抽水蓄能简史：从蹒跚起步到万亿风口
来源：能源严究院
从北京城区驱车往北200多公里，在有着“御河”之称的滦河上游大山深处，河北丰宁抽水储能电站坐落于此。近年来，主流媒体对这座超级工程连篇累牍的报道让丰宁县（2020年2月才脱贫）为外界所熟知。
2021年12月30日，丰宁抽水蓄能电站正式投产发电，在抽水蓄能行业内，该电站以360万千瓦的总装机容量位居世界第一。
它由12台30万千瓦单级可逆水泵水轮发电电动机组，总装机量相当于六分之一个三峡大坝。但让三峡望尘莫及的是，它有着令人咂舌的“充电”能力，因而也被冠以“超级充电宝”的美誉。
此外，该电站还创造了多个世界纪录：全世界储能能力世界第一、地下洞室群规模世界第一、地下厂房规模世界第一。
丰宁抽蓄电站建成投产也反映出我国对抽水蓄能产业的支持力度越来越大。过去半个多世纪，这个被全世界认可的储能技术并未在中国很快扎根发芽，电力体制机制问题成为最大制约因素。
直到2020年“双碳”目标的提出，当“构建以新能源为主体的新型电力系统”的战略规划蓝图徐徐展开时，抽水蓄能成为了这个庞大规划体系能否实现的重中之重。
不论从哪个角度来分析，抽水蓄能都是当今最成熟的大容量储能凯发app官方网站的解决方案。它在国际上的地位也折射出，抽水蓄能是未来保障我国新型电力系统稳定运行的“最优解”。
2021年9月17日，国家能源局正式印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（下称《抽蓄中长期规划》），并提出，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。
根据规划，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到62gw以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到120gw左右。
毋庸置疑的是，抽水蓄能迎来其黄金发展期。可再生能源装机飙涨和煤电新增装机停摆，此消彼长间催生了一个新的万亿级市场。
如今，这个“香饽饽”正在吸引着越来越多的市场主体参与其中。同时，由于抽水蓄能电站前期投资大、工程建设周期长、投资收益不高等因素，这个新兴储能市场或许并不是民企理想的竞技场。
万亿市场
将抽水蓄能推向聚光灯下的正是《抽蓄中长期规划》的出台。
这是我国第一次将抽水蓄能作为一个独立、完整产业发布全国性的发展规划，从产业资源、产业能力、产业目标和产业管理等方面进行了系统分析和阐述。
根据规划，2021-2035年间，我国共有抽水蓄能储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。
据水电水利规划设计总院测算，截至2021年，中国抽水蓄能已建装机规模3639万千瓦。按照3-4亿千瓦发展目标，大约还要建设3.5亿千瓦。
倘若按照目前抽水蓄能电站单位千瓦投资6000元左右测算，按照目前的规划体量来看，抽水蓄能市场规模将超过2万亿元。
国际可再生能源署的展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》中的基本预测情景指出，到2030年，抽水蓄能容量增长幅度为40%～50%。
由于体制机制原因，在这场万亿级盛宴中，电网公司仍是主力军。该公司董事长辛保安曾在《人民日报》撰文称，将大力加强技术成熟的抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由2630万千瓦提高到1亿千瓦。
这意味着，未来数年，国网带动的抽水蓄能投资和建设将呈翻倍式增长。
今年以来，国网明显加快了抽蓄电站的开发速度。3月17日，该公司宣布两座抽水蓄能电站工程同时开工建设。
这两座抽蓄电站分别是浙江泰顺抽水蓄能电站和江西奉新抽水蓄能电站，总投资规模147.73亿元，预计2030年前全部竣工投产，年发电量可达24亿度。
前者位于浙江省温州市泰顺县境内，后者位于江西省宜春市奉新县，总装机容量均为120万千瓦，都将安装4台单机容量30万千瓦的机组。
据国网介绍，两座抽水蓄能电站建成后，有望对保障当地电力供应、推进能源转型起到重要的作用，同时拉动地方gdp超300亿元。
目前，在抽水蓄能领域，两大电网公司占据90%以上的市场份额，仅有少数由地方国企控股，其余是以个位数计的发电企业控股抽水蓄能电站。
