全球即时：抽蓄电站容量电价发布！今年预算收入减少，南网储能：抽水蓄能前景依然广阔

本文来源：时代周报 作者：何明俊

国家发改委网站5月15日发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(下称《通知》)等多份文件，第三监管周期（2023年6月1日起执行）输配电价水平和结构正式公布。

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本轮核价首次建立了包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等在内的“系统运行费用”科目。《通知》核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。其中，安徽的响洪甸电站，容量电价达823.34元/千瓦；河北的潘家口电站，容量电价为289.73元/千瓦。

这一改革引发系列市场反响。

据A股抽水蓄能龙头南网储能（600995.SH）5月16日公告，国家发改委核定了公司已投产的7座抽水蓄能电站容量电价，自2023年6月1日起执行。根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。南网储能是南方电网旗下唯一的抽水蓄能和电网侧独立储能运营平台。公司主营业务为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发投资、建设和运营。

图片来源：南网储能官网

“本次核价结果给公司短期经营造成一定压力。”5月17日，南网储能接受时代周报记者采访时表示，“同时，核价结果适度偏紧有利于减轻公司竞争压力，更有利于公司获取更多优质项目资源，更好做强做优做大，进一步增强规模优势。”

南网储能认为，抽水蓄能行业的发展前景依然广阔。实现“碳达峰、碳中和”，能源是主战场，电力是主力军，构建以新能源为主体的新型电力系统是“双碳”的重要支撑。新型电力系统中风电、光伏等波动性、不稳定电源大规模高比例接入，迫切需要加快发展抽水蓄能、新型储能等调节性电源，提升电力系统灵活性、经济性和安全性。而抽水蓄能调节能力强、经济性好、规模容量大、生命周期长，是电网优质调节电源。

南网储能还表示，除了抽蓄外，公司业务板块还包括调峰水电和新型储能，抽蓄板块不仅包括容量电费还有电量电费和辅助服务收入等，公司将全力以赴、多管齐下，加快发展其他业务板块，增加新的收入来源和利润增长点，努力减少抽水蓄能容量电费收入下降的影响。

核价结果或导致投资降温

业内对本次核价早有准备。

“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。

据时代周报记者了解，国家发改委于2021年4月印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，即是业内所称的“633号文”。“633号文”界定了抽水蓄能在电力系统中的功能定位，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，完善了抽水蓄能电价形成机制和成本疏导机制。

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。”

发展新型储能业务

本次核价结果尽管短期影响南网储能，但行业趋势长期向好，龙头企业可通过进一步专业化管理与成本控制拉开与同行之间的差异。

据南网储能数据，截至2022年底，公司投产抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的22.5%，处于行业领先地位。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约3000万千瓦。

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。

有市场人士指出，本次核价后如无新政策变化，南网储能2024年仍将面临抽水蓄能容量电费收入下降的问题。对此，南网储能向时代周报记者回应，公司抽水蓄能电站电量电费收入占抽水蓄能业务总收入的比重约3%。下一步，公司将积极参与抽蓄进入电力市场研究，力争提升电量电费和辅助服务收益。

5月18日，南网储能收报12.95元/股，微跌0.38%。

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