2022-04-21
作者：能源嚴究院
來源：能源嚴究院
從北京城區驅車往北200多公里，在有著“御河”之稱的灤河上游大山深處，河北豐寧抽水儲能電站坐落于此。近年來，主流媒體對這座超級工程連篇累牘的報道讓豐寧縣（2020年2月才脫貧）為外界所熟知。
2021年12月30日，豐寧抽水蓄能電站正式投產發電，在抽水蓄能行業內，該電站以360萬千瓦的總裝機容量位居世界第一。
它由12臺30萬千瓦單級可逆水泵水輪發電電動機組，總裝機量相當于六分之一個三峽大壩。但讓三峽望塵莫及的是，它有著令人咂舌的“充電”能力，因而也被冠以“超級充電寶”的美譽。
此外，該電站還創造了多個世界紀錄：全世界儲能能力世界第一、地下洞室群規模世界第一、地下廠房規模世界第一。
豐寧抽蓄電站建成投產也反映出我國對抽水蓄能產業的支持力度越來越大。過去半個多世紀，這個被全世界認可的儲能技術并未在中國很快扎根發芽，電力體制機制問題成為最大制約因素。
直到2020年“雙碳”目標的提出，當“構建以新能源為主體的新型電力系統”的戰略規劃藍圖徐徐展開時，抽水蓄能成為了這個龐大規劃體系能否實現的重中之重。
不論從哪個角度來分析，抽水蓄能都是當今最成熟的大容量儲能解決方案。它在國際上的地位也折射出，抽水蓄能是未來保障我國新型電力系統穩定運行的“最優解”。
2021年9月17日，國家能源局正式印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》（下稱《抽蓄中長期規劃》），并提出，按照能核盡核、能開盡開的原則，在規劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。
根據規劃，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到120GW左右。
毋庸置疑的是，抽水蓄能迎來其黃金發展期?？稍偕茉囱b機飆漲和煤電新增裝機停擺，此消彼長間催生了一個新的萬億級市場。
如今，這個“香餑餑”正在吸引著越來越多的市場主體參與其中。同時，由于抽水蓄能電站前期投資大、工程建設周期長、投資收益不高等因素，這個新興儲能市場或許并不是民企理想的競技場。
萬億市場
將抽水蓄能推向聚光燈下的正是《抽蓄中長期規劃》的出臺。
這是我國第一次將抽水蓄能作為一個獨立、完整產業發布全國性的發展規劃，從產業資源、產業能力、產業目標和產業管理等方面進行了系統分析和闡述。
根據規劃，2021-2035年間，我國共有抽水蓄能儲備項目247個，總裝機規模約3.05億千瓦。
據水電水利規劃設計總院測算，截至2021年，中國抽水蓄能已建裝機規模3639萬千瓦。按照3-4億千瓦發展目標，大約還要建設3.5億千瓦。
倘若按照目前抽水蓄能電站單位千瓦投資6000元左右測算，按照目前的規劃體量來看，抽水蓄能市場規模將超過2萬億元。
國際可再生能源署的展望報告《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場》中的基本預測情景指出，到2030年，抽水蓄能容量增長幅度為40%～50%。
由于體制機制原因，在這場萬億級盛宴中，電網公司仍是主力軍。該公司董事長辛保安曾在《人民日報》撰文稱，將大力加強技術成熟的抽水蓄能電站建設，積極支持新型儲能規模化應用，力爭到2030年公司經營區抽蓄電站裝機由2630萬千瓦提高到1億千瓦。
這意味著，未來數年，國網帶動的抽水蓄能投資和建設將呈翻倍式增長。
今年以來，國網明顯加快了抽蓄電站的開發速度。3月17日，該公司宣布兩座抽水蓄能電站工程同時開工建設。
這兩座抽蓄電站分別是浙江泰順抽水蓄能電站和江西奉新抽水蓄能電站，總投資規模147.73億元，預計2030年前全部竣工投產，年發電量可達24億度。
