新规！抽水蓄能盈利模式重大调整
2026-08-06分类：水电与抽蓄 / 水电与抽蓄来源：CPEM全国电力设备管理网
【CPEM全国电力设备管理网】
福建省发改委7月31日发布的《关于落实第四监管周期输配电价有关事项的通知》，看似是一份常规的电价调整文件，但其中关于抽水蓄能的条款实质上宣告了福建抽蓄从"计划电量"时代全面迈入"市场化"时代。一、核心质变：抽蓄电量"脱计划入市场"
政策原文：抽水蓄能电站抽水（发电）电量全部进入市场，不再作为优购（优发）电量。这是本次文件对抽蓄影响最大的一条。此前，抽蓄电站的抽水电量和发电量多以"优购优发"的计划模式由电网统一调度结算，电站收益相对稳定可控。全面入市意味着：电量侧收益完全市场化：抽水电价（充电成本）和上网电价（放电收入）都将通过电力市场交易形成，不再有"兜底"的计划电价峰谷套利成为核心盈利手段：电站必须通过"低抽高发"的价差来覆盖电量侧成本，对调度能力和市场研判能力提出更高要求风险与机遇并存：福建电力市场峰谷价差较大的特征，理论上为抽蓄提供了较大套利空间，但市场波动风险也同步放大二、成本重构：充电时"交过路费"，放电时"退过路费"
政策原文：抽水蓄能抽水（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。这一条确立了抽蓄电站在输配电价体系中的"双向用户"身份。结合附件中的福建电网输配电价表，关键数据如下：电压等级 | 单一制电量电价（元/千瓦时） |
220千伏及以上 | 0.0883 |
110千伏 | 0.1233 |
35千伏 | 0.1433 |
1-10千伏 | 0.1633 |
抽蓄电站通常接入220千伏及以上电压等级，充电时需缴纳约0.0883元/千瓦时的输配电价发电（放电）时相应退减输配电费——即"充多少、退多少"的对应关系此外还需缴纳上网环节线损费用（3.37%）和系统运行费用净影响估算：如果充放电综合效率按75%计算（行业平均水平，即抽4发3），则每发1度电的输配电净成本约为：充电侧输配电价×(1/效率)-放电侧退减=0.0883×1.333-0.0883≈0.0294元/千瓦时
再加上3.37%的上网环节线损费用，抽蓄每完成一次抽发循环，额外承担的输配电+线损成本约为0.03-0.04元/千瓦时。三、盈利模式：从"两部制"到"容量+市场套利"的新框架
需要明确的是，本次文件调整的是电量侧的市场化机制，并不涉及容量电价。结合今年初发布的114号文（《关于完善发电侧容量电价机制的通知》），福建抽蓄的新盈利框架为：1.容量电价（固定收益部分）
633号文（2021年）出台前开工的电站：容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核633号文出台后开工的电站：逐步转向市场化容量机制这部分是抽蓄电站的"基本盘"，用于回收固定投资成本福建已建4座电站均在633号文前开工，容量电价继续实行政府定价：电站名称 | 装机容量 | 开工时间 | 投产时间 | 633号文前开工 |
仙游抽蓄 | 120万千瓦 | — | 2013年12月全容量投产 | ✓ |
周宁抽蓄 | 120万千瓦 | 2017年3月 | 2022年8月全容量投产 | ✓ |
永泰抽蓄 | 120万千瓦 | 2016年12月（前期）/2018年12月（主体） | 2023年3月全容量投产 | ✓ |
厦门抽蓄（同安） | 140万千瓦 | 2016年12月 | 2024年6月全面投产 | ✓ |
合计 | 500万千瓦 | — | — | — |
2.电量电价（市场化部分）
现在：全部入市，靠峰谷价差套利，上限更高、波动更大核心判断：对于福建已投运的4座抽蓄电站（均为633号文前开工），容量电价仍有保障，但电量收益将从"确定"变为"不确定"，考验运营团队的市场交易能力。
四、对福建抽蓄项目群的具体影响
福建是抽蓄大省，目前已建、在建及规划新建抽蓄电站共12座，总装机超1465万千瓦。2026年省重点项目中抽蓄电站达8座，总装机容量1040万千瓦，总投资约700亿元。项目阶段 | 代表项目 | 装机容量 | 受影响程度 | 核心关注点 |
已投运（4座） | 仙游、周宁、永泰、厦门同安 | 500万千瓦 | ⭐⭐⭐⭐ | 电量收益从计划转市场，短期可能有波动 |
在建 | 云霄（180万千瓦）、华安（140万千瓦）、仙游木兰（140万千瓦）、德化（120万千瓦）等 | — | ⭐⭐⭐ | 投资决策基于旧电价机制，需重新测算IRR |
核准/规划 | 南安（120万千瓦）、漳平、永安等 | — | ⭐⭐ | 可以在前期阶段充分考虑市场化因素 |
云霄抽蓄（福建在建最大，180万千瓦，6×30万千瓦），首台机组预计2027年6月并网发电，正好赶上市场化运行的"磨合期"，其运营表现将成为福建抽蓄市场化的标杆案例仙游县将在全国第二个实现"一县双抽蓄"（仙游抽蓄120万千瓦已投产+木兰抽蓄140万千瓦在建）华安抽蓄装机140万千瓦（4×35万千瓦），动态总投资约91亿元，2024年4月正式开工五、行业信号：第四监管周期的制度性转向
这份文件不是福建的孤立动作，而是全国第四监管周期输配电价改革的地方落地。更深层的制度信号包括：1.抽蓄从"电网资产"变为"独立市场主体"第四监管周期明确将抽蓄电站、新型储能排除在输配电可计提收益的固定资产范围之外。电网不能再通过输配电价"内化"抽蓄成本，抽蓄必须独立面对市场。2.系统运行费用单列，辅助服务市场加速文件提到抽蓄充电时需缴纳"系统运行费用"，这部分费用从输配电价中单列出来。这意味着辅助服务的市场化定价机制将进一步完善，抽蓄提供调频、备用等服务的价值有望通过市场更充分地体现。3.福建的先行意义福建是新能源大省（海上风电、光伏装机快速增长），同时电力市场化改革走在全国前列。福建抽蓄全面入市的实践，对其他省份具有示范效应。
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