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抽水蓄能電站的特點集中體現在四個方面：一是超大容量，電站容量通常在百萬千瓦以上，滿發小時數一般在6小時以上；二是系統友好，電站啟停、變負荷速度快，能提供轉動慣量，和各類型輔助服務；三是經濟可靠，綜合效率在80%以上，技術成熟，安全可靠，壽命在50年以上，現階段及未來一段時期內較其他儲能技術經濟性更優；四是生態環保，建設設充分遵照國家生態、環保政策，運行期零排放。
在我國“碳達峰、碳中和”目標下，加快發展抽水蓄能電站，是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要方式，是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求。
此前，關于抽水蓄能電站運營模式和價格形成機制的政策主要包括以下幾項：
《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號），規定抽水蓄能電站主要由電網企業進行建設和管理，建設和運行成本納入電網運行費用統一核定；《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發改價格〔2007〕1517號），規定71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站由電網企業租賃經營，租賃費經核定，原則上由電網企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%；《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），規定電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮；《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號），將抽水蓄能電站成本費用列為與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電價回收。
隨著我國電力市場化改革、輸配電價改革縱深推進，抽水蓄能成本分攤及傳導面臨較大困難。一是隨著發用電計劃全面放開，政府目錄銷售電價的執行范圍將縮小至居民、農業等保底用戶，該部分用戶用電量小、電價承受能力弱，銷售電價難以完全承擔抽水蓄能電站成本回收。二是輸配電準許成本中不包含抽蓄電站容量電費，相關成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導。三是我國電力市場建設尚未成熟，市場機制、交易品種仍在不斷完善，無法支撐抽水蓄能電價回收。
針對這些問題，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》形成了以下幾個方面的突破。
1.搭建了一整套完整的抽水蓄能電價機制。
一是完善了抽蓄定價機制。一方面是以競爭方式形成電量電價，明確有電力現貨時的電量電價按現貨市場價格及規則結算；電力現貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標采購方式形成電量電價。另一方面，以政府定價方式形成容量電價，制訂了抽水蓄能容量電費核定辦法，按照經營期定價方法核定容量電價，并隨省級電網輸配電價監管周期同步調整。針對抽蓄技術及成本特征，綜合利用現階段市場之手和政府之手各自優勢，解決了抽蓄電價“如何形成”的問題，有助于科學合理定價、發揮電價信號作用。
二是健全了抽蓄成本回收與分攤機制。對于電量電價，確定了抽水蓄能電量電價執行方式以及抽水電量產生損耗的疏導方式；對于容量電價，明確將抽水蓄能容量電費納入輸配電價回收，并充分考慮了在多個省級電網分攤（為實現更大范圍資源優化配置，抽水蓄能電站大多由區域電網調度），以及在特定電源與電力系統間分攤（存在部分抽水蓄能電站同時服務于特定電源和電力系統的情況）等應用場景。建立起的完整的成本回收與分攤機制，解決了電費“如何疏導”的問題，對抽蓄電站健康可持續發展起到保駕護航作用。
2.強化了與電力市場建設發展的銜接。
一是建立了適應電力市場發展的調整機制。為支持抽水蓄能電站積極參與電力市場，提出了適時降低容量電價覆蓋設計容量比例的調整機制，以鼓勵剩余容量進入市場，從而形成抽蓄容量從政府定價到市場競價的有效通道，有利于逐步實現更深層次的市場銜接。二是建立了收益分享機制。為進一步調動抽水蓄能提供輔助服務調頻、調壓等服務積極性，提出將收益的20%留存給抽蓄電站分享。三是提出加快確立獨立市場主體地位。明確要求推動抽蓄電站平等參與中長期、現貨、輔助服務等市場交易，即對未來主要以市場方式解決抽水蓄能有關問題，形成了可靠的政策預期。
3.設計了容量電價核定的激勵性措施。
一是節約融資成本的激勵。與省級電網定價辦法類似，對于抽蓄電站投建中實際貸款利率低于同期市場利率部分，按50%比例在用戶和抽蓄電站之間分享，對電站投建階段節約融資成本形成激勵。二是節省運維費用的激勵。運行維護費按照從低到高前50%的平均水平核定，這種不含實際發生成本而按先進成本核定的方式，對于運維成本領先的的抽蓄電站而言有明顯的激勵作用，運維成本將在長期向先進成本逼近。
4.提出了抽蓄“規劃-運行-監管”閉環管理要求。
一是嚴格抽水蓄能電站規劃、建設要求。規劃監審總更強調系統性需要、項目經濟性、地方承受力等關鍵參考指標，對抽蓄發展提供邊界。二是明確抽蓄運行管理責任。電網及抽蓄電站承擔充分發揮抽蓄電站綜合效益的責任，要求簽訂并公開年度調度運行協議。三是加強抽蓄電價執行的監管。要求電網企業單獨歸集和反映抽水蓄能電價結算信息，并按時報送價格主管部門；對于可用率不達標的抽蓄電站，適當降低下一周期核定電價。以上三個環節的管理規范，是落實電價政策、支持抽蓄發展的重要保障。
5.兼顧了社會資本參與抽蓄建設的積極性。
一是通過嚴格落實電價政策保障投資主體利益。提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調度、嚴格執行兩部制電價政策、及時結算電費等方式，調動社會資本參與抽蓄投資建設的積極性。二是確定了較穩定的收益率水平。容量電價核定辦法明確，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，給予了較為穩定的投資回報預期，對社會資本參與到抽水蓄能投資建設起到鼓勵作用，有利于實現抽水蓄能產業可持續發展。
