114号文后，抽水蓄能收益新模式

新疆维吾尔自治区发展改革委印发《关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》，并于6月1日正式实施。

成为国家发改委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）出台后，全国首批省级落地细则之一。作为国家重要的新能源基地和西电东送枢纽，新疆此次政策调整针对抽水蓄能行业明确了差异化定价、市场化参与和可靠容量补偿三大核心方向，彻底重构了抽水蓄能电站的收益模式，标志着新疆抽水蓄能产业从“政府定价主导”向“市场与容量补偿协同”的新阶段全面转型。

一、国家顶层设计：抽水蓄能价格机制的根本性调整

国家114号文在延续2021年633号文“逐步市场化”核心精神的基础上，对抽水蓄能价格形成机制进行了系统性升级，核心是建立“分类定价+市场收益分享+可靠容量补偿”的三维框架，打破了过去单一的两部制电价模式。

对于633号文出台前开工的存量电站，政策继续保留政府定价模式，由省级价格主管部门按照原有成本参数规则核定或校核容量电价，电站经营期满后，仅按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。这一安排保障了存量项目的收益稳定性，避免了政策调整带来的预期波动，符合“老项目老办法”的改革原则。

对于633号文出台后开工的增量项目，国家政策明确了两个关键变化：一是实行省级统一容量电价，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则核定，满功率发电时长低于6小时的电站容量电价相应折减；二是建立市场收益按比例分享机制，电站自主参与电能量、辅助服务等市场获得的收益，由电站和用户按比例分配，其余部分冲减系统运行费用。更具突破性的是，政策首次提出电力现货市场连续运行后，增量项目可自主选择执行可靠容量补偿机制，且执行该机制后市场收益全部归电站所有，为抽水蓄能完全市场化打开了通道。

二、新疆本地化落地：细化规则与差异化安排

新疆此次发布的实施细则，紧密结合本地新能源大规模开发、电力系统调节需求迫切的实际，对国家政策进行了针对性细化，形成了具有新疆特色的抽水蓄能价格管理体系。

在定价周期方面，新疆将633号文后、114号文前开工的过渡期项目的容量电价核定周期明确为每5年一批，取国家规定3-5年区间的上限。这一安排为项目提供了更长的收益稳定期，契合新疆抽水蓄能项目建设周期长、投资规模大的特点，有利于降低企业投资风险，吸引社会资本参与新疆抽水蓄能开发。

在市场收益分配方面，新疆明确抽水蓄能电站参与市场获得的收益，暂按2:8的比例由电站和工商业用户分享，即电站获得20%的市场收益，剩余80%用于冲减系统运行费用、惠及用户。这一比例既体现了“谁受益、谁分摊”的系统成本分担原则，合理控制了用户侧的电价上涨压力，也保留了电站参与市场的激励空间，引导电站通过优化运行策略、提升辅助服务贡献获得额外收益。

在充放电价格执行方面，新疆统一明确抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按现货实时价格及市场规则执行，抽水（充电）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。这一规则解决了此前抽水蓄能充放电电价模糊、结算不清晰的问题，为电站公平参与电力市场交易奠定了基础。

三、分批次项目收益模式的本质差异

新疆新政按照项目开工时间，将抽水蓄能电站划分为三类，形成了截然不同的收益模式，对不同阶段的投资项目产生了差异化影响。

第一类是633号文出台前开工的存量电站，继续执行政府定价，不参与电力市场，完全按照电力系统调度指令运行。这类项目的收益全部来自固定容量电价，没有市场波动风险，但也无法获得辅助服务市场的超额收益，其核心定位是承担电力系统基础调节任务，保障电网安全稳定运行。

第二类是633号文出台后、114号文出台前开工的过渡期项目，实行“统一容量电价+20%市场收益分享”的混合模式。这类项目是当前新疆在建抽水蓄能的主力，既有稳定的容量电价作为收益托底，又能通过参与调峰、调频等辅助服务市场获得额外收益，但收益上限受到2:8分享比例的限制。对于这类项目而言，提升运行效率、增加辅助服务市场交易量，将成为提升盈利水平的关键。

