我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。 上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的
我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。 上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。
《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确，以竞争性方式形成电量电价，发挥现货市场在电量电价形成中的作用，现货市场尚未运行情况下引入竞争机制形成电量电价，合理确定服务多省区的抽水蓄能电站电量电价执行方式。
根据意见，意见印发之日前已投产的电站，执行单一容量制电价的，继续按现行标准执行至2022年底，2023年起按意见规定电价机制执行;执行两部制电价的，电量电价按意见规定电价机制执行，容量电价按现行标准执行至2022年底，2023年起按意见规定电价机制执行;执行单一电量制电价的，继续按现行电价水平执行至2022年底，2023年起按意见规定电价机制执行。意见印发之日起新投产的抽水蓄能电站，按意见规定电价机制执行。
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。今后一段时期，加快发展抽水蓄能电站，是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。
在我国“碳达峰、碳中和”目标下，加快发展抽水蓄能电站，是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求。
随着我国电力市场化改革、输配电价改革纵深推进，抽水蓄能成本分摊及传导面临较大困难。一是随着发用电计划全面放开，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，该部分用户用电量小、电价承受能力弱，销售电价难以完全承担抽水蓄能电站成本回收。二是输配电准许成本中不包含抽蓄电站容量电费，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导。三是我国电力市场建设尚未成熟，市场机制、交易品种仍在不断完善，无法支撑抽水蓄能电价回收。
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