2026年11月2日，《中华人民共和国可再生能源法（修订草案）》提请十四届全国人大常委会第二十五次会议初次审议，11月6日起在中国人大网公开征求意见。这是现行法自2005年制定、2009年修正以来的首次全面修订。
也正是在这份草案里，抽水蓄能首次被写入可再生能源法，却被置于"电力系统调节能力"条款。
现行法的制度起点
2005年制定、2009年修正的《可再生能源法》，面对的是新能源成本高、上网难的起步阶段，制度工具相对集中：电网全额保障性收购、政府定价、电价附加补偿。彼时风光属于补充电源，法律设计以保障收购、补偿差价为主线。
当前的主要矛盾
2026年前三季度，全国可再生能源新增装机1.8亿千瓦，占全部新增装机的71.7%；截至9月底累计装机25.18亿千瓦、约占全国电力总装机的60.94%，风光合计20.1亿千瓦、占比48.66%，光伏发电装机历史性超过煤电（国家能源局2026年10月30日发布会）。与此同时，发改价格〔2025〕136号明确风电、太阳能发电等新能源上网电量原则上全部进入电力市场。主要矛盾已从"发得出"转向"消得掉、稳得住"，单靠保障收购与财政补贴已难以回应。草案据此重构制度底座：全国统一电力市场、辅助服务市场、容量保障机制、消纳责任权重、绿证，以及首次入法的"电力系统调节能力建设"。
抽蓄入法的内在逻辑
风光占比越高，调节能力越成为稀缺资源。草案第三十三条将抽水蓄能、调节性水电站、光热、生物质、常规电源灵活性改造、新型储能、车网互动、用户侧可调节负荷纳入同一份资源清单，共同指向"保障电力系统安全稳定运行"。作为目前技术最成熟、可大规模开发的调节电源，抽蓄截至2026年9月底装机约0.7亿千瓦；截至2025年底核准在建2.29亿千瓦、投产与在建合计2.95亿千瓦；全国普查筛选可开发站点资源约16亿千瓦。法律首次需要回答的是：这类不新增电量、只提供容量的设施，应以何种身份纳入规划、按何种规则获得补偿。
需先厘清"变了"的边界：变化的是制度依据与计量逻辑，并非已生效的新电价标准。如第三部分所述，抽蓄的价值本就不以可再生能源电量计量；草案第三十九、四十条的增量，在于把633号文确立的两部制电价及其市场化方向，与辅助服务市场、容量保障机制一并纳入法律层面的制度安排。规则方向已写入草案文本，可靠容量的核定口径、容量电费与市场化收益的衔接仍待后续审议及配套细则；在正式文本出台前，项目收益测算仍应以现行政策为依据。
厘清上述背景，方能进入下文七个部分的具体讨论：草案给抽蓄的法定新身份，不是"电源"，而是"调节资源"。
核心判断
草案正文只在第三十三条出现一次"抽水蓄能"，位置在第四章"生产与输送"的电力系统调节能力条款里，而不是第三章"开发建设"的可再生能源发电项目条款里。这并非疏漏，而是明确的制度定性：在法律上，抽蓄是调节资源，不是可再生能源电源。其规划路径、收益路径与考核路径，由此与风电光伏分属不同的制度轨道。收益规则随之改写：不进入以可再生能源电量为对象的价格结算、绿证与消纳责任权重体系，价值改由可靠容量与调节能力计量，并由第三十九、四十条的辅助服务市场与容量保障机制提供上位法接口。
一、从"积极有序建设"到"科学布局"：两部法律的功能分工
需先区分《能源法》既有规定与本次修订的增量。2024年11月通过、2025年1月1日施行的《中华人民共和国能源法》第三十二条规定，"国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用"。
《能源法》解决的是建设必要性与推进节奏。草案则从系统运行维度作出规定：将抽蓄纳入"系统调节能力"的资源清单，与调节性水电站、光热、生物质发电、常规电源灵活性改造、新型储能、车网互动、用户侧可调节负荷并列，共同服务于"保障电力系统安全稳定运行"。
两处措辞变化尤值关注：从"积极有序开发建设"到"科学布局"，从单独成条到与其他各类调节资源同列。近两年国家能源局开展全国抽蓄项目布局优化调整、强化需求论证，2025年1月印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号），上述实践被提炼为法律原则——规模不再构成唯一目标，系统需求论证及相对其他调节资源的比较优势，成为项目准入依据。