前者位于浙江省溫州市泰順縣境內，后者位于江西省宜春市奉新縣，總裝機容量均為120萬千瓦，都將安裝4臺單機容量30萬千瓦的機組。
據國網介紹，兩座抽水蓄能電站建成后，有望對保障當地電力供應、推進能源轉型起到重要的作用，同時拉動地方GDP超300億元。
目前，在抽水蓄能領域，兩大電網公司占據90%以上的市場份額，僅有少數由地方國企控股，其余是以個位數計的發電企業控股抽水蓄能電站。
不過，“電網獨大”的局面正在改變。早在2015年，國家能源局就曾發布《關于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》提出，社會資本可通過市場方式選擇未明確開發主體的抽水蓄能電站。
國家電網也主動求變。2021年3月底，國網對外發布建新型電力系統六項重要舉措，提出“向社會開放國家電網擬建抽水蓄能項目，合作模式一廠一議、靈活選擇，社會資本可參可控”。
但若想改變目前抽蓄電站“網建網用”的現狀，更重要的是市場機制，尤其是抽水蓄能電站電價機制的疏導。
2021年5月7日，國家發改委發布關于進一步完善抽水蓄能價格機制的意見，提出“現階段，要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收”。
意見中關于“以競爭性方式形成電量電價”和“完善容量電價核定機制”的兩部制電價方案意味著，抽水蓄能開發正在迎來盈利拐點，大大提高了電網企業之外的其它市場參與主體的投資積極性。
據《證券日報》報道，今年以來，多家能源電力央企加碼抽水蓄能。中國電建成立10余家項目公司發展抽水蓄能項目、中國建筑亦在推動抽水蓄能項目發展。
蹣跚起步
中國是抽水蓄能大國，卻不是抽蓄強國。抽水蓄能電站自1882年問世至今擁有140年的歷史，中國進入這個領域則要到上世紀60年代。
截至2020年底，全球已投運的抽水蓄能裝機為1.725億千瓦，其中中國抽水蓄能裝機達到3149萬千瓦，占比超過18%，位居世界第一。相比之下，日本抽水蓄能占電力總裝機的比例高達8%，而中國的占比不到2%。
“大而不強”的原因是，相較西方國家在抽水蓄能領域發展百年歷史，中國起步較晚，發展至今不過50多年。
新中國成立后，百廢待興，恢復經濟成為了當務之急。但彼時中國的電力產業極度落后，電力供應能力不足大大制約了工業的發展。
數據顯示，1950年，中國發電量為46億千瓦時，人均發電量僅為2.76千瓦時，甚至遠低于印度的10.9千瓦時，而當年美國人均發電量高達到2949千瓦時。
即便是在那個電力極度短缺的年代，水電站都是作為配角出現，更別說抽水蓄能電站。中國的資源稟賦也決定了，火電才是拱衛工業經濟的主力。
但如果翻開1950年的全球電力分布版圖，抽水蓄能已經站在了聚光燈下。當年，全球共建成抽水蓄能電站31座，總裝機量約130萬千瓦。
從某種程度上來說，抽水蓄能是伴隨著中國水電產業的發展而蹣跚起步的，卻又并未因水電興而興。很長時間內，它甚至極少作為一個單獨名詞出現。
蹣跚的起點是在中國革命圣地西柏坡所在的河北平山縣，位于該縣境內崗南村西的崗南水電站被公認為是中國第一座混合式抽水蓄能電站。
早在1958年3月，崗南水庫主體工程就開始興建。承擔著“治理滹沱河、調節洪水、開發利用水利資源的大型水利樞紐工程”的使命。
彼時，中國很快邁入三年困難時期，連續多年的自然災害，將原本孱弱的中國經濟拉入到了泥潭之中。崗南水電站的建設也受到了沖擊，原本計劃的工程被迫停建，轉入維護，僅兩臺15兆瓦的發電機組開始發電。
續建工程直到1966年重啟，三年后基本竣工。此時，電力主管部門正在尋找抽水蓄能電站的試驗田，位于平山縣的崗南水電站被選中試點。
