抽水蓄能首次明確容量電價，南網儲能：減少收入預算超4億

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，國家發改委發布《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。《通知》自6月1日起執行。

中國水力發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。《通知》的出臺釋放了清晰的電價信號，有利于形成穩定的行業預期，充分調動各方面積極性，推動抽水蓄能電站建設，發揮電站綜合運行效益，保障電力系統安全穩定運行。

容量電價相差數倍

2021年5月7日，《國家發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電的運行成本，體現的是調峰服務的價值。

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

但是，由于國家發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、最具大規模開發條件的清潔靈活調節電源。

抽水蓄能的原理是：在電力系統負荷低谷時，利用系統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電，將上、下庫中水的勢能變化轉化為電力系統電能的充放和功率的調節。

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CNSEA數據，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電。新華社圖

在風、光等新能源大規模高比例發展的背景下，新型電力系統對調節電源的需求更加迫切，使得抽水蓄能成為滿足電力系統調節需求的關鍵方式。但是，我國抽水蓄能的發展也面臨一些問題，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，非電網企業和社會資本開發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年發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（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“優先并網”的政策，抽水蓄能作為調節電源的一種，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無法得到保障，因此對應的電量電價只能體現運行成本，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。總之，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》發布當日，5月15日晚間，南網儲能（600995.SH）發布公告，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，南網儲能此前發布的2022年年報中，就曾對該風險作出提示。

“根據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號文規定的電價機制執行。截至本報告披露之日，國家發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。據華泰證券統計，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。根據華創證券去年發布的專題研報，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座執行兩部制電價。

上述研報表示，據其掌握的國網新源過去幾年的運營數據和財務數據，發現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，多數機構認為，未來容量電價將保障最低盈利，而現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，業界期待第二步得以持續推進。

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