可再生能源發電的隨機性、間歇性和波動性等問題，對電網安全穩定運行的不利影響非常大，對此，電力系統必須有足夠的靈活調節電源用以保障運行穩定。靈活調節電源包括火電機組、水電機組、抽水蓄能機組和新型儲能設施等。在源荷之間的電網，只有依靠儲能和調節電源才能實現源隨荷動、源荷平衡。
毋庸置疑，在所有靈活調節電源中，火電仍是主要的靈活性調節電源，煤電不僅容量占比大，調節能力也很強，可以在額定負荷的30%～100%之間調節，AGC和CCS反應靈活，是穩定電網運行的基礎性電源。但是隨著大規模可再生能源的發展，幾乎不具靈活調節性的大容量核電機組持續投產，跨省區特高壓輸電持續增長，燃氣發電受天然氣價格限制，僅靠煤電的靈活性已無法實現電網安全可靠運行。因此，儲能建設是新型電力系統不可回避的問題，儲能必將是新型電力系統的重要組成部分。
以電化學儲能為代表的新型儲能技術，也是電力行業關注的焦點。壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰電子電池儲能、超級電容儲能等技術各具優勢和特點，但這些技術并不十分成熟，成本居高不下。氫儲能、超導儲能仍處于研發階段，液流電池等尚處于示范應用階段，壓縮空氣儲能、鋰離子電池儲能技術性和經濟性較差。
相對而言，抽水蓄能技術是目前世界公認的技術最成熟、經濟效益最好、最具靈活性、安全性最高、壽命最長、環境污染最少、應用最為廣泛的儲能技術。截至2020年底，我國抽水蓄能裝機規模占全球儲能總規模的94%。我國在2021年已建成抽水蓄能電站總裝機3639萬千瓦，全球最高。但我國抽水蓄能在電力系統中的比例僅有1.4%，遠低于歐美發達國家，由此可見，我國抽水蓄能市場需求巨大。
抽水蓄能電站廠址都在山區，這對發展山區地方經濟、鞏固脫貧成果、實現城鄉共同富裕具有現實意義和歷史意義。
在抽水蓄能電站大發展的同時，必須正視影響抽水蓄能健康發展的問題，應當在建設熱潮中有冷思考，以推進抽水蓄能電站建設快速、有序、高效、健康發展。
目前抽水蓄能電站建成投產規模較小、在電源結構中占比低，不能有效滿足電力系統安全穩定經濟運行和新能源大規模快速發展的需要。當前，我國抽水蓄能裝機容量3639萬千瓦，遠低于占發電總裝機容量10%的一般要求。數據顯示，我國2010年風能和太陽能發電裝機僅有2984萬千瓦，然而到2021年底，風光兩項新能源裝機總量達到6.34億千瓦，增長21倍之多。相比之下，抽水蓄能電站裝機從2010年的1691萬千瓦增加到2021年的3639萬千瓦，僅增至2.1倍。盡管各地政府“十四五”期間規劃發展不少抽水蓄能和新型儲能，但是新型儲能投資大、技術不成熟，還有發電時間短（僅2小時）、可靠性低、安全風險大的缺點，退役后處理不當將污染環境，因此存在很大的發展不確定性。即使建成了，也遠不能滿足核電、可再生能源及跨省區電力輸送增量所需要配置的儲能容量。有的省市區域內適宜建設抽水蓄能電站的站址很少，難以滿足本區域內電網調峰對抽水蓄能資源的需要；有的省區抽水蓄能資源很豐富，但是規劃與建設跟不上新型電力系統發展；抽水蓄能資源跨省區投資與電力電量交易尚處于探索階段，市場化程度很低。總體上看，抽水蓄能電站發展滯后于新型電力系統需求。
近年來，抽水蓄能電站建設成本增長速度較快。譬如，浙江仙居抽水蓄能電站2016年投產，單位造價每千瓦3534元；長龍山電站2022年6月投產，可研單位造價每千瓦5087元；磐安電站預計2028年投產，可研單位造價每千瓦6340元，抽蓄工程靜態投資逐年呈上升趨勢。當前，新規劃、開建的抽水蓄能電站單位造價預計將在6500元/千瓦以上，投資成本的快速增長將嚴重影響抽水蓄能上網電價和所在省區的銷售電價。
