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江苏溧阳抽水蓄能电站首台机组日前完成调试工作，即将投产。这是江苏省规模最大的抽水蓄能电站，核准概算总投资76.35亿元，建成后年发峰荷电量20.07亿千瓦时。
今年8月，我国西北地区首个抽蓄电站——陕西镇安抽蓄电站正式开工建设，新疆阜康、福建厦门抽蓄电站也相继获得核准。
与此同时，我国抽水蓄能电站依然存在效用未充分发挥的问题。以华北华东区域为例，去年5月，国家能源局发布《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》，显示电站建设滞后、调度规则缺失、电价机制不合理、投资主体单一等问题是抽水蓄能电站发展的主要制约因素。
例如，内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准，设计工期51个月。由于资金不到位，项目于2007年11月停工，直至2009年11月项目才恢复建设。目前仅有2台机组并网试运，建成时间落后4年，项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。
对此，《报告》建议，完善规划、实施政策后评估，引导抽蓄电站健康发展。建议在规划、核准新建抽蓄电站时，引入效果评价机制，并对现有抽蓄电站实际利用效果进行综合评估;统筹协调电网与抽蓄电站配套建设，减少网络约束;落实投资主体责任，强化电网、电站批复刚性约束，对长期不落实、整改不到位的企业实施项目进行限批。
此外，部分电站还存在窝电问题。
例如，山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。
《报告》认为，抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。此外，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。
抽蓄电站的电价测算方法同样值得关注。
此前，国家能源局专门颁布来相关电价政策，明确在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1-3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级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。
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