紧随526号文，国家发展改革委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号，以下简称“533号文”）发布了在运及2025年底前拟投运的48座抽蓄电站容量电价的核定结果，并明确自2023年6月1日起执行。533号文核定的已投运抽蓄电站的年容量电价分布在321～824元/千瓦，2025年底前新投运电站的年容量电价分布在471～691元/千瓦。以山东电力市场中实施的容量补偿电价99.1元/兆瓦时估算，相当于补偿燃煤火电的年容量电价约为400元/千瓦。可以看出，当前文件中核定的抽蓄电站容量电价水平绝大多数已高于山东燃煤火电补偿的容量电价。

抽蓄电站建设周期长、投资大，以533号文核定的容量电价补偿其抽发运行成本外的其他成本及合理收益，能够大幅降低其投资风险，激励抽蓄电站的投资建设。在633号文发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》中，对标行业先进水平进行核定的仅为运行维护费，对抽蓄电站的其他成本按实际投资情况全部核入，对经营期资本金内部收益统一按6.5%核定。因抽蓄电站建设地理环境、规模的差异，不同电站的单位容量投资差异较大，这是533号文核定的各电站容量电价差异较大的主要原因。从用户角度看，不同抽蓄电站单位容量所能提供的辅助服务是同质化的，用户相应付出的容量电费却差异较大，与市场环境下商品同质同价的原则不符，计划性质较强。这种将电站实际投资成本全部核入容量电价的做法，能够较大程度降低抽蓄电站投资风险，但可能导致部分抽蓄电站项目不充分考量并控制电站建设成本，出现盲目跟风投资建设的现象。

容量电费与调度运用权益的关系

抽蓄电站容量电费由有关部门核定并发布。相对来说，新型储能等其他市场主体在市场化环境下面临投资回收不确定性的风险，且多数省区并没有核定容量补偿费用。按照权责利对等的原则，抽蓄电站既然已获得计划性较强的容量电费作为收益保障，其在自主参与电力市场和获得市场收益方面必然应受到更多限制。

633号文中提出建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的容量电价调整机制，适时降低或根据电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场。其中隐含了在现阶段抽蓄电站主要依赖政府核定的容量电价来疏导建设成本和合理收益的情况下，某种程度上调度运用抽蓄机组的权益并不主要归属于电站，而应归属于整个电力系统，这种权益可以通过容量电价支付比例的降低向电站转移。此外，633号文中明确抽蓄电站在参与辅助服务市场及现货市场的收益，80%要在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，也体现了抽蓄电站容量电费和调度运用权益的关系。