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》），公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的核定容量电价，自2023年6月1日起执行。

这是自国家发改委确认新的抽水蓄能价格机制后，首次公布核定的抽水蓄能电站容量电价。对于抽水蓄能行业来说，这进一步厘清了价格机制和成本疏导机制，促进了行业的健康发展。不过，一些企业也明确表示，核价对企业收益产生影响，年预期收益减少了数上亿元。

电价发展史

抽水蓄能在中国有着良好的发展前景，今年可再生能源装机超越煤电，煤电正在向保障性和调节性电源转型，因此电力系统削峰填谷需求巨大，抽水蓄能因此得到更多发展机会，对比调峰煤电，抽水蓄能不仅可以“削峰”还可以“填谷”，同时具备响应速度快、能源转化率高等优点，是一种可靠、高效、稳定的储能技术，在我国抽蓄技术在各种储能技术路线中占比高达89%，技术成熟度高。

但抽水蓄能在发展初期也有不小的困难。受地形、地质等环境因素影响，抽蓄电站规划难度大；施工环境复杂，工程建造成本昂贵，大型抽水蓄能项目静态投资约为5000-7000元/千瓦，建造120万千瓦的电站至少耗费60亿元；配套建设周边设施需要清除路障等，建设周期漫长，从开展前期工作开始到首台机组投产，至少需要5-6年。受建设难度和资金方面的制约，在很长一段时间里，抽水蓄能电站业务由电网公司独占。

2021年，两部制电价正式出台，电网公司独大的局面被打破，投资主体走向多元化。“663号文”明确抽水蓄能电站容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制，对标行业先进水平，按照40年经营期定价法，经营期内资本金内部收益率6.5%核定。电量电价，是指按照进入电力市场实际交易的电量来计费的电价。容量电价，是指按照用电容量而缴纳的电费，电费标准是以变压器容量来计算的。政策加持之下，抽水蓄能电站普遍亏损的状况扭转，电站签约、核准不断，行业迎来前所未有的发展热潮，发电企业、金融资本、地方民营企业等步入抽水蓄能市场，在建、待建抽水蓄能电站超万亿千瓦。

在这种模式下，容量电价对于行业来说，也有一定的负面作用，比如企业为增加收益而盲目扩建抽蓄电站，会存在建而不用、资源浪费的风险。

抽水蓄能核价结果公布

2023年5月15日，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），公布了全国抽水蓄能电站的容量电价核价结果。本次核价通知是《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》（发改价格〔2021〕633号，以下简称“633号文”）出台后国家首次发布抽水蓄能容量电价核价结果，也是我国电力市场化改革的重要一步举措，规范了抽水蓄能电站政策保障性部分的容量电费收入，同时也在省级电网核价通知中明确了随第三监管周期输配电价单列的抽水蓄能容量电费金额。下一步，随着全国各区域电力市场的发展建设和完善，抽水蓄能电站还会逐步增加可变的电量电费收入和辅助服务收入，激励抽水蓄能行业加快健康发展。

633号文对促进抽水蓄能快速健康发展发挥积极推动作用，也对构建以新能源为主体的新型电力系统意义重大，随着本次抽水蓄能核价结果的发布，633号文得到执行落实。从深化促进电力市场化改革角度，有以下几点积极意义：一是建立了适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制。提出适时降低容量电价覆盖设计容量比例的调整机制，鼓励剩余容量进入市场，形成抽蓄容量从政府定价到市场竞价的有效通道，有利于逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。二是建立了收益分享机制。提出将一定比例的辅助服务收益和电量电费收益留存给抽蓄电站分享。三是明确加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位。提出推动抽蓄电站平等参与中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制，即对未来主要以市场方式解决抽水蓄能有关问题，形成了可靠的政策预期。四是通过严格落实电价政策保障投资主体利益。通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等方式，对社会资本参与抽水蓄能投资建设起到鼓励作用。

