我国电力市场化改革正加快推进，山西、甘肃、山东等现货试点省已进入长周期不间断试运行，其他多个省区也已开展现货结算试运行或模拟试运行，同时，多个省区陆续推出调频、备用、爬坡等辅助服务交易品种。抽蓄电站除可参与电能量市场，还可探索参与多个品种的辅助服务交易。建议严格落实633号文要求，政府逐步降低抽蓄电站核定的容量电价覆盖装机容量的比例，主动推动电站更多地通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能健康有序发展。抽蓄电站可先按容量电价未覆盖部分占电站总装机的比例获得电站参与电力市场的收益，其余收益中的20%依然归电站享有，80%在下一监管周期核定容量电价时扣减。

新型电力系统中促进调节资源的发展应遵循基本的经济规律，进一步发挥市场优化配置资源的作用。对调节资源的具体形态不应过多干预，应当让各类主体在科学合理的市场规则引导下自由竞争、优胜劣汰。商品同质同价、主体“贡收匹配”是市场建设要遵循的原则之一，市场中对不同的市场主体应秉持公平、公正的规则。目前，容量电价对抽蓄电站的成本及合理收益的保障较充分，其在参与市场时优势较大，具有较强行使市场力的潜力，两部制电价模式下应对抽蓄电站单位容量建设成本或容量电价支付标准设定上限，警惕出现部分抽蓄电站项目不充分考量建设成本、盲目过热发展的现象。应当对抽蓄、储能、灵活性提升改造火电、虚拟电厂等不同的调节资源进行综合技术经济比较，在电力系统规划中纳入市场环境下的综合成本与社会公共收益分析，同时结合新能源的规划和投产情况，因地制宜科学激励调节资源发展。

目前，多种新型储能技术正逐步走向成熟，特别是锂电池等大容量电化学储能已进入规模化商业应用阶段，其运行特性与抽蓄电站存在一些相似之处，电化学储能的调度运用和参与市场机制应结合上述对抽蓄电站的相关建议统筹研究考虑。