“抽水蓄能市场化获取资源不足，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站积极性不高，抽水蓄能电站电价疏导相关配套实施细则还需进一步完善。”2021年发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》中称。

张博庭告诉第一财经记者，不同于光伏、风电等新能源享有“优先并网”的政策，抽水蓄能作为调节电源的一种，还与火电等电源存在竞争关系。由于电网调度抽水蓄能的利用小时数无法得到保障，因此对应的电量电价只能体现运行成本，此时弥补其建设成本的“容量电价”就显得尤为关键。

《通知》显示，已投运的抽水蓄能电站中，河北潘家口装机容量27万千瓦，容量电价289.73元/千瓦，安徽响洪甸装机容量8万千瓦，容量电价823.34元/千瓦，电价相差达到2.8倍。新投运的抽水蓄能电站中，山东文登装机容量180万千瓦，容量电价471.18元/千瓦，新疆阜康装机容量120万千瓦，容量电价690.36元/千瓦，电价相差也接近1.5倍。

张博庭表示，导致各抽水蓄能电站容量电价差异大的主要原因是其建设成本不同。有的省份建设条件非常理想，水道近、高低落差大，那么单位千瓦造价就比较低。如果站点离电源和电网的调控中心非常远，那么成本就要相应增加。总之，容量电价的主要目的是覆盖建设成本，加之电量电价覆盖运营成本，共同保证电站“不亏钱”。

上市公司提示电价风险

《通知》发布当日，5月15日晚间，南网储能（600995.SH）发布公告，列举了公司所属7座投运抽水蓄能电站容量电价（含税），其中最低的是广东惠州抽水蓄能电站324.24元/千瓦，最高的是海南琼中抽水蓄能电站648.76元/千瓦。公告称，根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。

第一财经记者注意到，南网储能此前发布的2022年年报中，就曾对该风险作出提示。

“根据633号文，公司所属广蓄电站二期、惠蓄电站、清蓄电站、深蓄电站、海蓄电站、梅蓄电站一期、阳蓄电站一期的电价，从2023年起需按633号文规定的电价机制执行。截至本报告披露之日，国家发展改革委核价的结果尚未明确。如果核定的容量电价结果低于现行电价，将对公司的收入和盈利水平产生不利影响。”上述年报称。

南网储能是我国第二大抽蓄运营商和第一大抽蓄运营上市公司。据华泰证券统计，截至2022年12月，南网储能的抽蓄装机市占率为23%，仅次于国家电网旗下国网新源（未上市）的 59%。

作为我国第一大抽蓄运营商，一直以来，国网新源同样面临较大的成本疏导压力。根据华创证券去年发布的专题研报，截至2020年末，国网新源可控装机量达2057 万千瓦，其在运的20座电站中仅7座执行两部制电价。

上述研报表示，据其掌握的国网新源过去几年的运营数据和财务数据，发现尽管公司的毛利率水平和净利率并不低，但平均每瓦的净利润不到1毛钱，一座120万千瓦规模的电站一年的净利润仅在1亿元左右，若考虑前期建设的投资，从全生命周期来看，其盈利性是比较差的，主要原因在于之前的电价机制很难保障抽蓄电站的盈利。

随着633号文的逐步落实，多数机构认为，未来容量电价将保障最低盈利，而现货市场推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能。

《通知》的出台意味着已经迈出了第一步，业界期待第二步得以持续推进。