可再生能源发电的随机性、间歇性和波动性等问题，对电网安全稳定运行的不利影响非常大，对此，电力系统必须有足够的灵活调节电源用以保障运行稳定。灵活调节电源包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组和新型储能设施等。
相对而言，抽水蓄能技术是目前世界公认的技术最成熟、经济效益最好、最具灵活性、安全性最高、寿命最长、环境污染最少、应用最为广泛的储能技术。我国在2021年已建成抽水蓄能电站总装机3639万千瓦，全球最高。但我国抽水蓄能在电力系统中的比例仅有1.4%，远低于欧美发达国家，由此可见，我国抽水蓄能市场需求巨大。
抽水蓄能电站厂址都在山区，这对发展山区地方经济、巩固拓展脱贫攻坚成果、实现城乡共同富裕具有现实意义和历史意义。
在抽水蓄能电站大发展的同时，必须正视影响抽水蓄能健康发展的问题，应当在建设热潮中有冷思考，以推进抽水蓄能电站建设快速、有序、高效、健康发展。
抽水蓄能电站发展中几个值得注意的问题
（一）发展规模滞后于新型电力系统需求
目前抽水蓄能电站建成投产规模较小、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展的需要。数据显示，我国2010年风能和太阳能发电装机仅有2984万千瓦，到2021年底，风光两项新能源装机总量达到6.34亿千瓦，增长21倍之多。相比之下，抽水蓄能电站装机从2010年的1691万千瓦增加到2021年的3639万千瓦，仅增至2.1倍。
尽管各地政府“十四五”期间规划发展不少抽水蓄能和新型储能，但是新型储能投资大、技术不成熟，还有发电时间短、可靠性低、安全风险大的缺点，退役后处理不当将污染环境，因此存在很大的发展不确定性。有的省市区域内适宜建设抽水蓄能电站的站址很少，难以满足本区域内电网调峰对抽水蓄能资源的需要；有的省区抽水蓄能资源很丰富，但是规划与建设跟不上新型电力系统发展；抽水蓄能资源跨省区投资与电力电量交易尚处于探索阶段，市场化程度很低。总体上看，抽水蓄能电站发展滞后于新型电力系统需求。
（二）抽水蓄能电站建设成本持续快速增长
近年来，抽水蓄能电站建设成本增长速度较快。譬如，浙江仙居抽水蓄能电站2016年投产，单位造价每千瓦3534元；长龙山抽水蓄能电站2022年6月投产，可研单位造价每千瓦5087元；磐安抽水蓄能电站预计2028年投产，可研单位造价每千瓦6340元，抽蓄工程静态投资逐年呈上升趋势。当前，新规划、开建的抽水蓄能电站单位造价预计将在6500元/千瓦以上，投资成本的快速增长将严重影响抽水蓄能上网电价和所在省区的销售电价。
（三）抽水蓄能资源抢占激烈
国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，明确了完善灵活性电源建设和运行机制，提出积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能。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》明确了电价形成机制。“能核尽核、能开尽开”，这是国家发展改革委和国家能源局对“十四五”时期抽水蓄能项目的明确政策。在国家多项政策鼓励下，抽水蓄能行业上下游均积极投身于发展热潮。设备制造商积极扩充产能；EPC企业运用新技术改造升级，压缩周期；业主“跑马圈地”、抢占优质资源；地方政府更是热情如火，期盼几十亿乃至上百亿投资项目早日落地。在各类资本蜂拥而至的情况下，地方政府也向投资方提出了更高的要求，从而推高了抽水蓄能电站建设成本。当前，仓促无序的规划布局可能会产生一系列严重后果：第一，布局不尽合理，可能造成电站建成不被需要或无法使用；第二，一些电站建设条件较差，经济性差，建成后增加用户电费负担；第三，建设成本和运行成本可能一时难以消化，推高投资企业负债率和社会用电成本。这些情况不利于抽水蓄能电站健康发展。
（四）抽水蓄能电站设备制造能力不足
国内抽水蓄能机组的主要生产商是哈尔滨电气、东方电气和浙富控股，前两家公司的产能约为40台/年，即一年1000万千瓦左右。2021年，我国水轮发电机组市场占有率前三位的企业分别是：哈尔滨电气约47%，东方电气约40%，浙富控股约4%。抽水蓄能设备制造能力的不足也是影响抽水蓄能电站发展的重要因素之一。
关于发展抽水蓄能的几点思考
（一）加强统筹协调，有序高效推进抽水蓄能电站规划与建设
