文章核心观点 - 国家发改委与能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，对抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价机制进行了重要完善与分类规定，标志着行业运营进一步市场化 [1] - 新政策将已投运及在建的抽水蓄能电站划分为三类，分别执行不同的容量电价形成机制与市场收益分享规则 [1][2] - 首次从国家层面为电网侧独立新型储能建立了容量电价机制，其电价水平以当地煤电容量电价为基准，根据顶峰能力按比例折算 [1] - 政策明确了电费结算方式，在现货市场连续运行地区，抽水蓄能和新型储能的充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - 公司作为行业重要参与者，其旗下多个电站将直接适用新规，未来收入结构将发生变化，并需根据新政策优化发展策略 [2][4][6] 抽水蓄能容量电价新机制 - 第一类电站（633号文件前开工）：容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按原办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - 第二类电站（633号文件后开工）：省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减，电站可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用并由用户分享 [1] - 第三类电站（本《通知》出台后开工）：在市场体系较健全的基础上，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得 [1] - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期共7座已投运电站属于第一类电站 [2] - 公司所属的梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林共9座电站（其中2座已投产，其余在建）属于第二类电站 [2] - 对于《通知》出台后开工的电站，是执行第二类还是第三类电价政策，有待相关部门在项目实施过程中明确 [2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [1] - 电价还需考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定 [1] - 此类电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局另行明确，具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [1] - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新政策有待明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 电费结算政策 - 现货市场连续运行地区：抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - 现货市场未连续运行地区：抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [1] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价 [1][4] - 发电（放电）电量可相应退减输配电费 [1][4] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [1] - 公司电站在广东（现货市场连续运行）的充放电价预计将按市场规则或现货实时价格执行 [4] - 公司在广西、云南、海南、宁夏（现货市场处于连续试运行阶段）的电站，电价如何执行有待明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [4] 对公司业务的影响与布局 - 公司目前在运和在建的抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [4] - 新政策实施后，抽水蓄能电站运营进一步市场化，电站收入、利润的不确定性将增加 [5] - 电网侧独立新型储能容量电价政策的出台，预计将有利于推动该业务板块的发展 [5] - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [6] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [6]