嘉宾：张博庭（中国水力发电工程学会副秘书长）
直播纪要：
1、对于抽水蓄能的展望？
国际上公认到2050年全球都实现100%可再生能源供电是可行的，这是国际上众多的能源机构得出的结论。这个结论是基于什么？基于现有的科学技术水平，我们的电化学储能还不能解决大的问题，只能在小量的局部的应用，大系统的储能主要依靠水电和抽水。
市场上传言我国在2035年抽水蓄能的装机目标是3亿千瓦，我觉得可能性很大。 首先不会空穴来风，其次从目前的国际科学技术发展水平看，抽水蓄能绝对要在电力系统中唱储能的主角。但是执行起来有一定难度。
在未来，受到碳达峰的约束，可再生能源的占比必须提升，煤电逐渐退出。因为煤电的调峰能力很差，一般是从100%~40%，改造好了最好能到20%，但是过程非常慢，效果还不好。水电的调峰能力是0%-100%。长期来看，可再生能源占比大幅提升后，水电还可以通过改造，具备抽水蓄能的功能，实现双向调节。
2、过去抽水蓄能发展不及预期的原因？
在经历了2009年煤价高企之后，国家对煤矿进行了整顿，2013年煤电非常便宜，煤电的规模大幅提升，把我们原来计划的能源转型路线打乱了，影响了抽水蓄能、水电、风电的发展。 现在不是因为煤价的问题，是因为我们减排承诺的问题，所以要对重新要开启煤电能源的路子，所以抽蓄能够受到重视。
3、什么是抽水蓄能？和其他储能方式的比较？
水利发电是依靠水的势能来发电的，我们如果把水库做成上下两个水库，这两个水库之间有一定的差距，这样的势能在水库里如果需要发电，就把上水库的水放到下水库来，这时候就是发电过程；如果需要储能的时候，就把下水库的水电抽上去，这样就可以把电储存起来等需要的时候再发下来。这个过程一般在比较高的效率时，用4度电可以发出3度电，所以这就是抽水蓄能的基本原理，是现在最成熟的储能方式。
电网公司不太敢大规模使用锂电储能，尽管它经济性还可以，但是安全性太差。氢能在安全性上没问题，但是经济性很差。 现在全世界公认的能够大规模的完成储能任务，并且在经济上又合算的就是抽水蓄能，所以我们国家最近提倡投入抽水蓄能。实际上这是我们业内非常明确的结论，只不过以往社会上可能听说的比较少。
4、抽水蓄能包括哪些环节？
装机规模比较大的话，成本大约是4000~5000元/千瓦。大项目的设计费的占比一般原来就是1.5%-2%，小项目占比可能超过5%。设备这方面相对比较固定，一般都是2000多元/千瓦，占比差不多40%-50%的样子。
5、抽水蓄能的设备国产化如何？
我们现在水轮发电机制造方面还是国际上比较领先的，包括像大型的水轮机，别的全世界别的都没生产出来的。目前对常规的抽水蓄能机组的建造技术已经基本上完全具有自主的知识产权，技术水平也是全球领先。
直播正文
主持人：各位观众大家好，欢迎来到我们的见闻连线。最近“储能”是市场上非常火热的话题，相关部门针对储能也出台了非常多的政策，包括扩大峰谷电价的价差，包括超出保障性的并网范围的光伏和风电需要加装15%、 20%的储能。最近有媒体爆出相关部门正在制定关于抽水蓄能的鼓励政策，那么根据这份政策，到2035年我们抽水蓄能装机的目标将会是2020年的10倍以上。在以往多次节目当中我们提到，为了完成3060年的碳达峰、碳中和目标，煤电比例的降低以及风电、光伏占比的提升是必不可少的环节。我们知道风电和光伏的发电受到天气的影响比较严重，发电的连续性比较差，业内把它称之为垃圾店。所以针对此情况储能就显得非常重要，也可以看出相关部门对储能的重视情况。大家之前对于抽水蓄能的讨论比较少，认为未来的空间会比较小，但这次的文件假如是属实的话，会改变大家的很多看法。因此我们今天非常荣幸的请到了中国水力发电工程学会的副秘书长张博庭老师来给我们对整个抽水蓄能做一个介绍。
