等待兩年，抽水蓄能電站終于迎來明確的容量電價表。

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2023年5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（下稱《通知》），公布了核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價?！锻ㄖ纷?月1日起執(zhí)行。

中國水力發(fā)電工程學會副秘書長張博庭對第一財經記者表示，這是國家發(fā)改委首次按照新的抽水蓄能價格機制核定在運及2025年底前擬投運的所有抽水蓄能電站容量電價?！锻ㄖ返某雠_釋放了清晰的電價信號，有利于形成穩(wěn)定的行業(yè)預期，充分調動各方面積極性，推動抽水蓄能電站建設，發(fā)揮電站綜合運行效益，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

容量電價相差數(shù)倍

2021年5月7日，《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（下稱“633號文”）明確，“現(xiàn)階段，要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制。”這是我國抽蓄電價機制經過多次變革以后，最終形成的具有里程碑意義的文件。

所謂“兩部制電價”，指的是電量電價和容量電價。前者以競爭性方式形成，抽水蓄能電站通過其回收抽水發(fā)電的運行成本，體現(xiàn)的是調峰服務的價值。

后者由國家發(fā)改委進行核定，并隨省級電網輸配電價監(jiān)管周期同步調整，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益，體現(xiàn)的是調頻、調壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值。

但是，由于國家發(fā)改委對于容量電價的核價結果一直未明確，因此市場對于抽水蓄能電站投資回報方面存在一定的政策風險擔憂，客觀上影響了社會投資的積極性。

抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的清潔靈活調節(jié)電源。

抽水蓄能的原理是：在電力系統(tǒng)負荷低谷時，利用系統(tǒng)富余電力將水從下水庫抽到上水庫儲存，在負荷高峰時將上水庫儲存的水放到下水庫進行發(fā)電，將上、下庫中水的勢能變化轉化為電力系統(tǒng)電能的充放和功率的調節(jié)。

對比資本市場大熱的電化學儲能，抽水蓄能的主體地位仍然無可撼動：根據(jù)CNSEA數(shù)據(jù)，截止2021年底，我國已投運儲能項目累計裝機量為46.1GW，其中抽水儲能占比為86.3%，電化學儲能占比為9.2%。而在全球的儲能裝機占比中，抽水蓄能和電化學儲能的占比基本也是八二分。

2022年8月28日，福建周寧抽水蓄能電站地下廠房運維人員在檢查設備。當日，中國華電福建周寧抽水蓄能電站4號機組正式投入商業(yè)運行，標志著中國華電首座、“十四五”期間福建省首個抽水蓄能電站全容量投產發(fā)電。新華社圖

在風、光等新能源大規(guī)模高比例發(fā)展的背景下，新型電力系統(tǒng)對調節(jié)電源的需求更加迫切，使得抽水蓄能成為滿足電力系統(tǒng)調節(jié)需求的關鍵方式。但是，我國抽水蓄能的發(fā)展也面臨一些問題，市場化程度不高是一個主要制約因素。

“抽水蓄能市場化獲取資源不足，非電網企業(yè)和社會資本開發(fā)抽水蓄能電站積極性不高，抽水蓄能電站電價疏導相關配套實施細則還需進一步完善。”2021年發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》中稱。

張博庭告訴第一財經記者，不同于光伏、風電等新能源享有“優(yōu)先并網”的政策，抽水蓄能作為調節(jié)電源的一種，還與火電等電源存在競爭關系。由于電網調度抽水蓄能的利用小時數(shù)無法得到保障，因此對應的電量電價只能體現(xiàn)運行成本，此時彌補其建設成本的“容量電價”就顯得尤為關鍵。

《通知》顯示，已投運的抽水蓄能電站中，河北潘家口裝機容量27萬千瓦，容量電價289.73元/千瓦，安徽響洪甸裝機容量8萬千瓦，容量電價823.34元/千瓦，電價相差達到2.8倍。新投運的抽水蓄能電站中，山東文登裝機容量180萬千瓦，容量電價471.18元/千瓦，新疆阜康裝機容量120萬千瓦，容量電價690.36元/千瓦，電價相差也接近1.5倍。

張博庭表示，導致各抽水蓄能電站容量電價差異大的主要原因是其建設成本不同。有的省份建設條件非常理想，水道近、高低落差大，那么單位千瓦造價就比較低。如果站點離電源和電網的調控中心非常遠，那么成本就要相應增加?？傊?，容量電價的主要目的是覆蓋建設成本，加之電量電價覆蓋運營成本，共同保證電站“不虧錢”。

上市公司提示電價風險

《通知》發(fā)布當日，5月15日晚間，南網儲能（600995.SH）發(fā)布公告，列舉了公司所屬7座投運抽水蓄能電站容量電價（含稅），其中最低的是廣東惠州抽水蓄能電站324.24元/千瓦，最高的是海南瓊中抽水蓄能電站648.76元/千瓦。公告稱，根據(jù)核價結果，預計減少公司2023年收入預算4.96億元。

第一財經記者注意到，南網儲能此前發(fā)布的2022年年報中，就曾對該風險作出提示。

“根據(jù)633號文，公司所屬廣蓄電站二期、惠蓄電站、清蓄電站、深蓄電站、海蓄電站、梅蓄電站一期、陽蓄電站一期的電價，從2023年起需按633號文規(guī)定的電價機制執(zhí)行。截至本報告披露之日，國家發(fā)展改革委核價的結果尚未明確。如果核定的容量電價結果低于現(xiàn)行電價，將對公司的收入和盈利水平產生不利影響。”上述年報稱。

南網儲能是我國第二大抽蓄運營商和第一大抽蓄運營上市公司。據(jù)華泰證券統(tǒng)計，截至2022年12月，南網儲能的抽蓄裝機市占率為23%，僅次于國家電網旗下國網新源（未上市）的 59%。

作為我國第一大抽蓄運營商，一直以來，國網新源同樣面臨較大的成本疏導壓力。根據(jù)華創(chuàng)證券去年發(fā)布的專題研報，截至2020年末，國網新源可控裝機量達2057 萬千瓦，其在運的20座電站中僅7座執(zhí)行兩部制電價。

上述研報表示，據(jù)其掌握的國網新源過去幾年的運營數(shù)據(jù)和財務數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)盡管公司的毛利率水平和凈利率并不低，但平均每瓦的凈利潤不到1毛錢，一座120萬千瓦規(guī)模的電站一年的凈利潤僅在1億元左右，若考慮前期建設的投資，從全生命周期來看，其盈利性是比較差的，主要原因在于之前的電價機制很難保障抽蓄電站的盈利。

隨著633號文的逐步落實，多數(shù)機構認為，未來容量電價將保障最低盈利，而現(xiàn)貨市場推行為抽蓄電站盈利增加提供潛能。

《通知》的出臺意味著已經邁出了第一步，業(yè)界期待第二步得以持續(xù)推進。

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