抽水蓄能是电力系统灵活性的重要保障，但我国抽蓄配置比例严重不足。当前，抽水蓄能依然是最为经济性的调节电源灵活性的方式，是世界各国保障电力系统安全稳定运行的重要方法，欧美国家建设了大量以抽水蓄能和燃气电站为主题的灵活、高效、清洁的调节能源，其中美国、德国、法国等国家发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。
反观我国，抽水蓄能和燃气电站占比仅6%左右，其中抽水蓄能占比1.4%，与发达国家存在较大的差距。未来随着可再生能源的快速发展，电力系统将面临更大的灵活性保障的挑战，抽水蓄能的建设刻不容缓。
商业模型不清晰、经济性效益问题使得抽水蓄能过往发展低于预期。《水电发展“十三五”规划》中划定“十三五”期间全国抽水蓄能开工规模6000万千瓦，抽水蓄能装机规模达到4000万千瓦。但截至2020年末，总体装机规模只有3249万千瓦，整体发展低于预期。究其原因，缺乏共赢商业模式、市场化电价未形成、投资效益不高是抽水蓄能发展的核心问题。
一般而言，抽水蓄能电站同时参与电力交易和辅助服务交易，收入结算机制主要以两部制电价为主(电量电价支持电力交易，容量电价用于弥补运行成本和支持辅助服务交易)，但在实际运营过程中，存在两大问题使得整体经济性效益不足：1、商品化不足。两部制电价落实不足，容量电费核算难或者核算价格低，严重影响企业积极性;2、抽水蓄能的投资运营主体主要是电网企业，而之前政策明确规定抽水蓄能电站不得计入输配电定价成本，大大打击了电网企业投资抽水蓄能的积极性。
重要政策出台，抽水蓄能成本疏导问题得以解决。为进一步促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，今年5月，发改委发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，该文件直击过去抽水蓄能发展面临的市场化问题，提出以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。而在12月，广东省发改委批复同意执行的《广东省电网企业代理购电实施方案(试行)》更是进一步明确将抽水蓄能辅助服务纳入电价，全体用户共同分摊。抽水蓄能电站一直以来面临的成本问题终得以基本解决。
价格机制确定下，抽水蓄能电站能够实现盈利性，从而带动市场化热情与空间。我们以蒙西呼和浩特抽水蓄能电站作为例子进行经济性效益分析，该水电站处于亏损状态的主要原因在于：1、电量电价只有普通上网电价的75%，根据抽水蓄能“抽三补四”的特点，发电收入和抽水成本基本持平;2、容量电价核定不足，且容量电价收益未考虑机组利用率，使得电站缺乏发电积极性。而在未来，如果两部制电价能够进一步疏导畅通的情况下，按照6%的贴现率计算，该电站的收入/成本能够达到135%，能够实现净正收益。
政策推动下，抽水蓄能将出现跨越式发展。国家能源局于2021年9月9日正式发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右;到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。根据前期征求意见稿的数据，当前已投产抽水蓄能装机规模约为3249万千瓦，则可以估算2021-2025年的年均新增装机量约600万千瓦，而“十五五”将进一步提速至1200万千瓦。
从过往数据来看，抽水蓄能年均新增装机规模也仅为200万千瓦左右，意味着纯增量将达到400万千瓦和1000万千瓦。按平均每千瓦0.5万元投资规模计算，“十四五”和“十五五”的新增年均投资规模达到200亿元和500亿元左右，有效开拓了现有的抽蓄市场乃至电力市场投资规模。