1968年，一臺容量1.1萬千瓦的進口抽水蓄能機組被安裝在了崗南水庫，從而開啟了中國抽水蓄能的先河。
但中國抽水蓄能真正起步的標志性事件還要到五年后。1973年和1975年，中國在當時已經運營了15年的北京密云水庫白河水電站分別改建安裝了兩臺1.1萬千瓦抽水蓄能機組。
與崗南抽水蓄能機組不同的是，白河電站改建安裝的抽水蓄能機組并非進口設備，而是由天津發電設備廠生產。也正因此，這兩座小型混合式抽水蓄能電站的投運有了更為特殊的意義。
上世紀60年代至70年代被認為是中國抽水蓄能電站的起步階段。數據顯示，截至1979年，中國水電裝機容量達到1911萬千瓦，其中抽水蓄能僅為3.3萬千瓦。
同時期，歐美日國家在抽水蓄能電站領域則是另一番熱火朝天的景象。
1973年和1979年，兩次石油危機讓整個西方世界的能源供應體系搖搖欲墜。由于燃油電站比重下降，核電站建設猛增，以及常規水電比重下降，電網調峰能力下降，抽水蓄能電站重新受到格外重視。
這期間是美國抽水蓄能電站建設的高峰期。1975年，美國已建抽水蓄能電站容量達到973萬千瓦，到1980年達到1900萬千瓦，年均裝機達到185萬千瓦。
而在上世紀70年代末，日本則開始籌劃建設當時世界上最大的抽水蓄能電站——俁野川電站。這座電站裝機容量達到120萬千瓦，單臺機組達到30萬千瓦。
稍加對比不難發現，中國在抽水蓄能領域與日本的差距有如鴻溝。俁野川電站的總容量和單臺機組容量分別是密云水庫白河水電站的近55倍和27倍。
從全球范圍內來看，20世紀70年代和80年代是抽水蓄能電站的黃金發展時期，年均增長率分別達到11.26%和6.45%。到1990年底，全世界抽水蓄能電站裝機容量增至86879兆瓦，已占總裝機容量的3.15%。
1978年12月，十一屆三中全會后，中國邁入了改革開放的新發展階段。伴隨著中國經濟的快速增長，中國水電和抽水蓄能電站開發也開始奮起直追。
揚鞭奮蹄
十一屆三中全會召開兩周前，鄧小平會見了法國外貿部長弗朗索瓦一行，并在回答法國記者問題時公開宣布，中國已決定向法國購買兩座核電站設備。
彼時，香港電力供應一度緊張。為了抓住這個商機，中國政府決定在深圳市大鵬鎮境內建設一座核電站。
這就是中國大陸第一座大型商用核電站——大亞灣核電站。1987年，大亞灣核電站正式開工建設，1號、2號機組于1994年投入商業運行。
幾乎同時開建的還有一座用于調峰的抽水蓄能電站——廣州抽水蓄能電站。它的重要歷史使命就是保障大亞灣核電站的平穩安全運行，并為廣州電網調峰、調頻、調相及事故備用。
在歐美國家，通過建設配套的抽水蓄能電站來保障核電站的安全穩定運行早已成為一種很成熟的運營方案。
廣州抽水蓄能電站位于廣東省從化市，距離廣州90公里。一期工程于1988年9月開工，第一臺機組于1993年6月發電，并在次年全部建成。
2000年6月，廣州抽水蓄能電站兩期工程的4臺可逆式水泵水輪機全部投入了商業運行。該電站單體容量達到300兆瓦，總容量為2400兆瓦，成為當時世界上裝機容量最大的抽水蓄能電站。
廣州抽水蓄能電站的建設投運是當時中國經濟發展的一個縮影。改革開放后，國民經濟的快速發展倒逼電力產業揚鞭奮蹄。
但為了滿足全社會，尤其是工業用電需求，燃煤電廠在全國遍地開花，水電比重迅速下降，其結果是調峰問題日益嚴重，拉閘限電現象頻現，電網安全受到威脅。
這期間，最具代表性的水利工程是三峽大壩的建設。
數據顯示，1993年～1999年，中國水電投產連續7年超過300萬。截至1999年，全國水電裝機容量7297萬千瓦，年發電量2219億千瓦時，分別居世界第2位和第4位。
在此背景下，抽水蓄能電站建設也按下了加速鍵。1992年9月，北京十三陵抽水蓄能電站開工建設，總裝機80萬千瓦，于1997年全部建成。同期，浙江天荒坪抽水蓄能電站180萬千瓦機組也開工。
