要求加快构建以新能源为主体的新型电力系统，而抽水蓄能是目前公认最安全、最稳定、最成熟、最环保、最经济、最具大规模开发条件的储能方式，具有削峰填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动、新能源消纳等优势。近两年，中央相继出台政策鼓励发展抽水蓄能。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》《“十四五”现代能源体系规划》；要求各地按能核尽核、能开尽开原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站，预计未来重点实施（。根据水规总院数据，截至2023年3月底，我国已建抽水蓄能电站总装机规模。随着《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）等政策出台和两部制电价落地，抽水蓄能爆发增长态势不减，加之电力市场投资建设主体加速由单一走向多元、价格回报机制加快完善，众多企业尤其建筑类央企和国企，开始大举进入该市场。
抽水蓄能电站建设领域在资质、技术、人员、资金、管理等方面均有较高要求，进入壁垒相比来说较高。近期国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号）指出，目前部分地区的抽蓄项目存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等，推高公司参与此类项目投建的风险。因此，作为新进者，第一步是要了解抽水蓄能项目的“玩法”，方能制定有效的“打法”，本文试图对项目运作中的部分要点进行介绍和分析，有不恰当的地方请批评指正。
根据《国家能源局关于印发抽水蓄能电站选点规划技术是依据的通知》（国能新能〔2017〕60号），经国家能源局批准的抽水蓄能电站选点规划或调整规划，是编制抽水蓄能电站发展规划、开展项目前期工作及核准建设的基本依据。
根据《抽水蓄能电站选点规划技术管理规定》，国家能源局负责选点规划批准，水规总院负责申报立项、全过程技术指导和审查，省级能源局负责提出规划申请，省级及以上电网公司负责提供需求和提出意见，规划编制单位负责具体选点规划工作。
站点选址需关注重大制约因素（生态保护、地形地质、社会因素）、建设必要性（考虑区域内资源与市场、电力发展和新能源发展规划、电网运行和系统经济性）、工程建设条件（上下水库高差、距高比、补充水源）、合理容量规模（考虑电力系统技术、经济、安全稳定需求）、合理市场布局（考虑区域内外电网需求和调峰容量平衡）等。
国家能源局《关于新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作的通知》（国能综通新能〔2020〕138号）和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，重点实施和储备站点567个；《关于做好抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）实施工作的通知》（国能综通新能〔2021〕101号）和《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号）提出，地方可按“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”原则，提出项目调整建议，国家能源局将依据需求论证情况和实际要，及时对全国或部分区域中长期规划进行滚动调整，表明国家对纳规硬性管控有所减弱，但更强调纳规的科学性和高质量要求。
各省结合地区新能源发展和电力系统需求等，提出的规划调整建议，最重要的包含重点实施项目建设时序调整、储备项目调整为重点实施项目、新增纳入规划项目和项目调出规划等。对于新增项目纳入重点实施项目和储备项目调整为重点实施项目，由项目所在地市能源局向省能源局提出申请，说明项目具备地形地质、水文条件、建设条件等工作基础；省能源局经向自然资源、生态环境、水利、农业农村等部门征求意见，出具项目不涉及环境限制因素（生态保护红线、永久基本农田、各类自然保护区、饮用水水源地、军事设施等）的支持文件，向国家能源局提出规划调整申请建议，国家能源局经研究后下发批复函件。需说明的是，新增项目纳入重点实施项目需在现场查勘基础上编制初步分析报告，对建设条件较好但涉及生态环境制约的项目可申请纳入中长期规划储备项目。（本文以抽水蓄能电站的工程投资为主，抽水蓄能电站项目是复杂的系统工程，在具体业务中，还需要仔细考虑水头落差较高时对业绩经验和相关资质的要求，系统主机设备和电力系统上网要求，本文不做展开。）
