山东抽蓄电价新政下的标杆容量电价与
市场收益分享机制分析
作者：李啸雪 翟海燕
引言：
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）明确，抽水蓄能电站执行标杆容量电价＋市场收益分享的价格机制。据此，山东省发展和改革委员会发布《关于2025—2027年开工抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《通知》），明确2025—2027年开工、需执行标杆容量电价的抽水蓄能电站，满功率发电时长6小时项目标杆容量电价为487.53元/（kW·年）、5小时项目为459.16元/（kW·年）；电站参与电能量市场和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分享，分享比例见表1。同时，《通知》明确标杆容量电价与收益分享比例将分别按每3年、每1-2年的周期进行动态校核，为政策适应电力市场演进预留了与时俱进的接口。山东的这项电价新政不仅是地方性探索，更为全国抽水蓄能电价机制的完善提供了重要参考。本文依据633号文明确的成本参数规则，以装机120万kW、满功率发电时长6小时的典型电站为测算样本，分析《通知》机制下抽水蓄能电站的投资影响和边界。
表1 抽水蓄能电站市场收益分享比例表
1.超额累退机制设置：平抑收益波动
根据《通知》测算，容量电费5.8504亿元/年构成电站投资回收的基础收入，是投资收益的底座，市场分享收益在底座之上叠加。三档超额累退机制的约束，使电站分享收益随市场收益增长的增速放缓，有效避免了收益水平随电力市场波动激增、暴利引发无序投资的风险，引导投资预期回归理性。
图1 三档超额累退机制下的市场收益分享曲线
当年度市场收益处于第一档（100元/（kW·年）以下）时，电站分享收益与市场收益同频增长，分享比例为100%；处于第二档（100~300元/（kW·年））时，市场收益总额由1.20亿元增至3.60亿元，电站分享收益由1.20亿元增至2.52亿元，平均分享比例由100%降至约70%；处于第三档（300元/（kW·年）以上）时，即便市场收益总额增至7.50亿元，电站分享收益也仅增至2.91亿元，平均分享比例降至38.8%。跨档后，新增市场收益的更大比例回流用户侧冲减容量电费，电站侧边际收益与平均收益均呈下降态势。
随着年度市场收益的提高，用户分享的边际收益呈增长态势。当年度市场收益处于第二档时，用户分享收益为0~1.08亿元，该抽水蓄能电站容量电费对系统运行费的影响被冲减 0%~18.5%；当年度市场收益处于第三档，达到742元/（kW·年）时，该抽水蓄能电站容量电费对系统运行费的影响将被全额冲减。这表明，该机制在保障电站合理收益的同时，通过市场红利有效反哺了电力系统，缓解了容量电费疏导压力，实现了发电侧与用户侧的共赢。
2.现金流入结构分析：容量电价体现兜底属性
在省级标杆容量电价与超额累退机制下，抽水蓄能电站的核心现金流盘子被锁定：65%以上的现金流入由容量电价决定；市场收益越低，容量电费的贡献占比就越高，其对项目现金流的兜底属性越明显。抽水蓄能电站具有高资本成本、低运营成本的资本结构特征，建设周期长达7~8年（含筹建期），静态投资回收期往往大于20年（含建设期）。稳定的现金流入结构，有效缓解了远期电力市场预测不确定性带来的投资信心不足问题，充分发挥了容量电价的压舱石作用。
图2 电站现金流入结构及容量电费占比
3.投资限额分析：“十四五”平均投资水平，收益可保障
按资本金财务内部收益率6.5%测算，各档年度市场收益对应的投资控制上限为：第一档（100元/（kW·年）以下），动态总投资上限约60.68~74.81亿元，单位千瓦动态投资上限约5057~6234元/kW；第二档（100~300元/（kW·年）），动态总投资上限约74.81~90.36亿元，单位千瓦动态投资上限约6234~7530元/kW；第三档（300元/（kW·年）以上），动态总投资上限约90.36~97.90亿元，单位千瓦动态投资上限约7530~8158元/kW。投资方可依据所在地区电力市场发展程度与电价波动情况，预测电站所处年度市场收益区间，据此确定投资控制限额，开展限额设计与投资决策。
