作為技術成熟、運行可靠、經濟高效、可規模化開發的電網儲能設施，抽水蓄能電站是解決新能源消納問題，推動構建清潔低碳、安全高效電能體系的重要舉措。當前，我國抽水蓄能電站發展還存在一些突出問題，主要體現在缺乏完善的電價機制，成本回收困難，社會投資意愿低。

目前，我國抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發損耗均納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。然而，隨著我國電力體制改革向縱深推進，抽水蓄能電站成本面臨以下不能有效回收的風險：

首先，隨著發用電計劃放開，市場化用戶將執行“上網電價+輸配電價+政府性基金和交叉補貼”的電價模式。國家發改委《輸配電定價成本監審辦法》中明確“抽水蓄能電站費用不得計入輸配電定價成本”。市場化用戶不再承擔抽水蓄能容量電費，原來已通過銷售電價疏導的費用也無法回收。

其次，我國市場電量占比將超過65%，政府目錄銷售電價的執行范圍將縮小至居民、農業等保底用戶，該部分用戶用電量比重小、目錄電價低，通過銷售電價回收抽水蓄能電站成本難度大。

第三，抽水蓄能電站參與電力市場機制尚不完善。我國電力市場建設剛剛起步，中長期交易規則和試點省份現貨市場規則沒有明確抽水蓄能電站提供系統安全費用的回收方式，導致其無法作為獨立市場主體進入電力市場。

綜上所述，現行抽水蓄能電價政策是在電力市場化建設前制定的，沒有考慮與電網輸配電價的銜接，使其建設成本缺乏有效回收機制，不但影響社會各方投資建設抽水蓄能電站的積極性，而且將導致電網企業無力承擔抽水蓄能電站費用，影響其可持續發展和有效利用。

因此，建議繼續對抽水蓄能電站實行兩部制電價，同時加快建立適應新電改要求的抽水蓄能電價形成及成本回收機制，考慮將抽水蓄能電站容量電費作為電力系統公共成本，由電網企業統一采購，再向用戶側分攤傳導。另外，建議在“十四五”規劃中設置合理的抽水蓄能電站規模，確保按需有序開發建設。針對湖南電網發展和調峰需求，建議優先考慮在湖南南部布點抽水蓄能電站，增強湘南地區電網安全水平和供電能力。