國家發展改革委近期發布的《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》），更被視為抽蓄發展的加速器?！兑庖姟分葡?，曾長期制約抽水蓄能發展的成本回收與疏導難題將得到多大程度的解決？抽水蓄能如何銜接并適應電力市場建設發展的步伐，如何走得更加順暢？帶著上述問題，記者進行了調查采訪。
新能源的快速發展讓電力系統對抽水蓄能電站的需求越來越多。這一點，從抽蓄電站運行強度的不斷攀升便可見一斑。
同樣，在國家電網區域，國網浙江仙居抽蓄電站反饋的情況顯示，2016年以來該電站年均機組啟停次數持續高強度運行，近兩年抽水、發電更是由原來的“一抽兩發”變為了“兩抽兩發或三發”，機組啟動次數和輔助服務次數逐年增多。國網山東泰山抽蓄電站“十三五”期間年均發電量7.3億千瓦時，較“十二五”增長了95%；抽水電量9億千瓦時，較“十二五”增長97%；機組發電工況年均啟動1559次，較“十二五”增長59%，抽水工況年均啟動1058次，較“十二五”增長154%。
成本回收難是近年來影響抽蓄建設熱情的關鍵問題。當前，我國在運抽蓄電站主要有3種價格形成方式，一是兩部制電價，二是單一容量電價或單一電量電價，三是由市場雙方協商形成容量租賃費用。目前只有南方電網廣州抽蓄電站一期執行第三種電價機制，個別小電站執行單一電量電價。兩部制電價中的電量電費僅覆蓋抽水發電損耗，因此以上3種價格機制的實質都是容量電價，通過容量電價回收投資、運維成本和合理收益。
抽蓄電站的容量電費為何傳導不下去？
2015年新一輪電改后，銷售電價的疏導出現了變化。市場化用戶不執行目錄電價，其電費構成是“市場化交易的上網電價+輸配電價+政府性基金電價”，不包含抽蓄容量電價。隨著發用電市場的全面放開，市場交易電量快速增加，執行目錄電價的用戶迅速縮減，導致電網通過銷售電價回收抽蓄容量電費越來越難。
抽蓄服務誰在享受、誰在買單？
記者了解到，抽蓄新價格機制的設計正是以此為基礎，注重科學性、操作性和有效性。
——為了將抽蓄容量成本有效疏導至用戶，新價格機制明確將容量電費納入輸配電價回收。
根據2016年國家發展改革委發布的《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，抽蓄電站是與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產，不能納入可計提收益的固定資產范圍。2019年國家發改委發布的《輸配電價成本監審辦法》又明確指出，抽蓄電站的成本費用不得計入輸配電定價成本。
“通過輸配電價回收容量電費的方法操作性更強，是解決當前抽蓄電價疏導問題的最便捷辦法。這是與電力市場銜接的過渡性政策?！彼硎?，新機制設計了通過競爭性方式形成電量電價，容量電價由政府定價的占比將逐步縮小，根據市場建設情況逐步退出。
——為了進一步保障容量成本的合理分攤，新價格機制明確了服務于多省區、特定電源和電力系統的抽蓄容量電費分攤辦法，必要時由國家發展改革委組織相關省區協商確定分攤比例；且在核定電站容量電價時扣減特定電源支付的容量費用。
新價格機制規定，此前已投運的抽蓄電站將從2023年起執行新機制。對于這些電站而言，重新核定的容量電價會帶來哪些變化？
市場中的抽蓄如何走得更好？
新價格機制提出建立相關收益分享機制。參與市場收益的20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減，相當于由用戶分享。這將激勵抽蓄電站更積極參與現貨市場和輔助服務市場。
新價格機制還做出了激勵抽蓄電站提升運行水平的機制設計，在容量電價核定時對標行業先進水平確定核價參數標準，運行維護費率按在運電站費率從低到高排名前50%的平均水平核定。
國網新源河北撫寧抽蓄電站副總經理楊戰營也表示，這將激勵電站提高投資效率，降低運維成本?！斑@是促進抽蓄電站精益化管理的導向，把錢花在刀刃上，優化成本管理，同時也降低了電力用戶的負擔?！彼f。
“抽蓄的市場化發展還有待電力市場的建設完善，同時要堅持市場經濟的開發體制，持續放開市場建設，鼓勵社會資本參與，還要實現在調度上的客觀公平?！标悥|平說。
隨著新能源的大規模接入、抽蓄等系統調節電源的快速發展，電力系統的運行成本必然會上升。國家發改委價格司上述工作人員表示，對沖成本上升的根本方法還是繼續深化改革，強化協同，優化機制，推動能源轉型更具經濟性，把對沖系統成本上升的資源優化利用到最大程度，避免出現資源浪費。同時，要把握好轉型和改革的邊際和節奏，市場機制是配置資源效率最高的機制，但電力是一種特殊商品，電力市場會是在設定規則基礎上的市場。
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