抽水蓄能电站利用用电低谷时其他电源的多余电能，抽水到上水库存储起来，待尖峰负荷时再发电输出；其发电机组具有迅速而灵敏的开机停机性能，在电力系统中发挥储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等六大基础作用。简要概括我国抽水蓄能的特征如下。
1.市场占比最高。我国储能行业起步较晚但是发展速度快，既有储能项目中抽水储能占据绝对主导地位。据中关村储能产业技术联盟统计，2020年全球储能中抽水蓄能规模占比94%、中国市场占比为89%[7]。抽水蓄能高占比的客观成就是与其更低的成本、更长的寿命、更成熟的技术等优势相匹配的。
2.地位至关重要。抽水蓄能是新型电力系统的稳定器，是最具大规模开发条件的电网灵活调节电源。其对于促进绿色可再生能源大规模发展、构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行等，具有基础性的作用。
3.发展规划宏伟。根据国家能源局2021年9月17日发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右，到2035年形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。
4.产业布局广阔。国家主管部门一方面对陆上资源站点进行普查并稳步推进抽水蓄能电站建设，另一方面还对海水抽水蓄能电站预先布局。2017年3月15日国家能源局《关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》显示，已查出海水抽水蓄能资源站点238个、总装机容量4208.3万千瓦；筛选出分布在浙江、福建、广东3省的建设条件相对较好的8个典型站点，作为下一步研究的重点。
5.项目单位多为央企。在2022年2月22日国家发展改革委办公厅《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》附件中，列明了全国31家在运抽水蓄能电站，项目业主为国家电网、南方电网以及蒙东电网等，而该类企业均受到《中央企业合规管理办法》和《中央企业合规管理指引（试行）》的规制，有刚性的合规管理需求。
6.合规要求复杂。抽水蓄能电站利用高低水位势能差实现电网负荷的调节，需要建设处于高、低海拔位置的上、下水库以及发电装置和厂房、控制中心等。所以，其除适用普通储能项目的规划、准入、建设、运营等合规管理要求之外，还需要妥善处理建设征地补偿和移民安置等问题。
（二）抽水蓄能合规管理规范
1.汇总既有规范性文件。基于我国大电网的现实与抽水蓄能电站调节网荷的基本功能，目前抽水蓄能的市场化色彩还比较淡薄，也未有制订专门性行政规章的客观需求。监督管理部门惯常以行政命令、通知等形式解决阶段性的、具体化的、突出性的问题。
表：与抽水蓄能相关的规范性文件汇总列表
2.预测将来的合规管理规范。无市场则无合规需求；反之，有了市场就必然有政府合规监管要求和企业的合规管理回应。（1）从2004年发韧之初，国家主管部门将抽水蓄能限定在电网企业领地之内，明确规定主要由电网经营企业进行建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定，基本上排除了抽水蓄能电站的市场属性；（2）2014年国家发改委《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“逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求独立投资建设抽水蓄能电站”，尽管立场的所松动，但总体上仍在电网企业和涉电央企的封闭市场内打转；（3）2021年9月17日《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》则持更加开放的姿态，提出“进一步完善相关政策，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，……鼓励社会资本投资建设抽水蓄能”。
因此合理推断，当电力市场改革获得阶段性、确定性成果之时，一部专门针对抽水蓄能电站项目管理的政府规章将应运而生。
（三）概括性合规管理要点
抽水蓄能电站项目除适用绿色能源项目合规要点之外，还须落实《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》等相关管理规定，总体上比较纷繁，兹择其要点而分述之。
