抽水蓄能、常规水电扩机、梯级水电储能等“水储能”形式，在功能定位上具有长时储能和综合调节优势，在经济性上依托土建机电工程具有全生命周期的成本优势。研究表明，2030年以前，电化学储能成本尚无法下降至拐点，抽水蓄能具有技术经济优势。2030年之后，电化学储能成本下降30%以上，抽水蓄能仍将在长时储能的细分市场上具有差异化竞争优势。水电扩机增容、增设可逆式机组或储能泵站，是对我国既有水电的充分利用、二次开发，且无需新建水库、大坝，环境影响相对较小，因此，“水储能”设施应该给予优先开发地位。

关于“水储能”开发建设的思考

针对抽水蓄能开发建设：

一是抽水蓄能规划的全局性。抽水蓄能电站选址虽需要具备一定的地形地质条件和水源条件，但总体而言，我国地大物博，抽水蓄能站址资源丰富。不同于电化学储能，抽水蓄能是依托于地形地质要素和电网布局要素的大中型水电工程，一次性投资大、工期较长，必须进行全国、区域和省域的总体规划，根据区域经济结构发展和电力供需形势，基于新型电力系统需求和清洁能源基地布局进行开发规划，并做好与国土空间规划、生态环境保护规划等的协调。

二是抽水蓄能开发的战略性。抽水蓄能电站规模体量大，涉及总投资动辄数十亿元、上百亿元。早期抽水蓄能电站由电网企业自建自用，内部核算，曾经面临成本回收困难、发展动力不足的问题。加快抽水蓄能电站开发，需要完善市场化体制机制，第一，明确蓄能电站的功能定位和使用规则。第二，明晰投资回报 路径和兑现方式。第三，鼓励投资主体多元化，公平竞争。当新能源+调节电源的大基地开发模式确立后，各类投资开发主体大量涌入抽水蓄能市场，为抽水蓄能发展按下快进键的同时，“新能源+抽水蓄能+X”开发模式的调度运营、盈利方式尚有待市场的进一步检验，需要跳出行业看发展，长远谋划。

三是抽水蓄能建设的先进性。抽水蓄能电站建设周期长，涉及水 电建设的各专业协调和全过程控制。在当前“应开尽开”的思想主导下，有可能导致行业野蛮生长，恶性竞争，形成新的“三边”工程，因此在基本建设程序和工程质量安全上仍需严格把关。第一，要分阶段开展设计工作，满足勘察设计深度要求。第二，要协调好新能源开发、接入系统建设进度，力求同期建设、同步投入运行，避免投资积压。第三，针对关键技术和特殊难题，要开展专项研究论证，经多方案技术经济环境比较提出可行的解决方案。要避免落入重复建设和无效投资的陷阱，全方位做好项目策划，确保高质量推进开发建设。 

针对水电扩机和梯级储能：

一是常规水电站的目标定位和任务调整。要根据流域可再生能源一体化规划建设的需要，对水电站进行常规发电任务和水风光互补任务划分，并进行相应的规划分类和功能调整。 

二是充分研究水电站扩机增容、梯级储能的建设条件。要因地制宜确定扩机增容的方案。要针对水库现有的库容和运行方式，通过调节计算，考虑上下游梯级衔接，确定扩机容量以及互补储能调节运用方式，研究能够互补的新能源规模。

三是研究加快水电站扩机增容、梯级储能的建设程序。对于纳入可再生能源一体化建设规划的水电站扩机和梯级储能，应在审批程序，特别是水保环保审批上，考虑扩机增容的特点，在不改变流域环评的基础上，简化审批核准流程。

四是建立健全水电扩机增容、梯级储能的市场机制，提高盈利能力。对于专门用于水风光互补的项目，要研究通过容量电价、分时电价等，或者直接通过新能源投资主体购买“水储能”服务的方式，取得收益。

以水为介质的重力储能定义为“水储能”，现阶段包括抽水蓄能和常规水电储能。常规水电站进行机组扩机增容、加设水泵或水泵水轮机组等梯级储能，均能有效增强水电站的调节能力。

相较于电化学储能，抽水蓄能和常规水电储能是目前工程技术最成熟，运行调控更灵活，安全可靠，更具规模化和长寿命，全生命周期经济效益最优的电力储能方式。抽水蓄能和常规水电储能将有助于促进可再生能源的开发和消纳，助力新型电力系统构建。

在电力储能设施加快发展的激励政策驱动下，“水储能”和新型储能的规划建设均要坚持全局性、系统性、可靠性和协调性原则，深入开展研究论证，确保安全高效推动“水储能”和新型储能产业协同协调和可持续发展，实现产业效益和社会效益的最优化。