关于完善发电侧容量电价机制114号文件：抽水蓄能电价新政解读

2026年1月30日,国家发展改革委发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(114号文)，对抽水蓄能电站的容量电价机制进行了重大调整。这一政策将深刻影响抽水蓄能行业的投资收益模式和未来发展方向。本文将为您详细解读新政要点。

一、633号文前开工电站：维持原政策

对于在633号文发布之前已经开工建设的抽水蓄能电站，继续按照原有办法执行容量电价机制，这意味着老电站的投资收益模式不会受到冲击，项目方可以继续按照原有商业模型运营，影响基本可以忽略不计。

二、633号文后开工电站：新容量电价机制

1、容量电价核定方式

新开工电站的容量电价将由省级主管部门核定，主要覆盖电站的运维成本。相比过去的两部制电价模式，新机制下的容量收入将显著降低。

2、容量收益变化，以南网储能阳江电站为例

以南网储能投产的阳江抽水蓄能电站(装机容量120万千瓦)为例：

收益类型	原容量收入	新容量收入	变化（原利润）
容量电价	约6.8亿元/年	约5.3亿元/年	↓ 1.5亿元

3、电量收益变化

在容量收入减少的情况下，电量收益和辅助服务收益将成为电站盈利的关键。目前阶段，电量收益仍是主要收入来源。

收益测算(以6小时发电为例):

• 发电收益:120万kW × 6小时 × 365天 × 0.3元/kWh = 7.884亿元

• 抽水成本:120万kW × 6小时 ÷ 0.8(效率) × 365天 × 0.1元/kWh = 3.285亿元

• 净电量可分享收益:约4.599亿元/年

关键：电量收益的最终金额主要取决于收益分享比例机制，这一比例尚未明确，导致盈利上限存在不确定性。

三、可靠容量补偿机制

新政策中提到的“可靠容量补偿机制”是针对电站可靠机组容量的额外补偿。对于120万千瓦的抽水蓄能电站来说，虽然全部容量都属于可靠机组，但这部分补偿金额预计相对有限。这一机制类似于现行的应急备用机组补偿，整体金额不会成为电站的主要收入来源。市场化收益才是未来盈利的关键所在。

1、盈利目标测算

仍以阳江电站为例，如果要达到理想的盈利水平：

项目	金额(亿元/年)	备注
年度运营成本	5.3	容量电价覆盖
目标利润	3.0	合理投资回报
所需总收入	8.3	市场化收益

要实现8.3亿元的市场化收入，按6小时发电测算：峰谷电价差需要达到0.36元/kWh

这一价差水平需要一定时间才能实现，但一旦达成，抽水蓄能电站的收益上限将更高，投资价值也将更加凸显。

四、政策影响与展望

• 短期影响：新项目投资回报模式发生根本性转变，从固定收益为主转向市场化收益为主，投资风险有所增加。

• 中长期机遇：倒逼电力市场化改革加速，峰谷价差扩大是大势所趋，为抽水蓄能创造更大盈利空间。

本文仅供参考,不构成投资建议