2026年1月30日，国家发改委《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称：114号文）正式发布，犹如一颗石子投入抽水蓄能行业的“湖面”，激起千层浪。一时间，“抽水蓄能红利消失”“行业将凉”的担忧在业内蔓延，不少从业者和投资者陷入迷茫：曾经被政策强力扶持、被誉为“新能源黄金配角”的抽水蓄能，真的要退出历史舞台了吗？
答案显然是否定的。通过深度解读114号文，对比2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称：633号文）的核心导向，结合行业标杆工程的经济性测算与实际布局动态，我们可以清晰地看到：抽水蓄能不仅没有“凉”，其作为电力系统“压舱石”的核心地位反而愈发稳固；真正落幕的，是依赖政策兜底的“躺赚”模式，行业正加速告别“政策驱动”的粗放发展阶段，迈入“价值交易”的高质量发展新时期。
要读懂这场行业变革，首先要厘清新旧政策的核心差异——不是“收紧扶持”，而是“优化导向”，从“输血式兜底”转向“造血式激励”。2021年的633号文，是抽水蓄能行业的“启蒙性政策”，其核心价值在于建立了两部制电价机制，明确容量电价纳入输配电价回收，由电网企业统一支付，本质上为行业提供了“保底工资”式的收益保障。在这一机制下，抽水蓄能项目只要建成投产，就能获得稳定的容量电费回报，即便在成本控制、运营效率上存在短板，也能依托政策红利实现盈利，这也催生了行业内“重建设、轻运营”“重规模、轻效益”的粗放发展态势，甚至出现部分企业盲目布局、忽视项目经济性的现象。
而2026年114号文的出台，正是为了破解这一痛点，推动行业向精细化、市场化转型。新政最核心的调整，体现在对抽水蓄能容量电价的分类施策上：对于633号文出台前开工的存量项目，维持现行容量电价机制不变，保障经营稳定性，避免行业出现剧烈波动；对于633号文出台后开工的增量项目，实行“一省一价”，由省级政府按照弥补平均成本的原则制定统一容量电价，同时要求电站自主参与电力市场，获得的收益由电站与用户共享。这一调整彻底打破了“全国一刀切”的政策兜底模式，意味着增量项目再也无法依靠固定的容量电价“躺赚”，必须通过参与市场交易、提升运营效率、挖掘多元价值来实现盈利。
或许有人会质疑，取消统一兜底的容量电价，会不会导致抽水蓄能项目盈利能力下滑、行业投资热度降温？事实上，结合行业标杆工程的经济性测算来看，新政不仅没有削弱项目的盈利空间，反而通过市场化机制倒逼企业降本增效，让真正具备核心竞争力的项目获得更高收益。以四川某抽水蓄能项目这一行业标杆为例，该项目总投资达百亿元，在633号文的政策框架下，依托容量电价纳入输配电价回收的机制，每年可获得固定容量电费约2.5亿元，覆盖70%的运营成本；同时通过参与电力现货市场，借助峰谷价差每年可获得盈利空间8000万元，再加上调频、备用等辅助服务收入约3000万元，静态投资回收期仅12年，第13年起便进入长期纯利润期。
按照114号文的新政导向测算，该项目作为增量项目，实行“一省一价”后，容量电价将根据四川当地平均成本核定，虽可能略有调整，但通过优化运营效率、提升市场参与度，其盈利空间反而有望进一步提升。例如，该项目采用TBM隧洞掘进机、数字孪生设计等先进技术，将土建成本、设备成本大幅降低，度电成本仅为0.1-0.2元，远低于电化学储能的0.6-0.8元，即便容量电价有所下调，其成本优势依然显著；同时，随着电力现货市场的完善，项目可通过灵活调整抽发时序、参与辅助服务交易，进一步放大峰谷价差收益，弥补容量电价调整带来的影响。更值得注意的是，新政鼓励抽水蓄能与新能源联营，该项目若布局“抽蓄+光伏”模式，还能进一步提升新能源消纳能力，获得额外的政策补贴与市场收益，盈利结构将更加多元稳定。
