前開工

 
針對2021年“633號文”出台前開工（取得取水、臨時用地、環評批複文件，下同）建設的電站，容量電價繼續實行政府定價，具體由省級價格主管部門按照633號文件辦法核定或校核。
 
 “114號文”強調，該類抽水蓄能電站經營期滿後，按照彌補必要技術改造支出和運行維護成本的原則重新核價。
 
政策的適當調整，有利於提升省級價格主管部門對當地抽水蓄能電價核定和監管環節的關注度、參與度和積極性。
 
這其中不包括“發改價格〔2023〕533號”已經核定容量電價的在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站。 
 
如此安排，體現了政策製定者良苦用心——充分考慮了存量項目的造價水平與功能定位，避免因政策調整導致存量項目運營出現大幅波動，為抽水蓄能投資主體營造穩定的政策環境。
 
3

第三類電站：2021年“633號文”出台後開工

 
針對2021年“633號文”出台後開工建設的電站，銜接“633號文”明確的電價市場化改革方向，設計了“統一容量電價+市場收益分享”的價格機製。其中：
 
①“統一容量電價”，由省級價格主管部門每3-5年按經營期內彌補平均成本的原則，根據“633號文”明確的成本參數規則，製定省級電網同期新開工電站統一的容量電價（滿功率發電時長低於6小時的相應折減）。
 
“114號文”強調，執行年限可統籌考慮電力市場建設發展、電力係統需求、電站可持續發展等情況確定。  
 
權限完全下放，省級價格主管部門通過製定統一的省級容量電價，釋放清晰明確的價格信號，倒逼相關投資主體更加注重經濟性考量。基於此，單位造價較低的項目預期可獲得更多收益，有利於引導抽蓄行業進一步優選站址資源、加強投資管控、優化資源配置。
 
②“市場收益分享”，抽水蓄能電站自主參與電能量、輔助服務等市場，獲得的市場收益按比例由電站分享，分享比例由省級價格主管部門確定；其餘部分衝減係統運行費用、由用戶分享。  
 
優化市場收益分享機製，增大市場收益在電站收入結構中的占比，抽水蓄能電站收益結構將逐步從高比例容量電費轉向多元化收益，進一步引導和激勵電站通過參與電力市場、服務電力係統實現價值回收，避免單純依賴容量電價機製而出現“躺平”現象。
 
需要注意的是，“114號文”提到：“鼓勵633號文件出台後開工建設的抽水蓄能電站自主選擇執行可靠容量補償機製並參與電力市場”。
 
也就是說，可靠容量補償機製建立後，“633號文”出台後開工建設抽水蓄能電站可根據企業實際，自主選擇繼續執行容量電價或按容量補償機製執行。
 
4

第四類電站：2026年“114號文”出台後開工

 
對2026年“114號文”出台後開工建設的抽水蓄能電站，省級價格主管部門可在市場體係較為健全的基礎上，統一執行可靠容量補償機製並參與電能量和輔助服務等市場、市場收益全部由電站獲得。
 
可靠容量是指機組在全年係統頂峰時段能夠持續穩定供電的容量。
 
“114號文”提出，電力現貨市場連續運行後，省級價格主管部門會同相關部門適時建立可靠容量補償機製，對機組可靠容量按統一原則進行補償。
 
補償標準以彌補市場邊際機組在電能量和輔助服務市場不能回收的固定成本為基礎，統籌考慮電力供需關係、用戶承受能力、電力市場建設進展等因素合理確定，並適時調整。
 
是繼續執行那套基於固定容量基準、按年收取的容量電價機製，還是轉向更具靈活性的按實際容量貢獻進行補償的新型補償機製，最終的決定權，交給了地方政府價格主管部門。
 
不難看出，新的政策導向非常明確，旨在通過市場化機製引導抽水蓄能行業降本增效，鼓勵企業優選站址、采用先進技術，將投資安排到電力係統最需要的地方，推動抽水蓄能項目從“政策驅動”向“價值驅動”轉型，助力構建清潔低碳、安全高效的新型電力係統。