一是为抽水蓄能建立独立的电价机制，不再作为电网“购销价差”的一部分。在机制上把电能量价格（电量的价格、电力服务的价格）、输配电价分开，需要建立“独立”的抽水蓄能（包括未来的各种新型储能）价格机制，为储能成为独立的电力市场参与方创造条件，为吸引其他投资主体投资储能电站创造条件。

二是明确容量电价由电网企业通过输配电价回收的思路，但不是输配电价的组成部分。抽水蓄能电站为电力系统实时平衡服务，在现行条件下由电网公司代表整个电力系统购买抽水蓄能服务，向抽水蓄能主体支付服务费，也就是容量电价，并不等于抽水蓄能电价进入了输配电价。

三是短期内可以通过政府定价方式过渡，长期要完善市场价格形成机制。《意见》坚持了市场化的改革方向，明确了以竞争性方式形成电量电价，已经建立现货市场的地方，通过现货市场发现价值；没有建立现货市场的地方，也鼓励通过竞争性招标的方式确定抽水电价。《意见》提出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，相关收益在核定容量电价时相应扣减，这体现了市场化的改革导向。

随着以新能源为主体的新型电力系统建设提速，为了消纳大规模、高比例的可再生能源，把波动性、间歇性、难调节的清洁能源变成系统友好、安全可靠的稳定电源，灵活机动、深度调峰、快速启停的调节能力成为电力系统中越来越稀缺的资源。《意见》不仅为抽水蓄能电站成为独立市场主体提供了良好的价格机制保障，也必将为探索其他新型储能、应急保障电源、火电灵活性改造、太阳能热发电等其他系统调节能力建立价格机制积累经验。

选编自侯守礼5月8日发表在南方能源观察微信公众号的文章