第三类是114号文出台后（2026年1月27日）开工的新建项目，不再执行原有容量电价机制，必须统一执行可靠容量补偿机制，且参与电能量和辅助服务市场获得的收益全部归电站所有。这是此次政策调整中最具革命性的变化，意味着新建抽水蓄能电站将彻底告别政府定价，进入“可靠容量补偿+全市场收益”的完全市场化模式。这类项目的收益将直接与其顶峰能力、市场交易能力挂钩，风险与收益同步提升，对企业的市场化运营能力提出了更高要求。

四、可靠容量补偿机制：抽水蓄能长期发展的核心逻辑

新疆新政明确提出，将结合电力现货市场运行情况、电力供需关系和用户承受能力，加快建立发电侧可靠容量补偿机制，且114号文后开工的抽水蓄能电站全部纳入该机制。这一机制的建立，将从根本上改变抽水蓄能的价值实现方式。

可靠容量补偿的核心是“按顶峰贡献付费”，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，对机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的可靠容量进行统一补偿。抽水蓄能电站凭借其满功率发电时长通常可达8-10小时的优势，在可靠容量核算中具有天然竞争力，其单位容量的顶峰贡献远高于煤电、气电和新型储能，这意味着抽水蓄能将在可靠容量补偿中获得更公平的价值体现。

同时，可靠容量补偿机制实现了不同调节性电源的统一补偿标准，煤电、气电、电网侧独立新型储能和抽水蓄能将按照同一原则获得补偿，彻底打破了过去不同电源价格机制割裂的局面。这将推动电力系统按照“优调优价”的原则配置调节资源，抽水蓄能作为调节性能最优的电源类型，其市场竞争力将得到显著提升。

五、政策配套与行业挑战

为保障容量电价机制的平稳落地，新疆新政同步明确了一系列配套措施，同时也给抽水蓄能行业带来了新的挑战。

在考核机制方面，新疆明确将参照煤电容量电费考核规则，对抽水蓄能电站的最大出力、顶峰能力等指标进行分类考核，未达到考核要求的机组将被扣减容量电费或可靠容量补偿费用。这一严格的考核机制，倒逼抽水蓄能企业加强生产运行管理，提升设备可靠性和顶峰出力能力，确保在电力系统最需要的时候能够发挥作用。

在项目准入方面，新疆严格落实国家要求，将用户经济承受能力评估作为抽水蓄能项目纳入规划、核准以及获得容量电费或可靠容量补偿的前置条件。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，将从严控制新增调节性电源项目，这将有效避免抽水蓄能的盲目建设，引导产业有序发展。

对于行业而言，最大的挑战来自于市场化转型带来的能力要求变化。过去抽水蓄能电站主要以完成调度任务为核心，而未来新建项目需要全面参与电力市场交易，企业必须建立专业的交易团队，深入研究市场规则，优化运行策略，才能在市场竞争中获得合理收益。此外，可靠容量核算方法、顶峰时段划定等细则仍需进一步明确，市场收益分享比例也可能随着电力市场的发展进行动态调整，这些都将给行业带来一定的不确定性。

新疆发电侧容量电价新政的落地，是国家抽水蓄能价格机制改革的重要实践，为全国其他省份提供了可借鉴的样本。对于新疆抽水蓄能产业而言，此次政策调整既是机遇也是挑战：存量项目将继续发挥基础调节作用，过渡期项目需积极挖掘市场收益潜力，新建项目则需全面提升市场化运营能力。

未来，随着新疆电力现货市场的连续运行和可靠容量补偿机制的不断完善，抽水蓄能的调节价值将得到更充分的体现。作为支撑新疆新能源大规模开发和外送的核心调节资源，抽水蓄能将在构建新型电力系统、保障国家能源安全的进程中，发挥更加不可替代的作用。投资企业应准确把握政策导向，根据项目所处阶段制定差异化的投资和运营策略，在市场化转型中实现高质量发展。