项目纳规后，根据《国家能源局关于印发水电工程勘测考察设计管理办法和水电工程设计变更管理办法的通知》（国能新能〔2011〕361号），抽水蓄能电站勘察设计包括选点规划、预可研、可研、招标设计和施工详图设计五个阶段，勘察设计发包一般要求选点规划批准后进行。预可研和可研是项目前期推进的重要阶段，按照《水电工程预可行性研究报告编制规程》和《水电工程可行性研究报告编制规程》等相关规范要求，主要围绕工程建设必要性、技术环境可行性等展开，包括工程建设条件、工程规模、建设方案、征地移民、投资估算和经济评价等。在报告编制过程中，通常要进行勘探平硐，便于查明预可研选定的输水线路和地下洞室群工程地质条件，为正式可研提供更详实的资料。
可研报告会增加劳动安全、节能评价、工程管理与信息化、社会稳定风险分析等内容。
预可研报告经水规总院技术审核检查通过后，可开展三大专题报告（正常蓄水位选择、枢纽布置格局比选、施工总布置规划）评审。三大专题报告经水规总院审查通过后，可进行其他子项专题报告编制，如水资源论证报告、水土保持方案报告、压覆矿产资源评估报告、环境影响评价报告、防洪评价报告、水工程建设规划论证报告、地质灾害危险性评估报告、防震抗震设计报告、工程安全监测设计报告等。
招标设计是以经批准的可研报告为基础，复核、深化和细化设计的具体方案，实现根据招标设计图准确地计算出各种工程量，满足招标及合同签订的需要。施工图设计的基本要求完成对各建筑物结构和细部构造设计；施工总体布置及施工方法确定、施工进度计划和施工预算编制等，提出整个工程分项分部的施工、安装详图等，以满足工程项目施工的需求。
如漳州云霄抽水蓄能电站招标及施工图勘察设计招标文件指出，工作内容是工程筹建期、准备期、主体工程施工期、完建期、竣工期和尾工期等各阶段招标设计、施工图设计及重要设备工厂试验验收等。包括但不限于：主体工程（含土建工程、金属结构、机电设施安装等）、设备采购、环境保护和水土保持工程、施工辅助工程（含交通道路、施工供电、供水等）、业主营地和附属设施及上下库承包商营地（永临结合）规划招标和施工图勘测设计、电站工程全寿命周期管控、 “五系统一中心”预警监测系统设计、建设征地移民安置实施阶段综合设计服务等。
根据《关于发布政府核准的投资项目目录（2016年本）的通知》（国发〔2016〕72号），抽水蓄能电站由省级政府按国家相关规划核准。由于抽水蓄能项目主要为企业投资，根据《企业投资项目核准和备案管理办法》（国家发改委2017年第2号令），项目核准的前置条件包括：项目单位需报送项目申请报告，附加城乡规划部门出具的选址意见书（以划拨方式提供土地使用权）、国土资源部门出具的用地预审意见以及法律法规规定的其他相关手续。
省级能源局在核准过程中，将会同省级自然资源厅、生态环保厅、住建厅等部门、行业管理单位以及金融机构对项目是否符合区域发展规划、产业政策、技术政策、准入标准、用地政策、环保政策、总量控制目标、信贷政策等进行审查，最终由省发改委下发批复文件，一般会明确项目单位、建设地点、建设规模、建设内容、项目总投等。
抽蓄项目开工前往往需获取相关批文或审批意见。政府批文包括省发改委核准批复文件、省水利厅水土保持方案批复意见和水资源论证及取水许可申请批文、省自然资源厅压覆矿产资源评估意见、省文旅厅文物古迹调查评估意见、省地震局地震安全性评价报告审查意见、省政府或省移民管理局项目建设征地移民安置规划大纲批复（已下达封库令）及移民安置规划设计报告审查意见（移民大纲已获批复）、项目所在地政府社会稳定性风险评估意见等。同时，第三方咨询机构也需要就相关报告出具专业审查意见，如工程预评估报告意见、调节保证设计报告意见、工程安全监测设计报告意见、职业病危害预评价报告意见等。另外，电网企业需要对电力接入系统报告出具评审意见或公司批文，220kv和500kv一般分别由省级和区域电网企业进行审查批复。