1.生态环境保护红线。早在2005年江苏无锡马山抽水蓄能电站因选点位于太湖风景名胜区于被原环保部在环评阶段否决[8]；2020年6月10日国家能源局《关于河北抽水蓄能电站选点规划调整成果的复函》中，将邢台站点（拟装机120万千瓦）以涉及生态保护红线调整为由而移出选点规划。需要特别注意的是：2021年我国初步划定的全国生态保护红线面积比例不低于陆域国土面积的25%[9]，其中相当一部分是后来增补划定的，因此出现了诸多与此前抽水蓄能电站选点相重叠、相冲突的情形。所以落实国土空间规划和抽水蓄能电站选点规划之间的协调度，是抽水蓄能电站合规管理的首要问题。
2.纳入统一规划。抽水蓄能电站实行规划前置管理，未纳入规划的项目是不可能获得核准的，所以纳入国家选点和建设规划是项目有序推进的合法基础。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》在华北地区的河北、山东等省，东北地区的辽宁、黑龙江、吉林等省，华东地区的浙江、安徽等省，南方地区的广东和广西以及华中地区的河南、湖南、湖北等省，布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦。在项目实践中，还需要特别注意规划的持续滚动调整。
3.项目法人单位。监管部门允许并且鼓励电网企业以外的社会资本联合或独立投资抽水蓄能电站，试图打破电网企业内生循环的僵局并实现项目法人单位的多元化。本来，《企业投资项目核准和备案管理条例》所要求的“变更已核准项目的建设地点，或者拟对建设规模、建设内容等作较大变更的，应当向核准机关提出变更申请”，并不能直接得出“投资主体及股权比例、建设规模和建设场址等主要内容不得擅自变更”[10]的结论，然而出于对此前监管实践中严惩“倒卖路条”惯性作用力的警惕，项目法人单位在抽水蓄能电站正式建成投产前如果发生股权变动，应向核准机关提出变更申请并取得核准机关的书面同意。
4.项目经济性论证。2011年7月31日国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》提出“新规划、建设的抽水蓄能电站，必须具有经济性，其效益应体现在整个电力系统经济性的提高。” 2014年11月1日国家发展和改革委员会《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》以及2021年4月30日国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，也做了同样的要求。
抽水蓄能电站的经济性是举世公认的，而监管部门防范抽水蓄能电站与电网企业过分转嫁收投资成本同具合理性；两相夹击之下，抽水蓄能电站必须以电力系统经济性的提高作为对价，向电网企业及直接关联主体索取投资回报。这一点与国家发展和改革委员会此前核定抽水蓄能电站租赁费分担模式（核定的抽水蓄能电站租赁费，由电网企业消化50%、发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决）[11]的精神相符。
事实上，此前电网侧储能投资曾经出现的短暂热潮，也是投资者基于通过输配电价将成本疏导至终端用户的判断所致。然而2019年出台的《输配电定价成本监审办法》和2020 年颁行的《省级电网输配电价定价办法》，均明确否定电化学储能计入输配电定价成本，导致电网侧储能投资迅速回冷。所以，抽水蓄能电站对电力系统经济性的提升，是其与输配电定价成本关联的必备要件。
5.建设项目用地预审与选址意见书。
6.环境影响评价报告书。
7.社会稳定风险评估报告。
8.征地移民安置规划审核意见。
9.项目节能审核。
10.项目核准。前述九项均为抽水蓄能电站项目核准的前置事宜。我们还注意到目前抽水蓄能电站由省级能源主管部门直接核准或者由省级能源主管部门报请同级发改主管部门同意后予以核准。此外，项目单位应在核准后2年内开工建设，如需要延期开工建设则应当在2年期限届满的30个工作日前提出申请并获得批准。
11.招标投标。抽水蓄能项目所需设备采购及建设施工等招标事项均应符合《招标投标法》等的规定。
12.安全生产。项目单位须遵守安全生产有关法律法规和规程规范，落实安全生产主体责任，建立健全安全管理制度。
13.土地使用。项目单位须取得合法用地手续，严控制建设用地规模，节约集约用地。
14.在线报送项目全程信息。项目单位应当通过在线平台如实报送项目开工建设、建设进度、资金使用、竣工等基本信息。