抽水蓄能转换效率可达75-82%，具有显著优势。储能包括电储能、热储能和氢储能三类，抽水蓄能属于电储能中的机械储能。发电基本原理为利用水的重力势能与电能的相互转化，即在用电低谷时实现抽水蓄能，在用电高峰时放水产能，其能量转换效率可达75-82%。相较于电化学储能、热储能等新型储能方式，抽水蓄能具有技术成熟、容量大、经济性好、运行灵活等显著优势，是典型的能量型储能类型。

我国抽水蓄能装机量为3639万千瓦，计划到2030年装机量将达1.2亿千瓦，未来成长可期。我国抽水蓄能装机量已达3639万千瓦，位列全球首位。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，我国到2025年，抽水蓄能投产总规模达6200万千瓦以上；到2030年投产总规模达到1.2亿千瓦左右。依此测算，从2021年到2025年的增长率达70%以上，4年CAGR为14.25%，未来装机增长空间巨大。

“十四五”期间福建、广东、黑龙江、浙江、安徽、山东、江苏、辽宁、吉林、广西和陕西抽水蓄能规划明确，投资确定性更高。比较当前各省抽水蓄能装机总量，以广东（798万千瓦）、浙江（563万千瓦）、安徽（348万千瓦）为抽水蓄能装机总量前三名省份。后续各省亦相继出台相关规划，推进抽水蓄能电站开发，其中“十四五”期间制定了明确发展目标的地区有：福建（新增380万千瓦）、广东（新增240万千瓦）、黑龙江（新增130万千瓦）、浙江（总装机达798万千瓦）、安徽（总装机达468万千瓦）、山东（总装机达400万千瓦）、江苏（总装机达328万千瓦）、辽宁（总规模达300万千瓦）、吉林（开工1000万千瓦）、广西（开工840万千瓦）和陕西（投产总规模达140万千瓦），这些地区针对抽水蓄能项目的投资确定性相对更高。

国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，重新理清抽水蓄能电价机制，盈利模式清晰。抽水蓄能度电成本仅为0.21-0.25元/kWh，处于众多储能类型成本的较低水平。其电站盈利主要依赖于电站运营中的电费收入，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后，我国抽水蓄能电站电价机制进一步明确。抽水蓄能电站运营将以两部制电价政策为主体，其中电量电价体现提供调峰服务价值，容量电价体现提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务价值。并且，电站收入占主导的容量电价将纳入输配电价进行回收，核算时以电站经营期40年、经营期内资本金内部收益率为6.5%核定，确保了抽水蓄能电站盈利稳定。

抽水蓄能产业链上游为电力设备制造商，中游为电站设计及建造商，下游为电站运营商。上游电力设备制造商主要有哈尔滨电气、东方电气，其各家公司基本具有约20台大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力。产业链中游为抽水蓄能电站的设计及建造工程商，目前主要由中国电建、中国能建参与建设施工，中建、中铁建、中国安能等企业近年来亦有参与部分工程环节。抽水蓄能下游主要为投资运营企业，主要有国网新源、南网储能，其中国网新源在运、在建抽水蓄能电站共56座，南网储能在运、在建抽水蓄能电站共11座。国网新源财务数据显示2019-2021年毛利率在28~33%，净利率为13-16%，表明抽水蓄能电站运营收益较高且盈利稳定。