抽蓄，身份大洗牌！

近日，福建省发布《电力市场现货交易实施细则（2026年第二次修订）》征求意见稿，将抽水蓄能电站参与现货市场作为核心修订方向。从原规则中完全独立的C类市场边界机组，到正式纳入B类发电侧主体管理，再到配套精细化调度规则、专项成本补偿机制与全链条结算分摊规则，本次修订构建了抽水蓄能参与现货市场的完整制度框架，是落实国家发电侧容量电价机制、激活抽蓄灵活调节价值的关键落地举措，也标志着福建抽水蓄能正式从“电网调度工具”向“市场化调节主体”转型。

一、身份跃迁：跳出市场边界，跻身现货交易主体序列

在原有规则体系中，抽水蓄能电站与核电、常规水电、LNG等一同被划定为C类市场边界机组，不参与现货竞价，中长期合同外的偏差电量按政府核定上网电价结算，本质是电力市场的“外生变量”——仅作为系统调节的边界条件存在，不接受市场价格信号，也不承担市场波动风险。

本次修订最具标志性的调整，是将抽水蓄能电站从C类边界机组划入B类发电侧主体范畴，明确其以“不报量不报价”方式参与现货市场，并提出“结合市场发展，引导报量参与现货市场”的长期方向。这一调整并非简单的分类迁移，而是抽蓄市场身份的本质跃迁：

从“市场外”进入“市场内”，电站的抽发电量大范围纳入现货市场结算体系，运行效果与市场价格、系统成本直接挂钩；

从“纯计划客体”转向“准市场主体”，虽现阶段仍由调度机构统一制定运行计划，但已完整承接市场主体的权利与义务，为后续逐步深化参与程度预留了制度接口；

从“单一核定电价”转向“市场化定价为主”，电量收益不再完全依赖政府核定标准，开始随现货市场供需波动体现调节价值。

这一调整的政策底色，是《国家发展改革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）的明确要求。在容量电价覆盖抽蓄固定成本的改革框架下，推动抽蓄进入电量现货市场，是通过市场化机制衡量其电量调节价值、激励电站优化运行效率的必然路径。

二、运行重构：调度规则精细化，运行边界从模糊到清晰

本次修订对抽水蓄能的调度运行规则进行了全方位细化，将原条款中“保障电网安全、促进清洁能源消纳”的原则性表述，升级为日前计划编制6项原则与实时计划调整规则，抽蓄电站的运行边界从模糊走向明确，调度行为的制度约束显著增强。

（一）日前计划：六大原则锚定全局最优运行逻辑

修订后的第三十一条，明确了抽水蓄能机组日前计划编制的六大核心原则，形成了兼顾系统需求、物理约束与长期管控的完整体系：

功能优先原则：优先满足系统顶峰调峰、跨时段调频、备用及黑启动支撑需求，结合电力平衡、新能源消纳、断面约束统筹确定抽发曲线。这一原则锚定了抽蓄的公共属性，明确其首要定位是系统安全与消纳保障工具，市场化运行不偏离核心功能。

刚性约束原则：严格遵守上下库库容、水量平衡、机组振动区等水力约束，原则上不超库容、不超约束运行，充分尊重抽水蓄能电站的物理运行规律。

全局优化原则：主网架无阻塞前提下，全省不同抽蓄电站同一时刻不得同时出现抽水与发电状态。这一规则避免了系统内抽蓄“自对冲”造成的能量损耗与价格扰动，实现全省抽蓄资源的协同优化。

总量管控原则：以“实设比”指标管控年度发电利用小时数偏差，直接对接容量电价考核要求，保障抽蓄年度运行效率符合监管预期。

可靠性原则：统筹预留机组年度检修容量与系统备用容量，避免抽蓄集中停运削弱系统调节能力，保障电力供应可靠性。

对抽蓄电站而言，精细化的日前计划规则意味着运行曲线的可预期性大幅提升。电站可基于明确的编制原则预判运行节奏，合理安排设备运维、库容管理与人员配置，告别纯指令调度下的不确定性。

（二）实时调整：明确触发场景，遵循最小干预原则

本次修订在实时市场章节新增了抽蓄实时计划调整规则，填补了原规则的空白。一方面明确“实时计划原则上沿用日前计划曲线”，保障运行的连续性；另一方面划定了三类可调整场景：局部电网断面控制需要、系统正负备用紧张、其他紧急或临时调整需求。

调整过程严格遵循“修改最小化”原则，当局部断面重载时，优先修改对断面灵敏度高的机组计划，最大限度减少对电站原定运行曲线的扰动。这一规则既保留了调度机构的应急处置权限，守住了电网安全底线，也通过明确调整边界与优先级，限制了调度自由裁量权，保护了电站的市场化运行权益。

