抽蓄两部制电价方案

征求意见稿第一条就划出了适用范围的"时间+属地+条件"三重锚点：

• 时间窗口：2025年1月1日—2027年12月31日开工建设的项目；

• 属地约束：山东省内项目；

• 关键认定条件：取得取水批复、临时用地批复、环评批复三件套（俗称"老三件"）；

• 承接身份：执行发改价格〔2026〕114号文规定的标杆容量电价。

注意"2025年1月1日起"这个回溯起点——意味着文件对过去已开工的项目同样适用，是真正意义上的"新旧兼顾、一并规范"，而不是只管增量。这是山东发改委在书面条款上非常少见的一种"追溯"处理，体现了对存量项目的兜底态度。

抽水蓄能的"容量电价"本质是为机组可调度容量付的"占位费"，按"经营期内弥补平均成本"原则核定。

征求意见稿给出的本批次统一标杆：

两个数字差距6.2%——直观对应"多发一小时"的边际容量价值。对于同规模电站，按6小时方案建设，可多得约28元/kW·年的容量收入，对一个百万千瓦级项目来说就是近3000万元/年的差值，影响整个项目财务测算。

征求意见稿还有三处"动态"安排值得注意：

• 投运前3个月，申请执行标杆容量电价——给项目方一个"启动决策点"；

• 该批次电站全部投运后，原则上每3年校核一次；

• 首次校核后追溯执行——意味着未来"找补"已经发生的成本是OK的，给运营方一个"事后调整"的安全垫。

容量电价是"保底"，电量电价才是抽蓄电站收益弹性的真正来源。

征求意见稿第二部分（二）对电量电价做了三层安排：

• 抽水电价、上网电价：按《山东电力现货市场规则》执行；

• 参与电能量市场、辅助服务市场获得的合理收益：按"三档超额累退"方式由电站与用户分享；

• 校核机制：首个项目申请执行标杆容量电价3个月内，根据上一年电力市场运行数据校核分享比例；之后每1-2年校核一次。

具体的分享比例才是本次征求意见稿中最值得划重点的核心：

看懂的请在评论区扣1，没看懂的也请扣1，我们接着说。

这个表是什么意思？它是一个激励电站"上量"而抑制"暴利"的精巧设计：

• 收益≤100元：基本全归电站，相当于"鼓励作出努力的起步收入"；
• 100~300元：电站拿一半多，体现"边际回报依然可观但开始让利"；
• 300元以上：电站只能拿10%，意味着绝大部分暴利收益回到用户侧——也就是回到电力系统运行费用里、再疏导给工商业用户。

这套机制设计背后，有非常明确的政策意图——给抽蓄投资以合理回报，但不让它成为"躺着赚暴利"的生意。它和广东、浙江等沿海省份此前的两部制机制精神一致，只是山东的折扣门槛和分档更清晰。

征求意见稿第二部分（三）讲的"结算规则"，是这份文件的"会计制度"——表面平淡，实质关乎整个利益循环。

关键条款四句话，几乎就是一套闭环：

1. 抽水时视作用户：缴纳上网环节线损费用、系统运行费用；

2. 暂按单一电量制用户执行输配电价；

3. 发电电量相应退减输配电费；

4. 容量电费纳入"系统运行费用—抽水蓄能容量电费"科目，执行分时电价政策。

而分享到的市场收益：电站分享部分按月结算、按年清算；用户分享部分按月疏导、冲减系统运行费用（即"抽水蓄能容量电费"科目）。

翻译成人话——
抽蓄电站拉电网的电、要给钱；用电网的电发的电、可以减钱。这套"双向对冲"本质上是在用市场化的方式，让抽蓄的盈利/亏损通过现货市场真实传导，而不是吃"固定差价的稳赢套利"。

这一条决定了一个长期问题：抽蓄电站在山东不能再"低买高卖、旱涝保收"——你的现金流来自现货市场的实际套利结果，只是这个套利被"三档超额累退"精心调节过。

征求意见稿第三条"其他事项"第一条，是一份"菜单"：

执行全省统一可靠容量补偿机制前，单个项目可自主选择：
（1）执行标杆容量电价机制；
（2）执行可靠容量补偿机制。选择后不再执行标杆容量电价机制，市场收益全部由电站获得。

