（來源：中國電力新聞網）

轉自：中國電力新聞網

　　近日，山東省發展和改革委員會發布《關於2025-2027年開工抽水蓄能電站電價政策有關事項的通知（徵求意見稿）》（以下簡稱《通知》），首次明確省內新開工抽水蓄能項目的標杆容量電價標準、電量電價形成方式以及市場收益的分享細則。其中，滿功率發電時長6小時的項目標杆容量電價為487.53元/千瓦·年（含稅，下同）。這是《關於完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號，以下簡稱「114號文」）出台後最早出台的抽水蓄能電站省級實施細則之一，也是觀察抽水蓄能從政府定價走向市場定價的樣本。

　　《通知》規定，按照經營期內彌補平均成本的原則，2025—2027年開工的抽蓄電站執行統一標杆容量電價，即滿功率發電時長6小時項目為487.53元/千瓦·年，5小時項目為459.16元/千瓦·年。電量電價方面，市場收益分享採用「三檔超額累退」，具體為100元/千瓦·年以內收益電站全留，100—300元段只留55%，300元以上只留10%。

　　山東新能源裝機規模大、發電波動性強，對抽蓄等調節性電源需求迫切。截至2025年底，全省抽蓄投產規模達400萬千瓦，在建418萬千瓦，已開展前期工作的裝機約1000萬千瓦。與此同時，山東電力現貨市場已正式運行，2026年4月修訂的《山東電力市場規則（試行）》明確，抽蓄電站以機組為單位「報量報價」參與現貨市場，為新電價機制落地提供了市場條件。

　　2021年4月，國家發展改革委出台的《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號，以下簡稱「633號文」）確立「容量+電量」回收框架。114號文進一步規定，633號文之後開工的電站實現「一省一價」，由省級價格主管部門每3—5年按經營期內彌補平均成本原則制定統一容量電價（滿功率發電時長低於6小時的相應折減），市場收益按比例由電站分享，其餘部分衝減系統運行費用、由用戶分享。《通知》正是把這一原則落到山東的具體操作。

　　633號文規定下，原本逐站覈定的容量電價差距懸殊，《關於抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》覈定的48座在運及擬投運電站容量電價介於289.73元/千瓦·年至823.34元/千瓦·年之間。對於新建項目，山東以「一省一價」的標杆價取代逐站覈價，對應114號文「現行抽水蓄能容量電價機制對企業成本約束不足，不利於抽水蓄能項目科學合理佈局、降本增效、有序發展」的指向，本質上是用「事前封頂」倒逼電站控成本、走向市場。對習慣了「政府兜底、穩拿容量電費」的投資者而言，這意味着未來收益的天花板更多由市場能力決定。

　　與633號文「20%由電站分享、其餘80%在下一監管周期覈定容量電價時扣減」的舊機制不同，《通知》用了更精細的「分段遞減」而非「一刀切」。先用100元及以下部分的100%電站分享比例保證電站參與市場的基本積極性，再用55%、10%兩檔把超額收益的部分返還用戶。換言之，政策鼓勵電站去市場上「掙錢」，但不允許其從系統調節中拿走超額暴利。

　　對投資側，《通知》最直觀的效果是穩定預期，為社會資本尤其是非電網投資主體提供可測算、可預期的收益底倉。對用戶側，抽蓄「賺得越多、自留比例越低」，300元以上部分僅留10%，超額收益大頭衝減系統運行費用、由用戶分享，避免調節性資源在稀缺時段獲取超額利潤、抬高用戶側成本。

　　山東是國內抽蓄建設大省，其標杆容量價的出台，對全國新建項目的價格機制設計具有較強的信號作用。當調節性資源的「工資」被明碼標價，抽水蓄能這門重資產、長周期的生意，纔算在市場化時期真正有了商業模式。

責任編輯：王萍