國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》，明確了完善靈活性電源建設和運行機制。積極推動流域控制性調節水庫建設和常規水電站擴機增容，加快建設抽水蓄能電站，探索中小型抽水蓄能技術應用，推行梯級水電儲能。國家發展改革委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確了電價形成機制。“能核盡核、能開盡開”，這是國家發展改革委和國家能源局對“十四五”時期抽水蓄能項目的明確政策。在國家多項政策鼓勵下，抽水蓄能行業上下游均積極投身于發展熱潮。設備制造商積極擴充產能；EPC企業運用新技術改造升級，壓縮周期；業主“跑馬圈地”、搶占優質資源；地方政府更是熱情如火，期盼幾十億乃至上百億投資項目早日落地。在各類資本蜂擁而至的情況下，地方政府也向投資方提出了更高的要求，從而推高了抽水蓄能電站建設成本。
當前，倉促無序的規劃布局可能會產生一系列嚴重后果：第一，布局不盡合理，可能造成電站建成不被需要或無法使用；第二，一些電站建設條件較差，經濟性差，建成后增加用戶電費負擔；第三，建設成本和運行成本可能一時難以消化，推高投資企業負債率和社會用電成本。這些情況不利于抽水蓄能電站健康發展。
國內抽水蓄能機組的主要生產商是哈爾濱電氣、東方電氣和浙富控股，前兩家公司的產能約為40臺/年，即一年1000萬千瓦左右。2021年，我國水輪發電機組市場占有率前三位的企業分別是：哈爾濱電氣約47%，東方電氣約40%，浙富控股約4%。抽水蓄能設備制造能力的不足也是影響抽水蓄能電站發展的重要因素之一。
（一）加強統籌協調，有序高效推進抽水蓄能電站規劃與建設
“十四五”“十五五”是我國可再生能源大發展時期，到2030年可再生能源裝機容量將達到或超過12億千瓦；跨省區電力輸送將持續增加，電力系統運行將發生深刻變化，以抽水蓄能為主體的儲能設備是電力系統的重要組成部分，對于發展可再生能源、電力保供和電網安全運行不可或缺。抽水蓄能電站的本質屬性是為電網削峰填谷、安全應急、保障新能源發電，根據電網需要進行抽水蓄能，或放水發電。應根據電源分布特點、電網運行特性、用電負荷分布、電力結構等確定抽水蓄能電站選址和容量。鑒于抽水蓄能發展有其自身特點，即建設周期通常6～7年，前期勘測設計及審批一般需要3～4年，因此抽水蓄能電站應當根據電力發展特點，提前勘測設計、選址布局，加快開工建設，適時投產發電。又鑒于當前抽水蓄能電站站址選擇以縣市為主，不同程度存在著業主“跑馬圈地”的情況，地方政府以不同的方式提高資源條件，業主不惜成本搶占資源，因此建議抽水蓄能電站站址應當在政府能源主管部門的統籌協調下，加強與自然資源、生態環境、林草、水利等部門溝通協調，做好與生態保護紅線劃定及相關規劃工作的銜接。以10年甚至15年的時間跨度，在分析預測當地經濟社會和電力發展趨勢的基礎上，進行選址規劃、土地預審、社會穩定評估、移民規劃報告等前期工作，在符合生態環境保護要求的前提下，為抽水蓄能電站發展進行規劃和預留空間。同時既要強調能快則快，又要按照客觀規律，保質保量地按照程序開展前期工作，有序高效推進抽水蓄能電站規劃與施工建設，以適應新型電力系統發展的需要。
（二）應當鼓勵并支持各類國有企業和民營企業投資抽水蓄能電站
