政策的变动，直接决定了抽水蓄能收益的确定性及投资的风险性，从而影响其经济效益。“十二五”“十三五”期间，中国政府出台了一系列政策，加速抽水蓄能发展，“十二五”期间，国家共批复了 22 个地区抽水蓄能电站选点规划，2014 年更是要求各省（区、市）将抽水蓄能规划纳入当地能源发展规划当中 (国家发展改革委, 关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见 2014)。
“十三五”期间，国家进一步推进抽水蓄能发展，对 2016-2020 年抽水蓄能发展规划了目标 (国家能源局, 水电发展“十三五”规划 2016)，并要求明确 2025 年的抽 水蓄能站点 (国家发展改革委, 科技部, 以及其他人 2019)。
2020 年，推动抽水蓄能电站建设被列入中国能源安全保障工作的意见之一 (国家发展改革委和国家能源局, 关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见 2020)，成为关乎能源安全、落实“六保” 的因素之一。
然而，中国抽水蓄能仍然面临着三大政策挑战：
1、缺乏储能产业机制系统性方案
虽然国家加大了对储能的重视，但仍缺乏针对储能的顶层设计 (王继业 2020)及足够有力的支撑政策 (李建林 和 杜笑天 2019)；目前中国尚未有储能产业机制系统的方案 (陈海生, 凌浩恕 和 徐玉杰 2019)，具体体现在储能规划缺乏统一布局、储能商业模式仍不清晰、峰谷电价套利模式单一、回收期较长等等。
2、缺乏配套管理规范及标准体系
抽水蓄能服务的对象往往是整个电力系统，建设与管理需要先明确其不同应用场景中的功能与定位，才能做到因地制宜，充分发挥抽水蓄能的作用。但由于缺乏明确规定，抽水蓄能电站的调用难以进行精确评价 (樊桐杰 2020)。此外，技术标准的缺失，使得部分储能技术应用效果与安全运行水平 存在不足 (王继业 2020)，也使得企业对储能的应用缺乏内在动力。
3、激励政策不够完备
现阶段，中国缺乏储能的配套激励政策 (李建林 和 杜笑天 2019)，同样导致了导致利益相关方缺乏对储能应用的动力。国家在政策上虽然支持对供电企业公平、无歧视开放供电市场，但在抽水蓄能商品化不足、投资效益不高的前提下，如不制定合理的激励政策，很难从根本上调动企业积极性，推动市场化运行。
同时，中国抽水蓄能的发展也面临着众多政策机遇：
1、 电力市场化改革及辅助服务市场建设为抽水蓄能实现商品化、市场化提供路径
电力市场化改革对于提高储能产业活力和整体竞争力具有非常重要的意义 (国家发展改革委和商务部, 鼓励外商投资产业目录（2019 年版） 2019)。目前中国无论是取消对于发电企业的限制，还是禁止抽水蓄能电站成本计入输配电定价成本，都是为了逐步放开储能市场环境，鼓励不同主体进行投资。
建立公平竞争的市场环境，也是现阶段储能政策的一项趋势，储能能不能体现价值与电改密切相关。从 2014 年东北首个电力调峰辅助服务市场启动，到 2019 年，全国已有 14 个地区16启动了电力辅助服务市场试点 (袁家海和席星璇 2020)。合理的辅助服务市场机制可以给予市场主体正确的经济激励。
虽然目前辅助服务市场试点面临着产品单一、费用分摊不尽合理、定价交易机制不健全等问题 (袁家海和席星璇 2020)，但从长远来看，随着电力改革深入，两部制电价将被电力现货市场联动辅助服务市场替代 (赵增海, 以及其他人 2016)，抽水蓄能等储能项目将无门槛、平等地参与到两个电力市场中竞争，实现调峰发电和辅助服务经济效益。
2、储能标准化加快建设对抽水蓄能及储能行业发展发挥支撑作用
2019 年，国家发展改革委、科技部、工信部、能源局联合发布《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020 年行动计划》，明确提出要推进抽水蓄能发展、完善储能标准体系建设，包括储能电站环保要求、全生命周期效益评估等 (国家发展改革委, 科技部, 以及其他人 2019)。
2020 年，政府也配套出台了一系列政策17，聚焦储能标准体系，希望发挥标准化对产业的支撑引领作用。未来储能的发展，需要在安全性、成本、性能等各个方面实现均衡 (樊桐杰 2020)，确立标准将有效推动行业有序发展。
3、 “十四五”将成为储能应用的关键时期
“十三五”规划明确提出要将抽水蓄能作为重点任务之一（国家能源局，2016）。政府也在“十三五”期间出台了一系列政策推动中国的储能产业发展及市场建设。
然而，截止 2019 年年底，抽水蓄能发展规模与规划仍有差距。“十四五”时期，可再生能源装机规模将进一步增长，调峰需求也将随之增大。目前，“能源发展‘十四五’规划”、“电力‘十四五’规划”、“能源技术创新‘十四五’规划”、“可再生能源‘十四五’规划”等都将储能列入其中，部分规划还设置了储能 专题进行研究 (中关村储能产业技术联盟, “十四五”时期我国储能产业发展展望 2020)。
据预测，“十四五”期间抽水蓄能也将持续较快发展，投产规模约 500-600 万千瓦，开工 3000-4000 万千瓦 (彭才德 2020)。未来“十四五”将成为储能应用的关键时期。
4、“风光水火储一体化”及“源网荷储一体化”带动储能行业发展
2020 年 8 月，国家发展改革委和能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导 意见（征求意见稿）》，希望进一步促进统筹优化，提升能源电力利用效率和发展质量。其中，“风光水火储一体化”强调电源侧的灵活利用，“源网荷储一体化”侧重发 挥负荷侧调节能力，两者都强调了储能的必要性；与此同时，在消纳约束趋紧的形势下，配套储能以带动当地新能源产业发展，成为众多地方政府的选择。
截止到 2020 年 6 月，全国已有 11 个省份18出台政策要求新增风电、光伏项目强制匹配储能 (国际能源网 2020)。虽然目前“新能源+储能”匹配模式仍面临着成本分摊不尽合理、难以推广的挑战 (姚金楠和贾科华 2020)，但从长远角度看，充分发挥储能在电源侧、电网侧、负荷侧的多元化建设，创造多方共赢的商业模式，将有利于激发市场活力，创造良好的产业生态链。