根据《关于取消三项水利部行政许可的公告》（水利部2013年第35号），水利工程开工不需要审批，不再核发水利工程施工许可证。但项目主体工程开工一般需要具备一些条件，包括项目法人已设立、初步设计已批准、施工图设计满足主体工程施工需要、建设资金已落实、主体工程施工和监理单位已按规定选定并依法签订合同、主要设备和材料已落实来源、施工准备和征地移民工作满足主体工程开工需要、可研审批前置要件已全部完成审批等。按照《水利部关于水利工程开工审批取消后加强后续监管工作的通知》（水建管〔2013〕331号），水利工程开工后需将开工情况的书面报告报项目主管单位和上一级主管单位备案。目前根据项目的不同规模和重要程度，分别向市级、省级水行政主管部门和水利部及流域管理机构进行备案。
抽水蓄能电站投资建设回报如何回收经历了一个较长过程。2002年《电力体制改革方案》提出，政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网，发电公司与电网公司被分拆为利益不同的独立个体；2004 年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71 号）提出，文件下发后的抽水蓄能电站由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定，之前已审批但未定价的，由电网企业租赁经营，租赁费按补偿固定成本和合理收益原则核定，致使早期建设的项目投资方纷纷退股，抽水蓄能建设运营权逐渐归入电网公司。但电网公司面临容量电费疏导渠道不明确、新建电站成本无法纳入销售电价、相关收益方享有的辅助服务收益难以量化分摊、市场价值不能充分体现等困境，如电站运行费用分担未明确导致电站运行时间越长企业承担费用越高；新一轮电改未将抽蓄容量电价纳入“市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价”范围，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围、不允许计入输配电成本等。出现的一系列问题导致抽水蓄能项目的成本无法顺利传导，极大抑制抽水蓄能项目投资（“十二五”和“十三五”抽蓄装机容量均未达到规划目标，仅完成77%和79%）。
2021年，发改价格〔2021〕633 号文下发，强调以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。633号文细化和疏通了容量电价传导、明确电站可获取6.5%固定收益以及鼓励通过市场化定价获取电量电价收益。2023年发改价格〔2023〕533号和《第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），公布全国在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的容量电价，标志着两部制电价全面落地，进一步打消电站投资方顾虑。数据显示，2010-2020年我国抽水蓄能装机规模从16GW增长至31.49GW，年复合增长率仅6%；2021年之后装机规模逐年增长，2022年新增装机容量8.8GW，截至2022年底累计装机容量达45.19GW，较2021年增长24.18%；截至2023年2月，“十四五”以来全国已核准抽水蓄能电站67个，其中 2023年已累计核准电站装机规模950万千瓦，已超过2021年全年。
633号文明确，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定（对于自有资金充足的投资主体，可考虑30%甚至更高比例资本金，而建筑类央国企在手资金和现金流状况往往不理想，尽量要求减少出资，更多希望小资金撬动大施工，获取项目施工收益）。同时，建立容量电费纳入输配电价回收机制，明确抽水蓄能容量电价（由国家发改委核定）对应的容量电费由电网企业支付（需与电网企业及时签订《并网调度协议》《中长期购售电合同》，明确抽水电价与上网电价，保证项目运行发电后所有发电量可全部并网消纳），纳入省级电网输配电价回收，并完善容量电费在多个省级电网及特定电源和电力系统间的分摊方式。另外，容量电价实行事前核定、定期调整机制，即电站投运后首次核定临时容量电价（资本金按工程投资20%计算，即项目核准时，投资额适当调高更有利于保障临时容量电价阶段投资收益），在经成本调查后核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整（要求注重电站运营管理，使电站运行维护费率低于政府选取的在运抽水蓄能电站前50名的平均值，获取6.5%之外的超额收益）。