上世紀90年代，配合核電、火電運行及作為重點地區安保電源，一大批抽水蓄能電站拔地而起。截至1999年，抽水蓄能容量為547.5萬千瓦。到2000年底，全世界抽水蓄能電站裝機容量達到1.14億千瓦，中國抽蓄總容量達到552萬千瓦，占比4.8%。
不過，盡管這個時期抽蓄電站的單機容量、裝機規模已達到較高水平，但機組設計制造依然嚴重依賴進口。
同期，歐美日國家在抽水蓄能電站建設方面卻出現了“兩級分化”。上世紀90年代，日本繼續熱衷于抽水蓄能電站建設，并后來居上超過美國成為抽水蓄能電站裝機容量最大的國家。
尤其是在單體容量方面，日本屢屢締造世界紀錄。1999年投運的葛野川電站機組功率達到了412兆瓦/438兆瓦。2005年12月，日本又投運了單機功率大470兆瓦/464兆瓦的神流川電站抽水蓄能機組。
1997年，中國深化經濟體制改革，于當年1月17日正式成立國家電力公司，國務院授權其經營中央電力資產，也從生產關系上形成了一個中央水電投資主體。
這也標志著中國電力工業管理體制由計劃經濟向社會主義市場經濟邁出重要一步，并將對推進全國電力聯網，實現能源資源的合理配置發揮重要作用。
國家電力公司成立后，電力建設速度大幅加快。從1999年起，中國又陸續開工建設了11座抽水蓄能電站，建設規模達到1122萬千瓦。
從惠州、寶泉和白蓮河3座電站開始，機組國產化的步伐也大大加快。截至2010年底，隨著張河灣、西龍池、桐柏、泰安、宜興、瑯琊山等一批大型抽水蓄能電站相繼投產，全國抽水蓄能電站裝機容量達到1451萬千瓦。
此時，全世界抽水蓄能電站的裝機容量達到1.35億千瓦，中國的占比升至10.7%。
正當中國水電建設如火如荼時，另一場深刻影響中國電力產業的變革很快到來，抽水蓄能也因此遭遇冷遇。
遭遇冷遇
2001年，在經歷了艱苦卓絕的談判后，中國正式加入世界貿易組織（WTO），中國經濟開始融入世界。作為入世承諾，中國必須做出改變，經濟不同領域均面臨著深刻的改革，以更開放的態度迎接新的機遇和挑戰。
此時，隨著改革開放的深入，披著計劃外衣的國家電力公司已經不適合新時代的發展要求，電力體制改革最重要的一刀砍在了它的身上。
2002年2月，國務院下發《電力體制改革方案》。這份被稱作電改“5號文”的改革方案提出政企分開、廠網分開、主輔分離、輸配分開和競價上網的目標。
作為電改5號文“廠網分開，重組發電和電網企業”的重要一環，當年12月，國家電力公司被拆分成11家新的公司，兩大電網公司（國家電網和南方電網）和五大四小發電企業的電力新格局由此形成。
此次電改后，發電企業開始發力，中國發電量狂飆突進。數據顯示，2006年后，中國發電量以每年4000-5000億千瓦時左右的速度遞增。到了2010年，世界經濟的排位發生了深刻變化，中國GDP總量達到6.09萬億美元，首次超過日本，位居世界第二。
電力是經濟的晴雨表。這一年，中國發電量達到了4.1萬億千瓦時，將美國從第一名的王座上拉下馬來。此前110年，美國發電量一直位居世界第一。
盡管中國電力產業突飛猛進，但抽水蓄能卻遭到了冷遇。原因在于，抽水蓄能的特點是，運行的費用在電網側，效益卻產生在發電側。
電改之后，電網企業和發電企業各司其職，但需要廠網配合的抽水蓄能電站的地位突然變得尷尬，電網和發電企業都缺乏投資熱情。
國家主管部門很顯然也擔心抽水蓄能遇冷的現象出現。2004年1月12日，國家發改委下發《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》，專門提到，電力體制實行“廠網分開”改革后，抽水蓄能電站建設和管理面臨的環境發生了很大的變化。