据了解，本次抽水蓄能电站成本监审及核价过程中，国家严格执行633号文“对标行业先进水平合理核定容量电价”要求，对照行业先进水平确定相关核价参数标准，激励达到先进运营水平的电站获得更高收益水平，充分体现了价格信号对行业发展的促进和引导作用。可以看出，在抽水蓄能领域具有长期的管理和运维经验、以及具备一定数量和规模的企业，能够借助规模化、专业化、集约化优势，合理节约投资造价和运维管理成本，在容量电价核定、电力市场竞争中获取相对竞争优势。

核价结果或导致投资降温？

“本次核价是‘633号文’的落实，抽水蓄能投资回报得到有力保障。”南网储能介绍称，本次国家发改委公布抽水蓄能容量电价核价结果，也同步公布了各省区电网第三监管周期随同输配电价疏导的抽水蓄能容量电费金额，即各省区工商业用户需承担的抽蓄电站容量电费成本将随同省级电网输配电价同步向用户分摊回收，畅通了抽蓄电站容量电费成本的疏导渠道，同时通知强调电网企业要加强三公调度、严格执行电价、及时结算电费，为抽水蓄能电站及时足额收取容量电费提供了保障。

核价结果的容量电价低于市场预期。

中信证券研报指出，本次抽水蓄能容量电价核定按照《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》执行，根据电站各项成本给予 6.5%资本金回报率对应原则核定容量电费，从南网储能的核定结果上看本次核定整体较为严格，新核定的容量电价降低导致公司2023年收入预算减少或接近 5 亿元。

不少机构指出，部分项目容量电价有所下降，或推动行业降温。

在“633号文”明确两部制电价作为抽水蓄能定价机制后，国内抽水蓄能行业投资热情高涨。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。但抽水蓄能行业分会统计结果显示，2021年至2022年全国获取核准项目装机规模分别达到2950万千瓦和6110万千瓦，远远超出规划进度。

中信证券研报观点认为，本次发改委核价文件的出台在短期内对行业高涨的投资热情将起到降温作用，推动行业回归理性。

“部分地区‘过热’的情况是存在的，并得到国家主管部门的重视。”南网储能表示，“目前，我公司正积极配合省级能源主管部门和南方电网公司组织开展五省区抽水蓄能需求论证工作。从公司目前已开展前期工作、纳入国家规划储备项目的预可阶段研究成果来看，各项目综合建设条件较优，在同区域范围内具有较强的竞争力。”

新政对龙头企业带来了什么影响

抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，从而实现弥补成本、合理收益的目的。2023年6月1日起，抽水蓄能电站由统一核价模式转变为由国家能源局测算定价，实行一站一价。

短期来看，48座抽水蓄能电站电价较之前有较大的变化，南网储能三季报显示，其所属7座抽水蓄能电站容量电价核价结果比原执行的水平有所降低，根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。容量电价虽为投资商“泼冷水”，但长期来看，新政保障抽水蓄能电站最低盈利水平，使投资机会由电网公司向民营社会资本倾斜，有利于行业整体稳定。

除电价之外，抽水蓄能参与电力辅助服务机制也在逐步完善，抽蓄企业从电力辅助服务分摊机制中获得一定补偿收益。2021年新版“两个细则”规定，电力辅助服务主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷。

在容量电价低于预期的情况下，南网储能亦加大了在新型储能上的发展力度。

“目前，公司新型储能投产规模突破10万千瓦，正在建设30万千瓦，储备容量超过700万千瓦。”南网储能表示，“公司规划‘十四五’、‘十五五’、‘十六五’期间分别投产新型储能装机200万千瓦、300万千瓦、500万千瓦左右。”

据广发证券数据，截至2023年1月6日，南网储能已建成投运各类电站28座，总装机容量1242.1万千瓦，其中常规调峰水电203万千瓦（2座大型水电站和12座小型水电站），抽水蓄能1028万千瓦（7座），新型储能11.1万千瓦（7座）。南宁、梅州二期、肇庆浪江、惠州中洞等4座抽水蓄能电站主体工程全面开工建设，桂林灌阳等10个抽水蓄能项目完成预可行性研究报告审查。

文章来源： ​北极星电力网，南 方能源观察，时代周报