在电力现货市场运行的地方（第一批8个试点省市，即广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃已进入长周期连续运行阶段；2021年第二批6个试点省市，即上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行），抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，抽水电价按中标电价执行（按照当前“抽四发三”的运行效率，电量电价收益基本持平，但随着我国电力市场化改革逐步深入，市场化竞争程度逐步提高、抽水耗能降低和发电效率提升，电量电价增量收益空间较大）。
鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。虽然目前辅助服务收入在整个项目收入中占比很低（不到1%），但在电力市场深化改革背景下，未来调峰、调频、应急备用、黑启动等辅助服务市场将逐步完善，市场规模有望持续扩大。
在政策推动下，抽水蓄能市场已逐步进入模式多元化、主体多样化阶段，除电网企业、发电企业外，建筑央企、地方投资平台及能源企业等纷纷进入。由于抽水蓄能项目周期长、运作复杂，在项目前期需要与政府方和相关方提前进行充分沟通，尤其是在招投标环节。
抽水蓄能一般由项目法人单位负责推进，在项目前期要求组建项目公司，项目公司股东方的选择尤为重要。
抽水蓄能项目投资人招标一般通过公开方式，以投资主体优选（如大同灵丘县抽水蓄能电站投资主体优选）、招商（如长沙浏阳风洞口抽蓄电站招商）、选择采购（如丽水松阳抽蓄电站投资主体选择采购）、竞争性磋商（如邵阳新邵县筱溪抽蓄电站竞争性磋商邀请）或邀请招标（如江西省抽蓄项目业主邀请招标）等形式发布公告。还有一部分项目是意向投资主体直接与地方政府签订投资合作协议或框架协议锁定项目（可能存在一定程度合法合规性问题）
关于运作模式，大多数项目均属于纯粹投资人招标，未与施工进行绑定，有项目会明确提出对投资主体后续施工单位选择的具体要求（如驻马店响水潭抽蓄项目在招标文件中明确提出应选择有抽蓄电站施工经验的施工单位）。少量项目在招标文件中明确采用投资人+EPC模式（门槛条件相对较低），为项目“两标并一标”提供运作空间，同时为非水电类建筑企业参与该类项目施工提供参考（如大同灵丘县抽蓄项目弱化勘察、设计、施工资质、人员和业绩要求，最终由中铁建投资集团联合中铁十二局、十四局、电气化局等单位中标）。
抽水蓄能项目投资主体招标一般是地方政府（如云南文山州西畴县抽蓄电站投资开发主体招商由西畴县政府发标）、地方发改委（如赤峰宁城县抽蓄电站投资主体优选由宁城县发改委负责），地方能源局（如山西灵丘县抽蓄电站投资主体优选由灵丘县能源局负责）、地方水利局（如丽水松阳抽蓄项目投资主体采购由松阳县水利局发标）等政府相关部门，或者政府投资平台（如驻马店响水潭抽蓄项目投资主体招标由驻马店豫资投资公司负责、邵阳新邵县抽蓄电站竞争性磋商由邵阳赛双清建设投资经营集团、新邵县招商局、发改局负责）等。
涉及多个抽蓄项目打包发标，分标段分项目选定投资人的情形，往往由省级或市级发改委一次性招标，如宁夏牛首山二期、中宁、跃进、固原等6个抽蓄项目投资主体优选由宁夏发改委发标，哈密榆树沟、哈密西、二道沟等4个抽蓄项目投资主体竞配由哈密发改委负责。
招标文件一般要求投资主体牵头成立项目公司（占大股），按要求开展项目前期相关工作（纳规、可研、核准等）、投融资、建设、运营等全周期服务（前期工作产生的费用由投资主体承担），同时也会明确关键工作的时间节点（如成立项目公司时间、完成可研报告审核和项目核准时间、首台机组投运时间等）。另外，部分项目会附带些许相关产业、招商或基础设施投资强度要求。
