中国电力网（微信公众号：China_Power_com_cn）获悉，国家发改委5月7日发布《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》），明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。

据了解，容量电价可以体现抽水蓄能（以下简称“抽蓄”）电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。同时强化抽蓄与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽蓄电站进入市场。

此前在2019年5月，国家发改委曾下发《输配电定价成本监审办法》（以下简称《办法》），明确抽蓄不得计入输配电定价成本。业内人士对此评论说，输配电价相当于“过路费”，是电网企业的主要收入来源，《办法》意味着抽蓄成了“只出不进”的赔本买卖，一度沦为“弃子”。

这种局面直到2021年3月才得以改变，国家电网在《“碳达峰、碳中和”行动方案》中明确表示，未来将大力推进抽蓄电站和调峰气电建设，并完善抽蓄电价形成和容量电费分摊机制。

中国电力网（微信公众号：China_Power_com_cn）注意到，本次《意见》在文中指出，抽蓄电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，并在核定抽蓄电站容量电价时相应扣减。换言之，特定电源和用户共同分摊抽蓄容量电费。

而作为受益主体，是否所有用户都应承担容量电价？一位业内专家表示，容量电价由电网先行支付是合理的，但不应该像输配电价那样直接由全体用户平均分摊。高峰时段难以调节的用户应相应多支付。具体而言，应让那些占用系统高峰资源、需要提供高可靠供电服务、不能进行需求侧响应的用户更多地承担容量费用。反之，能够进行需求侧响应、不过多占用系统资源的可中断负荷，则可以降低容量费用。

在目前的市场环境下，特别是在减碳背景下，可再生能源在整个电力系统中的出力显著增加，将对系统的灵活性，特别是快速爬坡能力和容量备用提出更高要求。现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格，随着利用小时下降，电源项目的投资回收逐渐遇到障碍。

对于抽蓄该由谁投资的问题，一位知情人士指出，二滩水电站弃水引发并导致了第一次电改下的厂网分离，电网仅保留了部分抽蓄资源为电网侧调峰。电网企业拥有抽蓄的调度权、发电权，如今《意见》将抽蓄定价权也交给电网企业。由于抽蓄属于竞争性业务，按照“管住中间、放开两头”的思路将其从电网企业中剥离，其投资主体今后显然会更加多元化。

至于发电企业会否成为抽蓄电站的“新东家”？知情人士表示，目前我国抽蓄电站的盈利与电网运营利润进行捆绑式计算，电网以外的其他企业建设抽蓄电站并不具备优势，非电网资产的抽蓄调度就是大问题。例如，2018年三峡集团转让内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站61%股权，成为继2013年湖南黑麋峰抽水蓄能电站转让后，国内又一例发电企业转让亏损抽蓄电站的案例。因此，七成抽蓄投资方是电网企业。

总之，业内人士普遍认为，本次发布的《意见》对抽蓄产业而言是重大利好，不仅使其有了电价“底气”，今后也能更好地发挥价值。