据南网储能（600995.SH）7月26日公告，目前，国家能源局正在开展全国抽水蓄能需求调查及规划调整工作，如果调整涉及到公司项目，将相应调整建设投产计划。作为南网体系中储能资产的代表，南网储能旗下有9 座投运电化学储能站，9个在建（含已核准）的抽水蓄能电站项目，包括日前投建的3个位于广西的抽水蓄能电站。《华夏时报》记者就抽水蓄能相关问题向南网储能发送采访函，对方曾表示在收集各部门回复和修改财务数据，截止发稿未收到回复。
从政策定位来看，南网储能正在大力推进的抽水蓄能是中国储能系统中的主角。简单来讲，抽水蓄能的运行依靠上下两个“游泳池”，在电能富裕时把水抽到水库中，在用电高峰时再放水发电。抽水蓄能电站的关键在于“蓄能”，也就是本身不增加电力供应，主要是为电力系统提供调节服务。如今，抽水蓄能大多实行两部制定价，记者获悉这有利于抽水蓄能的发展，相比单纯的发了电才获得收益，这意味着存在即付费。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉记者，抽水蓄能的成本与位置资源有关，经济性其实不算差，最大的问题是用什么电来抽水，即能否减少碳排放。就目前的中国电网来说，抽水蓄能是少了，而不是多了。
在广西新投建3个项目
在储能领域，技术与市场日新月异的新型电化学储能显然是行业焦点。然而从规模和政策定调来讲，抽水蓄能才是储能领域的主角。国家能源局指出，抽水蓄能是一种低碳清洁的灵活性调节电源，具有技术成熟、经济性优、具备大规模开发条件的特点。目前已在加大政策驱动力度，计划集中开建一批中小型抽水蓄能项目，构建起以抽水蓄能为主，电化学和其他储能方式为辅的储能系统。
抽水蓄能已是占比最大的储能形式，并有可能继续保持规模领先。根据国家能源局数据，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，2030年的装机规模要达到1.2亿千瓦以上，相较于2022年底的4579万千瓦分别增长35.40%、162.07%。根据中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2023年底，全国抽水蓄能装机容量达5094万千瓦。目前，国务院对新型储能装机的规划是在2025年底超过4000万千瓦，抽水蓄能预期规模更大。
南网储能是最早进入抽水蓄能行业的企业，以前主营发售电，转型后主营抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营，目标是成为A 股上市最大电网侧储能平台。截至2023年12月底，南网储能的在运机组总装机容量为1273.38万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。抽水蓄能装机容量占全国装机的比例约为20.18%。
南网储能正在加快发展抽水蓄能。它在2024年7月26日透露，目前在建的抽水蓄能项目总装机容量为1080万千瓦。按照规划，2个项目装机容量为240万千瓦，计划在 2025年四季度建成投产；另外7个项目装机为840万千瓦，计划在“十五五”期间建成投产。日前公布的3个广西抽水蓄能项目分别位于广西壮族自治区桂林市灌阳县境内、玉林市福绵区境内、贵港市港北区境内。规划总装机容量都是120万kW，预计投资总额均超过80亿元，均是国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》广西区“十四五”重点实施项目。
从地理位置来看，灌阳、玉林和贵港这三个项目分别位于广西的北部、东南部和南部。其中，桂林为广西桂北区域新能源基地，灌阳抽蓄项目建成投运后将承担调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务，保障电网安全稳定经济运行。贵港为桂东南区域重要的负荷中心，是“钦北防”区域火电、海上风电、核电等电力送往内陆的第一落点。综合来讲，这些项目都将在建成投运后进一步提升广西电网调节能力，促进区域新能源消纳。
林伯强认为，抽水蓄能是一种资本密集型、目前最便宜且能解决实际问题的大规模储能项目，因此地方较为欢迎，如果没有涉及到用火电抽水，碳排更多的问题，“只要有地方、有机会、有经济性，肯定是要建的。”
收益率可观
抽水蓄能的加快发展离不开盈利模式的完善。2021年4月30日出台的《国家发展改革委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，简称“633号文”）是抽水蓄能发展的一份重要文件，对已投产抽水蓄能电站的核价作出了明确规定，让两部制电价成为中国抽水蓄能的基本电价机制。633号文于 2023 年正式实施，为抽水蓄能电站通过电价回收成本并获得合理收益提供了保障。
如今，经历过单一电价等多种定价模式的抽水蓄能已变成执行两部制电价，即容量电价和电量电价。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。电量电价是按照实际发生的交易电量计费的电价。企业电费管理专家黄川告诉记者，定价方式的改变让抽水蓄能在必要时成为了一种可用的调峰资源，有助于抽蓄的建设。此前的容量价值没有用货币化体现，现在则是存在就要付费。
具体来看，容量电价是主要的收益来源。在南网储能的抽水蓄能业务收入中，容量电价占电站收入的95%以上，电量电价收入占比较小，约3%-5%。其中，容量电价按40年经营期、资本金内部收益率6.5%核定。这高于南网储能新型储能项目约5%的全生命周期资本金内部收益率。
电量电价体现的是调峰服务的价值，计算方式为上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价。南网储能所属抽水蓄能电站的抽水电价按所在省区燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按所在省区燃煤发电基准价执行。而抽水蓄能的效率大概为75%，即发电量为抽水消耗电量的75%，业内俗称“抽四发三”。因此，在电力现货市场尚未运行，不以市场价格定价下的情况下，也不难理解为何电量电价收益较小。
总的来说，如今抽水蓄能收益稳定但弹性不足。充放价格基本固定，黄川告诉记者，价差基本是当地燃煤电价的四分之一。南网储能亦认为市场化的电价机制是改善抽水蓄能商业模式的核心基础。
作为现在的主要收益来源，政策规定，容量电价与电网输配电价周期保持衔接，每3年为一个周期。在2023年，抽水蓄能迎来了首次公布的核定抽水蓄能电站容量电价，不少项目随之遭遇政策性减收。南网储能亦是其中之一。2023年，南网储能的抽水蓄能电站台均运行小时（发电时间+抽水时间）为3207小时，同比上升11.6%。在抽水蓄能上网电量达1163909万千瓦，两座抽蓄电站2023年的收入较2022年增加的情况下，抽水蓄能收入为44.28亿元，同比减少3.83%，业务毛利率减少6.22个百分点至47.66%。
2024年一季度，抽水蓄能新政执行减收影响仍在，叠加调峰水电站来水同比下降等因素股票配资怎么选择，公司实现营业收入13.25亿元，同比下降6%。南网储能称，本次抽水蓄能核价后若无新的政策变化，执行期将持续至2025年。