如赤峰宁城抽水蓄能项目要求投资主体自签订项目开发协议起，至2023年12月31日前，将项目纳入国家“十四五”重点实施项目库和取得内蒙古“十四五”具体实施项目资格，完全具备项目核准条件；取得核准后确保6年内完成建设，正式投产运营；明确无论项目最终推进与否，投资主体产生的所有前期费用均由投资主体承担；投资主体需做出带动地方民生或基础设施投资不低于5000万元的承诺。宁夏6个抽水蓄能项目要求投资人负责项目前期手续、申报、投资建设、电网接入、运营维护等工作，并承担项目前期、建设及运营维护的所有费用；自中标之日起在18-24个月内完成预可研报告和可研报告的审查，在24-30个月内取得项目核准，核准后60-72个月首台机组投运。长沙浏阳风洞口抽蓄项目要求投资主体力争在项目全部机组投产前为当地引入一个投资额不低于10亿元的产业项目和引进不低于1亿美元的外资。
投资主体条件一般设置法人资格、财务（如资产负债率、年均净资产、总资产、营业收入等）、投融资能力（是否具备承担抽蓄项目建设所需的所有费用的能力）、业绩、信誉、履约担保、联合体等。
关于业绩，大多数项目均要求有从事抽水蓄能电站或相关水电站的经验（如宁夏6个抽水蓄能项目要求具有50万千瓦以上大型水电项目或30万千瓦以上抽水蓄能电站投资运营业绩；丽水松阳抽水蓄能项目要求在中国境内累计投资开发、建设运营抽水蓄能电站装机容量120万千瓦且单机容量不少于30万千瓦；雅安芦山抽水蓄能电站项目要求具有承建和投资控股单个装机容量100万千瓦以上水电站主体工程（仅含大坝、引水发电系统、导流泄洪建筑物）或大于100亿元引调水主体工程（含大坝、引水输水系统、调水工程等）业绩）。非能源、中电建、中能建等建筑企业想要参与抽水蓄能项目，在业绩条件上存在明显短板，因此需要弱化业绩。如中铁建主导的大同灵丘抽水蓄能项目，在投标人资格部分未将业绩作为门槛条件之一。
关于法人资格，为保证投资人具有履约能力，部分项目会有更高要求。如赤峰宁城抽水蓄能项目明确投资主体应是大型央企或省国资委二级直属及以上独立法人企业，如用集团分公司参与投资主体，应取得并提供其上级总公司针对本项目的授权文件；宁夏6个抽水蓄能项目要求以集团子公司参与投标应提供上级总公司对本项目投资决策、资金筹措、建设实施、运营维护等支持性文件。
关于联合体，投资主体招标一般允许联合体参与，数量可多可少，但对联合体各方可能会有一些要求。如宁夏6个抽水蓄能项目明确联合体参股单位不超过3家，联合体各方均应固定股比，且作为项目公司控股方，按集团口径统计股比要不低于51%；邵阳新邵县抽水蓄能项目提出联合体成员不超过4家，且每家必须有从事抽水蓄能电站、火电站、核电站或水电站项目的经验，且联合体牵头方在项目公司股权出资比例不得低于51%。
抽水蓄能施工招标以施工总承包为主，少量项目采取EPC方式招标。施工总承包一般将项目施工划分为多个标段或项目包（国网对电源项目服务一般进行一年3-4次的集中采购），如筹建期洞室及道路工程、上水库、下水库、输水发电系统、地下厂房系统的施工，机电设施安装工程等；EPC招标一般将项目设计、采购、施工整体发包。如由河南投资集团主导的河南平顶山鲁山抽水蓄能电站施工招标分为上水库、下水库、输水发电系统、业主营地等4个标段，分别由水电二局、水电五局、水电十四局和河南二建中标；南网储能牵头的广东惠州中洞抽水蓄能电站上水库、下水库和输水发电系统分别由水电八局、水电十六局和水电十四局；中电建主导的重庆云阳建全和浙江丽水景宁抽水蓄能电站EPC项目分别由中电建中南院联合体和中电建华东院联合体中标，广东能源集团主导的云浮水源山抽水蓄能主体工程EPC由中电建中南院和水电七局联合体中标。
根据目前抽水蓄能项目施工招标情况，国网、南网、国家能源、三峡集团等“五大六小”能源电力企业均在自行搭建的电子招投标采购平台进行发包，如国家电网的电子商务平台、南方电网的供应链统一服务平台、三峡集团的电子采购平台、中核集团的电子采购平台、国家电投和中国华能的电子商务平台等。一些地方能源企业也会在自有平台发布招标信息，如山东能源集团的电子招标采购平台、浙江能源集团的智慧供应链一体化平台、广东能源商务网、内蒙古电力集团电子采购平台等。一些由地方平台公司主导的抽水蓄能项目，因未建立系统的集采系统，一般会在中国招标投标公共服务平台、地方公共资源交易平台等进行挂网招标。
