五月二十二日，在水電與未來能源系統國際研討會上，我國最大的抽水蓄能電站公司——國網新源控股有限公司董事長林銘山表示，目前我國建設抽水蓄能電站的剛性需求沒有變，但也面對著更為嚴格的環境約束。

林銘山在會上介紹，截至今年四月底，抽水蓄能運行機組容量為2919萬千瓦，占全國電力裝機容量的1.7%。目前我國在運抽水蓄能電站27座，分布在18個省，在建31座，分布在17個省市。按目前開發建設的速度，預計到2020和2025年抽水蓄能電站比重將升至1.8%和3%。當前清潔能源迅猛發展，與電力系統的需求比，抽水蓄能電站總體規模仍然偏低。

但他也表示，由于抽水蓄能技術電站一般位于偏遠山區，森林公園、水源保護、基本農田等生態敏感因素多。這對抽水蓄能電站建設過程中的生態保護提出了更高的要求。

抽水蓄能是目前最為成熟的儲能技術，已有百年歷史。電站利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電，可為電力系統供應調峰、調頻、事故備用等多種輔助服務。根據《水電發展“十三五”規劃》提出的目標，“十三五”新開工抽水蓄能應達到6000萬千瓦。

國際水電協會執行長RichardTaylor在會上介紹，截至2017年年底，全球抽水蓄能電站的裝機容量為153GW。

來自德國福伊特水電控股集團的代表比較了抽水蓄能電站和電池儲能的成本，他采用德國阿爾道夫抽水蓄能電站和Wemag電池儲能電站的實際數據進行測算。

德國阿爾道夫抽水蓄能電站，裝機容量為1400MW，設計壽命100年，每四十年要更換發電設備，造價16億歐元。Wemag儲能電站項目規模為5MW/5MWH（可擴展至6MW/6MWH），電站使用25600節錳酸鋰電芯，由三星SDI供應，在溫度為17攝氏度情況下電芯壽命為20年，項目造價為670萬歐元。

這位代表表示，在同等規模下，電池儲能的投資成本比抽水蓄能電站貴5到8倍。考慮到電池壽命有限，兩者的成本差異實際上更大。

而在溫室氣體排放方面，電池儲能的碳足跡（也就是碳的消耗量）是抽水蓄能電站的兩倍，前者的溫室氣體排放重要來自原料環節，后者重要來自建造環節。

但是電池儲能占地更少，同等條件下，電池儲能只需用到抽水蓄能電站70%的土地。

近年來，電池儲能技術不斷發展，并開始在電力系統中有了一定的應用。林銘山表示，不同儲能技術的服務能力和服務范圍存在客觀差異，這決定了其功能定位的不同。電力領域要統籌規劃和合理配置不同的儲能資源。

另有電網公司有關人士此前告訴eo，近年來，抽水蓄能電站的建設成本呈上升趨勢，但電池儲能成本一路下降，假如電池儲能技術成本能夠低于抽水蓄能，就有望在電力系統中大規模運用。

隨著電力體制改革進展，現貨市場已經逐漸走近，在電力輔助市場建設方面，如何利用市場化手段來促進電池儲能和抽水蓄能電站的發展是擺在市場設計者面前現實的問題，其重要性會越來越顯現。