意思是：山东给了开发商一个"高稳定 / 高弹性"的二选一。

• 选"标杆容量电价"：收益稳定有底，市场收益分享按三档折扣，但风险小、贷款好做；
• 选"可靠容量补偿"：暂时按市场化机制走，市场收益100%归己，但容量侧的"保底"要等省级细则统一出台。

这对开发商是重大利好——不同股东背景、不同财务结构、不同风险偏好的投资方，能匹配到不同的政策菜单。

但请注意菜单里的两个关键词：

• "执行全省统一的可靠容量补偿机制前"——也就是说，省级可靠容量补偿机制一旦出台统一方案，这个"选择题"可能就到期了；
• "选择后不再执行"——一旦选了就锁定，没有回头路。

征求意见稿第三条第（二）项是面向未来的一段安排：

2028年1月1日以后开工建设的抽水蓄能电站，可参照本通知规定的电价形成机制（不含电价标准）开展前期测算；其中6小时以外项目应对"6小时方案"进行比选论证，并形成书面结论。

这是非常强的信号：

• 6小时以上的长时储能项目（含当下讨论火热的10小时级方案）必须用6小时方案做比选，不允许"自由发挥"；
• 电价形成机制的"骨架"（容量+电量+分享+结算）会延续，但电价标准另行通知；
• "书面结论"——把论证过程留痕，作为后续监管和核查依据。

字少事大。这几乎是在告诉市场：未来抽蓄的默认配置就是6小时。如果想做得更长，必须证明"更长的合理性"——但电价框架并不会因此给额外补贴。

抽水蓄能是电网侧的"巨型充电宝"。山东作为新能源装机第一大省，风光装机已破亿千瓦，调节资源的紧缺度全国居前。

这次征求意见稿，恰好踩在几个大节拍上：

1. 国家级容量电价机制（发改价格〔2026〕114号）正式落地

   ——给省级方案提供了"上位法"；

2. 山东电力现货市场持续深化运行

   ——给电量电价的市场化定价提供了真实交易场所；

3. 新能源大规模并网+极端天气频发

   ——抽蓄作为"最稳的灵活性电源"，投资进入加速期。

从征求意见稿的整体设计看，山东是按"容量保底+市场寻顶"的双轨制思路来给抽蓄定价——既不让抽蓄"死等暴利"，也不让抽蓄"投资赔本"。这其实是一份典型的"新型电力系统配套基础设施定价模板"——可以预期，江苏、浙江、广东、福建等省后续的方案，会高度参考山东这次的模板。

把政策"翻译"成对行业的影响，以下判断可以记在小本本上：

487.53元/kW·年（6h）的标杆，足以让大多数项目在IRR上跨过8%~9%的门槛。叠加市场化收益的"上不封顶（但有累退）"，对央企开发商是确定性利好，对地方国有平台是难得的现金流机会。

征求意见稿本身已经是施工的强心剂——只要项目被纳入该批次（即在2025-2027开工），就可以享受整套政策红利。预期2026年Q4开始，山东境内会有"久拖不决"的项目集中动工。

第三条的"比选论证"强制约束，会让原本想上8~10小时方案的开发商重新评估经济性。6小时将在山东成为事实上的"标准机型"。

"三档超额累退"让大家都不再梦想"暴利差价"——收益多寡取决于在现货市场和辅助服务市场里"打到多少收益"。抽蓄电站未来会更像一家小型电力交易公司，而不是单纯的电厂。

用户分享部分按月疏导、冲减"抽水蓄能容量电费"科目，意味着抽蓄成本不再进入"输配电价"这个隐性大盘，而是被专项科目单独"晾"在系统运行费用里——透明化反而减轻了推诿空间。

一份征求意见稿，破的是"抽蓄必须稳赚"的旧预期，立的是"容量+市场"的新范式。

对于开发商，要重新画财务模型；对于设备厂，要迎接项目集中开工；对于电网公司，要重新校对辅助服务和系统运行费用的核算；对于用户侧，要更清晰地在账单里看见"抽蓄容量电费"。

抽水蓄能不再是"消纳新能源"叙事里的背景板，而是新型电力系统中第一个被完整定价的大型灵活性资源。山东的这份文件，或许就是中国抽蓄产业从"补贴依赖"全面走向"机制独立"的真正起点。