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应该如何收费，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有什么商业化的机会，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。
来源：新能源电力投融资联盟
文：彭澎 中国新能源电力投融资联盟秘书长
解读之前来看一下
抽蓄的工作原理和收入来源
#01工作原理：
抽水耗电，然后再放水发电，以此来平衡电力过剩和电力紧缺的时间段。
#02收入来源：
♦ 收入一：容量电价（类似过去的电话座机费，打不打电话都要交钱）
♦ 收入二：卖电的钱减去买电的钱（卖电量*上网电价-购电量*抽水电价）
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。
此次文件明确以下三点
#01容量电价收费怎么收？
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。
#02这个与放入输配电价的区别？
♦ 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）。
#03抽蓄的抽发终于有机会盈利
抽蓄的工作原理就是抽水电价要低，上网电价要高这样才能盈利，如何实现？本次文件解决了这个问题。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价格及规则结算（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，抽蓄电站可以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，就是通过市场化的手段（盈利）来挖掘抽蓄的潜力，为更多的可再生能源服务。
后面即将出台的容量电价分摊机制是大家需要继续关注的，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。我们还是把钱多花一点在能帮行业继续长大的服务上吧。
好钢要用在刀刃上，钱要花在长个儿上。
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