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487.53 元 /kW・年：山东抽水蓄能新版两部制电价政策干货解读2026年8月11日，山东省发展改革委发布《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）》，向社会公开征求意见。此次政策的核心变化，是改变过去抽蓄项目“逐个核价”的方式，对2025年至2027年开工的项目实行统一标杆容量电价，并将市场收益按超额累退方式与用户侧分享。同时，文件提供了两种可选机制，给投资主体留出选择空间。 一、存量项目：成本差异直接体现在电价上山东目前已投运三座抽水蓄能电站，均属于国网抽蓄资产。此前实行的是“一项目一核价”，没有统一标准。由于建设年代、造价水平不同，各项目容量电价分化明显。早期泰安项目造价较低，核定容量电价相对不高；而2022年投运的文登、沂蒙项目，受建设成本上升影响，容量电价明显抬升，其中沂蒙项目达到608元/千瓦·年。老模式下，项目造价越高，核定的容量电价往往越高，导致不同项目收益水平差异较大。 二、新政核心内容1. 适用对象政策适用于2025年至2027年底前，取得取水、临时用地、环评批复并完成开工的抽水蓄能电站。判断标准以开工批复时间为准，而非投产时间。2028年以后开工的项目，仅可参考机制框架，具体电价另行明确。 2. 容量电价标准满功率6小时项目标杆容量电价为487.53元/千瓦·年（含税）；满功率5小时项目为459.16元/千瓦·年。标准按照经营期弥补社会平均成本的原则核定。项目在投运前3个月可向省发改委申请电价资格；全部投运后，标杆电价每3年校核一次，校核结果自投产日起追溯执行。容量电费纳入系统运行费用。 3. 电量电价与超额收益分享 抽蓄电站电量部分全面参与山东电力现货市场，抽水、上网电价按现货规则执行。电能量与辅助服务合计的年度市场收益，实行三档超额累退分享：
剩余部分用于冲减用户侧系统成本。收益按月结算、按年清算。首个项目落地后3个月启动首次校核，之后每1—2年动态调整分享比例。 4. 结算安排抽水蓄能在抽水状态下按电力用户管理，需缴纳线损及系统运行相关费用；发电状态下对应退减输配电费用。用户侧获得的超额收益部分，用于冲减抽蓄容量电费，以降低社会用电负担。 5. 两种机制由项目自主选择同批次项目可从以下两种方式中二选一： 一是标杆容量电价机制：项目可获得固定的标杆容量电费，但市场超额收益需按上述规则与用户分享； 二是可靠容量补偿机制：不执行标杆容量电价，全部市场收益归电站，也不参与超额累退分享。 简单来说，追求稳定现金流的项目更适合前者；对现货及辅助服务市场预期较高、愿意承担市场波动风险的，可考虑后者。 6. 时长引导要求2028年以后开工的非6小时抽蓄项目，需与6小时方案进行比选论证。这一安排提高了短时长项目的落地门槛，引导优先布局6小时标准抽蓄项目。 三、对抽蓄投资的直接影响第一，造价管控重要性上升。 统一标杆电价实施后，项目之间的建设成本差异不再能直接传导为电价差异。高造价项目无法再通过提高核定电价将成本全部转嫁给用户，投资方必须在造价控制上更加精细化。 第二，收益空间被明确约束。 标杆容量电价提供了基础收入，但超额累退机制划定了收益上限。即使现货市场价差扩大，电站能够获得的超额利润也有限，投资测算中不宜高估市场收益贡献。 第三，前期审批节奏压力加大。 政策以开工批复作为准入条件，要享受此次电价安排，必须在2027年底前完成批复并开工。窗口期相对有限，错过将面临后续政策不确定性。 第四，投资策略出现分化。 稳健型主体可能更倾向于选择标杆容量电价，以锁定基础现金流；对山东现货和辅助服务市场较为乐观的主体，可评估可靠容量补偿路径，争取全额市场收益，但需承担无容量兜底风险。 四、征求意见阶段尚待明确的问题非5小时、6小时项目的标杆电价折算规则尚未落地；可靠容量补偿机制的具体补偿标准未公布，完整经济性对比仍缺少关键参数；容量电价追溯校核涉及的财务结算操作细则有待完善；市场收益分享比例调整的触发条件和边界，也需正式文件进一步细化。 结语山东此次抽蓄电价政策，是省级层面对国家抽蓄价格改革的一次具体落地。统一标杆电价保障项目合理收益，超额累退机制平衡电站与用户利益，同时保留市场化选择路径。过去依靠高造价换取高电价的逻辑将难以为继，造价管控和多情景市场测算，将成为山东抽蓄项目投资决策的核心环节。后续正式文件以及山东现货市场运行情况，将最终决定新建抽蓄项目的真实收益水平。 |
