近日，在水电与未来能源系统国际研讨会上，中国最大的抽水蓄能电站公司——国网新源控股有限公司董事长林铭山表示，目前中国建设抽水蓄能电站的刚性需求没有变，但也面临着更为严格的环境约束。

林铭山在会上介绍，截至今年 4 月底，抽水蓄能运行机组容量为 2919 万千瓦，占全国电力装机容量的 1.7%。目前中国在运抽水蓄能电站 27 座，分布在 18 个省，在建 31 座，分布在 17 个省市。按目前开发建设的速度，预计到 2020 和 2025 年抽水蓄能电站比重将升至 1.8% 和 3%。当前清洁能源迅猛发展，与电力系统的需求比，抽水蓄能电站总体规模仍然偏低。

但他也表示，由于抽水蓄能技术电站一般位于偏远山区，森林公园、水源保护、基本农田等生态敏感因素多。这对抽水蓄能电站建设过程中的生态保护提出了更高的要求。

抽水蓄能是目前最为成熟的储能技术，已有百年历史。电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电，可为电力系统提供调峰、调频、事故备用等多种辅助服务。根据《水电发展“十三五”规划》提出的目标，“十三五”新开工抽水蓄能应达到 6000 万千瓦。

国际水电协会执行长 Richard Taylor 在会上介绍，截至 2017 年年底，全球抽水蓄能电站的装机容量为 153GW。

来自德国福伊特水电控股集团的代表对比了抽水蓄能电站和电池储能的成本，他采用德国阿尔道夫抽水蓄能电站和 Wemag 电池储能电站的实际数据进行测算。

德国阿尔道夫抽水蓄能电站，装机容量为 1400MW，设计寿命 100 年，每四十年需要更换发电设备，造价 16 亿欧元。Wemag 储能电站项目规模为 5MW/5MWH( 可扩展至 6MW/6MWH)，电站使用 25600 节锰酸锂电芯，由三星 SDI 提供，在温度为 17 摄氏度情况下电芯寿命为20年，项目造价为 670 万欧元。

这位代表表示，在同等规模下，电池储能的投资成本比抽水蓄能电站贵5到8倍。考虑到电池寿命有限，两者的成本差异实际上更大。

而在温室气体排放方面，电池储能的碳足迹(也就是碳的消耗量)是抽水蓄能电站的两倍，前者的温室气体排放主要来自原料环节，后者主要来自建造环节。

但是电池储能占地更少，同等条件下，电池储能只需用到抽水蓄能电站 70% 的土地。

近年来，电池储能技术不断发展，并开始在电力系统中有了一定的应用。林铭山表示，不同储能技术的服务能力和服务范围存在客观差异，这决定了其功能定位的不同。电力领域需要统筹规划和合理配置不同的储能资源。

另有电网企业有关人士此前告诉 eo，近年来，抽水蓄能电站的建设成本呈上升趋势，但电池储能成本一路下降，如果电池储能技术成本能够低于抽水蓄能，就有望在电力系统中大规模运用。

随着电力体制改革进展，现货市场已经逐渐走近，在电力辅助市场建设方面，如何利用市场化手段来促进电池储能和抽水蓄能电站的发展是摆在市场设计者面前现实的问题，其重要性会越来越显现。