5月7日，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》），相比以往，这次明确了将容量电价计入输配电价回收。
“这句话，电网盼了很多年。抽水蓄能就是给电网用的，即使是发电企业投资开发，最后还是或卖或租给电网或与电网合作，大电网模式下，什么风光储一体、核蓄一体等都是一个局部的概念，整体还是一张网，新型电力系统需要更加坚强智能的电网，风电光伏对电网冲击太大，而且为了达到12亿的目标，乐观地预测会在“十四五”提前实现，没有足够的抽水蓄能，电网真的招架不住啊。”一位国网抽水蓄能电站人士表示。
自2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》下发以来，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。2019年《输配电价成本监审办法》明确将抽水蓄能电站成本费用列为输配电业务无关的费用，不得计入输配电价回收。
随着发用电计划的全面放开，以及电力市场化改革进入深水区，电网面临的压力也越来越大，抽水蓄能建设相关成本无法通过输配电价进行传导，成为了阻碍抽水蓄能发展的瓶颈问题。
仔细梳理，不难看出《意见》在以下几个方面的突破：
一是完善了抽水蓄能定价机制。
首先明确的是以竞争方式形成电量电价，在有电力现货时按照现货市场价格及规则结算，电力现货尚未运行时则鼓励引入竞争性招标采购方式形成电量电价。
“这为发电企业和其它社会资本进入抽水蓄能投资建设打开了一扇窗。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇说。
抽水蓄能电价相比普通电站有一个特点，就是分为抽水电价和上网电价两个部分。按照抽水蓄能以往“单一电价模式”和“两部制电价模式”下“抽四发三”的能量转换比率，上网电价要高出抽水电价30%以上，才具备盈利空间。
值得注意的是，“抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加”、“抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。”
国家电网公司相关负责人表示：“个人理解，75%是考虑抽四发三，鼓励抽水蓄能提升转换效率获得收益，电网竞争性招标应该是想在低谷时段降低抽水价格让电厂报价，中标后因调度原因没有使用，按照标杆上网是一种对中标企业补偿。”
二是明确了完善了容量电价核定机制。
首先是明确对标行业先进水平核定容量电价，国家发改委将根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定并随省级电网输配电价监管周期同步调整。
为了进一步提高抽水蓄能电站的利用率，《意见》还强调，上一个监管周期可用率不达标的，在下一个监管周期中将适当降低容量电价水平。
三是健全了抽水蓄能电站费用的分摊疏导方式。
首先，建立容量电费纳入输配电价回收的机制，这是电网企业最为关心的问题。《意见》明确：政府核定的抽水蓄能容量电价所对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收并同时与输配电价核定周期保持衔接。在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费，而且2020年-2022年内投产的抽水蓄能电站，容量电费在2023年-2025年进行统筹。
其次是相关收益的分享机制。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。
值得注意的是，“上一个监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定容量电价时相应扣减。”
“此举很好理解，就是为了促进抽水蓄能电站参与辅助服务市场，除了从电网企业获得容量电费以外，还能从辅助服务市场获得总额的20%作为额外收益，这样一来，抽水蓄能电站就有了积极性。”中国价格协会能源和供水专业委员会副秘书长、中国人民大学应用经济学院兼职教授侯守礼说。
另外，涉及到多个省级电网的抽水蓄能，将由国家发改委组织相关省区协商确定分摊比例；服务于特定电源和电力系统的，也将明确机组容量分摊比例，按照比例在特定电源和电力系统之间进行分摊，按照“谁受益谁承担”的原则，在核定容量电价时相应扣减。
《意见》还明确：印发之日前已经投产的电站，执行单一容量模式的继续执行到2022年底；2023年开始按照《意见》执行；执行两部制电价模式的，电量电价机制不变，容量电价执行到2022年底，2023年起开始按照《意见》执行；执行单一电量模式的继续执行到2022年底，2023年按照《意见》执行。
针对《意见》印发之日以后新投产的电站，一律按照《意见》执行。
“我们觉得是利好消息，也是促进抽水蓄能大开发、大建设，对于促进构建以新能源为主体的电力系统具有重大意义，也能更好地服务于双碳目标的实现。”上述国网抽水蓄能电站人士说。
