关于2025-2027年开工抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知
(鲁发改价格〔2026〕627号)
各市发展改革委、能源局，国网山东省电力公司，山东电力交易中心，有关发电企业：
为引导抽水蓄能电站健康有序发展，根据国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）等文件规定，现将2025-2027年开工建设抽水蓄能电站电价政策有关事项通知如下：
一、适用范围
本通知适用于省内2025年1月1日-2027年12月31日开工建设（取得取水、临时用地、环评批复文件），且按照发改价格〔2026〕114号文件规定需执行标杆容量电价的抽水蓄能电站。
二、电价政策
（一）容量电价。根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，按照经营期内弥补平均成本的原则，该批次（2025-2027年开工建设，下同）抽水蓄能电站执行统一的标杆容量电价，其中满功率发电时长6小时项目为487.53元/千瓦⠂年（含税，下同）、5小时项目为459.16元/千瓦⠂年。项目投运前3个月，需向省发展改革委申请确认执行标杆容量电价。该批次电站全部投运后，标杆容量电价原则上每3年校核一次，首次校核核定的标杆容量电价，自项目投产之日起追溯执行。
（二）电量电价。抽水蓄能电站抽水电价、上网电价形成机制，按照《山东电力现货市场规则》执行。参与电能量市场和辅助服务市场等方式获得的合理收益，按照“三档超额累退”方式由电站分享，具体分享比例详见附件。该批次电站首个项目申请执行标杆容量电价3个月内，省发展改革委根据上一年电力市场运行数据，对本通知规定的分享比例进行校核。后期原则上每1-2年校核一次。
（三）结算规则。抽水蓄能电站抽水时视作用户，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；发电电量相应退减输配电费。容量电费纳入系统运行费用（“抽水蓄能容量电费”科目）。由抽水蓄能电站分享的市场收益，按月结算、按年清算；由用户分享的市场收益按月疏导，用于冲减系统运行费用（“抽水蓄能容量电费”科目）。系统运行费用中“抽水蓄能容量电费”科目根据现行规定执行分时电价政策。
三、其他事项
（一）该批次项目执行全省统一的可靠容量补偿机制前，单个项目可自主选择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。
（二）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。相关项目具体电价政策，另行通知。
（三）政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委、山东能源监管办、省能源局。
附件：抽水蓄能电站市场收益分享比例表
山东省发展和改革委员会 国家能源局山东监管办公室
山东省能源局
2026年8月24日
附件：抽水蓄能电站市场收益分享比例表
解读《关于2025-2027年开工建设抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知》
——山东建立“容量兜底+市场收益分享+定期校核调整”的抽水蓄能电价机制
山东省宏观经济研究院市场与价格研究所 张政
近日，山东省发展改革委和省能源局联合发布《关于2025—2027年开工建设抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知》，为省内新一轮抽水蓄能电站建设划定了清晰、可预期的电价规则。此次电价政策的出台，既是落实国家完善发电侧容量电价机制的改革部署，也立足于山东新能源装机规模快速增长与电力系统调节需求持续攀升的省情实际。对增量抽水蓄能项目价格形成机制的系统性细化，将从价格端稳定市场预期、激发投资活力、引导行业健康有序发展。
一、政策适用项目范围
本次通知适用于山东省内2025年1月1日至2027年12月31日开工建设，需执行标杆容量电价的抽水蓄能电站。开工时间以取得取水、临时用地、环评批复文件为认定标准，属于国家电价改革“新老划段”规则下的增量项目。《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）印发前开工的存量项目继续执行“一厂一价”核定模式。
二、标杆容量电价标准与调整机制
容量电价是抽水蓄能电站覆盖建设投资、运维成本的核心保底收益，对应电站提供调峰、备用等系统调节能力的价值。在对省内抽水蓄能电站标杆机组进行真实合理测算的基础上，按照40年经营期内弥补平均成本的原则，明确2025-2027年开工建设的项目执行全省统一标杆容量电价：满功率发电时长6小时项目：487.53元/千瓦・年（含税）；满功率发电时长5小时项目：459.16元/千瓦・年（含税）。