从合法合规和充分竞争角度出发，抽水蓄能施工招标相关信息除在自有平台发布外，还可在国家及地方公共资源交易平台、政务服务中心平台、招标代理网站等同时发布，让更多符合条件的潜在投标人有更多参与机会。
EPC招标，范围一般包括工程技术服务（含招标阶段和施工详图阶段勘察设计、竣工图编制、特殊专题研究、施工科研试验等），工程设备采购（机电设备和金属结构设备等），建筑安装工程（土建主体工程，含上水库、输水工程、下水库、升压变电站、机电设备仓库、试验室等；施工辅助工程，含交通、供水及供电、通信、导流工程、临时房屋建筑工程、地下洞室通风等；工程设备安装，含机电设备和金属结构设备安装、调试、试运行等；环境保护和水土保持工程等），工程专项验收及工程验收等。
主体工程项目施工总承包招标，一般根据技术方案划分为几个标段。上下水库招标一般有临时工程、上下水库大坝、副坝工程、上下水库库岸防护及库周防渗、库盆开挖、上下库进/出水口明挖及边坡支护、上下水库永久道路、生产建筑物建筑、机电与金属结构安装施工、环境保护、水土保持工程等。输水系统一般包括厂房工程（主副厂房、主变洞、母线洞、交通电缆洞、主变运输洞、排水廊道、集水廊道、地面开关站等）、引水系统、尾水系统的开挖支护，机电与金属结构安装施工，环水保工程，引水、尾水系统充排水试验等。
筹建期工程一般一个标段招完，招标范围包括道路工程、隧洞工程（进厂交通洞、通风兼安全洞、排风竖井及下平洞）、场地平整工程、临时工程、水保环保工程等。
抽水蓄能项目招标，有的业主直接使用地方政府拟定的水利水电工程项目施工招标文件范本，有的是使用企业自行编制的招标文件，如国网、南网、国家能源、三峡等能源电力企业（条件设置相对固定）。
关于企业资质，施工资质一般要求投标人具备水利水电一级及以上资质（业主营地等房建工程要求建筑工程二级及以上资质），部分项目会要求具有水利水电特级资质（如河南投资集团主导的河南驻马店鲁山抽水蓄能和新疆新华水电主导的河南信阳五岳抽水蓄能电站的上水库、下水库和输水系统施工招标）；勘察设计资质一般要求具有勘察综合甲级、设计综合甲级资质。对于EPC项目对勘察、设计和施工资质一般均有要求，且明确设计单位牵头，若联合体成员施工资质相对较弱，可淡化施工资质（如中电建华东院联合浙江华东工程咨询公司、杭州华辰电力控制工程公司中标的丽水景宁抽水蓄能EPC项目，对施工资质无要求，且明确允许工程管理类、设备供应商或设备集成商作为联合体成员投标）。
关于企业业绩，一般根据招标内容和规模约定业绩量化要求。上下水库工程，一般要求具有同等或以上规模类似工程业绩，如驻马店鲁山抽蓄项目上水库要求投标人具有抽水蓄能电站或水电站坝高70米及以上混凝土面板堆石坝或混凝土重力坝施工业绩；漳州云霄抽蓄项目上水库要求具有在建或已投产水电或水利工程碾压混凝土大坝，最大坝高50米以上；信阳五岳抽蓄项目上水库要求具有抽蓄电站上库（或下库）工程或坝高80米及以上混凝土面板堆石坝工程施工业绩。输水系统（含地下厂房）对地厂跨度、斜井开挖长度、暗挖洞室跨度等有明确要求，如河北滦平抽蓄项目引水及地厂工程要求具有单机容量30万千瓦且总装机容量不低于120万千瓦并跨度20米以上的抽蓄电站地下厂房工程业绩；惠州中洞抽蓄电站输水发电系统要求具有跨度20米以上的地下厂房及长度大于150米的斜/竖井业绩；漳州云霄抽蓄项目输水发电系统要求在建或已投产120万千瓦及以上抽蓄电站地下厂房或120万千瓦及以上发电厂房为地下厂房的常规水电站地下厂房业绩，同时引水隧洞最长斜井长度在250m及以上；临沂浑源抽蓄电站输水发电系统要求实施过或正在实施长度150米及以上的斜井开挖工程和跨度20米及以上的暗挖洞室工程。抽蓄电站EPC招标，一般对勘察设计、施工、安装等业绩均有要求（丽水景宁抽蓄项目仅对设计和EPC业绩有要求），如重庆云阳建全抽蓄项目要求投标人具有已完工或在建的单个项目总装机120万千瓦及以上抽蓄电站全过程勘察设计业绩、具有已完工跨度22米及以上暗挖洞室和单机容量30万千瓦及以上抽蓄电站机组机电安装业绩；云浮水源山抽蓄项目要求具有1个及以上独立承担的在建或已完工100万千瓦及以上抽蓄电站勘察设计业绩、已完工水利工程或水电工程EPC业绩、已完工且长度在200m及以上的斜井或竖井开挖业绩、已完工且跨度22m及以上的暗挖洞室土建工程业绩、已完工且坝高70m及以上钢筋混凝土面板堆石坝或沥青心墙坝工程业绩。