不过，“电网独大”的局面正在改变。早在2015年，国家能源局就曾发布《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》提出，社会资本可通过市场方式选择未明确开发主体的抽水蓄能电站。
国家电网也主动求变。2021年3月底，国网对外发布建新型电力系统六项重要举措，提出“向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目，合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控”。
但若想改变目前抽蓄电站“网建网用”的现状，更重要的是市场机制，尤其是抽水蓄能电站电价机制的疏导。
2021年5月7日，国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄能价格机制的意见，提出“现阶段，要坚持以两部制电价政策为主体，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”。
意见中关于“以竞争性方式形成电量电价”和“完善容量电价核定机制”的两部制电价方案意味着，抽水蓄能开发正在迎来盈利拐点，大大提高了电网企业之外的其它市场参与主体的投资积极性。
据《证券日报》报道，今年以来，多家能源电力央企加码抽水蓄能。中国电建成立10余家项目公司发展抽水蓄能项目、中国建筑亦在推动抽水蓄能项目发展。
蹒跚起步
中国是抽水蓄能大国，却不是抽蓄强国。抽水蓄能电站自1882年问世至今拥有140年的历史，中国进入这个领域则要到上世纪60年代。
截至2020年底，全球已投运的抽水蓄能装机为1.725亿千瓦，其中中国抽水蓄能装机达到3149万千瓦，占比超过18%，位居世界第一。相比之下，日本抽水蓄能占电力总装机的比例高达8%，而中国的占比不到2%。
“大而不强”的原因是，相较西方国家在抽水蓄能领域发展百年历史，中国起步较晚，发展至今不过50多年。
新中国成立后，百废待兴，恢复经济成为了当务之急。但彼时中国的电力产业极度落后，电力供应能力不足大大制约了工业的发展。
数据显示，1950年，中国发电量为46亿千瓦时，人均发电量仅为2.76千瓦时，甚至远低于印度的10.9千瓦时，而当年美国人均发电量高达到2949千瓦时。
即便是在那个电力极度短缺的年代，水电站都是作为配角出现，更别说抽水蓄能电站。中国的资源禀赋也决定了，火电才是拱卫工业经济的主力。
但如果翻开1950年的全球电力分布版图，抽水蓄能已经站在了聚光灯下。当年，全球共建成抽水蓄能电站31座，总装机量约130万千瓦。
从某种程度上来说，抽水蓄能是伴随着中国水电产业的发展而蹒跚起步的，却又并未因水电兴而兴。很长时间内，它甚至极少作为一个单独名词出现。
蹒跚的起点是在中国革命圣地西柏坡所在的河北平山县，位于该县境内岗南村西的岗南水电站被公认为是中国第一座混合式抽水蓄能电站。
早在1958年3月，岗南水库主体工程就开始兴建。承担着“治理滹沱河、调节洪水、开发利用水利资源的大型水利枢纽工程”的使命。
彼时，中国很快迈入三年困难时期，连续多年的自然灾害，将原本孱弱的中国经济拉入到了泥潭之中。岗南水电站的建设也受到了冲击，原本计划的工程被迫停建，转入维护，仅两台15兆瓦的发电机组开始发电。
续建工程直到1966年重启，三年后基本竣工。此时，电力主管部门正在寻找抽水蓄能电站的试验田，位于平山县的岗南水电站被选中试点。
1968年，一台容量1.1万千瓦的进口抽水蓄能机组被安装在了岗南水库，从而开启了中国抽水蓄能的先河。
但中国抽水蓄能真正起步的标志性事件还要到五年后。1973年和1975年，中国在当时已经运营了15年的北京密云水库白河水电站分别改建安装了两台1.1万千瓦抽水蓄能机组。
与岗南抽水蓄能机组不同的是，白河电站改建安装的抽水蓄能机组并非进口设备，而是由天津发电设备厂生产。也正因此，这两座小型混合式抽水蓄能电站的投运有了更为特殊的意义。
上世纪60年代至70年代被认为是中国抽水蓄能电站的起步阶段。数据显示，截至1979年，中国水电装机容量达到1911万千瓦，其中抽水蓄能仅为3.3万千瓦。
同时期，欧美日国家在抽水蓄能电站领域则是另一番热火朝天的景象。
1973年和1979年，两次石油危机让整个西方世界的能源供应体系摇摇欲坠。由于燃油电站比重下降，核电站建设猛增，以及常规水电比重下降，电网调峰能力下降，抽水蓄能电站重新受到格外重视。