三、收益托底：三元收益结构成型，隔离系统指令风险

抽水蓄能参与现货市场的核心顾虑，在于因执行系统安全指令导致的市场化亏损无法得到合理补偿。本次修订新增抽水蓄能专项成本补偿规则，与国家容量电价机制、现货电量收益共同构成“容量电价压舱、现货电量增值、成本补偿托底”的三元收益结构，实现了公共属性与市场属性的平衡。

（一）补偿机制的核心框架

新增的抽蓄成本补偿规则，核心是对“非市场化原因造成的损失”进行兜底：

补偿前提：参与市场月度亏损，且经电力调度机构认定亏损由系统安全原因导致。这一界定清晰区分了电站自身经营风险与系统公共责任，仅对后者进行补偿。

补偿时段认定：机组实际曲线与计划曲线一致的时段，或经调度认可的不一致时段，均纳入补偿范围。既覆盖了按计划执行的正常运行时段，也涵盖了调度指令调整的时段，实现责任全覆盖。

申报与审核流程：按月披露补偿时段，电站在D+7个工作日内提交佐证材料，调度机构在D+14个工作日内完成审核认定，流程清晰、时限明确，具备可操作性。

核算与疏导：按年度清算，由电网企业根据全年市场化收益与补偿时段占比计算补偿金额，产生的费用纳入系统运行费用疏导，由全市场共同承担，而非抽蓄电站独自消化。

（二）三元结构的价值逻辑

从收益结构看，容量电价覆盖电站固定投资成本，保障抽蓄的基本生存与发展；现货市场电量收益体现抽蓄“低谷抽水、高峰发电”的时间价差价值，激励电站优化运行节奏、提升调节效率；专项成本补偿则隔离了系统安全指令带来的非市场化风险，消除电站入市的后顾之忧。

三者相辅相成，既避免了纯计划模式下效率不足的问题，也防止了完全市场化下抽蓄因公共责任受损的困境，是符合当前电力市场发展阶段的制度设计。

四、权责对等：纳入市场分摊体系，完整体现主体义务

本次修订同步调整了市场不平衡费用的分摊规则，将抽水蓄能电站正式纳入发电侧分摊主体范围，按省内市场化结算电量占比，与其他发电侧主体共同承担50%的省内市场发用不平衡费用。

这一调整是抽蓄成为完整市场主体的必然要求。此前抽蓄作为边界机组，不参与市场分摊，也不享受市场增值收益；如今纳入现货市场体系，在获取市场化收益的同时，承担相应的市场成本，符合电力市场“权责对等、风险共担”的基本原则。

从市场整体视角看，抽蓄参与不平衡费用分摊，也能倒逼调度机构更审慎地制定抽蓄运行计划，减少因计划偏差导致的系统不平衡成本，推动市场运行效率整体提升。

五、未来展望：平稳起步、逐步深化的市场化路径

本次修订是福建抽蓄市场化的第一步，整体遵循“稳妥入市、规则先行、逐步深化”的思路，短期冲击有限，长期空间广阔。

短期来看，抽蓄以“不报量不报价”方式入市，运行仍由调度机构主导，电站的核心功能与运行模式不会发生剧烈变化，实现平稳过渡。这一阶段的核心价值，是将抽蓄纳入市场结算与监管体系，积累运行数据与管理经验。

中期来看，随着市场机制成熟与技术条件完善，抽蓄将逐步过渡到“报量不报价”模式。电站可基于对市场价格的预判，主动申报抽发计划，由调度机构结合系统需求进行优化，市场化程度显著提升，抽蓄的经济调节潜力将进一步释放。

长期来看，不排除抽蓄向A类竞价主体演进的可能。届时抽蓄将完全通过价格信号优化抽发决策，以市场化方式提供调峰、备用等服务，其灵活调节价值将得到充分定价，成为电力市场中最核心的灵活性资源之一。

对于福建这样的新能源大省而言，海上风电等间歇性电源快速增长，系统调节需求持续攀升。抽蓄深度参与现货市场，不仅能提升自身运行效率，更能通过市场化价格信号引导调节资源优化配置，为高比例新能源接入提供关键支撑，也为全国抽水蓄能市场化改革提供可复制的“福建样本”。

整体而言，本次修订不是简单的条款修补，而是抽水蓄能在电力市场中角色的系统性重构。在容量电价改革的大背景下，福建以清晰的规则设计、完善的托底机制与渐进的改革节奏，既守住了电网安全与公共利益的底线，又为抽蓄的市场化价值释放打开了空间。随着细则正式落地与后续迭代，抽水蓄能将从传统的“电网配套设施”，逐步成长为电力市场中兼具公共属性与市场活力的核心调节主体。