稳定投资预期，引导抽水蓄能可持续高质量发展

——《关于完善发电侧容量电价机制的通知》解读

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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《通知》），围绕引导调节性电源平稳有序建设，对抽水蓄能电价机制进行了完善。《通知》的出台有利于稳定抽水蓄能投资预期，引导抽水蓄能可持续高质量发展。

一、《通知》延续两部制电价框架

抽水蓄能是技术成熟、经济性好、可大规模开发的绿色灵活调节电源，是支撑新能源高质量跃升发展、推动能源安全低碳转型的重要基础设施。受多方面因素影响，我国抽水蓄能发展一度滞后，截至2020年底投产仅3149万千瓦，在电力装机中占比仅1.4%。2021年，国家发展改革委印发《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号文件），提出“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策：以竞争性方式形成电量电价、完善容量电价核定机制”，同时明确了容量电价的疏导回收方式，以及“强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”的精神。633号文件的出台提升了抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥了电价信号作用，调动了各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造了有利条件。633号文件出台以来，全国共新增投产抽水蓄能装机容量3530万千瓦，新增核准抽水蓄能项目156个、2.1亿千瓦。

《通知》延续并强化了两部制电价的核心框架，即通过容量电价回收固定成本与电量电价回收变动成本相结合的方式，构建调节性电源成本疏导的长效机制。这一框架的延续体现了电力市场化改革的连贯性，同时针对发展过程中出现的新情况进行了适应性调整。

二、《通知》进一步完善了抽水蓄能容量电价机制

633号文件主要根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，基于弥补成本、合理收益原则，由国家发展改革委按照资本金内部收益率6.5%核定电站容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。《通知》在633号文件基础上进一步完善了抽水蓄能容量电价机制，并以633号文件出台时间为节点、以项目是否开工建设为依据进行了新老划断，对存量项目与增量项目分类施策。

一是明确存量项目继续由政府核定容量电价。《通知》明确了对抽水蓄能电站开工建设的认定标准，即取得取水、临时用地、环评批复文件。按照这一标准，存量项目约70座、8600万千瓦（含633号文件出台前已投产的30余座、3300余万千瓦）。这部分抽水蓄能电站继续由政府按照《抽水蓄能容量电价核定办法》核定容量电价，执行6.5%的资本金内部收益率，但核定/校核主体由国家发展改革委调整为省级价格主管部门。

二是建立增量项目“标杆容量电价+市场收益分享”机制。《通知》按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，一方面规定对633号文件出台后开工建设的增量项目，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，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（即标杆容量电价），有利于激励投资主体主动控制造价，降低对终端电价的可能影响。另一方面允许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。

三是对于《通知》出台后开工建设的增量项目可进一步分类。《通知》出台后开工建设的增量项目既可执行“标杆容量电价+市场收益分享”机制，也可在市场体系较为健全的基础上由省级价格主管部门统一执行“可靠容量补偿机制+市场收益独享”机制。

三、《通知》明确了市场化衔接规则

《通知》的一大核心突破，是系统性明确了容量电价、可靠容量补偿与电力市场的衔接规则，通过“机制协同、收益联动、结算贯通”，推动发电侧调节资源成本疏导从“计划主导”逐步转向“市场驱动”，为调节性电源市场化运行奠定制度基础。

一是明确了容量电价与可靠容量补偿机制的衔接规则。《通知》要求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，结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步将抽水蓄能纳入补偿范围。对于政府核定电价的抽水蓄能机组，不纳入补偿范围，但鼓励633号文件出台后开工建设的增量项目自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。

二是明确了可靠容量补偿机制与容量市场的衔接规则。可靠容量补偿机制的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，已初步具备容量市场的雏形。《通知》进一步明确在国家指导下，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价，体现了容量电价市场化改革的未来方向。

三是调整了现货市场抽水电价的结算规则。此前，633号文件规定抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。《通知》在“完善电费结算政策”部分明确提出将抽水蓄能抽水时视作用户，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。这对抽水蓄能、新型储能等双向调节电源在提升综合转换效率、加强电力现货价格预测等方面提出了更高要求。

《通知》通过“分类施策+动态调整+市场激励”组合拳，既破解了“投资回报不确定”的难题，稳定了抽水蓄能投资者的长期预期，释放了投资活力；又通过市场化手段引导行业优胜劣汰、高效发展，为抽水蓄能行业开辟了可持续高质量发展的新路径。未来，随着电力市场建设深化和配套政策完善，抽水蓄能将成为电力系统调节能力的“主力军”，为持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，加快建设新型能源体系，建设能源强国提供坚实保障。