在“2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和”的国家大战略目标下，经济生活从依赖传统石化能源向以风光为代表的新能源转型正在加速。而支撑风光新能源产业迅猛发展需要以抽水蓄能为代表的储能市场大发展。
风电光伏为代表的绿色新能源是未来取代传统能源的主力军。由于可再生的风光能源具有一定的波动性，要确保新能源平滑输出，解决新能源发电不稳定等难题，就需要具有大容量的储能产业配套发展。
储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的过程。储能应用于新能源发电领域，可以有效降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 等能源浪费，可以让风电场输出平滑和“以峰填谷”，让新能源安全无忧的彻底替代传统化石能源。
国家政策力挺发展抽水蓄能
目前国家正在大力推动发展以抽水蓄能为代表的储能市场。
3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”现代能源体系规划》。
规划明确提出，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设；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。
为了加快储能产业发展，近年来我国已经出台了一系列激励政策。据统计，2022年以来，已有超20个省市出台了63项储能政策，其中包括鼓励发展抽水蓄能及新型储能。
抽水蓄能获得了国家政策力挺，是因为抽水蓄能被认为是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式。
业内人士表示，抽水蓄能属于大规模、集中式能量储存。现有抽水储能技术非常成熟，每瓦储能运行成本较低，可用于电网的能量管理和调峰，并且随着特高压输电的不断建设，抽水储能的电力损耗有望进一步减少。
另外，抽水蓄能与风电、太阳能发电等配合效果很好。加快发展抽水蓄能，已被认为是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。
目前抽水蓄能和电化学储能是储能领域最主要的两种方式。但对比这两种储能方式，可以发现抽水蓄能在多方面优于电化学储能。
首先从蓄能循环使用时间上，抽水蓄能电站土建寿命长达50年，而电化学储能的代表磷酸铁锂电池其集成后循环使用寿命在4000次左右。
其次，在蓄能容量上，抽水蓄能电站额定功率一般在100-2000MW之间，是目前储能技术上唯一达到GW级的储能技术。而电化学储能额定功率一般在0.001-50MW之间，难以规模化应用。同时，电化学储能无法避开重金属污染问题；
第三，在目前储能产生的度电成本上，抽水储能也是最低的储能方式。
假设抽水蓄能电站使用寿命约50年，每天抽放一次，系统能量成本在120-170万元/MW·h，电站运维成本约120万元/MW·h，其他成本20万元/MW·h，系统能量效率76%，年运行比例约90%，由此测算可得抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kW·h。
与此相对比，磷酸铁锂电池作为目前商业化应用的综合性能较高的典型储能技术，目前其度电成本在0.62-0.82元/kW·h之间。虽然电化学储能还有继续下降的空间，但就其降本趋势预测，在可预见的将来抽水蓄能度电成本优势仍然领先。
几种典型储能技术的度电成本（元/千瓦时）
可再生能源需要配套大量储能设施
抽水蓄能利用高度差的原理，在用电低谷时，用富余的电把低处的水抽到高处储存起来。在用电高峰时，再放水发电。这种储能方式经过多年抽水储能电站实践，已被世界各国誉为是电网安全的稳定器、电力调度的调节器和新能源电力的存储器。
澳大利亚国立大学Andrew Blakers 教授和他带领的团队所作的研究显示，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%。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。
Andrew Blakers 教授认为，到目前为止，抽水蓄能是一种现成的大容量储能解决方案。它代表了全球约90%的储能功率（160GW）和已储能容量。以风能、太阳能为核心，配合抽水蓄能、特高压、电网需求管理，就可以用适当的成本支撑起占比高达100%的可再生的电力系统。
2021 年 8 月，Andrew Blakers 教授在麻省理工大学应用能源研讨会上发表的《100%可再生能源比大多数人想象的更容易、更便宜》论文中明确指出，抽水蓄能能够以极具性价比的方式实现100%可再生能源电力系统。因此，不必过于依赖电池或其他储能方式在未来能够大幅降本。