表2｜现行法与修订草案的制度落差（据国家能源局公布的现行法全文、草案PDF整理）
二、九个条款：草案中抽蓄相关规定的完整坐标
通读草案可见，与抽蓄直接相关的条款并不限于第三十三条。规划、开发、市场、科技、附则均设有对应接口：
表3｜草案中与抽水蓄能直接相关的条款地图
三、身份之辨：抽蓄何以未列入"可再生能源发电"相关条款
业内通常将抽蓄概括为"抽四发三"——抽水耗电与上网发电之间存在约25%的损耗，其不产生新增的可再生能源电量，本质是实现电能的时间转移。这一物理属性决定了其法律定位。
草案第五、六章的几项核心制度，均以"可再生能源电量"为作用对象：第三十七条市场交易形成上网电价、第三十八条可再生能源可持续发展价格结算机制、第四十七条消纳责任权重、第四十九条绿色电力证书。抽蓄既无对应的可再生能源电量可结算，也不产生可核发绿证的环境属性，从前述条款各自的适用对象看，并不在其作用范围内。需区分的是，第二条第二款解决的是是否纳入本法调整范围，而上述制度各有特定适用对象，纳入本法调整范围并不意味着当然适用其中每一项制度。将第三十八条误读为抽蓄的新收益来源，是当前最需澄清的一处误读。
一处条文变化尤具分量：现行法第二条第二款写的是"水力发电对本法的适用，由国务院能源主管部门规定，报国务院批准"，草案删除这一款，改为"利用可再生能源加工、转换而取得的电力、热力、氢能等适用本法"。适用范围从"能源品种"扩展到"加工转换后的产品"，抽蓄这类电能—水能转换设施的适用接口因此更清晰；但适用接口的明确并不等同于主体身份的改变，其仍以调节资源身份纳入本法调整范围，而非以电源身份。
结论是明确的：抽蓄的价值不由发电量计量，而由可靠容量＋调节能力计量。第四十条的容量保障机制，正是这一逻辑在法律上的落点。
四、规划之变：站点资源纳入规划与国土空间约束
草案围绕抽蓄形成了完整的规划约束链条：第十条资源调查与评价、第十三条规划必备内容、第十四条省级规划须符合全国规划确定的总量规模和区域布局、第十五条年度分解落实、第十六条预留用地用海并纳入国土空间规划、第十二条规划调整须经原批准机关批准。
与现行法第九条对照，"配套电网建设"被改写为"配套输送及调节基础设施建设"。增加"调节"二字，意味着抽蓄不再是规划中的附属事项，而是规划文本必须明确的内容；叠加"安全可靠替代能力"这一新提法，规划论证的技术要求同步提高。
对开发主体而言，第十七条的影响不亚于第三十三条。该条第二款明确，建设可再生能源并网发电项目有多个经营主体申请同一项目许可的，应当依法通过竞争性配置方式确定被许可人；第四款明确"不得将强制配套产业或者投资等作为项目开发建设的条件""不得违反国家有关规定收取项目保证金"。需说明的是，竞争性配置一款的适用对象是"建设可再生能源并网发电项目"的项目许可，抽蓄项目是否纳入该程序，需结合第二条第二款的适用范围由配套规定确认；而第四款系对各级人民政府优化营商环境、规范开发建设秩序提出的一般要求，对抽蓄项目实践具有直接约束。此前部分地方在抽蓄项目开发中附加产业落地要求、以投资换取开发权的做法，由此被明令禁止。规则统一后，具备水电技术积累、资金与运营能力的地方国企、流域水电主体，跨区域参与竞争的空间相应打开；而第十四条与国土空间、生态环保规划的衔接，第十八条第二款统筹防洪、生态、供水、灌溉、航运，第二十八条生态环保与安全生产约束，共同提高了合规门槛。
第十八条"支持流域控制性水库电站建设和水电扩机增容等灵活性改造"与第十九条"统筹推进水风光一体化发展"结合解读，指向更为明确：依托存量水库改造成上下库、建设混合式抽蓄、以存量水电为调节核心配套风光，这类"水风光蓄一体化"开发模式，由政策表述上升为法律规范。对拥有流域存量资产的水电企业，构成本轮修订中最具实质意义的制度支撑。
五、收益之变：633号文市场化方向获得上位法支撑
