2014年，市场化改革正在酝酿，抽水蓄能的命运又迎来了剧变。
国家发改委于当年发布了《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，提出开展体制机制改革试点，综合考虑电网实际情况和地方积极性，选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，深入开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，落实“谁受益、谁承担”的市场经济规则。
2014年底，国务院发布《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》（国发﹝2014﹞60号），提出鼓励社会资本参与电力建设。通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。
两个月后，国家能源局根据这一文件精神发布了《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》，正式提出：未明确开发主体的抽水蓄能电站，可通过市场方式选择投资者。
发电企业似乎重新燃起了投建抽蓄电站的热情。
长龙山电站装机容量210万千瓦，已于2015年底开工，预计2024年完工，这是继呼蓄之后，三峡集团投资建设的第二座抽水蓄能电站，与天荒坪电站同处浙江安吉县天荒坪镇。华电集团在福建投资建设了周宁抽水蓄能电站，电站装机容量120万千瓦，2016年正式动工，预计2022年全面竣工。此外，中核集团也拥有三个抽水蓄能项目：永泰闽投抽水蓄能电站在建，漳州云霄和辽宁兴城则尚未开工。
这些抽水蓄能项目，有的是发电企业独资，还有不少是与地方国资合作投资。
王化中分析，发电企业积极投资建设抽水蓄能电站，一方面是看中抽蓄项目作为清洁能源项目的长期成长性，另一方面通常把抽水蓄能项目与新能源或核电项目的开发相关联，或者作为整体开发，但由于电价机制所限，总体上电网企业仍是抽水蓄能电站开发建设的绝对主力。
资深业内人士透露，鼓励更多主体投资抽蓄，促进抽蓄的发展与2014年大批风电项目上马有一定关系。
2017年，国家能源局原局长张国宝撰文指出：储能能力与可再生能源发电能力不协调、滞后，作为政府管理部门应尽快制定储能电力价格政策，做好在主要弃风地区的储能能力建设规划。作为自然垄断行业的电网公司有责任解决清洁能源的消纳问题，应该从丰厚的利润中拿出一部分钱去建储能设施，不能认为电网公司只管输配电，储能不是我的事。由于没有储能设施导致弃电和没有输电线路的道理是一样的。有钱建输电线就应该拿钱建储能设施。
与此同时，2014年还刮起了混合所有制的“东风”，投资主体相对单一的抽水蓄能电站也“入围”了。
2014年《政府工作报告》进一步提出“加快发展混合所有制经济”。国企民企融合成为新一轮国资国企改革重头戏。
2015年底，国家发改委就电力领域开展混改示范召开座谈会。国家电网提出在抽水蓄能电站、储能装置、电动汽车充换电设施、分布式电源接网工程等四类电网项目中引入社会投资。
当时，国网人士向媒体透露，作为电力系统的重要设施，抽水蓄能电站、储能装置项目不能单独运作，只能就具体项目实行投资开放，预计建设、运营的主导权还是在国网。
2017年初的工作会议上，时任国家电网公司董事长、党组书记舒印彪重提以抽水蓄能电站建设、增量配电投资业务放开、产业和金融单位等为重点，发展混合所有制；2018年，国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟也多次提出要大力发展抽水蓄能电站，支撑新能源大规模发展。
