“近年来，我国发电装机增长迅速，抽水蓄能电站所占容量比例几乎可以忽略不计，抽水蓄能电站对全系统调峰的贡献总体看非常有限。而相较于抽水蓄能电站，一些高能效的火电机组调峰成本更低，一定程度影响了抽水蓄能电站功能的发挥。”一位业内人士向记者表示。
抽蓄能力宜与清洁能源主体直接交易
据国家电网公司总经理助理、中国水力发电工程学会副理事长喻新强介绍，今年国家电网陆续开工了六座抽水蓄能电站。目前国家电网运行抽水蓄能电站19座，容量1646万千瓦;在建电站12座，容量近1800万千瓦。根据规划，国家电网2025年抽水蓄能投产容量将达到5251万千瓦，要储备近3千万千瓦的容量，因此，“十三五”期间，国家电网将开工20座5550万千瓦抽水蓄能电站。
“目前，除了电网公司之外，其余的发电公司和社会资本也可以建设抽水蓄能电站。在新一轮电力体制改革中，电网的定位是‘高速公路’，只收过网费，那么抽水蓄能的建设运行成本是否能纳入到输配电价的准许成本中?如果纳入，发电公司建设的抽水蓄能电价又应如何核定?”关雷进一步说。
“值得注意的是，目前抽水蓄能电站实际运行小时数远远低于设计利用小时。2014年，国网抽蓄电站的运行小时数为1448小时，而设计运行却是3554小时，电价机制对运行小时的影响很大。”喻新强接着说，“在目前的四种电价机制中，采用容量电费的有12座，占比78%，其运行小时仅有1325小时。”
根据国家能源局今年上半年公布的《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》，目前实行单一容量电价的抽水蓄能电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本。如华北、华东共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年前三季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。而采用单一电量电价的抽水蓄能电站效益则过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发，个别电站利用小时数明显偏高。例如，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。
《报告》还指出，《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》提出要在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。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。