现行抽蓄价格机制由《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）确立：执行两部制电价，容量电价按40年经营期、经营期内资本金内部收益率6.5%核定，容量电费由电网企业支付并纳入省级电网输配电价回收；有现货市场的地区抽水电价、上网电价按现货市场规则结算，无现货市场的上网电价按燃煤发电基准价、抽水电价按其75%执行。文件同时预留了市场化衔接机制：适时降低政府核定容量电价覆盖机组设计容量的比例，推动电站自主运用剩余容量参与市场，逐步主要通过市场回收成本、获得收益。
草案第三十九条（健全辅助服务市场，合理设置交易品种，优化辅助服务价格形成机制和费用传导机制）、第四十条（推进容量保障机制、完善容量电价、鼓励有条件的地区建立容量市场）、第三十六条（全国统一电力市场体系）、第四十二条（接网及电网改造等合理费用可计入输配电成本），与633号文确立的市场化路径逐项对应。政策文件确立的改革方向由此上升为法律原则，构成本次修订对抽蓄收益稳定性最具实质意义的支撑。
但最值得行业关注的，是第四十条第二款的表述："国务院能源主管部门制定各类发电机组及新型储能等的可靠容量评估技术规范。"这里点名的是"各类发电机组及新型储能"，抽蓄是否单独制定容量评估规则、其可用率与可靠容量如何认定、与新型储能能否在同一口径下计量，草案未作规定。同时，633号文规定辅助服务等收益按20%由电站分享、80%在下一监管周期核价时扣减，未来容量市场与辅助服务市场全面铺开后，容量电费与市场化收益如何避免重复补偿，仍有待配套细则明确。
需先厘清"变了"的边界：变化的是制度依据与计量逻辑，并非已生效的新电价标准。抽蓄不进入以可再生能源电量为对象的价格结算、绿证与消纳责任权重体系，价值按可靠容量与调节能力计量；633号文确立的两部制电价及其市场化方向，首次由第三十九、四十条获得上位法接口。规则方向已写入草案文本，具体参数与核定口径仍待后续审议及配套细则；在正式文本出台前，项目收益测算仍应以现行政策为依据。
由此延伸，"完善容量电价机制"构成制度利好，但真正决定项目收益曲线的，是后续配套细则对"可靠容量"的界定。
六、两处边界：新型经营主体与产业支持的适用限度
边界一：主体身份
第七十四条第（八）项将"电力领域新型经营主体"界定为具备电力、电量调节能力，且具有新技术特征和新运营模式的配电环节各类资源的经营主体，列举了新型储能、可调节负荷、虚拟电厂、智能微电网、绿电直连等，未点名抽水蓄能。需注意该条采用"包括……等"的开放式表述，并未将列举封闭化；就现行列举口径而言，第三十四条对新型经营主体的涉网要求、第三十六条关于参与市场交易的规定主要面向被列举主体，抽蓄能否纳入该范畴仍待配套细则界定。抽蓄目前仍按现行项目核准、电网调度与专门价格体系运行。第三十条"在保障安全的前提下，根据市场交易结果开展电力调度"，以及第六十八条对能源输送管网公平无歧视开放设定的法律责任，将在更长期影响抽蓄的调用次序、结算透明度与接入公平性。
边界二：产业支持
第五十四条将智能电网、储能等领域列入基础性、关键性和前沿性重大技术、装备及相关新材料的支持范围，第五十二条产业发展指导目录、第五十六条地方投资补助／产业基金／贷款贴息、第五十九条发展基金支持示范工程、第六十条绿色金融、第六十一条税收优惠、第六十二条土地复合利用，构成一套可争取的政策支持渠道。但这些条款的服务对象是"可再生能源"，抽蓄能否直接适用，取决于后续目录与细则如何界定，不宜在草案阶段即按既定支持力度测算项目收益。
七、征求意见期需重点反馈的六个问题
表4｜草案未闭合、需由配套办法回答的问题
草案仍在征求意见阶段，12月5日之后还要经过后续审议，条文存在调整可能。但制度方向已较为明确：《能源法》确立抽蓄"建设"的定位，《可再生能源法》修订草案确立抽蓄"机制"的定位，前者规范规模与节奏，后者规范法定新身份之下调节价值的计量与补偿。
行业竞争的重心随之位移——从争夺站点与核准指标，转向纳入规划、核定容量、比拼调节能力与全生命周期成本。在前述投产与在建规模背景下，"科学布局"的制度权重已高于单纯的规模目标。
后续最值得关注的，不是草案正文中"抽水蓄能"出现几次，而是配套细则对"可靠容量"如何界定。
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