2018年12月25日，国网召开“贯彻落实庆祝改革开放40周年大会精神 加快推动公司开放合作重点工作取得新突破”新闻发布会，将“大力开展抽水蓄能领域投资合作”列为十项全面深化改革举措的第五项内容。会上还提到，国网加快推进混合所有制改革，扩大混合所有制改革范围，目前改革已初见成效。其中，浙江衢江抽水蓄能电站与申能股份、浙江能投集团合作组建项目公司。
2019年1月，河北抚宁等5座抽水蓄能电站工程宣布开工。2019年也被业界誉为“抽水蓄能大年”。
密集的开工喜讯背后还是价格不落定的担忧。
2014年底，国家发改委发布《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）（以下简称“1763号文”），在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。容量电价按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，电量电价体现其通过抽发电量实现调峰填谷效益，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价执行。
有业内人士分析，回暖的投资意愿多少与对两部制电价的期待是分不开的。
业内专家指出，两部制电价能够规避单一制电价的缺点。在两部制下，调度就不必因考虑抽水蓄能的盈利问题而多调或少调，能更好地根据实际需要使用抽水蓄能电站。
两部制的思路受到欢迎，但在实际落实中却并非完美。
王化中指出，两部制的实施难点集中在容量电费的支付上。
他分析说，虽然2014年出台了抽水蓄能电站两部制电价，但电价疏导机制并未完全理顺。对于电费回收方式，1763号文提出：电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。但这一条并没有具体的操作规则和方法。
位于内蒙古呼和浩特市东北方向大青山区的三峡呼蓄电站就是一例。
1996年，呼蓄电站由内蒙古电力集团全资筹建。相关文献记载，2009年年中，由于“工程建设运转资金不到位等多方面原因”，建设无法进行，电站进入停工状态，但内蒙古区政府还是希望区内拥有抽蓄电站，因此开始向外寻求解决方案。
《中国能源报》曾报道，当时，三峡集团正带着创建“风电三峡”的目标进军内蒙古新能源发电领域，愿意接手抽蓄电站，于是与内蒙古政府、内蒙古电力集团公司签下了三方合作协议，合资建设呼蓄工程。最终，三峡集团以9.15亿元出资获得61%的股权，其余39%股权由14家在内蒙古发展风电业务的企业持有，自治区直属的内蒙古电力集团公司退出。
2014年底，呼蓄电站1、2号机组投产，2015年6月，3、4号机组投产。电站执行两部制电价，电费核定为每年6.6亿元。
然而，从建成起，电站一直都没法足额收到容量电费，陷入亏损。
多年扭亏无望后，2018年，三峡集团发布股权转让公告，转让呼蓄电站61%股权，并于2019年整体移交给内蒙古电力公司。
王化中介绍，两部制电价中容量电费一般都达到每年数亿的水平，如果没能有效疏导，对于电网公司来说也有很大压力。
对于呼蓄电站的容量电价部分，2015年时，蒙西电网是通过煤电联动的差额和输配电价改革腾出的价格空间，确定用于支付电站抽发损耗3亿元，但剩余的3.6亿元没有解决方案。
尽管两部制电价依然不是最完美的答案，但至少给了抽蓄一点“盼头”，而令人遗憾的是，1763号文明确的两部制电价有一个重要的前提：电力市场形成前。但2014年到2015年电力市场建设正式提上日程，逐渐清晰的价格政策环境再度变得模糊。
国网能源研究院能源战略与规划研究所主任工程师张富强说，1763号文发布后，转向两部制电价的工作一直在顺利推进，截至2016年底前，国网已经陆续将辽宁蒲石河、福建仙游、北京十三陵、河南回龙等电站电价模式由原先的单一电量或单一容量电价改为执行两部制电价。
但是，从国家能源主管部门对抽蓄电站改革的大势来看，“两部制电价”只是阶段性的工作安排，而不是电价改革的最终目标，未来是要推进“抽水蓄能标杆电价”还是建立辅助服务市场，存在多种路径选择。
