目前，我国抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗均纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。然而，随着我国电力体制改革向纵深推进，抽水蓄能电站成本面临以下不能有效回收的风险：

首先，随着发用电计划放开，市场化用户将执行“上网电价+输配电价+政府性基金和交叉补贴”的电价模式。国家发改委《输配电定价成本监审办法》中明确“抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本”。市场化用户不再承担抽水蓄能容量电费，原来已通过销售电价疏导的费用也无法回收。

其次，我国市场电量占比将超过65%，政府目录销售电价的执行范围将缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量比重小、目录电价低，通过销售电价回收抽水蓄能电站成本难度大。

第三，抽水蓄能电站参与电力市场机制尚不完善。我国电力市场建设刚刚起步，中长期交易规则和试点省份现货市场规则没有明确抽水蓄能电站提供系统安全费用的回收方式，导致其无法作为独立市场主体进入电力市场。

综上所述，现行抽水蓄能电价政策是在电力市场化建设前制定的，没有考虑与电网输配电价的衔接，使其建设成本缺乏有效回收机制，不但影响社会各方投资建设抽水蓄能电站的积极性，而且将导致电网企业无力承担抽水蓄能电站费用，影响其可持续发展和有效利用。

因此，建议继续对抽水蓄能电站实行两部制电价，同时加快建立适应新电改要求的抽水蓄能电价形成及成本回收机制，考虑将抽水蓄能电站容量电费作为电力系统公共成本，由电网企业统一采购，再向用户侧分摊传导。另外，建议在“十四五”规划中设置合理的抽水蓄能电站规模，确保按需有序开发建设。针对湖南电网发展和调峰需求，建议优先考虑在湖南南部布点抽水蓄能电站，增强湘南地区电网安全水平和供电能力。

原标题:完善电价机制促进抽蓄电站发展