“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。