关于管理人员，EPC项目会要求总承包项目管理部和具体项目部相关人员，如项目总经理，负责项目设计、施工、机电安装、采购商务等副总经理，项目总工、安全总监，以及设计项目部项目经理和地质技术负责人、施工项目部项目经理和项目总工等，具备与项目规模相当的实施业绩和管理经验。施工总承包项目一般会要求项目经理、项目副经理（负责输水系统、地下厂房等）、项目技术负责人、项目安全总监等具有与企业业绩要求类似的个人业绩。
抽水蓄能电站纳入国家能源局重点实施项目库，是开展项目核准和建设的前提条件。2023年4月国家能源局下发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号），要求分省份区域开展需求论证（区域电网及主要流域水风光一体化基地、以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地等特定电源）、科学研究分析未来合理需求、突出重点开展需求论证（重点聚焦“十四五”、统筹“十五五”开工项目），有序开展新增项目纳规工作（需求确有缺口的省可按有关要求有序纳规；经深入论证、需求没有缺口的省，暂时不予新增纳规，但可根据实际情况，可按“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”原则提出项目调整建议）。目前，国家已关注到“抽蓄热”问题，要求加强抽水蓄能前期规划论证工作，为后续项目纳规和核准增加了一定难度。因此，建议新进建筑央企要与国网、南网等电网企业以及地区能源局等加强沟通，充分了解和论证区域未来的用电需求，确保项目建成后有充足市场空间。同时，加强与生态、自规、发改等相关政府部门的沟通，提前征询项目选址涉及压覆矿区、基本农田、生态红线、林草保护区等意见，对涉及环境制约因素的，积极协助政府部门按程序予以调整。
抽水蓄能电站建起来能不能并网，能不能卖出去直接决定了投资能否回收、效益能否实现。抽水蓄能项目的并网工程一般由电网企业负责建设，若不能及时并网，可能影响项目成本回收。因此，在前期已办理项目并网相关手续后，后续应加强与电网企业沟通，充分做好项目建设与电网规划的衔接，推动并网工程与电站本体工程同步协调推进，确保送出工程按期建成，如期并网。抽水蓄能项目效益主要来自容量电价和电量电价，项目建好后电网企业有足够意愿加快并网发电，但发现电力市场无法消纳，发电效益就无法完全实现，将会影响电网企业支付能力。因此，为保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳，有效发挥抽水蓄能电站综合效益，要积极与电网企业沟通，合理安排电站运行，及时签订《并网调度协议》《购售电合同》，明确抽水电价及上网电价，要求项目运行发电后所有发电量可全部并网消纳，提高项目投资收益。
抽水蓄能电站项目有几率存在边批边建、违规取水等合规性问题，面临补办农转建手续等行政处罚，甚至项目设施被拆除等颠覆性风险。对于涉及占用耕地、草地、林地、水域等情况，即使办理环评、土地、规划等手续，但未依法办理林地、草地或水域等行政许可手续，可能被认定违规。对于移民安置方案论证不充分、不科学的问题，后期可能面临社会件。因此，要与土地部门、当地政府等加强沟通，前置项目用地范围内土地调规，做好充足的征地调查和移民安置。
按照源网荷储一体化要求，有些地方政府要抽水蓄能项目能带动和促进相关产业投资与发展，如要求投资人出具有关承诺函，明确抽水蓄能电站全部投产运营后，投建的产业园区消纳抽水蓄能电站电量要不低于10%或者引进投资额不少于5亿元的新能源产业、5年内带动当地税收不少于3亿元等，并提供相关履约保函。对这种情况，要提前做好产业规划和项目建设规划统筹，加大与产业链相关企业签订意向性协议，锁定投资金额、到位时间；要加强与政府方沟通，争取采取“一事一议”方式，逐步落实、适时调整配套产业投资项目；通过签订补充协议等方式，淡化定量化的产业目标，弱化未能如期实现约定目标的处罚措施等，尽量为企业争取更多腾挪空间。
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