等待两年，抽水蓄能电站终于迎来明确的容量电价表。

2023年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（下称《通知》），公布了核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。《通知》自6月1日起执行。

中国水力发电工程学会副秘书长张博庭对记者表示，这是国家发改委首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价。《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，保障电力系统安全稳定运行。


容量电价相差数倍

2021年5月7日，《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》（下称“633号文”）明确，“现阶段，要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。”这是我国抽蓄电价机制经过多次变革以后，最终形成的具有里程碑意义的文件。

所谓“两部制电价”，指的是电量电价和容量电价。前者以竞争性方式形成，抽水蓄能电站通过其回收抽水发电的运行成本，体现的是调峰服务的价值。

后者由国家发改委进行核定，并随省级电网输配电价监管周期同步调整，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，体现的是调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。

但是，由于国家发改委对于容量电价的核价结果一直未明确，因此市场对于抽水蓄能电站投资回报方面存在一定的政策风险担忧，客观上影响了社会投资的积极性。

抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的清洁灵活调节电源。

抽水蓄能的原理是：在电力系统负荷低谷时，利用系统富余电力将水从下水库抽到上水库储存，在负荷高峰时将上水库储存的水放到下水库进行发电，将上、下库中水的势能变化转化为电力系统电能的充放和功率的调节。

对比资本市场大热的电化学储能，抽水蓄能的主体地位仍然无可撼动：根据CNSEA数据，截止2021年底，我国已投运储能项目累计装机量为46.1GW，其中抽水储能占比为86.3%，电化学储能占比为9.2%。而在全球的储能装机占比中，抽水蓄能和电化学储能的占比基本也是八二分。

2022年8月28日，福建周宁抽水蓄能电站地下厂房运维人员在检查设备。当日，中国华电福建周宁抽水蓄能电站4号机组正式投入商业运行，标志着中国华电首座、“十四五”期间福建省首个抽水蓄能电站全容量投产发电。

在风、光等新能源大规模高比例发展的背景下，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切，使得抽水蓄能成为满足电力系统调节需求的关键方式。但是，我国抽水蓄能的发展也面临一些问题，市场化程度不高是一个主要制约因素。

“抽水蓄能市场化获取资源不足，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站积极性不高，抽水蓄能电站电价疏导相关配套实施细则还需进一步完善。”2021年发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》中称。

张博庭告诉记者，不同于光伏、风电等新能源享有“优先并网”的政策，抽水蓄能作为调节电源的一种，还与火电等电源存在竞争关系。由于电网调度抽水蓄能的利用小时数无法得到保障，因此对应的电量电价只能体现运行成本，此时弥补其建设成本的“容量电价”就显得尤为关键。

《通知》显示，已投运的抽水蓄能电站中，河北潘家口装机容量27万千瓦，容量电价289.73元/千瓦，安徽响洪甸装机容量8万千瓦，容量电价823.34元/千瓦，电价相差达到2.8倍。新投运的抽水蓄能电站中，山东文登装机容量180万千瓦，容量电价471.18元/千瓦，新疆阜康装机容量120万千瓦，容量电价690.36元/千瓦，电价相差也接近1.5倍。

张博庭表示，导致各抽水蓄能电站容量电价差异大的主要原因是其建设成本不同。有的省份建设条件非常理想，水道近、高低落差大，那么单位千瓦造价就比较低。如果站点离电源和电网的调控中心非常远，那么成本就要相应增加。总之，容量电价的主要目的是覆盖建设成本，加之电量电价覆盖运营成本，共同保证电站“不亏钱”。

上市公司提示电价风险

《通知》发布当日，5月15日晚间，南网储能发布公告，列举了公司所属7座投运抽水蓄能电站容量电价（含税），其中最低的是广东惠州抽水蓄能电站324.24元/千瓦，最高的是海南琼中抽水蓄能电站648.76元/千瓦。公告称，根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。

记者注意到，南网储能此前发布的2022年年报中，就曾对该风险作出提示。

“根据633号文，公司所属广蓄电站二期、惠蓄电站、清蓄电站、深蓄电站、海蓄电站、梅蓄电站一期、阳蓄电站一期的电价，从2023年起需按633号文规定的电价机制执行。截至本报告披露之日，国家发展改革委核价的结果尚未明确。如果核定的容量电价结果低于现行电价，将对公司的收入和盈利水平产生不利影响。”上述年报称。

南网储能是我国第二大抽蓄运营商和第一大抽蓄运营上市公司。据华泰证券统计，截至2022年12月，南网储能的抽蓄装机市占率为23%，仅次于国家电网旗下国网新源（未上市）的 59%。

作为我国第一大抽蓄运营商，一直以来，国网新源同样面临较大的成本疏导压力。根据华创证券去年发布的专题研报，截至2020年末，国网新源可控装机量达2057 万千瓦，其在运的20座电站中仅7座执行两部制电价。

上述研报表示，据其掌握的国网新源过去几年的运营数据和财务数据，发现尽管公司的毛利率水平和净利率并不低，但平均每瓦的净利润不到1毛钱，一座120万千瓦规模的电站一年的净利润仅在1亿元左右，若考虑前期建设的投资，从全生命周期来看，其盈利性是比较差的，主要原因在于之前的电价机制很难保障抽蓄电站的盈利。

随着633号文的逐步落实，多数机构认为，未来容量电价将保障最低盈利，而现货市场推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能。

《通知》的出台意味着已经迈出了第一步，业界期待第二步得以持续推进。

原标题：抽水蓄能首次明确容量电价