国家发改委刚刚发布了《加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格〔2021〕633号）》【以下简称“意见”，意见全文》》》】，整个电力行业都很关注。大家注意本次的政策是“意见”，政府公文分很多种，例如“通告、公告、通知、意见、决议”等，意见是很常用的一种，意思是“适用于对重要问题提出见解和处理方法”。因此，此次文件的重点是表达发改委对设定抽水蓄能电价的见解或者说思路，不会像之前风电、光伏电价政策（通知）那样发布明确的价格，后面抽蓄电价还需要出台相应的政策细则。
另外，此次的意见表面看是给抽水蓄能，但该意见为整个电力行业的储能服务该怎么样收费，奠定了政策的方向。我们前面的文章已经分析过了，未来电力市场的消纳将成光伏、风电最重要的制约条件，并且大量风光项目都被要求配储能，因此这些储能后面有没什么商业化的机会，奥秘都在这次的办法中。我们在此为大家解读一下，力求一眼看懂，鉴于此次文件涉及面非常广，我们只抓主干，放弃细节。
注：2014年的政策中，抽水电价=0.75*上网电价，抽蓄电站大约是抽4度电发3度电，因此，这个电价基本就是保本设计。
原文“将容量电价纳入输配电价回收”，意思是容量电价由电网通过收取输配电价的时候代收，但是不作为成本计入输配电价的核定。这点是大家最为困惑的，举例：
A省全年售电2000亿度，有2座抽蓄电站为全省提供调峰辅助服务，在核定A省的输配电价时，不纳入这2座抽蓄的成本，仍然按照原输配电价核定办法计算出全省平均输配电价电价0.2元/度，电网全年收取输配费用400亿。2座抽蓄的容量电价成本预计一年5亿，那么电网当年在A省收取的输配费用就是400+5=405亿。
♦ 区别一，电网的输配电价有明确的收费对象和收费标准；但抽蓄这个5亿由电网向全部用户分摊还是谁需要这个服务谁来分摊，目前还没定。文件中的思路，是谁需要服务谁付费，所以是电网代收。
♦ 区别二，输配电费完全是给电网的，因为全是电网投资，但是抽蓄电站的投资方是允许有其他机构，所以是电网收上来，然后支付给相应的抽蓄电站（包括电网自己的抽蓄电站）。
抽蓄的工作原理是抽水电价要低，上网电价要高这样才可以盈利，怎么来实现？本次文件解决了这样的一个问题。文件中明确，在已有电力现货市场的地区，抽蓄电站抽水电价、上网电价按现货市场行情报价及规则结算（不收输配电价，也不交政府性基金及附加）。如果低买高卖的发电和卖电，将实现超额收益。
没有现货市场的地方，“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，”这条帮助非现货市场实现同样的目的，可以通过招标来降低抽蓄的购电成本，即风光过剩的时段，大家都想发电，那就向下竞价，谁的电便宜谁来发，抽蓄电站能吸收这些最低成本的电量。
这第三条是跟新能源短期就能产生关系的，在超过保障小时数的部分，电网不再承担消纳责任，需要发电企业自己想办法。过去，抽蓄的抽发做功，现金流基本为零（甚至为负），那么自然就是能少做一点就少做一点。现在新的政策下，是通过市场化的手段（盈利）来挖掘抽蓄的潜力，为更多的可再次生产的能源服务。
后面即将出台的容量电价分摊机制是大家需要持续关注的，预计新能源也是主要分摊对象。毕竟新能源确实需要抽蓄的服务来扩大消纳能力。对此我们是支持的，因为光伏技术进步带来的成本下降空间，不付给抽蓄，也会被地方政府以招商引资，涨地租等其他的方式拿走。我们仍旧是把钱多花一点在能帮行业继续长大的服务上吧。
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