從浙江抽水蓄能電站業主分布來看，已建成投產的長龍山抽水蓄能電站總裝機210萬千瓦，控股業主為三峽集團；建設中的建德抽水蓄能電站規劃裝機240萬千瓦，控股業主為江蘇協鑫公司；納入規劃中的天臺抽水蓄能電站規劃裝機170萬千瓦，控股業主為三峽集團；其他已建成（浙江抽水蓄能總裝機668萬千瓦）、正在建設中和前期規劃中的抽水蓄能電站的建設投資主體絕大部分都是國家電網所屬新源公司。從過往的抽水蓄能發展歷程來看，新源公司是我國抽水蓄能電站投資的最大股東，這當然有其合理性和合法性。但是，隨著電力市場化改革的不斷深入，除抽水蓄能電站以外，多種投資主體的新型儲能發展如雨后春筍，雖然容量相對于抽水蓄能電站普遍偏小，但是具有建設周期短、分布式儲能、對電網運行的適應性好、有利于當地可再生能源發展、便于電力就地平衡、多樣化等特點。隨著可再生能源的發展，僅靠新源公司建設，無論是投資還是管理，或者市場化要求，可能適應不了新型電力系統發展對抽水蓄能電站建設的要求。
隨著抽水蓄能兩部制電價政策的實施，抽水蓄能的投資收益和經營贏利有了保障，因此，其他國有或民營企業也有很高的投資積極性，以謀求在抽水蓄能電站建設市場中獲得發展，政府應當給予支持。
（三）在積極發展抽水蓄能的同時，要防止過度投資抬高輸配電價
根據抽水蓄能電站兩部制電價政策，容量電價計入省級電網輸配電價中，電量電價按煤電標桿電價或市場交易現貨價格計算。抽水蓄能電站抽水與發電效率按75%計算，則綜合平均電價至少要在標桿電價的基礎上提高25%，如果再計入容量電價（內部收益+財務費用+稅金），估計還要增加15%。即使不計電量電價，抽水蓄能綜合電價勢必也會遠高于火電上網標桿電價。因此，除了對建設投資成本要加強監管外，抽水蓄能容量需要合理配置、適時配置，抽水蓄能電站必須要達到年度設計利用小時數（2000小時）以上才具有合理的經濟性。現在有不少地方正在考慮對現有水電站進行抽水蓄能改造，對此應當特別謹慎。抽水蓄能電站的原理是機械能與電能之間的相互轉換，抽水時應當盡可能多消耗低谷電，發電時盡可能多發頂峰電，因此它必須有足夠高的水頭形成勢能，并根據地理條件建設恰當容量的上下水庫，才能體現其蓄能的功能特征，因此抽水蓄能電站建設不能不顧基本要素與條件。當前，特別要關注現有水電站的抽水蓄能功能改造，如果經濟技術可行性研究做得不夠詳實，最終的結局必然是浪費投資，抬高電價。抽水蓄能電站如果無序開發，無視電力系統和電力市場需求，就有可能建而少用或不用，而輸配電價將在不知不覺中提高，最終影響銷售電價，這種情況應當通過政府監管予以避免。
（四）支持水電設備制造企業積極參與抽水蓄能電站建設
抽水蓄能電站工程投資中，機電設備及安裝工程投資約占26%。“十四五”期間國家將重點實施“雙兩百工程”，即在200個市、縣開工建設200個以上的抽水蓄能項目，開工目標2.7億千瓦。力爭到2025年，抽水蓄能裝機容量達到6200萬千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。到2030年抽水蓄能投產目標是1.2億千瓦。可見全國抽水蓄能建設市場之巨大。提升制造企業的生產能力和市場競爭能力極為重要。堅持自主創新為主，增強機電設備設計制造能力，重點攻關超高水頭大容量抽水蓄能水輪機、大容量變速機組設計制造自主化，并進一步提升勵磁、調速器、變頻裝置等輔機設備國產化水平。政府有關部門和投資企業在支持哈爾濱電氣、東方電氣集團增能擴產外，同樣應當積極支持培育中小型水電設備制造企業積極參與抽水蓄能電站建設。
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