抽水蓄能具有清洁能源特性和建设灵活的特点，决定了抽水蓄能电站更适合建设在电网负荷的中心。“大负荷中心建设高容量、大水头的抽水蓄能电站，小负荷或者距负荷中心远的地区，又可以建设低水头、小容量的抽水蓄能电站，因地制宜，大小结合。”中国水力发电工程学会秘书长李菊根认为。这种大中小型电站相结合的布局，可以使电力输送距离短，运营损耗小，使电网调节更有效，抽水蓄能电站自身运行更具经济性。
探索疏导电价机制
除电力产能过剩以外，不合理的电价机制也是制约抽蓄电站发展和功能发挥的重要原因。
过去受相关政策限制，只有电网企业有资格开发抽水蓄能电站。电网企业通过自建抽水蓄能电站，实现电网调峰，抽蓄电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算，因此其他企业建设的积极性并不高。
与此同时，抽水蓄能发出的电上网竞争能力不强。李菊根解释：“不给抽水蓄能电站吸纳电量电价的优惠政策，抽水蓄能发出的电上网时，价格会高于火电、水电等的上网价格。而若抽水蓄能电站给新能源调峰，由于新能源上网电价本身就高，抽水蓄能发出电力的电价会更高。”
目前，我国抽水蓄能电站主要实行三种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价。“容量电价是根据电站建设投资成本制定的，电站的收入相对固定，单一的容量电价失去了激励作用。而电量电价则根据发电量制定，但目前抽水蓄能电站的用电量和发电量基本持平，所以单一电量电价基本不挣钱。”张博庭说。
现在新建的抽水蓄能电站大都采用两部制电价，综合了容量电价和电量电价的优势，经济效益比较明显。但是值得注意的是，落实两部制电价的抽水蓄能电站数量十分有限。由于相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，更加合理的两部制电价在全国范围内推广难度不小。
中国水利水电科学研究院水资源所所长王建华认为，下一步应该就电价机制投资主体展开试点，探索疏导抽水蓄能电站电价的新路子。
“目前抽水蓄能通过两部制电价，并没有解决投资方的问题，实际上所有的责任还在由电网企业承担。电价机制必须明确，谁受益就应该谁担责。”王建华表示，“目前所有的责任由电网企业承担，很大程度上制约了电网企业建设抽水蓄能电站的积极性。如果电价机制不能解决这个问题，势必会影响建设规模，另外抽水蓄能建成以后，其发电利用小时数也不会提高。”