这期间是美国抽水蓄能电站建设的高峰期。1975年，美国已建抽水蓄能电站容量达到973万千瓦，到1980年达到1900万千瓦，年均装机达到185万千瓦。
而在上世纪70年代末，日本则开始筹划建设当时世界上最大的抽水蓄能电站——俣野川电站。这座电站装机容量达到120万千瓦，单台机组达到30万千瓦。
稍加对比不难发现，中国在抽水蓄能领域与日本的差距有如鸿沟。俣野川电站的总容量和单台机组容量分别是密云水库白河水电站的近55倍和27倍。
从全球范围内来看，20世纪70年代和80年代是抽水蓄能电站的黄金发展时期，年均增长率分别达到11.26%和6.45%。到1990年底，全世界抽水蓄能电站装机容量增至86879兆瓦，已占总装机容量的3.15%。
1978年12月，十一届三中全会后，中国迈入了改革开放的新发展阶段。伴随着中国经济的快速增长，中国水电和抽水蓄能电站开发也开始奋起直追。
扬鞭奋蹄
十一届三中全会召开两周前，邓小平会见了法国外贸部长弗朗索瓦一行，并在回答法国记者问题时公开宣布，中国已决定向法国购买两座核电站设备。
彼时，香港电力供应一度紧张。为了抓住这个商机，中国政府决定在深圳市大鹏镇境内建设一座核电站。
这就是中国大陆第一座大型商用核电站——大亚湾核电站。1987年，大亚湾核电站正式开工建设，1号、2号机组于1994年投入商业运行。
几乎同时开建的还有一座用于调峰的抽水蓄能电站——广州抽水蓄能电站。它的重要历史使命就是保障大亚湾核电站的平稳安全运行，并为广州电网调峰、调频、调相及事故备用。
在欧美国家，通过建设配套的抽水蓄能电站来保障核电站的安全稳定运行早已成为一种很成熟的运营方案。
广州抽水蓄能电站位于广东省从化市，距离广州90公里。一期工程于1988年9月开工，第一台机组于1993年6月发电，并在次年全部建成。
2000年6月，广州抽水蓄能电站两期工程的4台可逆式水泵水轮机全部投入了商业运行。该电站单体容量达到300兆瓦，总容量为2400兆瓦，成为当时世界上装机容量最大的抽水蓄能电站。
广州抽水蓄能电站的建设投运是当时中国经济发展的一个缩影。改革开放后，国民经济的快速发展倒逼电力产业扬鞭奋蹄。
但为了满足全社会，尤其是工业用电需求，燃煤电厂在全国遍地开花，水电比重迅速下降，其结果是调峰问题日益严重，拉闸限电现象频现，电网安全受到威胁。
这期间，最具代表性的水利工程是三峡大坝的建设。
数据显示，1993年～1999年，中国水电投产连续7年超过300万。截至1999年，全国水电装机容量7297万千瓦，年发电量2219亿千瓦时，分别居世界第2位和第4位。
在此背景下，抽水蓄能电站建设也按下了加速键。1992年9月，北京十三陵抽水蓄能电站开工建设，总装机80万千瓦，于1997年全部建成。同期，浙江天荒坪抽水蓄能电站180万千瓦机组也开工。
上世纪90年代，配合核电、火电运行及作为重点地区安保电源，一大批抽水蓄能电站拔地而起。截至1999年，抽水蓄能容量为547.5万千瓦。到2000年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达到1.14亿千瓦，中国抽蓄总容量达到552万千瓦，占比4.8%。
不过，尽管这个时期抽蓄电站的单机容量、装机规模已达到较高水平，但机组设计制造依然严重依赖进口。
同期，欧美日国家在抽水蓄能电站建设方面却出现了“两级分化”。上世纪90年代，日本继续热衷于抽水蓄能电站建设，并后来居上超过美国成为抽水蓄能电站装机容量最大的国家。
尤其是在单体容量方面，日本屡屡缔造世界纪录。1999年投运的葛野川电站机组功率达到了412兆瓦/438兆瓦。2005年12月，日本又投运了单机功率大470兆瓦/464兆瓦的神流川电站抽水蓄能机组。
1997年，中国深化经济体制改革，于当年1月17日正式成立国家电力公司，国务院授权其经营中央电力资产，也从生产关系上形成了一个中央水电投资主体。
这也标志着中国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济迈出重要一步，并将对推进全国电力联网，实现能源资源的合理配置发挥重要作用。
国家电力公司成立后，电力建设速度大幅加快。从1999年起，中国又陆续开工建设了11座抽水蓄能电站，建设规模达到1122万千瓦。