第一个问题，您能不能给我们科普一下什么是抽水蓄能？以及与其它的储能方式相比有哪些优势或者缺点？
嘉宾：因为我们是搞水力发电的，所以对这方面比较熟悉；抽水蓄能实际上是这样的，首先水电水利发电是依靠水的势能来发电的，我们如果把水库做成上下两个水库，这两个水库之间有一定的差距，这样的势能在水库里如果需要发电，就把上水库的水放到下水库来，这时候就是发电过程；如果需要储能的时候，就把下水库的水电抽上去，这样就可以把电储存起来等需要的时候再发下来。
这个过程一般在比较高的效率时，用4度电可以发出3度电，所以这就是抽水蓄能的基本原理。相对于其它的储能，实际上现在比较成熟的大规模储能应该就是抽水蓄能，社会上可能不太清楚，但是我们业内还是很明确的。也就是说实际上现在的其它各种储能方式都可行，但是都有一定的弊端。比如现在的很多压缩空气储能、熔岩储能、飞轮储能都属于储能方式，这种机械储能的效率和可靠性都没有抽水蓄能的性能效率高、经济手段好。另外，前一段时间大家探讨比较多的是电化学储能，实际上电化学储能在电力界的认可度并不是很高，主要是它对大规模的应用有一定的难度，大规模的应用像锂电是存在一定的安全性问题。实际上无论是我们国家的南方电网还是国家电网，基本上都不太敢大规模使用锂电来储能，虽然锂电的经济性还可以，但是它的安全性太差，在不知道什么时候会出现毛病后就可能会影响整个系统。当前国家对氢能的推广也比较多，氢能实际上是一种很好的储能方式。氢能的安全性实际上是没问题的，但在经济性上还是很差。我们知道电动车目前主流是锂电池，用在小体积的电动车上还是可以的，即使局部出现问题影响也不是特别大。但是在大的电力系统上，如果出现问题就不行。所以电化学储能一个是被认为经济性不好，另外就是安全性不够，所以都不敢大规模应用。现在全世界公认的能够大规模的完成储能任务，并且在经济上又合算的就是抽水蓄能，所以我们国家最近提倡投入抽水蓄能。实际上这是我们业内非常明确的结论，只不过以往社会上可能听说的比较少。
主持人：其实抽水蓄能以2020年的数据来看投放的储能占比达到89%。电化学储能大概是9%左右，电化学储的增速比较快，但是业内我们公认的第一大还是抽水蓄能。张老师您如何理解网上现在传言的能源局关于抽水蓄能的文件呢？
嘉宾：这份文件虽然还没正式见到，但我觉得可能性真的很大。首先不会空穴来风，其次从目前的国际科学技术发展水平看，抽水蓄能绝对要在电力系统中唱储能的主角。网上传的文件执行起来有一定难度，但是我觉得真的可能性非常大，至少政府有可能是要这么去努力、要求，这是非常有可能的，所以我认为可能性非常大。
主持人：我们都知道在过去的规划中包括十三五规划，抽水蓄能的发展是不及预期的并没有达到当时定的目标；那么您认为在过去它没有达到目标，不及预期的原因主要是什么？
嘉宾：这个问题回答起来比较复杂，实际上不单是抽水蓄能没有达到目标，我们国家的能源转型也没有达到目标；实际上和能源转型有关系，我们曾经预测能源转型到2020年抽水蓄能会达到一个亿左右，多的话甚至可能达到一亿三千万的装机，但现在看我们才3000多万，出现这个情况主要是我们国家对能源转型有了很大的波折。08、09年我们国家的煤价突然高起，因为电力等各方面需求以及煤炭需求非大，煤矿无法跟上产能。因为是国有企业国家要求发，煤价高企就等于所有的发电厂发煤电都要赔钱；到年底国家会给几个大的发电公司几百亿的补贴形式来解决矛盾。