市场化电价未形成
抽蓄电站投资主体单一的问题也在此次监管中引起能源局注意。
据了解，目前全国已建成抽蓄电站23家，其中电网企业控股21家，华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。
对此《报告》建议，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式，实现项目联合优化运行。
在“新电改”中，输配电价改革是其中重要一环，而在能源局的监管中发现，抽蓄电站的电价机制也存在诸多弊端。
根据能源局的监管情况，在两大区域内，9家执行单一容量电价的抽蓄电站，2014年1~9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站与河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。
然而，目前全国实行单一电量电价的4家抽蓄电站，年平均发电利用小时数高达1600小时左右，远超国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。
能源局认为，单一容量电价缺乏激励，电站发电积极性不高;单一电量电价致抽蓄电站调用频繁、多发超发;两部制电价机制仍需细化落实。
实际上，这次监管中发现的问题不仅仅是在电价方面，能源局此次监管发现，相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作并无实质性进展。
对此，《报告》建议，价格主管部门积极探索市场化机制，通过投资主体竞争，降低建设成本，形成市场化的容量电价;通过辅助服务补偿及调峰交易手段，形成市场化的电量电价，实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢。
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