国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。电量电价部分，按用电量收取电费，发多少度电收取多少电费，不发电不收取电费；容量电价部分，按用电容量计算的电费，按照资本金内部收益率6.5%的收益核价，即使不发电也可获得为系统做备用、调频等的费用。随着电力市场化改革的推进，很有必要建立健全市场机制，让储能既要“有效”，也要“有利”，为储能投资主体提供可持续的投资回报机制，形成以市场起决定性作用的抽水蓄能电站运营机制，这是大势所趋。这一方面需要规划引领，严格项目审批，保持合理开发建设节奏；同时，需要完善电价机制，形成成本分摊和疏导机制，缓解建设运营压力，并保障电站获得合理收益，在抽水蓄能电站大规模建设、多方投资参与发展态势下，投资收益将逐步成为关注的焦点。
3. 抽水蓄能市场化运行的成本分摊机制还未建立。目前这一市场化的成本分摊机制并没有完全建立，接下去需要研究和制定，采用“谁受益、谁分摊”，细化、明确并落定抽水蓄能容量省市间的分摊比例，特别是对在建和规划电站提早制定容量分配方案和成本分摊方案。
4. 良好的产业链配套。国内抽水蓄能机组生产，目前主要生产商是哈尔滨电气和东方电气，两家公司目前的产能上限约为40台/年，也即一年1000万千瓦左右。以这样的产能配套，想要在2030年支撑1.2亿千瓦的装机，无疑是很困难的。
5.抽水蓄能可变速机组尚在起步阶段
我国抽水蓄能机组，特别是定速机组取得了长足的技术进步，成功解决了抽水蓄能机组以过渡过程为代表的机组系统安全性，以压力脉动为代表的机组稳定性，以效率为代表的机组高效性关键问题，打破了国外公司对该研发关键技术长达 20多年的垄断局面，并且在涉及机组安全性和稳定性的关键技术方面已经超越了国外技术水平。目前建设中的抽水蓄能电站单级水头接近800m，单机容量达到 400MW，机组转速500r/min，不断刷新中国抽水蓄能向着更高水头，更大容量和更高转速的新高度。但大型抽水蓄能自主化可变速机组及相关配套设备尚处于空白，仍需要继续努力！
当前，抽水蓄能正站在新的战略起点上，未来，在其新的征途中，需要打破各种桎枯，避免穿新鞋、走老路。唯其如此，抽水蓄能才能站到有序、快速、健康发展的轨道上来。
