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等待兩年，抽水蓄能電站終于迎來明確的容量電價表。

2023年5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)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(xué)會副秘書長張博庭對記者表示，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(yù)期，充分調(diào)動各方面積極性，推動抽水蓄能電站建設(shè)，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(guān)于進(jìn)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(jìn)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(jīng)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(diào)峰服務(wù)的價值。

后者由國家發(fā)改委進(jìn)行核定，并隨省級電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)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(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值。

但是，由于國家發(fā)改委對于容量電價的核價結(jié)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(fēng)險擔(dān)憂，客觀上影響了社會投資的積極性。

抽水蓄能是當(dāng)前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的清潔靈活調(diào)節(jié)電源。

抽水蓄能的原理是：在電力系統(tǒng)負(fù)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(fù)荷高峰時將上水庫儲存的水放到下水庫進(jìn)行發(fā)電，將上、下庫中水的勢能變化轉(zhuǎn)化為電力系統(tǒng)電能的充放和功率的調(diào)節(jié)。

對比資本市場大熱的電化學(xué)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(xué)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(xué)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(shè)備。當(dāng)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(biāo)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(chǎn)發(fā)電。

在風(fēng)、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(diào)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(diào)節(jié)需求的關(guān)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(wǎng)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(dǎo)相關(guān)配套實施細(xì)則還需進(jìn)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。

張博庭告訴記者，不同于光伏、風(fēng)電等新能源享有“優(yōu)先并網(wǎng)”的政策，抽水蓄能作為調(diào)節(jié)電源的一種，還與火電等電源存在競爭關(guān)系。由于電網(wǎng)調(diào)度抽水蓄能的利用小時數(shù)無法得到保障，因此對應(yīng)的電量電價只能體現(xiàn)運行成本，此時彌補其建設(shè)成本的“容量電價”就顯得尤為關(guān)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(dá)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(dǎo)致各抽水蓄能電站容量電價差異大的主要原因是其建設(shè)成本不同。有的省份建設(shè)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(wǎng)的調(diào)控中心非常遠(yuǎn)，那么成本就要相應(yīng)增加?？傊?，容量電價的主要目的是覆蓋建設(shè)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(fēng)險

《通知》發(fā)布當(dāng)日，5月15日晚間，南網(wǎng)儲能發(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(jié)果，預(yù)計減少公司2023年收入預(yù)算4.96億元。

記者注意到，南網(wǎng)儲能此前發(fā)布的2022年年報中，就曾對該風(fēng)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(jié)果尚未明確。如果核定的容量電價結(jié)果低于現(xiàn)行電價，將對公司的收入和盈利水平產(chǎn)生不利影響。”上述年報稱。

南網(wǎng)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(wǎng)儲能的抽蓄裝機市占率為23%，僅次于國家電網(wǎng)旗下國網(wǎng)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(wǎng)新源同樣面臨較大的成本疏導(dǎo)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(wǎng)新源可控裝機量達(dá)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(wǎng)新源過去幾年的運營數(shù)據(jù)和財務(wù)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(shè)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(gòu)認(rèn)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(jīng)邁出了第一步，業(yè)界期待第二步得以持續(xù)推進(jìn)。

原標(biāo)題：抽水蓄能首次明確容量電價