解读丨激活抽水蓄能发展新动能

来源：中国电力报 时间：2026-03-27 09:31

　　日前，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“114号文件”）。114号文件立足新型电力系统建设需求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能等调节性电源的容量电价机制。其中，针对抽水蓄能的差异化政策，既明确了市场化转型方向，也破解了行业发展现存痛点，将对抽水蓄能行业的布局规划、投资运营和市场参与产生深远影响，为其在能源绿色低碳转型中发挥更大作用奠定政策基础。

　　对抽水蓄能行业影响呈现多维度

　　114号文件的出台，既是对抽水蓄能行业发展的规范引导，也是对其市场化转型的有力推动，影响贯穿行业布局、投资运营、技术创新、市场竞争等多个维度，呈现机遇与挑战并存的发展态势。

　　筑牢行业发展根基，释放市场化活力。一是规范行业布局，推动集约化发展。“一省一价”的标杆容量电价机制，强化了对新建项目的成本约束，将倒逼项目投资主体优化建设方案、控制建设成本，避免盲目投资和重复建设。同时，省级层面统一核定电价，结合区域电力系统可靠容量需求布局项目，将推动抽水蓄能电站与当地新能源发展、电力供需形势精准匹配，实现“按需布局、集约高效”，更好兼顾电网安全稳定运行与用户电价承受能力，助力行业高质量发展。二是优化收益结构，提升长期竞争力。114号文件推动抽水蓄能电站主动参与电力市场，逐步形成“容量电价+电能量收益+辅助服务收益”的多元化收益模式，改变了以往过度依赖容量电价的单一盈利格局。除发挥传统削峰填谷功能外，抽水蓄能具备规模储能、快速爬坡和提供转动惯量支撑等优势，其调节价值将进一步凸显，电能量和辅助服务收益空间将持续扩大，长期来看将提升整体盈利能力和市场竞争力。三是倒逼技术创新，市场化提质增效。市场化竞争的加剧和成本约束的强化，将推动抽水蓄能以市场为导向加大技术创新投入，优化机组运行调度模式，提升机组利用效率和调节响应速度，降低建设和运营成本。

　　市场化转型压力凸显，盈利不确定性增加。一是盈利模式转型带来投资风险。与存量项目固定的政府定价模式不同，新建项目的容量电价仅覆盖平均成本，盈利更多依赖市场交易收益，而市场收益受电力供需关系、峰谷电价差、辅助服务价格、交易能力水平等多种因素影响，不确定性显著增加。二是市场运营能力面临考验。114号文件要求新建项目自主参与电力市场，这对抽水蓄能企业的市场研判、交易策略、运行优化等能力提出了更高要求。以往抽水蓄能电站更多依赖政策保障，市场运营经验相对不足，短期内可能难以快速适应市场化交易节奏，出现交易策略不合理、调节资源利用不充分等问题，影响项目收益。三是容量电费分摊涉及多方博弈。114号文件明确了区域共用项目的容量电费分摊原则，但具体分摊比例、结算周期、跨省协调机制等细则仍有待各省进一步明确，相关问题涉及多省份、多主管部门利益博弈，协调难度较大。若分摊机制长期不明确，可能导致项目建设主体难以准确测算投资回报，影响跨区域项目的投资决策。

　　加强工作协同主动适应转型方向

　　企业、行业、政策等不同层面需加强工作协同，主动适应能源绿色转型方向，突破能源“不可能三角”难题，聚焦成本管控、市场运营、技术创新等核心环节，积极应对市场化转型，推动行业高质量发展。

　　企业层面要强化成本管控，提升市场化运营能力。对于新建项目，投资主体应提前做好成本测算，优化建设方案，严控征地、建设、设备采购等环节的成本支出，提升项目集约化建设水平，降低容量电价核定压力；同时，加强电力市场研究，组建专业的市场运营团队，积极参与电能量和辅助服务市场交易，精准研判电力市场供需形势、峰谷电价走势和辅助服务价格变化，制定科学的市场交易策略，不断提升交易能力，最大化市场收益。对于存量项目，应依托稳定的容量电价保障，优化运营管理，提升机组利用效率，同时主动探索参与市场交易的路径，逐步积累市场运营经验，为未来市场化转型做好准备。

　　行业层面要推动标准完善，加强技术创新与协同发展。行业协会应发挥推动抽水蓄能融入全国统一电力市场的桥梁纽带作用，同时强化决策咨询和政策制定过程中的智库功能，推动各省份细化容量电价核定标准、市场收益分享比例等配套政策，减少区域政策差异带来的发展不均衡问题；同时，牵头制定抽水蓄能市场参与、运营管理、成本核算等行业标准，规范行业发展秩序；积极搭建信息共享和技术交流平台，帮助企业及时了解国际市场需求和规则变化。鼓励企业加大技术创新投入，聚焦机组高效运行、智能调度、节能降本等关键技术领域，研发推广先进技术和设备，提升机组调节性能和运营效率；推动抽水蓄能与传统火电、新能源、新型储能的协同发展，提升调节资源的综合利用效率，增强行业整体竞争力。

　　政府层面要细化配套政策，优化行业发展环境。省级价格主管部门需加快细化新建项目容量电价核定细则，明确成本核算范围、定价周期和折减标准，确保定价科学合理、公平公正；尽快明确市场收益分享比例，兼顾电站收益和用户负担，稳定市场预期。能源主管部门需加强抽水蓄能行业布局规划，结合全国新型电力系统建设需求，统筹各省份项目布局，引导资源优化配置，缓解区域发展不均衡问题；加快推进电力现货市场建设，完善辅助服务市场机制，为抽水蓄能电站提供更广阔的市场收益空间。

　　（作者王楚通、刘敦楠单位为华北电力大学，徐尔丰单位为浙江浙能能源服务有限公司）

　　责任编辑：江蓬新