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，将相应调整建设投入生产计划。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，包含日前投建的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更改财务数据，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 是我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理服务。如今， 抽水蓄能 大多实行两部制定价，记者获悉这有益于 抽水蓄能 的发展，相比单纯的发了电才获得利润，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对记者说， 抽水蓄能 的成本与位置资源有关，经济性其实其实不算差，最大的问题是用什么电来抽水，即能否减少碳排放。就当前的中国电网而言， 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理电源，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，电化学和其它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 投入生产总规模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率约为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。根据规划，2个项目装机容量为240万千瓦，计划在 2025年四季度建成投入生产；另外7个项目装机为840万千瓦，计划在“十五五”期间建成投入生产。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80亿元人民币，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壹落点。综合来讲，这些项目都将在建成投运后进一步提高广西电网调理能力，增进区域 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，对已投入生产 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。电量电价是根据实际发生的交易电量计费的电价。企业电费管理专家黄川对记者说，定价方式的改变让 抽水蓄能 在必要时成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 利润来源。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%，业内用我们老家的话说叫“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景下，也不难明白为何电量电价收益较小。

　　总的而言，如今 抽水蓄能 收益稳定但弹性不足。充放价格基本固定，黄川对记者说，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。

　　作为如今的主要收益来源，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 迎来了第壹次公布的核定 抽水蓄能 电站容量电价，很多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年增加的情景下， 抽水蓄能 收入为44.28亿元人民币，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原因，公司实现营业收入13.25亿元人民币，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。