令电网企业感到更加不安的是本轮电力体制改革下新的电价机制。
2016年，国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》。这个办法的核心思想是：按照“准许成本加合理收益”的办法核定输配电价。
在这个文件中，抽蓄电站被认定为“与省内共用网络输配电业务无关的固定资产”，不得纳入可计提收益的固定资产范围。
也就是说，新投建的抽水蓄能电站成本不能通过输配电价疏导出去。
上一轮电改中，政策制定者认为抽水蓄能电站主要服务于电网，因此将抽水蓄能电站划归给了电网公司。这一次，政策制定者似乎做出了新的判断。
王化中介绍，制定输配电价定价办法时，主要还是将抽水蓄能电站看作发电类资产。另外，也考虑如果抽蓄电站成本可以进入输配电价，抽蓄电站可能会仅由电网企业建设，再次陷入投资主体单一的局面。
但张富强认为，这一规定实际上没有充分考虑抽水蓄能电站主要为电网安全、稳定运行服务这一事实，因此并不合理，并且对该费用如何疏导并无明确规定。因此，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局，影响抽蓄行业的健康发展。
“相当于只说了一半，这个办法告诉你（抽水蓄能电站）不能纳入有效资产，然后怎么办呢？并没有提到。”张富强说。
国网新源公司一位部门负责人则直言：“不疏导就不可持续。”
如果不能进入电网公司的准许成本，那是否可以通过参与电力市场来获取收益呢？业内人士对此也不乐观。
2018年初，在一场关于南方地区现货市场的研讨会中，对于抽水蓄能电站是否参与市场，与会者没有达成共识。
有电力市场研究者认为，现货的主要功能之一就是解决抽水蓄能之类尖峰负荷的定价问题，理应走市场路线。另外，在澳洲，抽水蓄能也是报价的主力，并从辅助服务中获取收益，结果不错。
反对者则建议，现货市场运行初期还是以公摊形式来解决收益问题，因为抽水蓄能建设成本太高，完全通过市场来解决投资回收问题不乐观。
同时，有政府部门相关负责人提出，由于抽水蓄能电站的股东大多是电网公司，作为独立主体进入市场难以保证调度公平，因此建议将抽水蓄能纳入电网成本，但也不能无限做大，应结合其效益水平进行监管。
最终，在2018年8月底，广东现货市场方案公布。抽水蓄能机组被划定为A类机组，即广东省内暂未获得广东电能量市场化交易资格的发电机组，只拥有基数电量。根据规则，抽水蓄能只需根据电力供需平衡以及电网安全约束情况，按照各蓄能电厂的调度运行规程，形成蓄能电厂的水库水量控制要求，编制蓄能电厂的日前发电计划。
换句话说，现货市场中，抽蓄属于发电主体，对它保留了原来的调度方式。
在其他省区的辅助服务市场建设中，抽蓄也还没有被摆到与其他电源同台竞争的位置上。
在东北电力辅助服务市场上，抽蓄并不是调峰交易的市场主体，整个规则中仅有“抽水蓄能超额使用服务”与之相关，这一条指的是按照上年度抽水利用小时数与全国平均水平的比较情况，对高于全国平均水平的抽水电量在本年度进行事后补偿。在福建、山西等省建立的调频市场中，抽水蓄能未被列入提供调频辅助服务的主体。
一位参与过辅助服务市场规则设计的业内人士曾告诉eo，考虑到抽水蓄能主要实行容量电价和两部制电价，有自己的价格机制，同时又主要是电网公司所属电站，情况相对复杂，因此选择对抽蓄保持现状，“先易后难”启动辅助服务市场。
王化中表示，目前电力市场化程度不高，分时电价市场尚不成熟，辅助服务市场在部分地区刚刚起步，尚不具备通过市场来体现抽水蓄能电站价值的条件。
为了让抽蓄电站尽快“摆脱”当前比较尴尬的状态，研究者将目光投向了其他国家。
国网能源研究院与国网新源公司在2017年完成了一项关于抽水蓄能价格机制的研究。这一研究梳理了世界上多个国家的抽水蓄能价格机制。课题组发现，全球1.5亿千瓦的抽水蓄能电站中，约85%的电站采用电网统一经营方式或租赁制形式解决投资回报问题。这些电站大部分都是电力体制改革之前建成的，由于历史惯性，仍然用以前的方式来解决。