所以那时候的电力界都非常推崇水电和核电的，但是核电后来因为日本大地震也没能发展起来。所以水电和风能当时都是非常被推崇的，所以当时的抽水蓄能的规划也非常高；常规水电的规划也非常高； 13年曾经有实现过第一次碳达峰，接着4年的碳排放都有下降，实际这是我们国家很好的趋势。但后来的改变是因为09年我们煤价高企以后国家对煤矿进行整顿，很多地方的电力企业开始做煤矿，到13年煤电开始下跌变得非常便宜以后，我们做了很多的煤电，这样就把我们原来计划的能源转型路线给打乱了。从17年开始碳排放重新往上涨，这样的过程实际上也影响了我们的抽水蓄能，包括水电、风电发展也受到了影响。
风电14、15年的时候，已经年装机新增4000多万。第二年因为政策大调整，降到1000多万，水电增量最高的时候一年增3000多万，去年有300多万，差了10倍。同样抽水蓄能也有这个问题，我们当初计划的是能源要转型，如果不转型还是用煤电的话，抽水性能肯定用处不太大。08年时候能源转型路子要快一些，当时因为煤价高都有了积极性，后来煤价又降下去了，就出现了周折。现在不是因为煤价的问题，是因为我们减排承诺的问题，所以要对重新要开启煤电能源的路子，所以抽蓄能够受到重视。
主持人：好的，谢谢张老师，所以也是为了完成我们碳达峰的承诺，所以抽水蓄能又变得非常的重要，那么您认为在抽水蓄能将会扮演什么样的角色呢？
嘉宾：抽水蓄能的角色实际上目前看是非常重要，国际上公认到2050年全球都实现100%可再生能源供电是可行的，这是国际上众多的能源机构得出的结论。这个结论是基于什么？基于现有的科学技术水平，我们的电化学储能还不能解决大的问题，只能在小量的局部的应用，大系统的储能主要依靠水电和抽水。全世界都认为我们现在的技术水平没有重大突破，我们也是可以实现碳中和的，全球方案就是要水电和抽蓄来配合风光，把整个电力系统100%由可再生能源供电，这个结论非常明确，但是现在抽水蓄能为什么重要？在电化学储能没有出现重大突破之前，这是唯一可行的路。
主持人：您提到电化学储能，假如他们实现一些突破，您指的突破是指哪方面吗？是成本安全性这一块吗？
嘉宾：比如说在锂电方面的安全性就是一个难题，它的成本不算很高，但安全性就蛮难。基本就是说其实安全性的难题比成本还难。氢能倒是很有希望，因为氢能的话，它现在主要是安全性没问题，但是成本就降不下来，如果氢能成本能大幅度下降，还是很有希望。将来电化学储能也是要起很重要的作用，它在局部在一些地方没有建抽水系统和其他储能条件的地方，还是很好的很可以应用的，在大规模的电力系统当中，目前可能认为比较有希望的就是依靠水电和抽水器能来解决问题。
主持人：您刚才其实也提到，未来我们的降碳其实得靠抽水蓄能和风光来配合，来实现他们之间是怎么样配合，请给我们详细说一说。
嘉宾：风光这个是比较新一点的，叫可再生能源，但水电的发电量就是相当于风和光加起来，再乘以二这个水平，水电占绝对大头。所以说目前替代化石能源的第一主力还是水电，当然将来光伏是要起最大作用，因为它量非常大，但是风和光有什么问题，就是它随机性和间歇性，它很难满足这个能源负荷的需要，所以它必须经过调节，怎么调节？一种就是常规水电和风光来配合起来调节，这也属于单向调节。抽水蓄能就属于双向条件，当风光比例非常大的时候，一定要双向条件才能解决问题，因为你的发电量非常大，要是没有能力把这部分电能储存起来的话只能扔掉，所以说抽蓄在将来高比例可再生能源的时候必要的。未来发展的趋势就是，电力碳中和一定要早于社会碳中和，这是国际上公认的一个原则。
