我国抽水蓄能电站电价政策的演变可以概括为三个阶段：

- 第一阶段：以电网运行费或租赁费为主的单一价格阶段。抽水蓄能电站多由电网经营单位建设与管理，成本通过电网运行费用统一核定，缺乏与市场价格的直接挂钩，难以充分激发电站的调峰与淘汰性作用。

- 第二阶段：对两部制电价的初步探索。提出容量电价与电量电价并行机制，容量电价体现备用、调频、黑启动等辅助服务价值，电量电价体现调峰、调谷效益；在市场化推进前，相关成本与损耗通过区域网运行费用核算，并作为销售电价调整因素综合考虑。此阶段的探索为多主体投资与电价市场化奠定基础，但部分收益仍未充分兑现。

- 第三阶段：两部制电价框架正式落地。明确以容量电价回收除运行成本以外的成本、以电量电价反映发电量带来的调峰收益，并推动与电力市场的深度衔接；市场化机制逐步完善，现货市场与辅助服务市场的参与范围扩大，电价形成更加体现市场化特征。

目前，抽水蓄能电价制度仍面临多项难题：

- 投资布局与成本分摊未尽合理，部分地区密集建设可能抬升终端用电成本，同时对区域负荷与电力系统发展需求的匹配度不足。

- 容量电费的分摊机制尚不清晰，区域间、省际之间的分摊比例缺乏统一规定，跨区域服务带来的成本分担仍需研究与制度化安排。

- 辅助服务的价值难以量化与公允定价，相关收益的分摊对象广泛，缺乏统一且可操作的定量评估方法。

- 投资成本与功能差异较大，单一全国性参数难以充分覆盖不同站点的实际情况，运行维护费率的核定也未能充分考虑规模、区域工资水平等差异。

- 新能源+抽蓄的“组合模式”定价尚不明晰，抽蓄投资回收与运维成本尚未通过市场价格充分体现，投资方积极性不足。

- 调度权集中在两大电网公司，市场公平竞争环境尚待优化，可能影响小型及非公有资本主体的参与度。

为推动抽水蓄能健康发展、提升市场化水平，提出以下若干建议：

- 强化统一规划与成本审核，优化投资引导。以电源结构、网网发展、负荷特征与全国联网需求为指引，确定合适的容量比重与布局时序，完善成本监审制度，鼓励通过竞争机制降低管理与办公成本，将节约部分在电力用户与蓄能电站之间合理分配，对盲目投资的地区加强监管与问责。

- 细化容量成本分摊机制。推广“谁受益、谁承担”的原则，将容量电费的分摊范围扩展至区域内所有受益省份，结合受益程度分摊，建立统一的分摊规则与计算口径，研究包括税费在内的相关财政影响，确保分摊的公平性与可操作性。

- 构建市场化交易体系。充分发挥市场资源配置作用，推动抽蓄相关价格由市场形成；在辅助服务市场中建立多元化品种与定量定性相结合的评价体系，鼓励蓄能机组参与，实现不同服务的差异化定价与收益共享。

- 完善标准体系与区域差异化政策。完善规划、设计、建设、运行等方面的技术标准，建立区域化成本与价值基准，探索分区域、分调峰能力的标杆容量电价，结合区域工资水平与成本差异，建立差异化运维费率与激励机制，提升行业成本效率与运行水平。

- 深化运营机制创新与定价研究。持续探索新能源与蓄能、核电与蓄能等组合运行方式的价值机制，分析不同调度情景对定价的影响，推动多元主体在更广范围内参与运行与收益分配九州KU酷游。

- 优化调度机制与监管框架。加强对调度的监督与考核，建立灵活高效的蓄放电调用机制，以市场化导向实现新能源消纳最大化、电网安全与综合成本优化，推动数字化调度与智能化决策，逐步形成全国统一、透明的市场体系。

通过上述措施，可以实现统一规划与市场化协同并举，提升抽水蓄能在新型电力系统中的核心地位，提升新能源的消纳能力与系统稳定性，推动能源系统整体成本效益与安全水平的持续提升。