项目投运前3个月，需向省发展改革委申请确认执行标杆容量电价。该批次电站全部投运后，标杆容量电价原则上每3年校核一次，首次校核结果自项目投产之日起追溯执行。
三、市场收益分享规则
在容量电价兜底基础上，政策建立“三档超额累退”的市场收益分享机制，电站参与电能量市场、辅助服务市场获得的收益，按不同区间比例在电站与电力用户间分配。
其中，年度市场收益100元及以下部分电站全额自留，用于保障贷款偿还与基础运营；100元至300元部分电站分享55%，支撑项目达到行业合理收益率；300元以上的超额收益部分电站仅分享10%，大部分收益返还全体电力用户。
例如，某6小时项目全年市场总收益334元/千瓦，电站可分得收益213.4元/千瓦，可满足发改价格〔2021〕633号文件设定的经营期内资本金内部收益率6.5%。
该批次电站首个项目申请执行标杆容量电价3个月内，省发展改革委根据上一年电力市场运行数据，对分享比例进行校核，后期原则上每1-2年校核一次。
四、结算规则
抽水环节，电站视作用户，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。发电环节，发电电量对应退减输配电费。
容量电费，纳入系统运行费用“抽水蓄能容量电费”科目，按现行规定执行分时电价政策。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，用于冲减系统运行费用。
五、其他事项
该批次项目执行全省统一的可靠容量补偿机制前，单个项目可自主选择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。偏好稳定收益的项目可选择标杆电价兜底模式，而运营能力强、预期市场收益高的项目，可选择更市场化的补偿模式。
2028年1月1日以后开工的抽水蓄能电站，可参照本次政策的电价形成机制（不含电价标准）开展前期测算。其中满发时长6小时以外的项目，应对“6小时方案”进行比选论证并形成书面结论，后续具体电价政策另行通知。
六、政策影响
此次山东基于现实且结合省情出台抽水蓄能专项电价政策，标志着具有山东特色的“容量电价保成本、市场分享提效益、动态校准修偏差”定价体系基本形成。
从能源绿色转型全局看，政策将显著强化省内电力系统调节能力，为新能源大规模消纳提供核心支撑。当前山东风电、光伏装机规模持续快速增长，电源结构间歇性、波动性特征凸显，对系统灵活调节资源的需求日益迫切。省内电站可以依据政策进一步打通参与电能量、辅助服务等市场渠道，充分发挥抽水蓄能技术成熟、规模效应突出的长时储能优势。抽蓄电站调峰、调频、备用、黑启动等多重系统价值得到充分释放，可有效平抑新能源出力波动，提升电网安全稳定运行水平。该批次规划项目全部投运后，将新增数百万千瓦优质调节容量，显著缓解电力供需高峰时段的供电压力，助力省内新能源高比例消纳，为山东构建新型电力系统、推进能源绿色低碳转型筑牢调节资源底座。
对终端电力用户而言，整体电价影响可控，且能共享市场化发展红利。该批次项目全部投运后，年度容量电费纳入系统运行费用由全体工商业用户承担，对终端销售电价的整体负担轻微。与此同时，电站参与市场获得的超额收益中，归属于用户的部分将按月疏导，专项用于冲减系统运行费用。电站运营效率越高，市场收益就越丰厚，用户侧的成本冲减效果越明显，真正实现了“企业保合理收益，用户享改革红利”的双向平衡。
从价格机制改革维度看，政策落实了国家发电侧容量电价改革要求，并形成了适配省情、可动态优化的定价机制。一方面，政策严格遵循国家“增量项目统一标杆电价”的改革方向。另一方面，政策充分结合山东抽蓄项目造价水平和电力市场运行实际，细化了不同发电时长项目的折算标准、三档超额累退的分享比例以及定期校核的调整规则。政策不仅为2025—2027年开工项目提供了明确的价格指引，也为后续批次项目电价政策制定、抽水蓄能与新型储能价格机制衔接积累了实践经验。
总体而言，抽水蓄能电价机制出台后，目前尚未开工的项目可清晰测算投资回报，将推动项目加快完成内部投资决策，形成新增投资。相关价格机制也将倒逼企业压缩不合理成本、提高市场竞争力，从而推动省内抽水蓄能电站健康有序发展。
七、结语
山东此次构建了较为完整的抽水蓄能电价体系，通过标杆容量电价兜住成本底线，通过市场收益分享平衡多方利益，通过定期校核适配长期发展变化，为省内能源转型、电力保供与民生用能保障提供了坚实的政策支撑。
来源：中国电力报微信公众号综合山东省发展改革委
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