以日本为例，抽蓄电价机制有内部核算制和租赁费制种。实行内部核算制的例子是东京电力公司，公司拥有超过6000万kW的电站（其中抽蓄电站为680万kW），东京电力公司按照多座电站综合经济效益最优，安排电站经济运行，抽水蓄能电站并没有独立的电价。日本还有各大电力公司和政府合资组建国营的电源开发公司，只负责建设抽水蓄能电站，不负责运行管理，所建电站租赁给当地的电力公司，租赁费是按成本原则定价。租赁费作为电力公司购电费的一部分，在销售价格中明确。
根据课题组对全球主要国家和地区抽蓄电站投运时间的统计，目前在役的欧美抽蓄电站的80％以上是在1960年至1990年之间投产的，现在建设高峰已经过去。大多数抽水蓄能电站生在了垂直一体化的电力系统中。
另有15%的抽水蓄能电站通过参与电力市场竞争获取收入。以英国第一水电公司为例，该公司所属抽水蓄能电站收入中，年度交易中固定收入部分占70%—80%，由英国国家电网予以补偿，并通过附加费（uplift）的方式向用户疏导；通过参与电能量市场套利获得的变动部分只占20%—30%，这部分也覆盖了电站的抽发损耗。
课题组模拟测算了抽水蓄能电站参与电力市场所获取的收益，假设在市场成熟期，抽水蓄能电站可参与电能量市场及AGC、常规备用等辅助服务市场获利，其所获得的收益与现行容量费相比仍存在较大差距。
因此，研究人员建议仍然保持两部制价格机制，并纳入区域电网输配电准许成本，随输配电价一并传导回收。
然而，是否应将其统一纳入输配电价体系以及如何纳入，业界有不同的声音。
一位电力市场一线从业者指出，诸如抽水蓄能电站这样支持整个电力系统运行的主体，如果统一纳入输配电价体系，会导致所有用户被动平摊这部分投资成本，用户就失去了选择权。此外，还可能因为缺乏灵活可变的价格奖惩机制而使电网难以遏制投资冲动，长久下去将推高系统运行整体成本，同时极不利于其他主体独立投资抽水蓄能电站。
如果通过辅助服务市场反映它的价值，虽然最终也会疏导至用户终端电价中，但因为价格是随时间、地点不断变动、调整的，部分用户可以选择价高时不用电、少用电，当然也有部分用户必须使用尖峰电，这就体现了公平性。
上述业内人士强调，鉴于目前电力市场分时价格信号仍然不明显，可以采用两部制机制作为过渡，但长久看来，应由市场解决问题，价格随系统需求而波动，不应该是长期不变的，这样才能合理引导投资。
“尽管价格机制上存在问题，但企业也有走一步看一步的心态，希望在未来能有好的解决方案。”王化中说。
国家“十三五”能源和电力规划都要求加快抽水蓄能电站建设，并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右，到2020年运行容量将达到4000万千瓦。
业界预判开工目标将再度无法完成。
在这“缓慢”的建设节奏中，“对手”正在加速。
2018年，江苏、河南、湖南和广东等多省的电网公司开始建设电池储能项目。与抽水蓄能电站动辄百万千瓦的装机容量相比，电化学储能电站要小得多，仅仅达到百兆瓦的水平。但是，这种小规模的储能电站更加灵活，建设周期更短，逐渐被电网公司青睐。
尽管电化学储能的成本还高于抽水蓄能，但前者的技术仍在不断进步，成本持续下降，而后者作为一种诞生一百多年的技术，已进入成熟稳定状态。这使得不少从事电化学储能工作的人士暗暗希望，未来两者能够一较高下。
不过，电化学储能与抽水蓄能在投资机制和价格机制方面面对的课题是相似的。科学合理的价格机制是储能电站共同的期盼。
在电力系统中，储能作为一个既是电源又是用户的“异类”，以哪种姿态落地，将影响它们命运的走向。
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