2014年7月，国家发改委印发了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格【2014】1763号文），对抽水蓄能电站电价模式、电费回收、机组运营考核和逐步建立市场定价机制等方面政策做了规范和完善。电力市场形成前，按合理成本加准许收益的原则核定抽水蓄能电站电价；抽水蓄能电站实行两部制电价模式，容量电价主要弥补电站建设和运行固定成本以及准许收益，电量电价主要弥补运行抽发损耗等变动成本；电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和运行抽发损耗费用纳入受益省级电网（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。
几年来，国家电网等公司对抽水蓄能电站加大投入，对电网稳定运行和可再生能源消纳起了较大作用。此轮对抽水蓄能电站投资的严控，缘起于第二轮输配电价监审中上述价格政策的停摆，抽水蓄能电站唯一的价格疏导机制不能延续，其投资回报得不到保证，从中能体会出政府降电价的良好初衷和电网公司的几分无奈。
思考一：抽水蓄能是推高系统电价的“锦上添花”？还是降低系统电价的有效手段？
电力需求是有峰有谷的，解决峰谷差最经济成熟的手段无疑是抽水蓄能；电力负荷在随时波动，电网运行要维持稳定的频率，要有灵活的电源去跟踪负荷；电网事故情况下，要有备用电源立即投入。这就是所谓抽水蓄能调峰填谷、调频和紧急事故备用功能。
上述分析同时可以看出，电网运行有电量和容量（暂且不谈无功）两方面的需求，这些峰谷或变动负荷的容量需求如果由其它替代电源担任，不但同样有投资费用，而且这些替代电源调峰和备用严重影响其效率，低谷还要压负荷，更谈不上填谷，经济代价大，系统的总费用会较大幅度提高，最终必然会传导至用户。世界电力经济专家公认的“抽水蓄能电站能降低系统总费用”的含义就在于此。
电网公司投资抽水蓄能，彰显了其维持电力系统的安全稳定和经济运行义务，营造了一个更好的市场环境，腾出其它电源的价格空间。因此，不能因为抽水蓄能自身不生产电量，就认为其是“锦上添花”的项目，恰恰相反，它是降低系统电价的有效手段，应予正名。
思考二：原价格政策是否应该延续？
如果在完全竞争的电力市场条件下，抽水蓄能的价值可以直接表象为价格，从而获取必要的投资回报。在不完善电力市场，在不改变其价值取向条件下，通过价格疏导政策，来实现其价值，无疑是一个可行的过渡性安排。2014年国家发改委出台的抽水蓄能价格政策，提出了一个价格疏导的底线方案，是当前不完善的电力市场条件下可操作的底线手段。该电价形成机制强调的是抽水蓄能电站服务电网的价值实现。当前已建、在建的抽水蓄能绝大部分是服务电网的，无论投资主体是谁，都通过租赁等方式，最终在电网成本中疏导，完全听从电网调度，能比较充分地实现其服务电网的开发任务和价值，是现有条件下基本合理的价格形成机制设计。作为一个底线方案，当然有不断完善的空间，但在新政策出台之前，已有政策戛然停摆，未免显得操之过急。
思考三：抽水蓄能电站投资主体应如何定位？价格改革如何协调？
我国抽水蓄能电站发展的全过程，一直存在对抽水蓄能电站投资主体的争论。从不确定，到以电网为主体，到投资主体多元化。抽水蓄能与输电线路等的区别是其不具有垄断属性，可以通过市场竞争来配置资源。
抽水蓄能从价值原理上说，可分为两个大类。一类是以服务电网为主的，强调的是容量服务功能，以容量和容量价格作为主要考量指标，其更具电网属性；一类是以电量加工为主的，把低价低谷电量转化为高峰的高价电量，如最近在研究的核蓄一体经营模式，核电多发与少发，不产生增量燃料费用，利用其低谷增发电量抽水，几乎无成本增加，这就形成一个核蓄配套的竞价单元，该类型以电量和电量价格作为主要考量指标，其更具电源属性。
上述两各大类，前者可以以电网投资为主体，当然也应鼓励社会资本的投入，采用两部制电价，通过价格监审确定不同区域标杆容量价格，电量价格仅弥补其抽水和单位电度变动成本（不应有多发电量的利益驱动，其多发电量对整个系统不是最优的运行方式），完全听调电网。这种价格机制设计，无论谁投资，都有一个公平竞争环境。后者则不应有电网投资，由相关电源企业根据自身资源条件和市场行情做出投资决策，以电量为主参与市场竞争。
最后必须指出，在化学储能等其它储能方式大规模商业化运营之前，在比较长的一段时间内，尤其在安全低碳的总要求和新能源快速发展的背景下，抽水蓄能作为一种成熟经济的储能方式，应该比以前有更大发展。抽水蓄能电站建设运营体制机制与电力市场的大舞台息息相关，而完善的电力市场建设任重道远，非常复杂，抽水蓄能的体制机制改革应与电力市场建设步伐相适应。只要把住了电力市场改革的大方向，对抽水蓄能的相关过渡安排就不会有大问题。
