截至2017年底，全球抽蓄装机容量为161000兆瓦，自2010年以来，仅中国就增加了近15000兆瓦的抽水蓄能电容量。到2030年，全球已有抽蓄电站蓄电量将提高约50%，抽水蓄能装机容量预计将增加约78000兆瓦，且主要增长量将在中国（最多可能增加50000兆瓦）

　　世界水电协会（International Hydropower Association，IHA）近日发布的报告——《全球水电蓄电池：抽水蓄能和清洁能源转型》（以下简称“报告”）指出，截至2017年底，全球抽蓄装机容量为161000兆瓦，中国为此作出了很大贡献，自2010年以来，仅中国就增加了近15000兆瓦的抽水蓄能装机容量。

　　报告预测，到2030年，全球已有抽水蓄能电站蓄电量将提高约50%，抽水蓄能装机容量预计将增加约78000兆瓦，且主要增长量将在中国（最多可能增加50000兆瓦）。而在欧洲，由于可再生能源的增长需要更大的灵活性，预计到2030年，抽蓄装机容量将略有增长，预计在8000—11000兆瓦之间。欧洲的大部分新增项目预计将集中在瑞士、奥地利、英国、葡萄牙和法国，而罗马尼亚、爱尔兰和乌克兰的一些项目也可能继续运行。

　　该报告称，随着可再生能源在电网中所占比重越来越大，抽水蓄能被视为可再生能源融合的关键途径。目前抽水蓄能水电存储量已占全球蓄能总量的94%以上。

　　据了解，我国目前抽水蓄能电站在运、在建规模分别达到1923万千瓦、3015万千瓦且“十三五”期间将新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右，到2020年，我国抽水蓄能运行装机容量预计将达到4000万千瓦。上述报告分析，电力系统灵活性需求的增加，特别是电力系统减少对风能和太阳能的依赖，是抽水蓄能装机在中国持续增加的主要原因。

　　“抽水蓄能在不断发展的电力市场中所扮演的角色也正在产生变化。”报告指出，在以往可再生能源低渗透率水平下，传统发电机能够为电力系统提供必要的系统平衡服务。然而，随着可再生能源比重不断增长，而且在一些电力系统中开始取代传统发电机，电力系统规划和运行就需要调整和升级，以增加灵活性。除技术方面外，可再生能源在电力系统中的渗透率日益增加，可能会显著影响现货市场价格和小时价格，因此，抽水蓄能企业也要进行相应的技术和业务调整。

　　报告同时分析了抽水蓄能的新型投资机会及商业运营模式，并进一步指出，作为一项成熟技术，抽水蓄能项目面临长期的孕育期和回报期，前期成本投入很高。

　　据了解，目前全球在运小水电项目绝大多数为公有制，这些项目往往由纵向一体化的公用事业公司负责，而这些公司由于拥有和经营发电、输电和配电资产而享有垄断地位。目前许多项目正在类似的市场结构下开发，也说明自由化市场在鼓励发展和奖励服务方面仍然存在不足，市场政策法规还未明确，这些都可能导致借贷成本增加，阻碍新项目的投资。

　　报告指出，抽水蓄能项目的营收模式大致分为“服务成本”“直接参与”和“表后发电”。其中，中国的抽水蓄能目前正是运用“服务成本”这种模式的支付或电价机制，反映其在电力系统中的价值。在分类定价的自由化市场中，监管者往往会限制像抽水蓄能这样的大型储能设施模式获益。

　　据了解，营收模式一直是制约抽蓄电站发展的核心问题。水电行业专家表示，目前我国的电价政策和两部制电价未全面落实，不利于抽蓄发展。该专家曾建议，未来电网企业可放开蓄能电站的开发建设市场，以租赁或收购方式统一在电网企业中运营，利用市场力量去推动蓄能电站的快速发展。此外，抽蓄发展仍需建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，协调与研究推行抽蓄电站的投资及运营管理模式。