国家发展改革委近期印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，正改变我国抽水蓄能行业的经营环境。作为承担电网调峰调频核心任务的主体，南网储能在最新公告中表示，新政推动机制向市场化靠拢，企业利润波动风险可能上升。此次改革的重点，是形成更有差异化的价格体系。根据文件安排，已投运的存量项目继续执行现行两部制电价；2021年后开工项目实行“一省一价”的容量电价机制；而在新政发布后新建的电站，则可能适用更市场化的可靠容量补偿模式。这种分层推进的设计，一上保障存量项目平稳过渡，另一方面也为新型电力系统建设留出市场化空间。行业人士认为，政策调整与新能源大规模并网带来的系统变化密切涉及的。随着风电、光伏占比持续提高，电力系统对灵活调节资源的需求快速增长。传统以成本为基础的定价方式，难以体现抽蓄电站在不同时间和区域的调节价值，建立与电力市场衔接的定价机制因此成为必然选择。数据显示，南网储能当前在运抽蓄装机1058万千瓦，占全国总规模近两成。其中，广东区域的广蓄、深蓄等7座电站仍适用原政策；广西、云南等地的在建项目则将面临新的价格形成机制。值得关注的是，新型储能首次被纳入容量电价体系，有望改善收益预期，增强企业投资动力。面对政策切换期的不确定性，企业正加快调整节奏。公告显示，公司将跟踪各省实施细则的出台进度，重点提升电力市场交易能力。在广东现货市场已连续运行的背景下，其位于该省的储能设施有望更早探索新的收益模式。多位能源经济学家指出，本轮改革将改变行业盈利结构。未来抽蓄电站收入中容量电费的占比可能下降，而通过参与辅助服务市场获得的收益占比有望提升。这个转向更贴近“谁受益、谁承担”的市场逻辑，也将倒逼企业通过精细化运营提高效率。
电力价格机制改革的要义，是让稀缺的调节能力获得与其系统贡献相匹配的回报，并用更清晰的市场信号引导投资和运行。对企业而言——新制度既带来机会——也对专业化运营和风险管理提出更高要求；对行业而言，只有在规则明确、交易规范、监管有力的框架下，才能把不确定性转化为可预期的空间，推动抽水蓄能与新型储能在保障电力安全、促进绿色转型中发挥更大作用。