本报记者胡亚文北京报道
据南方电网储能(.SH)7月26日公告，目前国家能源局正在全国范围内开展抽水蓄能需求及规划调整调研，若调整涉及公司项目，建设投运计划将相应调整。作为系统内储能资产代表，南方电网储能拥有9座已投运电化学储能电站，9座在建抽水蓄能电站项目(含核准)，包括3座近期在建的广西抽水蓄能电站。华夏时报记者就抽水蓄能相关问题向南方电网储能发来采访函，该公司称正收集各部门回应及修正财务数据，截至发稿时尚未收到回复。
从政策定位来看，南方电网正在大力推广的抽水蓄能，是我国储能系统的主角。简单来说，抽水蓄能的运行依靠上下两个“游泳池”，电力充裕时，就把水抽上来。抽水蓄能电站的关键是“储能”，也就是说它本身不增加电力供应，主要为电力系统提供调节服务。能源部制定了价格，这有利于抽水蓄能的发展，相对于发电带来的收益，这就意味着你付出了代价，才有存在感。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者表示，抽水蓄能的成本和地点、资源有关，经济效益还不错，最大的问题是用什么电抽水，也就是能不能减少碳排放。就目前中国电网而言，抽水蓄能是少了，不是多了。
广西新增投资3个项目
在储能领域，技术和市场日新月异的新型电化学储能显然是行业关注的焦点。但从规模和政策基调来看，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、灵活的电源，技术成熟，经济效益优良，具备规模化发展的条件。目前，政策驱动正在加强，一批中小型抽水蓄能项目正在规划建设。抽水蓄能是以抽水蓄能为主，电化学等储能方式为辅的储能系统。
抽水蓄能已经是规模最大的储能形式，很可能继续在规模上领先。根据国家能源局的数据，到2025年，抽水蓄能总规模将超过6200万千瓦，到2030年装机容量将达到120亿千瓦，分别比2022年底的4579万千瓦增长35.40%和162.07%。根据中国电力企业联合会发布的《2023-2024年全国电力供需形势分析预测报告》，到2023年底，全国抽水蓄能装机容量将达到5094万千瓦。目前国务院对新增储能装机的规划是到2025年底超过4000万千瓦，抽水蓄能预计会更大。
南网储能是最早进入抽水蓄能行业的公司，原以售电为主营业务，转型后主营业务为抽水蓄能、调峰水电、电网侧独立储能的开发、投资、建设和运营，其目标是成为A股市场最大的电网侧储能上市平台。截至2023年12月底，南网储能运营机组总装机容量1273.38万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦，新增储能42.38万千瓦，调峰水电203万千瓦。抽水蓄能装机容量约占全国装机容量的20.18%。
南方电网储能正加快发展抽水蓄能，2024年7月26日透露，目前在建的抽水蓄能项目合计装机容量1080万千瓦。按照规划，两大项目装机容量240万千瓦，计划于2025年第四季度建成投产；另外7个项目装机容量840万千瓦，计划于“十五”期间建成投产。近日公布的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，规划总装机容量120万千瓦，预计总投资将超过80亿元。 它们均被列入国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》广西区域“十四五”重点实施项目。
从地理位置上看，灌阳、玉林、贵港三个项目分别位于广西北部、东南部和南部。其中，桂林是广西北部新能源基地，灌阳抽水蓄能项目建成投运后，将承担调峰、填谷、储能、调频、调相、应急备用等任务，保障电网安全、稳定、经济运行。贵港是桂东南部重要的负荷中心，是“亲北方”地区火电、海上风电、核电的中心。总体来看，这些项目建成投运后，将进一步提升广西电网调节能力，促进该地区新能源消纳。
林伯强认为，抽水蓄能属于资金密集型、目前最便宜、能解决实际问题的大型储能项目，因此在局部地区更受青睐，如果不涉及用火电抽水、碳排放较多的问题，“只要有地方、有机会，又经济实惠，我们一定会建。”
具有吸引力的回报率
抽水蓄能的加速发展离不开盈利模式的完善。2021年4月30日发布的《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，简称发改价格[2021]633号）是发展抽水蓄能的重要文件，对已投产抽水蓄能电站的定价进行了明确规定，使两部制电价成为我国抽水蓄能的基本电价机制。并将于2023年正式实施，为抽水蓄能电站通过电价收回成本、获得合理利润提供了保障。
如今，经历了单一电价等多种定价模式的抽水蓄能，已经变为两部制电价，即容量价和数量价。容量价代表的是电力行业企业成本中的容量成本，也就是固定资产投资成本。电价则按照实际交易的电量来计算。企业电费管理专家黄川告诉记者，定价的变化让抽水蓄能成为必要时可利用的调峰资源，有利于抽水蓄能的建设。此前容量的价值并不以货币形式体现，而现在容量是存在的，是必须付费的。
具体而言，容量电价是主要收入来源。南方电网储能抽水蓄能业务收入中，容量电价占电站收入的95%以上，电价收入占比较小，约为3%-5%。容量电价按照40年运营期、6.5%的资本内部收益率确定，高于南方电网新建储能项目约5%的资本内部收益率。
电价体现调峰服务价值，计算公式为上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价。南网储能旗下抽水蓄能电站抽水电价为全省煤电标杆电价的75%，上网电价以全省煤电标杆电价为准。抽水蓄能效率在75%左右，即发电量为抽水用电量的75%，也就是业内俗称的“抽四发三”。现货市场尚未开始运作，在定价不以市场价格为依据的情况下，不难理解为何电量和电价带来的利润相对较小。
总体来看，目前抽水蓄能收益稳定但不够灵活，充放电价格基本固定，黄川告诉记者，电价差基本是当地燃煤电价的四分之一，南方电网储能也认为，市场化的电价机制是完善抽水蓄能商业模式的核心基础。
作为现在的主要收入来源，政策规定容量电价要与电网输配电价周期挂钩，每三年为一个周期。2023年，抽水蓄能迎来了第一个公布的抽水蓄能电站核准容量电价，不少项目遭遇政策性减收，南方电网储能就是其中之一。2023年南方电网储能抽水蓄能电站平均运行小时数（发电时间+抽水时间）3207小时，同比增长11.6%。随着抽水蓄能上网电量达到1万千瓦，2023年两座抽水蓄能电站收入较2022年有所增长，抽水蓄能收入为44.28亿元，同比下降3.83%，业务毛利率下降6.22个百分点。 达到 47.66%。
2024年一季度，抽水蓄能新政策影响仍在，加之调峰水电站来水量同比下降，公司实现营业收入13.25亿元，同比下降6%。若能价后无新政策变化，实施期将持续至2025年。
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