抽水蓄能技术高度成熟性，当前已成为最具实用性的储能方式之一。
为了构建以新能源为主导的新型电力系统，加快抽水蓄能的发展成为关键需求。
抽水蓄能是保障电力系统安全稳定运行的重要基石，为可再生能源的大规模发展提供了有力支撑。抽水蓄能技术与风电、太阳能发电、核电以及火电等多种能源形式能实现良好地配合效果。
抽水蓄能集灵活性与可靠性于一身，具有低碳环保，以及调节能力远超常规电源。因此特别适用于当前新型能源体系和电力系统的需求。
据中电联数据显示，至2023年底我国的抽水蓄能装机规模已达5094万千瓦，比上一年同期增长了11.2%。
根据国家能源局的规划预测，2023年至2025年抽水蓄能装机规模的年复合增长率将达到10.6%；从2025年到2030年，新投产装机规模的年复合增长率预计会提升至14.1%。
此外，国家能源局在《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中已明确指出未来的发展目标：计划到2025年，抽水蓄能的总投产规模将超过6200万千瓦；到2030年将升至约1.2亿千瓦。在2035年前，我国将形成一个能满足新能源高比例、大规模发展的抽水蓄能现代化产业，预计投产规模将超过3亿千瓦。
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抽水蓄能电站基本构成示意图：
资料来源：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司
抽水蓄能行业概览在我国各类型储能装机量占比中，抽水蓄能份额最大，现在已经成为了主导的储能方式。
抽水蓄能技术通过水这一储能介质，在电力与势能之间灵活转换，从而有效地存储和管理电能。在电网负荷较轻时，利用多余电力将水抽至上水库储存；在电网负荷高峰时，则通过放水至下水库来发电。
其主要工作原理是在夜间电价低廉时储存水力能量，在白天电力需求高涨时释放这些能量来发电。
这一过程不仅调节了电网的负荷峰谷，还将低价值电能转化为高峰时段的高价值电能。
此外，抽水蓄能技术的使用寿命长达30-40年，具有技术成熟、规模大、运维成本低和单位投资成本低等诸多优势。例如世界装机容量第一的河北丰宁抽水蓄能电站，总装机高达360万千瓦，满负荷运行时长可达10.8小时。
不过值得注意的是，抽水蓄能也存在一些局限性，如占用大量地理资源、建设周期长以及选址受地形条件严格限制等。
从行业发展历程来看，我国抽水蓄能电站的建设历程可以追溯到20世纪60年代后期。进入80年代中后期，随着我国电力需求和电网调峰矛盾的日益凸显，抽水蓄能电站迎来首个建设高峰。在这一时期，广州、北京十三陵以及浙江天荒坪的抽水蓄能电站相继建成并投入运营。
抽水蓄能产业链抽水蓄能产业链上游为设备供应、中游主要环节是蓄电站运营以及下游的电网系统。
上游设备供应环节中关键组成部分包括水轮发电机组（由水泵水轮机和发电电动机共同组成）、电气一次设备、电气二次设备以及金属结构设备。
水轮机主要参与厂商包括东方电气、哈尔滨电气和浙富控股等；水泵产品主要企业有凌霄泵业、大元泵业和泰福泵业等；变压器领域保变电气和新华都是代表厂商；发电机生产主要由国投电力、湖北能源华能水电、川投能源以及桂冠电力等行业内的主要厂商负责。
抽水蓄能产业链图示：
资料来源：行行查
中游环节主要由建筑设计公司构成，负责承接电站的设计、建设与运营工作。
从产业链的投资金额分布来看，抽蓄电站通常是由甲方进行投资建设及运营的。由于这类电站主要在输电端进行建设，因此投资方多为国网、南网等大型电网企业。
国网会委托具备专业能力的第三方建设机构，如中国电建、中国能建、粤水电下属设计院以及一些省级电力设计院，进行电站的勘察、设计与建设工作。建设以及后续的运营（主要由国家电网和南方电网负责）。
抽水蓄能电站的建设多采取EPC工程总承包模式，其中中国电建在规划设计方面占据了约90%的市场份额，并承担了大约80%的建设项目。
抽水蓄能产业链下游集中在电网系统中抽水蓄能电站的辅助服务应用，如调峰、调频等。电站建设竣工后，会与下游对接，实现并网发电。
主要的运营方包括国家电网控股的国网新源控股有限公司和南方电网控股的南方电网调峰调频发电公司。
根据两大电网的规划，南方电网计划在未来十年内建成并投产2100万千瓦的抽水蓄能电站，并同时开工建设预计在“十六五”期间投产的1500万千瓦抽水蓄能电站。
整体而言，我国抽水蓄能产业链的自主化程度高。近年来国内上游设备供应达到了国际领先水平；而中下游市场也基本被国内企业所占据。
抽水蓄能价值量分布图：
资料来源：北极星储能网
结语抽水蓄能作为一种大规模、集中式的能量储存方式，具有快速的响应速度和优秀的日调节能力，是最重要的储能技术之一。随着新能源在电力系统中占比的逐渐提升，对于大规模储能的需求也日益增加。抽水蓄能电站的优质特成为了理想的供电电源和调峰电源，对于稳定电网运行、减少波动具有显著的作用，行业发展空间十分广阔。
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