从惠州、宝泉和白莲河3座电站开始，机组国产化的步伐也大大加快。截至2010年底，随着张河湾、西龙池、桐柏、泰安、宜兴、琅琊山等一批大型抽水蓄能电站相继投产，全国抽水蓄能电站装机容量达到1451万千瓦。
此时，全世界抽水蓄能电站的装机容量达到1.35亿千瓦，中国的占比升至10.7%。
正当中国水电建设如火如荼时，另一场深刻影响中国电力产业的变革很快到来，抽水蓄能也因此遭遇冷遇。
遭遇冷遇
2001年，在经历了艰苦卓绝的谈判后，中国正式加入世界贸易组织（wto），中国经济开始融入世界。作为入世承诺，中国必须做出改变，经济不同领域均面临着深刻的改革，以更开放的态度迎接新的机遇和挑战。
此时，随着改革开放的深入，披着计划外衣的国家电力公司已经不适合新时代的发展要求，电力体制改革最重要的一刀砍在了它的身上。
2002年2月，国务院下发《电力体制改革方案》。这份被称作电改“5号文”的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的目标。
作为电改5号文“厂网分开，重组发电和电网企业”的重要一环，当年12月，国家电力公司被拆分成11家新的公司，两大电网公司（国家电网和南方电网）和五大四小发电企业的电力新格局由此形成。
此次电改后，发电企业开始发力，中国发电量狂飙突进。数据显示，2006年后，中国发电量以每年4000-5000亿千瓦时左右的速度递增。到了2010年，世界经济的排位发生了深刻变化，中国gdp总量达到6.09万亿美元，首次超过日本，位居世界第二。
电力是经济的晴雨表。这一年，中国发电量达到了4.1万亿千瓦时，将美国从第一名的王座上拉下马来。此前110年，美国发电量一直位居世界第一。
尽管中国电力产业突飞猛进，但抽水蓄能却遭到了冷遇。原因在于，抽水蓄能的特点是，运行的费用在电网侧，效益却产生在发电侧。
电改之后，电网企业和发电企业各司其职，但需要厂网配合的抽水蓄能电站的地位突然变得尴尬，电网和发电企业都缺乏投资热情。
国家主管部门很显然也担心抽水蓄能遇冷的现象出现。2004年1月12日，国家发改委下发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，专门提到，电力体制实行“厂网分开”改革后，抽水蓄能电站建设和管理面临的环境发生了很大的变化。
2002年前，中国抽水蓄能电站建设仍处于爬坡。数据显示，到2002年底，全国已建成抽水蓄能电站570万千瓦，在建抽水蓄能电站750万千瓦。
抽水蓄能建设的停滞从规划和现实的落差中可以看出，在早期的电力发展规划中，曾规划到2020年抽水蓄能装机达到1亿千瓦，但在此后的规划中，这个装机目标一降再降。
2013年1月1日，国务院下发《能源发展“十二五”规划》中提出，“十二五”时期，开工建设常规水电1.2亿千瓦、抽水蓄能电站4000万千瓦。到2015年，全国常规水电、抽水蓄能电站装机分别达到2.6亿千瓦和3000万千瓦。
但根据2016年下发的《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中公布的数据，截至2015年底，全国水电装机达到3.2亿千瓦，其中抽水蓄能为2300万千瓦。
这意味着，抽水蓄能并未完成2013年制定的规划目标。
按照电力发展“十三五”规划提出的目标，“十三五”期间，抽水蓄能电站开工6000万千瓦，新增投产约1700万千瓦，2020年装机达到4000万千瓦左右。
现实情况是，截至2020年底，全国运行抽水蓄能电站32座，总装机容量为3149万千瓦，在建抽蓄装机4545万千瓦，并未达到“十三五”4000万千瓦的规划目标。
《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中，抽水蓄能的年均增速目标是11.7%。统计数据显示，“十二五”和“十三五”期间，抽水蓄能的年均增速分别为7.1%和6.4%，上述数据都远低于规划增速目标。
去年9月，《抽蓄中长期规划》提出到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。
这也意味着，新的方案再度大幅下调了规划目标。早在2016年下发的《水电发展“十三五”规划》中提出，预计2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦。
中国电力产业犹如一匹脱缰的野马，但作为“调节器”，抽水蓄能却未能有相应的发展。此消彼长，中国是抽水蓄能大国，却不是强国。