主持人：我们都知道其实风光资源比较丰富的是在西北地区，如果我们把抽水蓄能作为它风光的储能工具的话，西北抽水蓄能的资源怎么样？
嘉宾：西北地区水能虽然不丰富，但也还是可以找到，像新疆有一些都可以，像甘肃都可以做，但实际上风光要是长期输送，就是未必要和蓄能结合，最适合和水电结合，就是常规水电。风光有的时候我把水电停下来，风光没了把水发上来，就是常规水电和风光配合，因为长距离输送以后，实际上主要是考虑电网建设的成本，如果风光和利用小时太少，这样的话你把风光水都配合到一块，输送过来效率就非常高。比如说四川凉山州这一个州，它的水能和风光配起来，通过送电，它除了满足本州的用电，它可以供整个上海市的全部的电力需求。凉山州不是靠储能，就是靠常规水能和风光互补单向调节就解决这个问题了，因为它用一个平滑的曲线能把电送出来，对电网线路效率高。所以抽水蓄能也可以做到，最好的是西北的能有水电配合送电，这是最效率最高的。
主持人：所以其实业内已经有一个这样成功的案例。
嘉宾：咱们龙阳峡风光水的互补发电在国际上在全球都是很好的例子，都是被认可的。
主持人：如果需要满足抽水蓄能，地理上需要满足怎么样的条件？
嘉宾：我们国家现在对抽水蓄能勘测的要求基本上是最好有一定的高层差，距离不要太远，能建一个上下水库。主要有满足这几点，高层差能在几百米，最好是150米200米以上或者5、600米更好，越高越好，距离越近越好，这样的话两个水库之间进行不断的抽水发电来循环，对水量的要求也不是特别大，因为它不消耗水，顶多蒸发一下。所以说现在我们建的时候就是通常是在原有的水库，比如原来可能有上库或者有下库，另外再找一个高的地方或者低的地方修一个上库/下库，把两个配合起来，这样的话就可以形成一个抽水和发电的循环。特别是我们现在常规水电站是梯级水电开发， 梯级水源开发是非常好的，一个前提就是说很多梯级水电的库尾和库高层是连上的，这样的话水电站之间只要加上泵都可以改造成抽水系统电站，所以这个是一个非常大的潜力。冬天的时候，实际上水少都不太敢发电，但是如果抽出去来回用可以解决能源问题。
主持人：抽水蓄能的经济性要怎么去衡量？是由哪一方出钱来建造？
嘉宾：抽水蓄能的经济性本身是非常好的，为什么这么说？抽水蓄能最早提出时还没有风光新能源出现。当时抽水系统作用是什么？比如说电力负荷以100万为基础的话，高峰时间可能要用到130万负荷，低谷时间只要70万负荷。如果是传统的煤电装机，要满足高峰，必须要装130万的装机，到了低谷的时候，所有的装机基本上都压到50%左右，这样运行起来是一个电力系统的常态。
但是如果用抽水蓄能只要造100万的煤电装机，同时我造30万千瓦的抽水蓄能，这样的话煤电是100万，高峰的时候加上抽水蓄能发电达到130万，低谷的时候，多余的电用来抽水，这样的话经济性非常好的。但是这种经济性体现的方面不一样，因为抽水蓄能的调度和运行一般都在电网，但是抽水性能的效益体现在发电侧，不体现在电网侧。假设煤电或者核电它能够长时间的平稳的运行，而且不用装那么多，它的效益非常好。国家电力改革之前，电网和发电是一家，对抽水系统的发展非常有利，因为那时候账很好算，分开以后，电网是掌握投资建设、蓄能的，但是效益在发电测。我们国家现在已经装了大量的煤电，如果有100万装机，我就抽出去能建30万，正好把峰谷调节了是最理想的。现在问题是已经建好了130万，甚至还多煤电装机，这个时候再建抽水蓄能确实有一定难度，煤电已经产能过剩，基本上能满足我们的最高负荷，这时候说要建抽水蓄能经济性确实没有保证。这几年为什么抽水技能发展不起来，实际上确实是没有市场经济性。