《意見》的出臺，是落實深化電力體制改革、推進電價機制改革的重要成果，將有力推動抽水蓄能行業發展、加快構建以新能源為主體的新型電力系統建設，為實現“雙碳”目標提供重要政策支撐。
在我國“碳達峰、碳中和”目標下，加快發展抽水蓄能電站，是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要方式，是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求。
此前，關于抽水蓄能電站運營模式和價格形成機制的政策主要包括以下幾項：
《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號），規定抽水蓄能電站主要由電網企業進行建設和管理，建設和運行成本納入電網運行費用統一核定；《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發改價格〔2007〕1517號），規定71號文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站由電網企業租賃經營，租賃費經核定，原則上由電網企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%；《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），規定電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮；《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號），將抽水蓄能電站成本費用列為與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電價回收。
隨著我國電力市場化改革、輸配電價改革縱深推進，抽水蓄能成本分攤及傳導面臨較大困難。一是隨著發用電計劃全面放開，政府目錄銷售電價的執行范圍將縮小至居民、農業等保底用戶，該部分用戶用電量小、電價承受能力弱，銷售電價難以完全承擔抽水蓄能電站成本回收。二是輸配電準許成本中不包含抽蓄電站容量電費，相關成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導。三是我國電力市場建設尚未成熟，市場機制、交易品種仍在不斷完善，無法支撐抽水蓄能電價回收。
針對這些問題，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》形成了以下幾個方面的突破。
1.搭建了一整套完整的抽水蓄能電價機制。
一是完善了抽蓄定價機制。一方面是以競爭方式形成電量電價，明確有電力現貨時的電量電價按現貨市場價格及規則結算；電力現貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標采購方式形成電量電價。另一方面，以政府定價方式形成容量電價，制訂了抽水蓄能容量電費核定辦法，按照經營期定價方法核定容量電價，并隨省級電網輸配電價監管周期同步調整。針對抽蓄技術及成本特征，綜合利用現階段市場之手和政府之手各自優勢，解決了抽蓄電價“如何形成”的問題，有助于科學合理定價、發揮電價信號作用。
二是健全了抽蓄成本回收與分攤機制。對于電量電價，確定了抽水蓄能電量電價執行方式以及抽水電量產生損耗的疏導方式；對于容量電價，明確將抽水蓄能容量電費納入輸配電價回收，并充分考慮了在多個省級電網分攤（為實現更大范圍資源優化配置，抽水蓄能電站大多由區域電網調度），以及在特定電源與電力系統間分攤（存在部分抽水蓄能電站同時服務于特定電源和電力系統的情況）等應用場景。建立起的完整的成本回收與分攤機制，解決了電費“如何疏導”的問題，對抽蓄電站健康可持續發展起到保駕護航作用。
2.強化了與電力市場建設發展的銜接。
一是建立了適應電力市場發展的調整機制。為支持抽水蓄能電站積極參與電力市場，提出了適時降低容量電價覆蓋設計容量比例的調整機制，以鼓勵剩余容量進入市場，從而形成抽蓄容量從政府定價到市場競價的有效通道，有利于逐步實現更深層次的市場銜接。二是建立了收益分享機制。為進一步調動抽水蓄能提供輔助服務調頻、調壓等服務積極性，提出將收益的20%留存給抽蓄電站分享。三是提出加快確立獨立市場主體地位。明確要求推動抽蓄電站平等參與中長期、現貨、輔助服務等市場交易，即對未來主要以市場方式解決抽水蓄能有關問題，形成了可靠的政策預期。
3.設計了容量電價核定的激勵性措施。
一是節約融資成本的激勵。與省級電網定價辦法類似，對于抽蓄電站投建中實際貸款利率低于同期市場利率部分，按50%比例在用戶和抽蓄電站之間分享，對電站投建階段節約融資成本形成激勵。二是節省運維費用的激勵。運行維護費按照從低到高前50%的平均水平核定，這種不含實際發生成本而按先進成本核定的方式，對于運維成本領先的的抽蓄電站而言有明顯的激勵作用，運維成本將在長期向先進成本逼近。
4.提出了抽蓄“規劃-運行-監管”閉環管理要求。
一是嚴格抽水蓄能電站規劃、建設要求。規劃監審總更強調系統性需要、項目經濟性、地方承受力等關鍵參考指標，對抽蓄發展提供邊界。二是明確抽蓄運行管理責任。電網及抽蓄電站承擔充分發揮抽蓄電站綜合效益的責任，要求簽訂并公開年度調度運行協議。三是加強抽蓄電價執行的監管。要求電網企業單獨歸集和反映抽水蓄能電價結算信息，并按時報送價格主管部門；對于可用率不達標的抽蓄電站，適當降低下一周期核定電價。以上三個環節的管理規范，是落實電價政策、支持抽蓄發展的重要保障。
5.兼顧了社會資本參與抽蓄建設的積極性。
一是通過嚴格落實電價政策保障投資主體利益。提出通過簽訂中長期合同、實施“三公”調度、嚴格執行兩部制電價政策、及時結算電費等方式，調動社會資本參與抽蓄投資建設的積極性。二是確定了較穩定的收益率水平。容量電價核定辦法明確，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，給予了較為穩定的投資回報預期，對社會資本參與到抽水蓄能投資建設起到鼓勵作用，有利于實現抽水蓄能產業可持續發展。
《意見》的出臺，是落實深化電力體制改革、推進電價機制改革的重要成果，將有力推動抽水蓄能行業發展、加快構建以新能源為主體的新型電力系統建設，為實現“雙碳”目標提供重要政策支撐。
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