不论是从水电站的角度，还是从储能装置的角度来看抽水蓄能电站，它都是一个效率和经济性损失的过程，但它具有调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等多种功能，而且运行灵活、反应快速，这是它的价值所在。特别是我国电力系统规模不断扩大，用电负荷和峰谷差持续加大，电力用户对供电质量要求也不断提高，随机性、间歇性新能源在大规模开发和并网消纳，这些都需要抽水蓄能电站的配合。
抽水蓄能电站存在哪些问题？
目前，我国抽水蓄能电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。此次国家电网与长江三峡集团的合作应该说是对抽水蓄能电站投资多元化的探索，推进了抽水蓄能电站投资建设市场化进程，但距离真正的市场化还有很远。抽水蓄能电站要想加快发展，必须要解决投资机制、价格机制和运行机制三个主要问题。
全国23家抽水蓄能电站中，有21家为电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。因此，必须建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，建立多方受益的抽水蓄能电站效益实现形式，调动各方发展抽水蓄能电站的积极性，才能让抽水蓄能电站发展更快。
目前，我国抽水蓄能电站存在三种定价方式：单一容量电价、单一电量电价和两部制电价。容量电价体现辅助服务价值，但如果单一执行，则电站无发电积极性;电量电价体现调峰填谷效益，但如果单一执行，电站就往往会多发超发;两部制电价较为科学，但相关招标竞价方式、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无实质性进展。从长远来看，以市场竞价等方式实现抽水蓄能电站电价市场化是最终方向。
同时，由于抽水蓄能电站大部分为电网企业控股，电站的买电和卖电交易实则都在电网企业内部消化，所以，抽水蓄能电站的抽水电价、上网电价“形同虚设”，电费结算也不同于完全市场化的交易结算。
