据记者了解，全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家，年平均发电利用小时数为1600小时左右，远高于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。
此外，落实两部制电价的抽蓄电站数量极少。沙河抽水蓄能电站是江苏省首个投产的抽蓄电站，从建成起一直试行两部制电价。“两部制电价综合了容量电价和电量电价的优势。”电站总经理李贵桃透露，沙河电站执行该电价机制以来，年发电利用小时数稳定在1800小时左右，投资回报率高达10%。
不过从全国范围来看，更为合理的两部制电价也遇到推广难题。由于相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，致使两部制电价推进工作无实质性进展。
抽蓄电站由于缺乏合理的价格机制和评价标准，因而加大了企业投资经营难题，导致抽蓄电站市场化程度低，限制了抽蓄电站的快速发展。
目前，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。湖南黑麋峰抽蓄电站是国内唯一一家由发电企业全资建设的抽蓄电站。因电价不明确，租赁协议一直未能签订，电站亏损严重，难以正常运营。2013年3月，投资方湖南五凌电力公司将电站资产整体转让给国网新源控股有限公司。
“2008年以后建设的抽蓄电站大多执行单一容量电价，我们电站核准时，是按照净资产5%的回报率执行容量电价。这么低的收益率，对于国企来说正常运转没问题，但对于私营企业，这个收益率实在缺乏吸引力。”国网新源华东宜兴抽水蓄能有限公司总经理朱冠宏坦言。
市场化是必由之路
“在摆正认识的前提下，要解决抽蓄电站的问题其实不难，就是走市场化道路，充分发挥市场的调节作用。”陈大鹏始终认为，执行哪一种电价机制并不重要，关键是电价核定标准要合理。比如容量电价，现在按投资造价算回报率就非常不合理，带来的问题是，工程期间谁管理好、用钱少，谁收益低。“抽蓄电站要大发展，标准必须统一，水电个体差异非常大，不能简单按照火电容量思维去定价，要充分考虑构成电价的各个要素和每个电站的实际情况。”
进行合理价格核定，离不开科学评估，这需要研究制定抽水蓄能运行评价细则。朱冠宏表示，国家主管部门应根据抽蓄电站运行技术特点，综合考虑系统顶峰需求、低谷深度调峰、电网事故备用和其他因素，制定适应不同系统需求的评价体系、指标和方法，客观评价抽水蓄能电站的运行效益，改变单纯以发电利用小时作为运行效果评价依据的局面。