“十四五”“十五五”是我国可再生能源大发展时期，到2030年可再生能源装机容量将达到或超过12亿千瓦；跨省区电力输送将持续增加，电力系统运行将发生深刻变化。以抽水蓄能为主体的储能设备是电力系统的重要组成部分，对于发展可再生能源、电力保供和电网安全运行不可或缺。抽水蓄能电站的本质属性是为电网削峰填谷、安全应急、保障新能源发电，根据电网需要进行抽水蓄能或放水发电。应根据电源分布特点、电网运行特性、用电负荷分布、电力结构等确定抽水蓄能电站选址和容量。鉴于抽水蓄能发展有其自身特点，即建设周期通常为6~7年，前期勘测设计及审批一般需要3~4年，因此抽水蓄能电站应当根据电力发展特点，提前勘测设计、选址布局，加快开工建设，适时投产发电。又鉴于当前抽水蓄能电站站址选择以县市为主，不同程度存在着业主“跑马圈地”的情况，地方政府以不同的方式提高资源条件，业主不惜成本抢占资源，因此建议抽水蓄能电站站址选择要在政府能源主管部门的统筹协调下，加强与自然资源、生态环境、林草、水利等部门沟通协调，做好与生态保护红线划定及相关规划工作的衔接。以10年甚至15年的时间跨度，在分析预测当地经济社会和电力发展趋势的基础上，进行选址规划、土地预审、社会稳定评估、移民规划报告等前期工作；在符合生态环境保护要求的前提下，为抽水蓄能电站发展进行规划和预留空间。同时，既要强调能快则快，又要按照客观规律，保质保量地按照程序开展前期工作，有序高效推进抽水蓄能电站规划与施工建设，以适应新型电力系统发展的需要。
（二）鼓励并支持各类国有企业和民营企业投资抽水蓄能电站
从浙江抽水蓄能电站业主分布来看，已建成投产的长龙山抽水蓄能电站总装机210万千瓦，控股业主为三峡集团；建设中的建德抽水蓄能电站规划装机240万千瓦，控股业主为江苏协鑫公司；纳入规划中的天台抽水蓄能电站规划装机170万千瓦，控股业主为三峡集团；其他已建成（浙江抽水蓄能总装机668万千瓦）、正在建设中和前期规划中的抽水蓄能电站的建设投资主体绝大部分为国网新源控股有限公司。
随着电力市场化改革不断深入，除抽水蓄能电站外，多种投资主体的新型储能发展如雨后春笋，虽然容量相对于抽水蓄能电站普遍偏小，但是具有建设周期短、对电网运行的适应性好、有利于当地可再生能源发展、便于电力就地平衡、多样化等特点。随着抽水蓄能两部制电价政策的实施，抽水蓄能的投资收益和经营赢利有了保障。因此，其他国有或民营企业也有很高的投资积极性，以谋求在抽水蓄能电站建设市场中获得发展，政府应当给予支持。
（三）在积极发展抽水蓄能的同时，防止过度投资抬高输配电价
根据抽水蓄能电站两部制电价政策，容量电价计入省级电网输配电价中，电量电价按煤电标杆电价或市场交易现货价格计算。抽水蓄能电站抽水与发电效率按75%计算，则综合平均电价至少要在标杆电价的基础上提高25%，如果再计入容量电价（内部收益+财务费用+税金），估计还要增加15%。即使不计电量电价，抽水蓄能综合电价势必也会远高于火电上网标杆电价。因此，除对建设投资成本要加强监管外，抽水蓄能容量需要合理配置、适时配置，抽水蓄能电站必须要达到年度设计利用小时数（2000小时）以上才具有合理的经济性。现在有不少地方正在考虑对现有水电站进行抽水蓄能改造，对此应当特别谨慎。抽水蓄能电站的原理是机械能与电能之间的相互转换，抽水时应当尽可能多消耗低谷电，发电时尽可能多发顶峰电，因此它必须有足够高的水头形成势能，并根据地理条件建设恰当容量的上下水库，才能体现其蓄能的功能特征，因此抽水蓄能电站建设不能不顾基本要素与条件。当前，特别要关注现有水电站的抽水蓄能功能改造，如果经济技术可行性研究做得不够翔实，最终的结局必然是浪费投资、抬高电价。抽水蓄能电站如果无序开发，无视电力系统和电力市场需求，就有可能建而少用或不用，而输配电价却被提高，最终影响销售电价，这种情况应当通过政府监管予以避免。
（四）支持水电设备制造企业积极参与抽水蓄能电站建设
抽水蓄能电站工程投资中，机电设备及安装工程投资约占26%。“十四五”期间国家将重点实施“双两百工程”，即在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标2.7亿千瓦。力争到2025年，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。到2030年抽水蓄能投产目标是1.2亿千瓦左右。可见全国抽水蓄能建设市场之巨大。提升制造企业的生产能力和市场竞争能力极为重要。坚持自主创新为主，增强机电设备设计制造能力，重点攻关超高水头大容量抽水蓄能水轮机、大容量变速机组设计制造自主化，并进一步提升励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化水平。政府有关部门和投资企业在支持哈尔滨电气、东方电气集团增能扩产外，同样要积极支持培育中小型水电设备制造企业积极参与抽水蓄能电站建设。