除了经济性层面的支撑，从行业定位来看，抽水蓄能的“压舱石”地位不仅没有动摇，反而在新型电力系统建设中愈发重要，这也是其不会“凉”的核心底气。当前，我国新能源大规模发展，已成为第一大装机电源类型，但新能源的随机性、波动性强，亟需配套调节性电源来保障电力系统安全稳定运行。而抽水蓄能作为电力系统最主要的调节电源，具备调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，能在新能源出力不足时补位供电，在新能源出力过剩时储存电能，是保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能的最优选择。
从行业布局动态来看，抽水蓄能的投资热度并未因新政而降温，反而呈现出“头部聚集、理性布局”的良好态势。近年来，除国家电网、南方电网外，三峡集团、华电集团、中核集团、中电建等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域，逐步形成投资主体多元化局面。2025年底至2026年初，江西赣县抽水蓄能电站（总投资78.55亿元）、四川盐源抽水蓄能项目等一批国家级重点项目相继开工或落地，其中赣县项目建成后每年可吸纳17.28亿千瓦时低谷电量，提供12.96亿千瓦时高峰电能，年节约标煤42.8万吨，减少二氧化碳排放量106.68万吨，兼具经济效益与生态效益。这些项目的落地，充分说明市场对抽水蓄能的长期价值依然充满信心，新政淘汰的只是盲目跟风、缺乏核心竞争力的项目，而优质项目依然能获得资本青睐。
进一步来看，114号文的出台，本质上是推动抽水蓄能行业实现“三个转型”，让行业发展更具可持续性。一是从“政策依赖”向“市场自主”转型，新政明确要求增量项目自主参与电力市场，推动抽水蓄能从“政策保底”向“市场驱动”转变，让市场成为资源配置的决定性力量，倒逼企业提升核心竞争力；二是从“规模扩张”向“提质增效”转型，“一省一价”的机制的倒逼企业优化选址、控制造价、提升运营效率，避免低效投资，推动行业实现高质量发展，这也是四川盐源项目能实现低成本、高收益的核心原因所在——其通过“投资-设计-施工-运营”全产业链一体化模式，将协调成本降低30%以上，工期可控性提升50%，充分体现了提质增效的价值；三是从“单一收益”向“多元价值”转型，新政鼓励抽水蓄能参与辅助服务市场、与新能源联营，推动其从单纯的“调峰工具”向“综合能源服务商”转变，挖掘调频、备用、黑启动、新能源消纳等多元价值，进一步拓宽盈利空间，而这正是行业未来的核心增长点。
当然，我们也必须清醒地认识到，新政的实施必然会带来行业洗牌。对于那些缺乏技术积累、成本控制能力薄弱、过度依赖政策兜底的中小开发商而言，未来的生存空间将大幅压缩，甚至可能被市场淘汰；而对于具备全产业链能力、技术优势显著、成本控制到位、市场参与度高的头部企业而言，新政反而为其提供了更大的发展机遇，行业集中度有望进一步提升，形成“强者恒强”的格局。这种洗牌并非坏事，而是抽水蓄能行业走向成熟的必然过程，只有淘汰低效产能，才能让优质资源向优势企业聚集，推动行业实现更高质量的发展。
回望抽水蓄能行业的发展历程，633号文为行业注入了强劲动力，推动行业实现了规模化扩张；而114号文则为行业指明了高质量发展的方向，推动行业实现市场化转型。所谓“抽蓄凉了”的担忧，本质上是对“躺赚”模式终结的不适应，是对行业转型阵痛的过度焦虑。事实上，抽水蓄能作为新型电力系统的核心调节电源，其在保障电力安全、推动“双碳”目标实现中的战略价值不可替代，行业的长期发展逻辑并未改变。
站在新政落地的新起点，抽水蓄能行业的发展逻辑已经发生根本性转变：曾经的“政策兜底、躺着赚钱”成为历史，未来的“市场竞争、凭实力盈利”成为主流。对于行业从业者而言，与其担忧“红利消失”，不如主动适应新政导向，聚焦技术创新、降本增效、市场参与，挖掘抽水蓄能的多元价值；对于投资者而言，需要摒弃“盲目跟风”的思维，聚焦具备核心竞争力、符合区域电力需求的优质项目，才能把握行业转型带来的投资机遇。
总而言之，2026年新政的出台，不是抽水蓄能行业的“终点”，而是行业高质量发展的“起点”。抽蓄未凉，“躺赚”落幕；转型在即，未来可期。随着市场化机制的不断完善，随着行业整体竞争力的不断提升，抽水蓄能必将在新型电力系统建设中发挥更加重要的作用，迎来更加广阔的发展空间。
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