界面新闻记者 | 戴晶晶
国内抽水蓄能电站首批核定容量电价出炉。
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。
水电水利规划设计总院副院长赵增海撰文指出，本次核价范围包括全国所有在运电站和2025年前投产电站，标志着抽水蓄能电站多种电价机制并存的局面即将结束，抽水蓄能电价机制进入了一个新阶段，两部制电价已经成为中国抽水蓄能的基本电价机制。
2021年5月，国家发展改革委发布《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，下称633号文）提出，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。
两部制电价包括电量电价和容量电价。电量电价是按照实际发生的交易电量计费的电价；容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用。
电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。电量电费的计算方式为上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价。抽水蓄能的效率大概为75%，即发电量为抽水消耗电量的75%，行业俗称“抽四发三”。
容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。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。
根据633号文，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；在电力现货市场尚未运行情况下，抽水蓄能电站上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。
故在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电价获取的收益有限，容量电费则是其最主要的收入来源。
633号文规定，容量电费由政府事前核定，按照40年经营期，经营期内资本金内部收益率6.5%、资本金投入等综合核定。
容量电价与电网输配电价周期保持衔接，每三年为一个周期。
根据最新公布的抽水蓄能容量电价表，各电站容量电价区别较大。其中，最高的为安徽省响洪甸电站，容量电价达823.34元/千瓦，河北潘家口电站容量电价最低，仅为289.73元/千瓦。
从短期来看，本次核准电价或降低部分抽蓄电站盈利能力。
5月16日，民生证券发布研报称，对比在运电站此次核准电价与前期省内核准电价，可查询到的样本基本都是下调。如江苏省内抽水蓄能电站“三降一增”：沙河电站增加容量电费0.045亿元/年；溧阳、宜兴、天荒坪抽蓄电站每年减少容量电价补偿0.56亿元、0.45亿元和1.81亿元。
此外，5月15日，中国第二大抽蓄运营商南网储能(600995.SH)发布公告称，该公司所属7座投运抽水蓄能电站核定容量电价公布，预计将减少公司2023年收入预算4.96亿元。
但从长期来看，国家层面明确抽水蓄能容量电价，能更明确抽蓄盈利预期、加快新电站价格核准，推动抽水蓄能的稳定发展。
国家发改委价格司指出，《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。
在构建新型电力系统的目标下，可再生能源发电占比不断提升，提高了对灵活性调峰资源的需求。
抽水蓄能电站是储能的一种重要形式，在国内储能市场上处于主导地位。业内普遍认为，抽水蓄能技术成熟、综合成本低，是唯一经过长时间实践验证的大规模储能技术，也是保障高比例新能源电力系统安全稳定运行的有效途径。
2021年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划》指出，抽水蓄能电站建成投产规模较小、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展需要。
上述规划要求，到2035年抽水蓄能装机将增长约10倍，增加至3亿千瓦。
截至去年11月15日，“十四五”期间核准抽水蓄能电站共计43个项目，装机规模合计为5709.8万千瓦，项目投资金额合计约为3813亿元。
5月16日，南网储能(600995.SH）发布的投资者关系活动记录表显示，该公司认为“双碳”目标下，抽蓄大规模发展的态势不会改变，价格政策的支持不会改变。
该公司称，其加快发展抽水蓄能的战略不变，“十四五”、“十五五”和“十六五”期间，规划抽水蓄能分别投产600万千瓦、1500万千瓦和1500万千瓦。
5月12日，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，要求抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。
“针对目前部分地区前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况，坚持需求导向，深入开展抽水蓄能发展需求研究论证工作。力争今年上半年全面完成。”该文件称。
民生证券表示，对“十四五”期间计划投产的电站全部明确容量电价，结合近期能源局抽水蓄能规划工作文件，有望给过热的抽蓄大开发降温，防止未来出现供给过剩的窘境。
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