统计数据还显示，抽水蓄能现在已是世界各国保障电力系统安全稳定运行的最重要方式。目前欧美国家已建成了大量以抽水蓄能为主体的灵活、 高效、清洁的调节电源。
据国际水电协会（IHA）发布的 2021 全球水电报告，截至 2020 年底，全球抽水蓄能装机规模占储能总规模约90%。其中美国、德国、法国、日本、意大利 等国家发展较快，抽水蓄能在电力系统中的比例超过了10%。而我国调峰电站发展不足，抽水蓄能占比仅1.4%， 与发达国家相比存在有较大差距。
但从地理资源看，我国地域辽阔，建设抽水蓄能电站的站点资源比较丰富。在国内于2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、 工程技术及初步经济性等因素，在全国范围内普查筛选资源站点， 国内适宜修建抽水蓄能的站点分布在除北京、上海以外的 29 个省（区、市）。
与此相对应，Andrew Blakers 教授和他团队通过使用地理信息系统（GIS），在全球发现了约 61.6 万个潜在可行的离河 PHES 站点（含现有水库），储能容量约为 2300 万 GWh。其中，包括中国在内的东亚拥有高达12.4 万个潜在的抽水储能站点。
截至2020年末中国各类储能占比
抽水蓄能未来将主导储能市场
另外，从抽水储能电站发展演变看，虽然目前多数现有已建成抽水储能站点与河流上的水电项目有关，但随着新兴的抽水储能系统的技术进步，今天抽水储能已实现了闭环并且可以远离河流。
Andrew Blakers 教授认为，由于地球大部分陆地表面不与河流相邻，与基于河水的抽水储能站点相比，离河抽水储能的潜在站点数量要多得多。
离河抽水储能站点通常包括一对人工水库（每个面积为几平方公里），彼此靠近（相隔几公里），但海拔不同（200-1200 米的高度差），通过管道或隧道相连接。
在晴天（光伏）/刮风（风电）的日子里，下层水库中的水通过涡轮机被抽到山上的上层水库来回收能量。在考虑泵送、发电、摩擦和其他损失后，往返效率平均可以达到约80%。水在两个水库之间无限期地循环，偶尔通过雨水、人工等方式来以弥补蒸发。同时，相比河基抽水储能站点，防洪设施几乎零成本。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在比较多种储能方式时表示，相较于其他储能方式，抽水蓄能是目前最便宜的一种储能手段。现在发展抽水蓄能是极其必要的，一是因为电网系统调峰的需要，二是开发可再生资源风光电的需要。
中国电建总工程师周建平也认为，抽水蓄能在目前的储能方式中具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、环境友好等优点，是当前大规模储能的主流技术。“‘水储能’在未来很长一段时期内都将是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。”
不难预期，在国家大力推动风电光伏等新能源快速发展的当下，对新能源发展起配套作用的储能市场也会同步快速发展。
业内人士介绍，此前抽水蓄能的投资主体主要是国家电网和南方电网等电网企业，属于网建网用模式。但随着去年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来盈利拐点。在鼓励社会资本参与电力市场交易的政策支持下，抽水蓄能现在正吸引越来越多的企业加入。
3月17日，位于浙江泰顺、江西奉新两座大型抽水蓄能电站工程在同一天开工建设，装机容量均高达120万千瓦，总投资规模达到147.73亿元。年发电量可达24亿度，年抽水电量32亿度，建成后每年可减少原煤消耗22万吨，减少二氧化碳排放45万吨。
这两座大型抽水蓄能电站同步开工建设，是当前抽水蓄能快速发展的一个缩影。
而早在2021年9月17日，国家能源局就正式印发了《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》。
《规划》指出，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。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番；到2030年，抽水蓄能投产总规模要比“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。《规划》明确提出的抽水蓄能扩容目标，为抽水蓄能行业未来发展提供了坚实的政策利好。
再从更长远的新能源发展规划看，预计到2060年我国电力总装机容量将达80亿千瓦，风电光伏装机规模预计达50亿千瓦。
以50亿千瓦的规模计算，即便只考虑15%至20%的调节电源配比，未来对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦至10亿千瓦。这意味着储能市场未来的成长空间将以十倍百倍计，还意味着作为技术最成熟、成本最低的抽水储能市场发展空间极为广阔。