2002年前，中國抽水蓄能電站建設仍處于爬坡。數據顯示，到2002年底，全國已建成抽水蓄能電站570萬千瓦，在建抽水蓄能電站750萬千瓦。
抽水蓄能建設的停滯從規劃和現實的落差中可以看出，在早期的電力發展規劃中，曾規劃到2020年抽水蓄能裝機達到1億千瓦，但在此后的規劃中，這個裝機目標一降再降。
2013年1月1日，國務院下發《能源發展“十二五”規劃》中提出，“十二五”時期，開工建設常規水電1.2億千瓦、抽水蓄能電站4000萬千瓦。到2015年，全國常規水電、抽水蓄能電站裝機分別達到2.6億千瓦和3000萬千瓦。
但根據2016年下發的《電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）》中公布的數據，截至2015年底，全國水電裝機達到3.2億千瓦，其中抽水蓄能為2300萬千瓦。
這意味著，抽水蓄能并未完成2013年制定的規劃目標。
按照電力發展“十三五”規劃提出的目標，“十三五”期間，抽水蓄能電站開工6000萬千瓦，新增投產約1700萬千瓦，2020年裝機達到4000萬千瓦左右。
現實情況是，截至2020年底，全國運行抽水蓄能電站32座，總裝機容量為3149萬千瓦，在建抽蓄裝機4545萬千瓦，并未達到“十三五”4000萬千瓦的規劃目標。
《電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）》中，抽水蓄能的年均增速目標是11.7%。統計數據顯示，“十二五”和“十三五”期間，抽水蓄能的年均增速分別為7.1%和6.4%，上述數據都遠低于規劃增速目標。
去年9月，《抽蓄中長期規劃》提出到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右。
這也意味著，新的方案再度大幅下調了規劃目標。早在2016年下發的《水電發展“十三五”規劃》中提出，預計2025年全國水電裝機容量達到4.7億千瓦，其中常規水電3.8億千瓦，抽水蓄能約9000萬千瓦。
中國電力產業猶如一匹脫韁的野馬，但作為“調節器”，抽水蓄能卻未能有相應的發展。此消彼長，中國是抽水蓄能大國，卻不是強國。
體制之殤
“不強”主要體現在抽水蓄能的占比上。
目前，中國抽水蓄能電站占總裝機容量的比重僅為1.4%。相比之下，日本高達8%，意大利、西班牙、德國、英國、韓國的也在3%-6%之間。
在不少業內人士看來，造成抽水蓄能“遇冷”的根本原因是體制機制問題。
2004年，國家發改委下發《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》指出，抽水蓄能電站要根據各電力系統的不同特點和廠址資源條件，與電網和常規電源統一納入電力中長期發展規劃，按照區域電網范圍進行統一配置。
該文件還明確指出，抽水蓄能電站原則上由電網經營企業建設和管理，具體規模、投資與建設條件由國務院投資主管部門嚴格審批，其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。
而發電企業投資建設的抽水蓄能電站，要服從于電力發展規劃，作為獨立電廠參與電力市場競爭。文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網企業租賃經營，租賃費由國務院價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則核定。
此后，文件下發之前建設的抽水蓄能電站投資方紛紛開始退股，電網公司漸漸地將抽水蓄能的建設、運營權統統收入囊中。
就這樣，抽水蓄能進入“網建網用”的發展模式中。
這項措施雖然有效保障了電網調峰調頻的需求，但抽水蓄能經濟性的問題依然沒有解決，反而將矛盾內部化。
