“现在还有不少人强调把重点放在对现有的煤电机组进行灵活性改造上，从而满足大量新能源入网的需求。这是误导！”《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》（以下简称《规划》）发布不久，中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受《中国科学报》采访时再次强调。
他不止一次说过：“煤电灵活性改造的实际调峰作用还不及抽水蓄能的1/7，且从经济性上看，通过煤电灵活性改造增加调峰能力也不宜提倡。”
为了实现“双碳”目标，我国已提出将严控煤电项目，并要求“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。而风、光等新能源的高比例大规模发展成为必然，作为接纳新能源发电能力最优方式之一，抽水蓄能有了“用武之地”。
抽水蓄能调峰能力最高
在张博庭看来，人类社会实现零碳（碳中和）的出路在于摆脱对化石能源的依赖。从可持续发展的角度看，实现百分之百依靠可再生新能源，才是人类的希望所在。
为此，我国提出“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的发展目标。
风、光等新能源具有随机性、波动性等特点，这是共识。新能源规模化、高比例发展，必须伴随储能大发展。抽水蓄能被看作是目前最经济的储能手段，同时还可以为电力系统提供必要的转动惯量、保证系统稳定运行，与现有其他调峰、储能方式相比，具有较大的比较优势。
这一点得到张博庭的验证。他估算了几种常用发电方式对接纳新能源发电的能力，结论是调峰效率最高的为抽水蓄能（包括化学储能），其次是水电、气电等优质的常规能源，最后才是煤电。
以电力行业为例，就发展何种电源最有利于增加新能源入网而言，由于电力行业的主流（即煤电）有很大的发展惯性，因此，以往不仅社会宣传上倡导增加煤电，实际情况也多是靠增加煤电装机解决新能源入网难题。但由于国家已给出明确目标，“今后通过大量增加煤电满足新能源入网的路，已经走不通了。”张博庭说。
根据《中国可再生能源发展报告2020》，截至2020年底，我国抽水蓄能电站已建3149万千瓦，在建5373万千瓦，开发规模居世界首位。但考虑电力系统的需求，中长期我国抽水蓄能电站装机规模仍将大幅提升。
常规水电站改造“非常重要”
根据《规划》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2万亿千瓦左右；到2035年，满足新能源高比例大规模发展需求。为此，除了积极推进在建项目建设、加快新建项目开工建设外，《规划》还要求因地制宜开展中小型抽水蓄能建设。
所谓中小型抽水蓄能电站，是指装机容量小于30万千瓦的抽水蓄能电站（包含混合式电站），其中小型抽水蓄能电站的装机容量小于5万千瓦。水电水利规划设计总院高级工程师于倩倩等人撰文介绍，截至2020年底，我国已建中小型抽水蓄能电站装机容量85万千瓦，占已建抽水蓄能电站的比重不足3.0%。在建中小型抽水蓄能电站仅为安徽佛子岭抽水蓄能电站，但已停工。
在抽水蓄能电站技术进步和国内工程经验总结的基础上，规模效益明显的大型抽水蓄能电站成为我国发展的主流。例如，截至2020年底，我国抽水蓄能选点规划的82个推荐站点均为大型抽水蓄能电站。
于倩倩也是《规划》编写组成员。她指出，目前国内未单独进行系统性的中小型抽水蓄能电站资源普查，但我国中小型抽水蓄能电站的站点数量和装机容量规模非常可观，同时资源分布范围较大型站点更为广泛，“只是前期工作和经济性评估不够深入”。
事实上，《规划》提出鼓励依托常规水电站增建混合式抽水蓄能“非常重要”。张博庭进一步解释道，传统的抽水蓄能主要为煤电、核电调峰，所以功率大、作用单一的纯抽水蓄能优势明显。如果为新能源入网服务，有些问题就需要注意。例如，新能源发电可能由于天气变化，偶尔出现较长时间电力短缺。相比纯抽水蓄能，混合式抽水蓄能是一种理想的“长时蓄能”方式。
除此之外，相比新建的抽水蓄能电站，由常规水电站改造的混合式抽水蓄能成本较低，其经济性和竞争力更好。
更为关键的是，抽蓄改造是具备条件的水、风、光互补的发电系统的发展趋势。
“今后具备条件的水、风、光互补基地发展到一定程度后，几乎都会提出这种要求。”张博庭说，此外，我国水能资源丰富，已开发的梯级水电站众多。与此同时，在冬季枯水期，虽然常规水电站的发电能力普遍有所下降，但却是发挥其抽蓄功能的大好时机。
在张博庭看来，服务于新能源发电的抽水蓄能与服务于传统煤电、核电的调峰特点有所不同。对于前者，混合式抽水蓄能的优势会非常明显。
龙头水库电站建设要加速
欧美国家水电的另一个重要作用是对电网的调蓄能力，但在我国，这一作用并未得到应有的发挥。张博庭将这种现象的存在主要归于龙头水库电站建设滞后，有效库容有限。
以美国为例，张博庭进一步介绍，中美两国的国土面积和水资源总量相近，尽管我国水库大坝的数量居世界第一，水电装机是美国的3倍多，但我国的水库调蓄能力比美国小得多。目前，我国江河开发的库容系数仅为美国的一半左右。“水库调节能力的不足，不仅威胁国家水安全，也威胁着我国能源安全。”
因此，早在多年前，很多专家就呼吁加快龙头水库电站建设。但到目前为止，我国仅有的几个龙头水库电站要么未建、要么在建。
其实，这样的现象不难理解。在市场化开发水电的情况下，由于龙头水库电站的开发回报率低，即便企业愿意优先投资开发龙头水电站，也无法承担由此带来的移民多及生态、环保问题多等负担。
除此之外，“如果一个流域只有一个投资开发主体，开发商可以通过下游水电站所增加的补偿效益，弥补龙头水库电站的巨大开发成本。但如果一个流域有多个开发主体，开发商就很难获得下游水电站所增加的补偿效益。所以，他们只能晚开发甚至不开发”。张博庭说。
就在《规划》发布之后不久，雅砻江两河口水电站历经16年正式投产发电，这是西南六大水电基地投产的第一个龙头水库电站。据计算，两河口水电站平均每年发电量加上增加补偿年发电量，相当于减少原煤消耗1330万吨、减少二氧化碳排放2130万吨、减少二氧化硫排放20万吨。也就是说，两河口水电站投产发电相当于少建4座年产400万吨的大型煤矿。
值得一提的是，雅砻江流域水电开发有限公司是两河口水电站的唯一投资开发主体。
在国际上，政府负责水利水电开发是通行做法。就我国而言，张博庭举例说，小浪底水利枢纽的成功在于国家直接投资建设；三峡大坝的成功是由于国家直接投资建设，企业利用市场化方式建设和运营电站。
“各国的能源结构调整之所以常被称为能源革命，就是因为其一定不仅仅是依靠市场就能完成的。”张博庭补充道。
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