体制之殇
“不强”主要体现在抽水蓄能的占比上。
目前，中国抽水蓄能电站占总装机容量的比重仅为1.4%。相比之下，日本高达8%，意大利、西班牙、德国、英国、韩国的也在3%-6%之间。
在不少业内人士看来，造成抽水蓄能“遇冷”的根本原因是体制机制问题。
2004年，国家发改委下发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》指出，抽水蓄能电站要根据各电力系统的不同特点和厂址资源条件，与电网和常规电源统一纳入电力中长期发展规划，按照区域电网范围进行统一配置。
该文件还明确指出，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。
而发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。
此后，文件下发之前建设的抽水蓄能电站投资方纷纷开始退股，电网公司渐渐地将抽水蓄能的建设、运营权统统收入囊中。
就这样，抽水蓄能进入“网建网用”的发展模式中。
这项措施虽然有效保障了电网调峰调频的需求，但抽水蓄能经济性的问题依然没有解决，反而将矛盾内部化。
作为一项已经成熟的技术路线，抽水蓄能原本是一个“香饽饽”，但上述通知将抽蓄电站“划归”电网企业，大大打击了其它投资方的热情。
事实上，尽管《通知》中提出的租赁制受到各方拥戴，但在当时的体制框架下几乎形容虚设。广州抽蓄电站就是一个典型的例子。
该电站由广东电力集团公司、国家开发投资公司、国家核工业总公司合资兴建，内资由三方股东按股比分摊，外资则由政府担保，利用法国政府优惠贷款和亚洲开发银行贷款引进机电设备。
此外，广东抽水蓄能电站联营公司在投资方股东董事会领导下作为业主单位，负责资金筹措、建设管理、运行经营、还贷付息以及国有资产的保值、增值，策划运筹全过程一体化管理。
建成后，该电站一半租给广州电网和中国广东核电集团，另一半则租给了香港中华电力有限公司。两大电网公司的成立，广州电网划归了南方电网。南方由此既是出租人，也是承租人。
但对电网企业来说，抽蓄电站的经济账怎么算都算不过来了。在中国电力体制改革和电力市场化不断推进的过程中，抽蓄电站的成本如何回收成为建设发展抽水蓄能电站的关键考量因素。
尽管抽水蓄能电站对系统安全运行保障具有无可比拟的优势，但合理的电价机制才是调动抽水蓄能电站发电积极性和保障电站调峰调频作用的关键。
根据《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，“建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定”，电网企业也没有动力建设抽水蓄能电站。
2019年5月，国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成本监审办法》规定：“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本。”上述政策规定意味着，电网企业开发抽水蓄能无法将建设成本计入电价当中，成本回收的通道被堵死。
当年底，国家发改委于2019年12月9日发布《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》再次强调，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围。这也意味着，抽水蓄能成本无法通过产业链进行疏导。
一系列顶层设计大大挫伤了电网企业的积极性。2019年12月，国家电网印发《关于进一步严格控制电网投资的通知》明确指出，“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”。
帐算不过来背后的重要原因是中国电力市场建设滞后。
2015年3月22日，国务院发布《进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文），新一轮电改拉开帷幕。此次电改以“放开两头，管住中间”为体制框架，涉及电价改革、电网独立、放开市场等内容，为建立统一的电力市场吹响了号角。
经过多年努力，中国电力市场基本形成以中长期交易为主、现货市场试点补充，辅助服务市场（补偿机制）有序推进的总体格局。