作為一項已經成熟的技術路線，抽水蓄能原本是一個“香餑餑”，但上述通知將抽蓄電站“劃歸”電網企業，大大打擊了其它投資方的熱情。
事實上，盡管《通知》中提出的租賃制受到各方擁戴，但在當時的體制框架下幾乎形容虛設。廣州抽蓄電站就是一個典型的例子。
該電站由廣東電力集團公司、國家開發投資公司、國家核工業總公司合資興建，內資由三方股東按股比分攤，外資則由政府擔保，利用法國政府優惠貸款和亞洲開發銀行貸款引進機電設備。
此外，廣東抽水蓄能電站聯營公司在投資方股東董事會領導下作為業主單位，負責資金籌措、建設管理、運行經營、還貸付息以及國有資產的保值、增值，策劃運籌全過程一體化管理。
建成后，該電站一半租給廣州電網和中國廣東核電集團，另一半則租給了香港中華電力有限公司。兩大電網公司的成立，廣州電網劃歸了南方電網。南方由此既是出租人，也是承租人。
但對電網企業來說，抽蓄電站的經濟賬怎么算都算不過來了。在中國電力體制改革和電力市場化不斷推進的過程中，抽蓄電站的成本如何回收成為建設發展抽水蓄能電站的關鍵考量因素。
盡管抽水蓄能電站對系統安全運行保障具有無可比擬的優勢，但合理的電價機制才是調動抽水蓄能電站發電積極性和保障電站調峰調頻作用的關鍵。
根據《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》，“建設和運行成本納入電網運行費用統一核定”，電網企業也沒有動力建設抽水蓄能電站。
2019年5月，國家發改委、國家能源局發布的《輸配電定價成本監審辦法》規定：“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本。”上述政策規定意味著，電網企業開發抽水蓄能無法將建設成本計入電價當中，成本回收的通道被堵死。
當年底，國家發改委于2019年12月9日發布《省級電網輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》再次強調，抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍。這也意味著，抽水蓄能成本無法通過產業鏈進行疏導。
一系列頂層設計大大挫傷了電網企業的積極性。2019年12月，國家電網印發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》明確指出，“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”。
帳算不過來背后的重要原因是中國電力市場建設滯后。
2015年3月22日，國務院發布《進一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文），新一輪電改拉開帷幕。此次電改以“放開兩頭，管住中間”為體制框架，涉及電價改革、電網獨立、放開市場等內容，為建立統一的電力市場吹響了號角。
經過多年努力，中國電力市場基本形成以中長期交易為主、現貨市場試點補充，輔助服務市場（補償機制）有序推進的總體格局。
但當前，中國帶有分時價格信號的現貨市場尚未普及，輔助服務市場建設尚處于起步階段，輔助服務品種也不完善，暫不具備將抽水蓄能電站完全推向市場的條件。
爆發前夜
國家電網宣布停建抽水蓄能項目后不久，2020年新冠疫情突然來襲，這家全球最大的公用事業公司不得不承擔起央企應擔的社會責任。
當年1月，國家發改委、國家能源局召開應對疫情能源供應保障電視電話會議，重點強調了能源保供部署安排，加快推動重大項目、重大工程建設，發揮好能源行業在“六穩” 工作中的重要作用。
為助推企業復工復產，國家電網決定重啟抽水蓄能建設。
