南网储能（600995.SH）2月2日表示，《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（下称114号文）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。同时，该文件从国家层面提出了电网侧独立新型储能容量电价政策，预计将有利于推动电网侧独立新型储能发展。

该公司对新政影响回应称，114号文对抽水蓄能和电网侧独立新型储能价格政策作出原则性规定，具体落实有待省级价格主管部门等进一步明确。政策变化对公司经营发展的影响暂时无法准确评估。

南网储能是A股市场最大的抽水蓄能运营商，前身为文山电力，被由南方电网公司置入全资子公司调峰调频公司的抽水蓄能、新型储能、调峰水电等资产，成为南网旗下唯一的抽水蓄能和电网侧独立储能运营平台。截至2025年三季度末，该公司的抽水蓄能装机容量为1058万千瓦、调峰水电装机203万千瓦、新型储能装机65.42万千瓦，抽水蓄能的营收占比超过63%。以2024年财报披露的数据作为参考，其抽水蓄能、调峰水电、新型储能的毛利率分别为44.20%、60.71%和24.30%。

当前，抽水蓄能电站按照国家发改委2021年4月发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下称633号文）规定执行两部制电价。1月30日公布的114号文新政对抽蓄项目实施“新老划段”：存量项目保持政策稳定（下称第一类电站），对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享（下称第二类电站）。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对114号文出台后开工建设的抽蓄电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得（下称第三类电站）。

这意味着，未来抽蓄电站的容量电费收入和电量电费收入占比结构面临变化。

南网储能2日在公告中称，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7座抽蓄电站（均已投运）属于第一类电站；所属梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林9座抽蓄电站（其中梅蓄二期、南宁项目已投产，其它项目在建）属于第二类电站；公司在114号文出台后开工建设的电站，是执行第二类电站的电价政策，还是执行第三类电站的电价政策，有待后续在项目实施过程中由相关部门明确。

114号文的最大亮点在于，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，提出各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。这是新型储能的重要系统价值得到国家层面的制度性确认。

南网储能称，114号文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的电价政策，有待相关部门明确。该文件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。

具体而言，该公司目前在运和在建抽水蓄能、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，其中广东电力现货市场连续运行，预计广东抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价将按市场规则或现货实时价格执行；广西、云南、海南、宁夏现货市场处于连续试运行阶段，新政实施后抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价如何执行有待相关部门明确，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。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，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；发电（放电）电量相应退减输配电费。

南网储能曾在2025年三季度业绩说明会上表示，在“双碳”目标背景下，抽水蓄能和新型储能作为电力系统的重要调节资源，均具有良好的发展前景。但二者各有特点，在电力系统中的应用场景有所不同，抽水蓄能是目前最成熟、应用最广泛、全生命周期成本最低的长时电力储能，反应较为灵敏，达到分钟级，主要用于电网大规模调节。电化学储能的单站规模、存储电量远不及抽水蓄能，但其调节性能好，响应速度达到毫秒级，加上选址灵活、建设周期短等优点，在区域调峰、调频、调压、缓解输电线路阻塞、应急备用等应用场景可发挥较大作用。“抽水蓄能和新型储能有着不同的应用场景，公司将根据电力系统需要合理布局建设抽水蓄能、新型储能，二者在公司未来发展中都将发挥重要作用。”

近日举行的券商策略会上，南网储能表示，目前正在推进 8 个在建抽蓄项目建设，预计将于“十五五”期间及“十六五”初期陆续建成。另外，公司还有一批抽蓄储备项目，装机容量超1000万千瓦，将根据国家规划和电力系统需求，适时推进建设。同时积极开发电网亟需、经济性较好的新型储能项目。

作为国内最大抽水蓄能电站开发主体，国家电网公司所属抽蓄事业部（国网新源集团、新源控股）主任（董事长）郭炬撰文称，114号文新机制延续和发展了633号文件，充分肯定了抽水蓄能保障电网安全作用。存量电站继续执行政府核定的容量电价，释放了积极的价格信号，有利于保障行业稳定；增量电站执行省级统一容量电价，基本回收平均成本，有利于稳定投资预期，消除社会资本顾虑，避免“内卷式”无效竞争。

郭炬表示，新的价格机制下，抽蓄电站收益主要来源于市场竞争，高市场收益依靠高市场能力创造，对市场主体增强市场意识、响应市场需求、精准预测市场价格提出了更高要求，有利于引导全行业提升经营管理水平、加强技术创新，打造核心市场竞争力。同时，新机制创新设置省级统一容量电价机制，633号文件出台后开工建设的增量电站，由省级价格主管部门按经营期内基本回收平均成本的原则，对标行业先进水平，制定统一容量电价，有利于激励投资主体通过精选站址、优化设计、强化集约管控等方式主动控制造价、运维成本，提升抽水蓄能电站经营管理效率效益。

“由于抽水蓄能建设周期太长，新型储能成本降价快，很多核准的抽水蓄能项目已经花费了大量移民、工程等费用，政策考虑如果强行要求统一容量电价，鉴于新型储能需要的容量电价仅为抽水蓄能的1/3左右，如果这批抽水蓄能电站拿到与新型储能一样的容量电价，建成之日就是亏损之时。”国家电投经研院总经理李鹏分析称，为了保障建设连续性，新政保留抽蓄单独容量电价政策，有效稳定了抽水蓄能项目的政策预期，避免因定价机制突变导致项目难以为继，为抽水蓄能持续推进建设创造了有利条件。

澎湃新闻记者 杨漾