抽水蓄能成本该如何收回，最后是不是应该消费者买单？

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视频介绍

2002年至今，我国先后启动两轮电改，不断优化和理顺电价，然而抽水蓄能却长期面临成本与价格政策不衔接、电网延期或减少向抽蓄电站付费、新投产电站因未制定容量电费标准而无法与电网结算费用等问题，导致抽蓄投资越多、投产时间越长、亏损越多，电价问题长期无解。第一轮电改前，电网与电站由电力公司统一投资建设并运营，电网不区分输送电能的服务和保障安全调节的辅助服务，抽蓄成本计入电网运营成本统一核算，由电网通过销售电能向电力用户统一回收。电改实施后，抽蓄电站从电网剥离，生产运营仍严格按照电网调度发布的指令时时提供辅助服务，但抽蓄电站的成本从电网服务成本中剥离，电网无法从市场化用户端回收抽蓄电站运营的固定成本，只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。抽蓄电站的成本费用是电网辅助服务成本的重要部分。辅助服务从输配电服务中区分开后，辅助服务费政策并未及时制定实施，从而导致电网辅助成本费用疏导受阻。抽蓄是优质的安全调节电源，其价值不能只用发电量多少来判断，更不能有按容量电费核算费用抽蓄躺着也赚钱的错误认识。随着新型电力系统加快建设，抽蓄作为电力系统“稳定器”“调节器”“平衡器”的作用将逐步凸显。在电力管理体制不变、辅助服务市场不健全不成熟的情况下，抽蓄价格应由政府进行监管，主要采用容量电费模式回收固定成本较为合理，通过电网疏导给电力用户，费用分摊上宜按照抽蓄区域内所有电力用户用电量分摊。