2020年2月7日，國家電網出臺應對疫情影響，全力恢復建設，助推企業復工復產的12項舉措，明確開工山西垣曲抽水蓄能電站等一批工程。12月，國家電網再度宣布，山西渾源、浙江磐安、山東泰安二期抽水蓄能電站項目集中開工。
效果立竿見影。數據顯示，2021年1-2月，中國新增抽水蓄能裝機容量30萬千瓦，相當于2019年全年的新增規模。
不過，更大的推力是“雙碳”目標的提出，以及“弱煤化”進程的加快。2020年9月，中國提出“雙碳”目標；次年3月15日，中央財經委員會第九次會議又提出，要構建以新能源為主體的新型電力系統。
2021年4月22日，國家主席習近平在“領導人氣候峰會”上宣布，中國將嚴控煤電項目。5個月后，中國又在聯合國大會上宣布將不再新建境外煤電項目。
今年3月28日，國家發改委、外交部、生態環境部、商務部等部門發布《關于推進共建“一帶一路”綠色發展的意見》再度提出，全面停止新建境外煤電項目，穩慎推進在建境外煤電項目。
從某種程度上來說，抽水蓄能電站的興衰，與煤電的興衰成反比，而與可再生能源發電成正比。截至2020年年底，中國新能源裝機容量已達5.3億千瓦，占全球新能源裝機總量的比重已超過三分之一。
根據“雙碳”目標規劃，到2030年，中國風電、光伏裝機容量將達到12億千瓦以上。到2035年，中國電力系統最大峰谷差預計將超過10億千瓦。
對于電力系統而言，在大力發展風光等非水可再生能源的同時保證供電的安全，必須要有大量的可控電源予以輔助。
早期，由于電網中的風、光發電量的比重還不是很高，依靠大量過剩的煤電進行單向調峰，可以保障供電的安全。但當電網中間歇性的非水可再生能源成為主力，電網系統就必須依靠能夠儲能的雙向調峰電源。
澳大利亞國立大學可再生能源研究團隊對抽水蓄能的前景做了深入分析。在《抽水蓄能助力實現100%可再生能源電力系統》報告中，該團隊指出，以風能、太陽能為核心，配合抽水蓄能、特高壓、電網需求管理，可以以適當的成本支撐起占比高達100%的可再生的電力系統。
根據該團隊2019年的研究模型假設，如果未來要實現100%可再生能源電力系統，光伏和風電的發電量占比將達到90%，水電和生物質等將達到10%。
上述假設認為，這意味著風能和光伏裝機量需要在2019年的基礎上翻3倍，為平衡電網需要部署大量的儲能設施，其中抽水蓄能成為首選。
抽水蓄能是當前最成熟、裝機容量最大的主流儲能技術。截至2020年底，全球已投運儲能項目裝機容量超1.9億千瓦，其中抽水蓄能1.725億千瓦，占比90%。
與此同時，它也是保障高比例新能源電力系統安全穩定運行的有效途徑，并在調峰調頻、削峰填谷、事故備用和黑啟動等方面具有很大的優勢。
一方面，抽水蓄能機組啟動時間短、調節速率快，可在60秒左右從停機開至滿發，是應對高比例新能源系統有功波動性變大的有效手段。
另一方面，隨著負荷峰谷差拉大及新能源大規模接入，抽水蓄能電站可有效減少系統應對短時尖峰負荷所需的燃煤等化石能源發電機組裝機容量，在滿足系統調峰需求的同時為清潔能源發電騰挪空間。
業內專家認為，不論從容量、穩定性、調峰時間，還是技術成熟度、技術可靠性等多方面進行比對，抽水蓄能仍是系統靈活性調節電源的較優選擇。
從經濟性上看，按同等條件連續充放電時間計算，抽水蓄能單位投資成本是電化學儲能的 30%～50%，壽命是其3～5倍。而從安全性上看，電化學儲能等其他儲能技術雖逐步成熟、成本穩步下降，但其造價、壽命和安全性等指標仍低于抽水蓄能。
去年5月7日，隨著《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》的發布，兩部制電價制度的實施又未困擾抽水蓄能電站已久的電價機制明確了新方向。
隨著中國電力市場的不斷完善，抽水蓄能正在迎來爆發期。