但当前，中国带有分时价格信号的现货市场尚未普及，辅助服务市场建设尚处于起步阶段，辅助服务品种也不完善，暂不具备将抽水蓄能电站完全推向市场的条件。
爆发前夜
国家电网宣布停建抽水蓄能项目后不久，2020年新冠疫情突然来袭，这家全球最大的公用事业公司不得不承担起央企应担的社会责任。
当年1月，国家发改委、国家能源局召开应对疫情能源供应保障电视电话会议，重点强调了能源保供部署安排，加快推动重大项目、重大工程建设，发挥好能源行业在“六稳” 工作中的重要作用。
为助推企业复工复产，国家电网决定重启抽水蓄能建设。
2020年2月7日，国家电网出台应对疫情影响，全力恢复建设，助推企业复工复产的12项举措，明确开工山西垣曲抽水蓄能电站等一批工程。12月，国家电网再度宣布，山西浑源、浙江磐安、山东泰安二期抽水蓄能电站项目集中开工。
效果立竿见影。数据显示，2021年1-2月，中国新增抽水蓄能装机容量30万千瓦，相当于2019年全年的新增规模。
不过，更大的推力是“双碳”目标的提出，以及“弱煤化”进程的加快。2020年9月，中国提出“双碳”目标；次年3月15日，中央财经委员会第九次会议又提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统。
2021年4月22日，国家主席习近平在“领导人气候峰会”上宣布，中国将严控煤电项目。5个月后，中国又在联合国大会上宣布将不再新建境外煤电项目。
今年3月28日，国家发改委、外交部、生态环境部、商务部等部门发布《关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见》再度提出，全面停止新建境外煤电项目，稳慎推进在建境外煤电项目。
从某种程度上来说，抽水蓄能电站的兴衰，与煤电的兴衰成反比，而与可再生能源发电成正比。截至2020年年底，中国新能源装机容量已达5.3亿千瓦，占全球新能源装机总量的比重已超过三分之一。
根据“双碳”目标规划，到2030年，中国风电、光伏装机容量将达到12亿千瓦以上。到2035年，中国电力系统最大峰谷差预计将超过10亿千瓦。
对于电力系统而言，在大力发展风光等非水可再生能源的同时保证供电的安全，必须要有大量的可控电源予以辅助。
早期，由于电网中的风、光发电量的比重还不是很高，依靠大量过剩的煤电进行单向调峰，可以保障供电的安全。但当电网中间歇性的非水可再生能源成为主力，电网系统就必须依靠能够储能的双向调峰电源。
澳大利亚国立大学可再生能源研究团队对抽水蓄能的前景做了深入分析。在《抽水蓄能助力实现100%可再生能源电力系统》报告中，该团队指出，以风能、太阳能为核心，配合抽水蓄能、特高压、电网需求管理，可以以适当的成本支撑起占比高达100%的可再生的电力系统。
根据该团队2019年的研究模型假设，如果未来要实现100%可再生能源电力系统，光伏和风电的发电量占比将达到90%，水电和生物质等将达到10%。
上述假设认为，这意味着风能和光伏装机量需要在2019年的基础上翻3倍，为平衡电网需要部署大量的储能设施，其中抽水蓄能成为首选。
抽水蓄能是当前最成熟、装机容量最大的主流储能技术。截至2020年底，全球已投运储能项目装机容量超1.9亿千瓦，其中抽水蓄能1.725亿千瓦，占比90%。
与此同时，它也是保障高比例新能源电力系统安全稳定运行的有效途径，并在调峰调频、削峰填谷、事故备用和黑启动等方面具有很大的优势。
一方面，抽水蓄能机组启动时间短、调节速率快，可在60秒左右从停机开至满发，是应对高比例新能源系统有功波动性变大的有效手段。
另一方面，随着负荷峰谷差拉大及新能源大规模接入，抽水蓄能电站可有效减少系统应对短时尖峰负荷所需的燃煤等化石能源发电机组装机容量，在满足系统调峰需求的同时为清洁能源发电腾挪空间。
业内专家认为，不论从容量、稳定性、调峰时间，还是技术成熟度、技术可靠性等多方面进行比对，抽水蓄能仍是系统灵活性调节电源的较优选择。
从经济性上看，按同等条件连续充放电时间计算，抽水蓄能单位投资成本是电化学储能的 30%～50%，寿命是其3～5倍。而从安全性上看，电化学储能等其他储能技术虽逐步成熟、成本稳步下降，但其造价、寿命和安全性等指标仍低于抽水蓄能。
去年5月7日，随着《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的发布，两部制电价制度的实施又未困扰抽水蓄能电站已久的电价机制明确了新方向。
随着中国电力市场的不断完善，抽水蓄能正在迎来爆发期。