提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性日益凸显，储能规模的提升是重中之重。

储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。

根据CNESA统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.8GW，同比增长4.9%，占我国储能结构的89.3%。

抽水储能是物理储能的一种，是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间。

根据《储能的度电成本和里程成本分析》中测算，抽水蓄能仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。

抽水蓄能电站是水电电源的重要组成部分，也是光伏及风力发电重要的调峰手段，将在“十四五”将迎来新的发展窗口期。

抽水蓄能站工作原理：

资料来源：Hydro Tasm

根据国际可再生能源机构数据，截至2020年底，从抽水蓄能装机地域分布上来看，我国主要集中在华东、华南地区。装机规模超过4GW的有浙江、广东；3-4GW的有安徽；2-3GW的有江苏；1-2GW的有河北、山西、内蒙古、辽宁、福建、江西、山东、河南、湖北、湖南。

从单个电站规模来看，目前国内最大的为惠州与广州的抽水蓄能电站，规模均为2.4GW。

投资金额产业链方面，一般由甲方投资建设及运营抽蓄电站，主要在输电端进行抽蓄电站建设。

投资方一般为国网，南网等。国网委托第三方建设机构进行设计建设，由于工程难度较高，有一定技术壁垒，一般为中国电建、中国能建、粤水电下属设计院及部分省级电力设计院进行勘察设计及建设工作。

2011-2020年抽水蓄能完成投资额整体呈增长趋势，2020年抽水蓄能完成投资额已超过200亿元，数据较详细的有38个，中国电建承建了其中36个项目，其余2个分别由中国能建和安能建设承建。

整体来看，中国能建与中国电建在抽水蓄能建设领域有竞争优势，中国能建吸收合并的葛洲坝于2020年中标土耳其埃利迪尔抽水蓄能电站项目EPC （106.2亿元）。

根据两网规划情况，南方电网未来十年将建成投产2100万千瓦抽水蓄能，同时开工建设“十六五”投产的1500万千瓦抽水蓄能，总投资约2000亿元。

目前抽水蓄能的两部制电价的定价机制和传导机制已经确定，即抽水蓄能实施两部制电价，以竞争性方式形成电量电价，将抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收，仅电量电价通过市场方式形成。

2021年5月发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确提出以政府定价的方式核定容量电价，经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，抽蓄电站按照40年经营期进行核算，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到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。