國家發改委5月7日發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（以下簡稱《意見》），明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。

據了解，容量電價可以體現抽水蓄能（以下簡稱“抽蓄”）電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值。同時強化抽蓄與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽蓄電站進入市場。

此前在2019年5月，國家發改委曾下發《輸配電定價成本監審辦法》（以下簡稱《辦法》），明確抽蓄不得計入輸配電定價成本。業內人士對此評論說，輸配電價相當于“過路費”，是電網企業的主要收入來源，《辦法》意味著抽蓄成了“只出不進”的賠本買賣，一度淪為“棄子”。

這種局面直到2021年3月才得以改變，國家電網在《“碳達峰、碳中和”行動方案》中明確表示，未來將大力推進抽蓄電站和調峰氣電建設，并完善抽蓄電價形成和容量電費分攤機制。

中國電力網（微信公眾號：China_Power_com_cn）注意到，本次《意見》在文中指出，抽蓄電站明確同時服務于特定電源和電力系統的，應明確機組容量分攤比例，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統之間進行分攤。特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔，并在核定抽蓄電站容量電價時相應扣減。換言之，特定電源和用戶共同分攤抽蓄容量電費。

而作為受益主體，是否所有用戶都應承擔容量電價？一位業內專家表示，容量電價由電網先行支付是合理的，但不應該像輸配電價那樣直接由全體用戶平均分攤。高峰時段難以調節的用戶應相應多支付。具體而言，應讓那些占用系統高峰資源、需要提供高可靠供電服務、不能進行需求側響應的用戶更多地承擔容量費用。反之，能夠進行需求側響應、不過多占用系統資源的可中斷負荷，則可以降低容量費用。

在目前的市場環境下，特別是在減碳背景下，可再生能源在整個電力系統中的出力顯著增加，將對系統的靈活性，特別是快速爬坡能力和容量備用提出更高要求。現行電源側電價機制執行的是單一制電能量價格，隨著利用小時下降，電源項目的投資回收逐漸遇到障礙。

對于抽蓄該由誰投資的問題，一位知情人士指出，二灘水電站棄水引發并導致了第一次電改下的廠網分離，電網僅保留了部分抽蓄資源為電網側調峰。電網企業擁有抽蓄的調度權、發電權，如今《意見》將抽蓄定價權也交給電網企業。由于抽蓄屬于競爭性業務，按照“管住中間、放開兩頭”的思路將其從電網企業中剝離，其投資主體今后顯然會更加多元化。

至于發電企業會否成為抽蓄電站的“新東家”？知情人士表示，目前我國抽蓄電站的盈利與電網運營利潤進行捆綁式計算，電網以外的其他企業建設抽蓄電站并不具備優勢，非電網資產的抽蓄調度就是大問題。例如，2018年三峽集團轉讓內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站61%股權，成為繼2013年湖南黑麋峰抽水蓄能電站轉讓后，國內又一例發電企業轉讓虧損抽蓄電站的案例。因此，七成抽蓄投資方是電網企業。

總之，業內人士普遍認為，本次發布的《意見》對抽蓄產業而言是重大利好，不僅使其有了電價“底氣”，今后也能更好地發揮價值。