抽水蓄能作为目前最成熟、成本较低的大规模储能技术，保障电力系统稳定运行、提升新能源消纳能力上作用日益凸显；但长期以来，抽水蓄能电站的价格形成机制较为单一，主要依赖政府定价，在一定程度上影响了行业市场化进程和创新动力。此次改革的重点，是建立分类管理、循序推进的定价体系。对2021年633号文件出台前已开工建设的电站，继续实行政府定价，由省级价格主管部门按既定办法核定或校核，确保项目合理收益预期基本稳定。这个安排考虑到存量项目投资回收周期长、抗风险能力相对有限，有助于保持政策的稳定性和连续性。对文件出台后新开工的电站，则引入更具市场导向的定价机制。省级价格主管部门将按照经营期内平均成本原则，每3至5年制定省级电网同期新开工电站的统一容量电价，并根据发电时长进行相应调整。通过定期评估和动态调整，既能更及时反映成本变化，也能逐步引导电站适应市场环境。改革同时明确了抽水蓄能电站参与电力市场的路径。电站可自主参与电能量、辅助服务等市场交易，获得的市场收益按比例由电站分享，其余部分用于冲减系统运行费用，由用户分享。该机制既激励电站提升运营效率和市场竞争力，也兼顾电力系统整体效益，表明了市场化改革中对各方利益的统筹。实施层面，改革赋予省级价格主管部门更大自主权，允许其结合本地电力市场建设进展、电力系统需求、电站可持续发展等因素，灵活确定容量电价执行年限。这种因地制宜的安排，有利于提高政策的适配性和可操作性。
此次电价机制改革既是能源价格市场化的重要举措，也是构建新型电力系统的关键环节。随着政策支持与市场机制相互作用，抽水蓄能产业有望进入更高质量的发展阶段，并为全球能源转型提供更具参考价值的“中国方案”。未来，如何在保障能源安全与推进市场化之间找到更优平衡，仍将是政策创新需要持续回答的课题。