我国电网规模、电源结构、供需结构和负荷结构已发生根本性转变。
抽水蓄能电站是具有调峰填谷、调频调相、黑启动和事故备用等多种功能的快速灵活性调节电源，具有超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势和特点，对于保障电网安全稳定运行，助力新能源大规模开发利用，提高电力系统运行经济性发挥着重要作用。全国人大代表、国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国认为，建设抽水蓄能电站是贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推动构建清洁低碳、安全高效的能源体系的重要支撑。要着眼于能源电力产业全局，科学规划建设装机规模，进一步完善抽水蓄能电站价格机制，推动抽水蓄能行业高质量发展。
侯清国介绍，近年来，我国电网规模、电源结构、供需结构和负荷结构已发生根本性转变。截至2019年底全国电源装机达到20.1亿千瓦，风电和太阳能发电装机合计达到4.15亿千瓦，占电源总装机的20%。未来新能源还将持续快速发展，在电源装机中的比重还将大幅增加。新能源具有间歇性、随机性、波动性特征，大规模发展、高比例接入给电网安全、电量消纳带来压力。
“我国资源禀赋决定了‘西电东送、北电南供’的输电格局，电力跨区域、大容量、远距离、高电压输送，对大电网的频率调节、电压控制和系统稳定带来挑战。” 侯清国强调。
随着第三产业和居民生活用电比例持续提高，夏季制冷负荷和冬季采暖负荷比重不断上升，负荷尖峰化特征愈加显著，系统灵活调节需求突出。侯清国表示，电力负荷尖峰时段短、电量小，花费大量投资配套电源代价大、不经济。抽水蓄能电站具有源、荷、储等多种功能，有着显著的安全、经济、环保等综合效益。建设抽水蓄能电站，与新能源、其他电源联合协调运行，能够显著增强电力系统运行的灵活性、稳定性和经济性，提高电网调节能力，有效缓解弃风弃光，减少燃煤、燃气等电源建设，提高电力系统整体运行效率和经济效益。
侯清国介绍，近年来，我国抽水蓄能电站保持了一定的发展速度，达到了一定的规模，目前在运32座3059万千瓦，在建34座4605万千瓦。这得益于国家对抽水蓄能电站建设的大力支持和鼓励引导。国家发改委、能源局2014年以来陆续出台了促进抽水蓄能电站健康有序发展的若干政策文件，推动我国抽水蓄能实现了良好发展。但总体上看，我国抽水蓄能装机占电源装机比重偏低，在运装机占比仅为1.6%，预计2025年也仅达到3%左右，与发达国家相比仍有一定差距。贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实今年政府工作报告中关于能源安全的工作部署，保障大电网安全，促进清洁能源消纳，构建清洁低碳、安全高效能源体系，仍需适当加快抽水蓄能发展。
侯清国表示，当前影响我国抽水蓄能电站发展的突出问题是抽水蓄能电价机制有待进一步完善。他说，《国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）规定，抽水蓄能电费纳入各网省电网企业运行费用或购电成本，通过销售电价疏导至终端用户。这一政策路径清晰明确，符合抽水蓄能电站的功能定位，具有良好的政策引导作用。但随着我国电力体制改革向纵深推进，特别是在新一轮输配电价改革以后，抽水蓄能电站价格疏导及电费回收途径与原政策未能有效衔接，出现了抽水蓄能电费无法通过输配电价向市场回收的问题，亟需进一步完善抽水蓄能合理的电价执行政策。
侯清国建议，结合未来我国能源结构、负荷特性的变化趋势，在“十四五”规划中设置合理的抽水蓄能电站建设和装机规模，按照国家规划和系统需求有序开发，满足能源转型发展对电力系统灵活调节需求。同时，要加快建设适应新电改要求的抽水蓄能电站电价机制。包括继续坚持2014年1763文规定的由政府核定和监管的核价机制；明确将抽水蓄能电费作为系统服务费，由电网企业统一支出的支付机制；实施抽水蓄能电费由区域电网向各省级电网企业分摊，向全部用户合理传导的回收机制，促进抽水蓄能持续健康高质量发展。
