作為技術(shù)成熟、運行可靠、經(jīng)濟高效、可規(guī)?；_發(fā)的電網(wǎng)儲能設施，抽水蓄能電站是解決新能源消納問題，推動構(gòu)建清潔低碳、安全高效電能體系的重要舉措。當前，我國抽水蓄能電站發(fā)展還存在一些突出問題，主要體現(xiàn)在缺乏完善的電價機制，成本回收困難，社會投資意愿低。
目前，我國抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發(fā)損耗均納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。然而，隨著我國電力體制改革向縱深推進，抽水蓄能電站成本面臨以下不能有效回收的風險：
首先，隨著發(fā)用電計劃放開，市場化用戶將執(zhí)行“上網(wǎng)電價+輸配電價+政府性基金和交叉補貼”的電價模式。國家發(fā)改委《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中明確“抽水蓄能電站費用不得計入輸配電定價成本”。市場化用戶不再承擔抽水蓄能容量電費，原來已通過銷售電價疏導的費用也無法回收。
其次，我國市場電量占比將超過65%，政府目錄銷售電價的執(zhí)行范圍將縮小至居民、農(nóng)業(yè)等保底用戶，該部分用戶用電量比重小、目錄電價低，通過銷售電價回收抽水蓄能電站成本難度大。
第三，抽水蓄能電站參與電力市場機制尚不完善。我國電力市場建設剛剛起步，中長期交易規(guī)則和試點省份現(xiàn)貨市場規(guī)則沒有明確抽水蓄能電站提供系統(tǒng)安全費用的回收方式，導致其無法作為獨立市場主體進入電力市場。
綜上所述，現(xiàn)行抽水蓄能電價政策是在電力市場化建設前制定的，沒有考慮與電網(wǎng)輸配電價的銜接，使其建設成本缺乏有效回收機制，不但影響社會各方投資建設抽水蓄能電站的積極性，而且將導致電網(wǎng)企業(yè)無力承擔抽水蓄能電站費用，影響其可持續(xù)發(fā)展和有效利用。
因此，建議繼續(xù)對抽水蓄能電站實行兩部制電價，同時加快建立適應新電改要求的抽水蓄能電價形成及成本回收機制，考慮將抽水蓄能電站容量電費作為電力系統(tǒng)公共成本，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一采購，再向用戶側(cè)分攤傳導。另外，建議在“十四五”規(guī)劃中設置合理的抽水蓄能電站規(guī)模，確保按需有序開發(fā)建設。針對湖南電網(wǎng)發(fā)展和調(diào)峰需求，建議優(yōu)先考慮在湖南南部布點抽水蓄能電站，增強湘南地區(qū)電網(wǎng)安全水平和供電能力。
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