近期，国家发改委宣布将抽水蓄能纳入输配电价回收，让陷入亏损境遇的抽水蓄能投资方看到了曙光，同时也引发了一些争议。
争议的焦点在于，2019年国家发改委曾经发布的《输配电价成本监审办法》明确指出，抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。而此次将抽水蓄能纳入输配电价回收，被一些人理解为重新纳入了输配电价。
事实上，将抽水蓄能纳入输配电价回收，并不等同于纳入输配电价。
按照5月7日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能容量电价核定办法》，纳入输配电价回收，是指电网公司代表整个电力系统向抽蓄方先行支付容量电费，再通过容量电费方式从用户手中进行回收。
而容量电费回收有三个渠道：
一是通过输配电价体系支付一部分费用，但这是一个临时性的过渡措施。从道理上看，不应该将抽蓄放到输配电价中，因为抽蓄既不是输电也不是配电，不是电网管制业务，只是电网公司向其购买的一种电力服务。在英国，这叫系统成本。电网公司相当于把系统成本付了。
二是抽蓄给风电、光伏等特定电源提供辅助服务，可以收到一部分费用。
三是抽蓄向电力用户提供辅助服务，也将获得部分费用。
这三种回收方式暂时无法确定具体比例。按照当前的形式，通过输配电价回收相当于承担了抽蓄成本+合理利润兜底的角色，相关部门在给抽蓄的容量电价进行核定时，需要扣除给特定电源和其他用户提供的辅助服务费用。
核算的原则是，抽蓄电站按照40年经营期进行核算，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，每三年核定一次容量电价，动态调整。
从长远看，抽蓄的投资回报应该通过市场机制进行解决，将其电力服务（调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等六大功能）在市场上进行拍卖，由购买电力服务方来支付相应费用。比如美国加州就采用这种方式，但是我国尚未建立起容量市场，所以目前只能采用电网企业先行支付，然后再通过向用户转嫁、传导的方式进行回收。否则就会导致电站亏损。
事实上，当前抽蓄电站就是因为市场机制缺失，成本无法传导，普遍处于亏损状态。
如果没有稳定的机制和回报，就没有人敢投资抽蓄电站。而按照中央要求，未来要构建以新能源为主体的新型电力系统，必须建设大量的抽蓄电站，以及其他新型储能系统，否则新型电力系统只能是空中楼阁。
需要指出的是，第一种回收方式中，也不是像一般的收费电价一样平摊给所有用户。应该让该出这部分钱的人来承担这项费用。比如当前大工业两部制电价中就有容量电价，有一部分应该拿出来付给抽蓄，当然不仅仅应该付给抽蓄，凡是为系统提供了备用容量服务的都应该分享这部分费用。
具体哪些类型用户来支付这部分费用，需要进一步完善政策。
今后的电力系统，每个市场主体都将拥有不同的角色。过去比较简单，发电企业收益就是发电价，售电方收益就是售电价，以后随着新型电力系统的建设，每个主体都有不同的角色。
待电力市场成熟后，抽蓄通过容量市场、辅助服务市场就可以满足其合理投资回报。
