“内蒙古的特点是冬季风电大发，在这种情况下，通过预测和调度技术手段调和风光水优化运行，用抽蓄平抑风电的波动，联合优化后的出力变成基荷，从而减少火电开机，减少化石能源消耗，更多接纳新能源。从这个角度看，比单纯的调峰更主动，技术创新意义更重大。”相关人士说。
呼蓄尴尬：
没有市场交易，如何体现价值
让毛三军感到孤独并困惑的是，抽水蓄能电站有利于调节电网结构，消纳新能源，直接受益对象包括发电企业、电网和用户，但呼蓄电站本身的经济效益却难以精确量化。
“产生的效益在某些情况下是明确的，如调峰填谷方面，如果实行峰谷电价，抽水蓄能电站进行调峰填谷时所产生的直接经济效益是明确的，但在大多数情况下是模糊的。调峰填谷、调频、调相，安全备用保障电网安全稳定运行所产生的辅助功能效益是客观存在的，但难以准确计算。而且由于抽蓄服务的是整个电力系统，目前也无法准确识别服务对象。”他说。
事实上，我国抽蓄的产业政策一直在调整。2014年，国家能源主管部门出台了一系列有关抽水蓄能建设管理体制和电价机制的相关政策，包括《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》等。其中最重要的是明确，电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。
呼蓄是该文件下发后投运的，因此按照“两部制”电价执行。电费核定为每年6.6亿元。据了解，呼蓄的相关难题目前已经在推进解决中。容量电价部分，蒙西电网煤电联动的差额和输配分开改革腾出的价格空间，确定用于支付呼蓄抽发损耗3亿元，剩余3.6亿元尚在确定中，相关人士建议通过电量电价，即新能源辅助服务的方式体现。
“抽蓄价值体现的前提是必须要有新能源的交易。以此次电改为契机，通过建立市场化的交易平台，回归电力的商品属性，让愿意交易的主体参与到交易之中。”有权威人士表示，“内蒙古可考虑建立可再生能源与抽蓄的市场化交易平台试点，明确合理的交易规则。比方说，目前内蒙古能源局要求风电利用小时数达到2000小时，那么，如果企业愿意在2000小时以上多发，可以参与到交易平台上，届时，抽蓄服务的风电场明确，交易和调节也能有的放矢。这一点在技术上也是完全可行的。”
据称，内蒙古区政府也有意下一步开展蒙西风电交易试点，建立交易平台，增加风电与抽蓄以及自备电厂调峰和火电调峰等辅助服务交易。但权威人士指出，交易的规则设置非常重要，所有风电场全部参与平均分摊是一种思路，让有主动性的企业参与部分调节也是一种思路。
