（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

　　近日，山东省发展和改革委员会发布《关于2025-2027年开工抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《通知》），首次明确省内新开工抽水蓄能项目的标杆容量电价标准、电量电价形成方式以及市场收益的分享细则。其中，满功率发电时长6小时的项目标杆容量电价为487.53元/千瓦·年（含税，下同）。这是《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”）出台后最早出台的抽水蓄能电站省级实施细则之一，也是观察抽水蓄能从政府定价走向市场定价的样本。

　　《通知》规定，按照经营期内弥补平均成本的原则，2025—2027年开工的抽蓄电站执行统一标杆容量电价，即满功率发电时长6小时项目为487.53元/千瓦·年，5小时项目为459.16元/千瓦·年。电量电价方面，市场收益分享采用“三档超额累退”，具体为100元/千瓦·年以内收益电站全留，100—300元段只留55%，300元以上只留10%。

　　山东新能源装机规模大、发电波动性强，对抽蓄等调节性电源需求迫切。截至2025年底，全省抽蓄投产规模达400万千瓦，在建418万千瓦，已开展前期工作的装机约1000万千瓦。与此同时，山东电力现货市场已正式运行，2026年4月修订的《山东电力市场规则（试行）》明确，抽蓄电站以机组为单位“报量报价”参与现货市场，为新电价机制落地提供了市场条件。

　　2021年4月，国家发展改革委出台的《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”）确立“容量+电量”回收框架。114号文进一步规定，633号文之后开工的电站实现“一省一价”，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本原则制定统一容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减），市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。《通知》正是把这一原则落到山东的具体操作。

　　633号文规定下，原本逐站核定的容量电价差距悬殊，《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》核定的48座在运及拟投运电站容量电价介于289.73元/千瓦·年至823.34元/千瓦·年之间。对于新建项目，山东以“一省一价”的标杆价取代逐站核价，对应114号文“现行抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束不足，不利于抽水蓄能项目科学合理布局、降本增效、有序发展”的指向，本质上是用“事前封顶”倒逼电站控成本、走向市场。对习惯了“政府兜底、稳拿容量电费”的投资者而言，这意味着未来收益的天花板更多由市场能力决定。

　　与633号文“20%由电站分享、其余80%在下一监管周期核定容量电价时扣减”的旧机制不同，《通知》用了更精细的“分段递减”而非“一刀切”。先用100元及以下部分的100%电站分享比例保证电站参与市场的基本积极性，再用55%、10%两档把超额收益的部分返还用户。换言之，政策鼓励电站去市场上“挣钱”，但不允许其从系统调节中拿走超额暴利。

　　对投资侧，《通知》最直观的效果是稳定预期，为社会资本尤其是非电网投资主体提供可测算、可预期的收益底仓。对用户侧，抽蓄“赚得越多、自留比例越低”，300元以上部分仅留10%，超额收益大头冲减系统运行费用、由用户分享，避免调节性资源在稀缺时段获取超额利润、抬高用户侧成本。

　　山东是国内抽蓄建设大省，其标杆容量价的出台，对全国新建项目的价格机制设计具有较强的信号作用。当调节性资源的“工资”被明码标价，抽水蓄能这门重资产、长周期的生意，才算在市场化时期真正有了商业模式。

责任编辑：王萍