近年来，我国风电、光伏等新能源的发展取得了举世瞩目的成就，在受到越来越多关注的同时，“弃风”“弃光”等现象的存在也给新能源产业的发展蒙上了一层阴影。
国家能源局数据显示，2016年，全国弃风较为严重的地区是甘肃、新疆、吉林、内蒙古，弃风率分别为43%、38%、30%、21%。光伏同样不能幸免，2016年，西部地区平均弃光率达到20%。
风电等新能源出力具有随机性、波动性和反调峰性，给电网稳定运行带来威胁。以风电为例，其通常夜间出力更大，而用电负荷高峰却在日间。夜间负荷低谷时，为保证风电充分消纳，将导致火电机组功率降低，甚至被迫停机，而白天需要再开机运行。一开一关，增加了火电机组单位发电煤耗和污染排放。
新能鉴于新能源发电是未来趋势，因而大力扶持新能源发展，成为了我国能源产业中最重要的任务之一。在政策引导下，新能源发展迅猛，装机容量节节攀升，但市场消纳能力不足，导致大量设备沦为摆设，制约着新能源产业进一步发展。
我国是能源消费大国，对于新能源需求迫切。在我国中长期能源规划目标中，提出到2020年，新能源要提升至能源消费总额的15%左右，可见对新能源寄予厚望。据
事实上，新能源的发展确实令人振奋。截至2016年底，光伏累计装机容量为77.42GW，新增装机容量34.54GW，两项指标均位列全球首位;同期，风电累计装机达1.49亿千瓦，同比增长13.2%。
但取得骄人成绩的同时，市场消纳能力不足瓶颈显现，致使弃光、弃风等问题愈演愈烈，严重阻碍了新能源产业的进一步发展。
据上述报告统计，2016年全年，全国弃风电量高达497亿千瓦时，大量兴建的风电发电设备被限制。其中，最为严峻的甘肃省，弃风率高达43%，新疆弃风率同样达到39%。
弃光问题亦不遑多让，形势并没有好到哪儿去。截至2016年底，并网太阳能发电设备利用小时数为1125小时，同比下降99小时，降幅比上年扩大88小时。
新能源产业遭遇瓶颈，弃风弃光现象严峻，一方面是全国电力整体过剩。数据显示，2016年，全社会用电量同比仅增长5%，低于全口径发电装机容量8.2%的增速。
另一方面，新能源并网难题未解，仍没有一个好的方案解决新能源波动和间歇特性危及电网安全的问题。在技术没有大的突破前，弃光、弃风现象恐将持续。
此外，更令人担忧的是，新能源产业发展仍未减速，继续保持在快车道行驶。2017年年初，国家能源局发布《可再生能源发展“十三五”规划》，提出2020年全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，光伏发电装机要达到1.1亿千瓦以上，维持高歌猛进态势。
据2017-2022年中国新能源材料行业专项调研及投资价值预测报告表明，尽管传统能源本身的限制越来越明显，给经济发展带来束缚，发展新能源是大势所趋，但是也要注重合理有序健康地发展，切莫贪快求大，到最后得不偿失。新能源产业是时候减缓脚步，好好筹划打破瓶颈了。
新能源发展应实行优质优价抽水蓄能电站具有机组启停速度快、适应性强、电能稳定等特点，能够适应电网负荷急剧增长或下降的状况。其快速转变的灵活性可弥补风力等新能源发电的随机性和不均匀性，可突破电网规模对新能源容量的限制，为大力发展新能源创造条件。同时，在电力系统中可以发挥调峰、调频、调相和事故备用等重要功能，对保障供电安全、提高供电能质量发挥重要作用。
抽水蓄能电站也有利于促进核电大规模发展。核电适宜长期稳定带基荷运行，大规模发展核电将给以煤电为主的电力系统调峰带来极大压力。建设适当规模的抽水蓄能电站与核电配合运行，可解决核电在基荷运行时的调峰问题，提高核电站的运行效益和安全性。以大亚湾核电站为例，抽水蓄能对核电顺利运行起着重要作用。
抽水蓄能是提高电网智能化水平的重要手段。分布式发电的发展，使低压电网从无源变为有源，电网的运行情况更加复杂;直购电试点规模和范围扩大，将对电网的管理模式、运行模式、技术支持系统等提出更高要求。这对电网智能化水平、安全稳定性要求进一步提高。坚强智能电网建设，迫切需要在不同电压等级、不同电网结构、发输配用的各环节配置不同调节性能、规模的抽水蓄能电站。
作为国内最早开展抽水蓄能电站勘测设计单位之一，广东水利电力勘测设计研究院在抽水蓄能电站勘测设计、建设、运行、维护和管理等方面处于领先水平。该院规划分院副总工程师邓雪原对中国证券报记者表示，“大规模储能装置主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、化学电池储能装置。其中，抽水蓄能是最为成熟、实用的大规模储能方式。在负荷低谷时段，抽水蓄能电站可作为电力‘大用户’吸收电能，转化为水的势能储存起来;在负荷高峰时段进行发电，有效应对新能源的随机性、波动性。”
根据相关政策，抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主。
尽管抽水蓄能电站对提高电力系统的调节性能和安全性能作用巨大，但建设和运行成本目前仍没有较好的回收途径，电网公司对于建设抽水蓄能电站缺乏积极性。在现有电价机制下，抽水蓄能电站的建设成本只能全部进入输配电成本并通过调整销售电价进行疏导，由电网和用户承担，受益电源并未补偿抽水蓄能电站。
对于海外抽水蓄能电站的发展情况，广东水利电力勘测设计研究院院长陈云长告诉记者，“美国抽水蓄能电站占比达7%-8%，日本达14%，而中国不到2%。发达国家和地区对环境保护与供电质量有严格要求，对污染物排放有严格控制，且对电能实行优质优价。以美国加州电力交易中心为例，不同时段电价差异很大，最高电价与最低电价相差52倍。抽水蓄能电站可以在电力市场高抛低吸，获得效益，有足够生存空间。”而在中国峰谷电价差小，且在目前的价格体系下，电能质量难以体现，导致抽水蓄能电站的效益难以发挥。
为促进新能源发展，应实行“优质优价”，鼓励电力系统优化电源结构，将煤电、核电等受益电源的增量效益部分用于对抽水蓄能电站的补偿，体现“谁受益、谁分担”的原则。通过电源侧峰谷电价、辅助服务补偿等方式，合理反映抽水蓄能电站的效益。随着新的环境保护政策实施，电力系统应有足够的调节性能接纳可再生能源，抽水蓄能电站的环保效益将得到体现。
