这次辣评我们换换规矩，先开宗明义的提出结论：最新出台的抽水蓄能价格形成机制对抽蓄产业是利好。但却有更多的“不公平”问题。

（来源：微信公众号“能源杂志”ID：energymagazine 作者：武魏楠）

对抽蓄产业利好这一点是毫无疑问的，这一点过去几天也有很多文章都论述了。所以我们也就不再重复，直接进入“不公平”的环节。

1. 容量电费纳入输配电价回收的机制，是否有朝令夕改的嫌疑？

2019年发布的《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。

但是在最新的《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（意见）中，却规定了政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。核定省级输配电价时，统筹考虑未来三年新投产抽蓄电站的容量电费。这是不是就是将抽水蓄能成本计入输配电价的一个变种呢？

如果说不让抽水蓄能电站成本计入输配电价，是为“明确电网企业单纯的输配电职责与业务”做准备。那么现在这样有让输配电价的核定不再“单纯”的风险。让本就困难的输配电价的核定更加“雪上加霜”。还有可能让电网的“第二政府”职能更加扩大。

2. 电量市场+辅助服务市场后，还单独考虑抽蓄的容量电费，是否公平？

根据《意见》，抽水蓄能电站可以通过电量电价、辅助服务市场和容量电费纳入输配电价三个主要渠道获得收入的。而这是考虑到了与电力市场的衔接。

但是从国外相对比较成熟的电力市场来看。电源投资（抽水蓄能也是电源）的成本回收一般是电能量市场、辅助服务市场、容量市场（有些电力市场没有容量市场）。

目前国内的电力市场建设和现货试点中，基本还没有明确的容量市场设计。那么现在规定抽水蓄能电站可以在电能量市场和辅助服务市场之外，还能有容量电费的收益，是不是超脱了现在我国电力市场建设的实际情况呢？只给抽蓄容量电价而不给火电容量电价，又是否有失公允呢？

而且我们要知道，目前不论是市场化用户还是非市场化用户，只要是实行了两部制电价的电力用户，其实都是要收取容量电费的。抽水蓄能的成本，是否应该从这部分容量电费里出？如果再进一步去看：电网从用户收取容量电费，来保证了用户用电容量的可供给性，但是并没有给电源侧支付相应的容量电费，来换取电源侧的保证供给，这似乎也是不公平的。

Ok，我可以理解抽水蓄能电站承担了很多电网平衡与系统安全的责任，所以给出了相应的特权。但这又会衍生出下面的问题。

3. 只给抽蓄单独的价格机制，是不是最大的不公平？

有一点必须要承认，在我国电力系统从传统的结构向未知的新型电力系统转变过程中（包括电力体制改革的进程中），抽水蓄能电站确实担当了重任，又缺乏比较好的收益机制。对于抽蓄投资主体（其实就是电网公司）来说，没有建设动力。

但问题就在于，《意见》中提到的抽蓄电站功能“调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能”，并不是只有抽水蓄能能够实现，现在更不是只有抽水蓄能电站在为电网提供各类辅助服务。

燃气机组、包括燃煤机组、水电机组、核电机组提供的辅助服务，电网支付费用了么？目前不是都由电源侧分摊了吗？发改委制定了相应的价格形成机制么？如果说燃煤机组的常规发电小时让它们收益足够，可以暂时忽略辅助服务的收入。但对于燃气机组来说，辅助服务价格的缺失实际上已经限制了国内燃气机组的建设和发展。其实，抽蓄机组的成本无法回收问题，根源还是国内电力辅助服务政策的不健全导致的。

4. 错的不是抽蓄，是行政命令给机组“定身份”的惯性思维

当然，大家也千万不以为我是给燃气机组来叫屈，呼吁发改委再出台一个什么“燃机辅助服务价格机制”。这也无非是在用一个新的错误来解决问题。

那么出台抽水蓄能价格形成机制错了么？恐怕我们也很难下这样的结论。就像我们说的，煤电、气电都没有很好的辅助服务价格机制，它们当然不愿意多干活。如果再不建设本就以辅助服务为主业的抽水蓄能，现在还承担着电网安全和系统平衡重任的电网怕是也撑不住。

所以，即便本次价格机制是电网企业“游说”政府的结果（这只是一个脑洞，并且也并不是什么坏事），电网也不应该是被指责的一方。

把抽水蓄能定位为电力系统的主要调节电源没有错。但也不应该忘记市场里的其他机组也在提供同样的服务。“某一类机组只做特定的事情，因此获得身份特权”，这即便是在现有的电力系统中，都不是一个准确的概念。更不说我们现在的目标是更加复杂、更加多元、更加多变的新型电力系统了。

能源改革的方向，是逐步由计划管制模式转向有限度的竞争模式。政策制定，还是要考虑一个能源改革的大局，而非“头痛医头”出个专项政策，然后再补丁打补丁地下政策。希望这次抽水蓄能价格形成机制，会是政府最后一次用它们的惯性思维。以后多把市场主体视为公平的参与者，来制定相应的市场规则来解决问题。