张富强，刘 昌，姜阶华，杨 岭，焦冰琦，徐志成，冯君淑

(1.国网能源研究院有限公司，北京102209；2.国网新源控股有限公司，北京100761)

0 引 言

在输配电价改革前，根据价格主管部门相关政策[1]，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。抽水蓄能电站与电网企业按照政府物价主管部门审批的价格标准结算电费。2016年12月，国家发展改革委(以下简称“发改委”)印发了《省级电网输配电价定价办法(试行)》[2]，明确提出抽水蓄能电站相关费用不纳入电网公司准许收益；但对该费用如何疏导并无明确规定。因此，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局，影响抽蓄行业的健康发展。截至2017年底，黑麋峰抽水蓄能电站25%容量的电费不能正常结算，已累积亏损5.06亿元；2016年新投产江西洪屏抽水蓄能电站2017年容量电费目前也未能全额结算。

为此，本文首先结合抽蓄电站的基本功能及其在新形势下发挥的新功能，分析其在各区域差异化的功能定位；其次，深入剖析了当前我国电力体制改革中抽蓄电价机制存在的问题；在此基础上，参考国外成熟电力市场的运行机制及经验，测算了抽蓄电站参与电力市场的收益规模；最后，提出适合我国国情的抽水蓄能电价机制及回收模式，为市场环境下抽蓄电站的健康发展提供政策参考。

1 新形势下抽水蓄能电站建设的必要性

1.1 新形势下抽蓄电站功能定位

目前，抽水蓄能电站已成为保障电网安全、经济运行的稳压器、调节器、存储器。……