7月20日，國家電網(wǎng)與長江三峽集團簽訂協(xié)議，以現(xiàn)金方式對國網(wǎng)新源控股進行增資，增資完成后，國家電網(wǎng)持股70%，長江三峽集團持股30%，雙方將目前擁有及今后獲取的抽水蓄能電站儲備項目，統(tǒng)一納入國網(wǎng)新源控股進行開發(fā)和運營。

目前，我國抽水蓄能電站總體上存在發(fā)展慢、電價機制待完善、電站作用未充分發(fā)揮、投資主體單一等問題，導致部分機組利用率較低、頂峰發(fā)電能力未能充分發(fā)揮。

此次國家電網(wǎng)與長江三峽集團的合作應該說是對抽水蓄能電站投資多元化的探索，推進了抽水蓄能電站投資建設市場化進程，但距離真正的市場化還有很遠。

不論是從水電站的角度，還是從儲能裝置的角度來看抽水蓄能電站，它都是一個效率和經(jīng)濟性損失的過程，但它具有調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、備用和黑啟動等多種功能，而且運行靈活、反應快速，這是它的價值所在。特別是我國電力系統(tǒng)規(guī)模不斷擴大，用電負荷和峰谷差持續(xù)加大，電力用戶對供電質(zhì)量要求不斷提高，隨機性、間歇性新能源在大規(guī)模開發(fā)和并網(wǎng)消納，這些都需要抽水蓄能電站的配合。

截至2014年9月底，全國已建成抽水蓄能電站23座，裝機容量2151萬千瓦，

我國計劃到2025年，全國抽水蓄能電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。

因此，抽水蓄能電站發(fā)展必須提速。抽水蓄能電站要想加快發(fā)展，必須要解決投資機制、價格機制和運行機制三個主要問題。

首先，目前我國抽水蓄能電站建設在原則上全部采用電網(wǎng)全資，導致全國23座抽水蓄能電站中，有21座為電網(wǎng)企業(yè)控股，其他投資主體難以進入。

這與新電改推進電力市場化難以適應，抽水蓄能電站在發(fā)育完全的電力市場中才能真正體現(xiàn)其價值和經(jīng)濟性。在交易、價格完全市場化和調(diào)度機構相對獨立、規(guī)范運行的條件下，抽水蓄能電站才能真正回歸既是電力大用戶，又是發(fā)電廠，集合買電、賣電于一身的定位，將來還可以直接面向用戶進行售電，所以走向市場化后，它注定是一個低買高賣的商家，通過影響電力供需來體現(xiàn)價值。

因此，必須建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資，促進投資建設市場化，建立多方受益的抽水蓄能電站效益實現(xiàn)形式，調(diào)動各方發(fā)展抽水蓄能電站的積極性，才能讓抽水蓄能電站發(fā)展更快。

其次，目前我國抽水蓄能電站存在三種定價方式：單一容量電價、單一電量電價和兩部制電價。

容量電價體現(xiàn)輔助服務價值，但如果單一執(zhí)行，則電站無發(fā)電積極性;電量電價體現(xiàn)調(diào)峰效益，但如果單一執(zhí)行，電站就往往會多發(fā)超發(fā);兩部制電價較為科學，但相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節(jié)點、各方職責等尚未明確，而且兩部制電價推進工作也無實質(zhì)性進展。從長遠來看，以市場競價等方式實現(xiàn)抽水蓄能電站電價市場化是最終方向。

同時，由于抽水蓄能電站大部分為電網(wǎng)企業(yè)控股，電站的買電和賣電交易實則都在電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部消化，所以，抽水蓄能電站的抽水電價、上網(wǎng)電價在一定程度上“形同虛設”，電費結算也不同于完全市場化的交易結算。

再次，抽水蓄能電站存在的最大價值不是多發(fā)電，也不是少發(fā)電，而是在電網(wǎng)最需要的時間節(jié)點、以最合適的出力發(fā)電，這是最理想的運行狀態(tài)。

然而目前很多抽水蓄能電站由于電網(wǎng)調(diào)度運行不規(guī)范等因素導致運行需求不足，未能充分發(fā)揮調(diào)峰等相應作用。因此，需要綜合考慮系統(tǒng)頂峰需求、低谷深度調(diào)峰、電網(wǎng)事故備用和可再生能源全額保障性收購等因素制定調(diào)度標準，防止“建而不用”或“過度使用”。

電力市場化改革為抽水蓄能電站發(fā)展帶來了機遇，建立多元化的投資機制，建立市場化的價格形成機制，建立規(guī)范、獨立的調(diào)度運行機制，抽水蓄能電站才能健康發(fā)展。