今年5月，国家核定48座抽水蓄能电站容量电价，对于抽水蓄能行业来说，这进一步厘清了价格机制和成本疏导机制，促进了行业的健康发展。不过，一些企业也明确表示，核价对企业收益产生影响，年预期收益减少了数上亿元。

另一方面，随着政策逐渐成熟，各地抽水蓄能项目建设热度不减，10月份26个抽水蓄能电站更新动态，涉及电站签约、可研审查、核准、开工等关键节点，涉及项目总装机36GW。

电价发展史

抽水蓄能在中国有着良好的发展前景，今年可再生能源装机超越煤电，煤电正在向保障性和调节性电源转型，因此电力系统削峰填谷需求巨大，抽水蓄能因此得到更多发展机会，对比调峰煤电，抽水蓄能不仅可以“削峰”还可以“填谷”，同时具备响应速度快、能源转化率高等优点，是一种可靠、高效、稳定的储能技术，在我国抽蓄技术在各种储能技术路线中占比高达89%，技术成熟度高。

但抽水蓄能在发展初期也有不小的困难。受地形、地质等环境因素影响，抽蓄电站规划难度大；施工环境复杂，工程建造成本昂贵，大型抽水蓄能项目静态投资约为5000-7000元/千瓦，建造120万千瓦的电站至少耗费60亿元；配套建设周边设施需要清除路障等，建设周期漫长，从开展前期工作开始到首台机组投产，至少需要5-6年。受建设难度和资金方面的制约，在很长一段时间里，抽水蓄能电站业务由电网公司独占。

2021年，两部制电价正式出台，电网公司独大的局面被打破，投资主体走向多元化。“663号文”明确抽水蓄能电站容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制，对标行业先进水平，按照40年经营期定价法，经营期内资本金内部收益率6.5%核定。电量电价，是指按照进入电力市场实际交易的电量来计费的电价。容量电价，是指按照用电容量而缴纳的电费，电费标准是以变压器容量来计算的。政策加持之下，抽水蓄能电站普遍亏损的状况扭转，电站签约、核准不断，行业迎来前所未有的发展热潮，发电企业、金融资本、地方民营企业等步入抽水蓄能市场，在建、待建抽水蓄能电站超万亿千瓦。

在这种模式下，容量电价对于行业来说，也有一定的负面作用，比如企业为增加收益而盲目扩建抽蓄电站，会存在建而不用、资源浪费的风险。为进一步落实两部制电价，“553号文”应运而生。

新政带来了什么影响

抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，从而实现弥补成本、合理收益的目的。2023年6月1日起，抽水蓄能电站由统一核价模式转变为由国家能源局测算定价，实行一站一价。

短期来看，48座抽水蓄能电站电价较之前有较大的变化，南网储能三季报显示，其所属7座抽水蓄能电站容量电价核价结果比原执行的水平有所降低，根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。容量电价虽为投资商“泼冷水”，但长期来看，新政保障抽水蓄能电站最低盈利水平，使投资机会由电网公司向民营社会资本倾斜，有利于行业整体稳定。

除电价之外，抽水蓄能参与电力辅助服务机制也在逐步完善，抽蓄企业从电力辅助服务分摊机制中获得一定补偿收益。2021年新版“两个细则”规定，电力辅助服务主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷。

2021年“633号”中提出，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。抽水蓄能作为独立主体，可参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。到2023年，各省、区域出台新版“两个细则”，抽水蓄能进入辅助服务市场将逐步落地实施。

随着政策逐渐成熟，各地抽水蓄能项目建设热度不减，10月份26个抽水蓄能电站更新动态，涉及电站签约、可研审查、核准、开工等关键节点，涉及项目总装机36GW。

附项目动态跟踪表