图3 资本金IRR=6.5%基准下的动态投资控制上限测算
“十四五”期间我国核准的抽蓄电站平均动态总投资水平为6500~7000元/kW。按《通知》测算，年度市场收益达到约1.69~2.62亿元（等效约141~218元/（kW·年））时，资本金财务内部收益率即可达到6.5%。当前已开展试点的抽水蓄能电站年度市场收益基本达到或超过该水平，说明分档标准较好地契合了我国抽水蓄能电站技术经济现状水平，可保障大多数电站投资收益水平不低于633号文标准。
4.敏感性分析：投资控制对项目收益影响远超市场博弈
以2025年我国核准的抽蓄电站平均动态总投资水平6924元/kW为例，资本金财务内部收益率达到6.5%时，年度市场收益至少需约2.48亿元（等效约209元/（kW·年）），对应电站分享到手市场收益约1.92亿元，处于《通知》规定的第二档区间，平均分享比例约为77.4%。以该工况为基准，测算投资控制和市场收益变化对资本金财务内部收益率的影响，结果如图所示。
图4 资本金IRR对投资总额与市场收益波动的敏感性对比
测算结果表明，投资每偏离基准10%，资本金财务内部收益率约反向变化1.5~1.8个百分点；在《通知》规定的第二档年度市场收益区间内，市场收益变化10%，资本金财务内部收益率约正向变化0.30个百分点。这表明，投资控制是保障抽水蓄能电站全生命周期经济效益的关键。
5.结论与行业启示：读懂四大信号，重塑抽蓄投资逻辑
测算结果显示，山东省《通知》明确的标杆容量电价＋市场收益分享机制释放出四个明确信号。
信号一：“保底+限高”机制，
告别“盲目扩建”，回归理性投资
三档超额累退机制从收益端为抽水蓄能电站设置了保底＋限高的双重约束：容量电价贡献超过65%的基础现金流入，充分发挥压舱石兜底作用，有效化解了长周期项目面临的远期电力市场不确定性风险；逐级递减的市场收益分享比例（100%→55%→10%）则向市场传递了抑制过热投资的明确信号。依靠市场博弈获取超额利润的路径将被有效约束，理性、精准的投资决策将成为主流。
信号二：现有技术经济水平与新政高度契合，
基准收益（6.5%）依然有保障
按“十四五”期间我国核准抽蓄电站平均6500~7000元/kW的动态投资水平测算，项目仅需在现货市场获得约141~218元/（kW·年）的等效收益（处于第二档分享区间），即可实现6.5%的资本金内部收益率。这一门槛基本低于当前试点电站的实际市场表现，可见《通知》在控制容量电费疏导压力的同时，较好保障了处于行业平均技术经济水平电站的合理收益。
信号三：核心经营策略
“投资控制”重于“市场博弈”
敏感性分析显示，资本金财务内部收益率对投资总额的敏感度显著高于对年度市场收益波动的敏感度：投资每偏离基准10%，内部收益率约反向变化1.5~1.8个百分点；而第二档内市场收益变化10%，内部收益率约正向变化0.30个百分点。
这意味着，在新机制下，向市场要效益的空间已被超额累退机制压缩，向建设要效益成为决胜关键。项目应严格实行限额设计，在勘测设计、工程招标、施工管理等全生命周期强化投资控制。超出投资控制限额的项目，将面临收益不达标风险。
信号四：机制有得选，决策需审慎
《通知》还为项目提供了机制比选通道：在全省统一可靠容量补偿机制执行前，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，市场收益全部归电站。在现货市场抽发价差、发电小时数仍存在较大不确定性的背景下，投资方应结合电力市场实际运行数据，对两类机制下的全生命周期收益进行情景比选，审慎作出投资决策。
结语：
山东的抽蓄电价新政，不仅是地方性探索，也为全国抽水蓄能电价机制的完善提供了重要参考。这套机制以“保底＋分成”的设计，一方面守住了抽水蓄能电站作为系统调节资源应有的收益底线，另一方面又通过超额累退的分享比例缓解了容量电费的疏导压力。对抽蓄投资主体而言，它给出了一条清晰的投资坐标：以容量电费为锚，以市场收益为弹性空间，把投资控制作为保障全生命周期效益的核心抓手。这或许正是新机制下抽水蓄能投资最务实的路径选择。
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