主持人：抽水蓄能在发展的过程中还是会受到这些因素的制约，导致未来的发展会出现不及预期？
专家：这是肯定存在的，因为什么？这几年抽水蓄能之所以发展不起来，就是因为煤电在电力行业有很大发言权，我们煤电上的太多，抽水肯定发展不起来，因为它在电网里用不上。国家的就有关部门发现这个问题，煤电必须要退出， 所以说现在要从政府发力，可能要解决这个问题，怎么能够通过把抽水蓄能的经济性体现出来，实际上还是个巨大的问号。我们已经建了这么多煤电，但是现在又要转型，因为不转型的话，将来没办法调峰，现在我们虽然勉强满足少量的调峰。但是比例稍微高一点，煤电就调控不了，因为煤电本身的调控性能很差。水电调峰是从0~100%可以调，最高可以满开，最低可以关上。但是煤电的调控一般是从100%~40%，改造好了最好能到20%，这个非常慢，效果还不好，将来要向可再生能源转型，煤电是一定要退出历史舞台，这是全球公认的。因为煤炭构成是1个氢原子2个碳原子，石油的构成是2个氢原子，1个碳原子，天然气的构成是4个氢原子1个碳原子，碳排放量相差非常大，即使将来要保留小量的火电，国际社会一致公认，只有可能保留气电，不可能保证煤电，因为普通封存成本非常高。
主持人： 那么整个抽水蓄能包括哪些环节，各个环节的成本占比又是怎么样的情况？
专家：现在抽水蓄能的建设成本相对水电来说还是比较便宜的，大概4000~5000元/千瓦，目前的都是百万级的平台，将来如果要是装机规模小的话，恐怕会有所上升，因为百万级的初始性能平均下来，建设成本、土建有时候差不多，所以说规模要小的话，建设成本会上升。另外就是机械成本，电机制造、安装和土建成本大概能够一边占一半，其中有一部分是给设计单位的设计费，有一部分是给施工单位的施工费，有一部分是购买材料设备，这些都是业主工花钱，基本上建设成本目前是在四五千之间。我们现在的水电已经非常高了，大规模的水库移民这方面涨的比较厉害，但是抽水蓄能一般来说，水库移民的量很少，单位成本造价涨的不多，目前大型的还是4000~5000之间。
主持人：您能不能再给我们细分一下，包括设计土建，然后设备各占据多少的一个比例？
嘉宾：一般来说大项目的话，可能设计费的占比就稍微少一点了，因为同样一个设计，小项目占比可能超过5%，但是大项目一般原来就是1.5%-2%，因为大项目本身投资很大，但是设计内容都是差不多的。设备这方面相对比较固定，一般都是2000多元/千瓦，占比差不多40%-50%的样子。
主持人：国产的设备可以完全满足吗？
嘉宾：现在这个没问题，我们现在水轮发电机制造方面还是国际上比较领先的，包括像大型的水轮机，我们国家是80万-100万的，这都是我们国家独有的，别的全世界别的都没生产出来的。目前对常规的抽水蓄能机组的建造技术已经基本上完全具有自主的知识产权，技术水平也是全球领先。
主持人：根据文件的规划就是说到2035年要装机3亿千瓦，我们国家到时候真的存在这么多的能够符合抽水蓄能的资源吗？
嘉宾：我觉得可能性是存在的，实际上当年我们国家能源局组织了一个全国的普查，最后推荐了将近9000多万千瓦，将近一个亿，这个是比较确定的，就是大型的，效果比较好，经济性比较好的站点就有一个亿左右。我们现在可能开发了3000多万，在建的将近5000万，一共接近8000万站点。除了这些最好的，实际上我们普查当时可能还有将近三个亿左右都是可以开发，但是没有具体去做工作。现在网上我也没看到确切的数字，有的说现在资源能做到11个亿站点，这也是有可能的。我们现在实际上有很大一部分资源应该在常规水电上，刚才我在前面也提到过，就说，我们的梯级开发的常规水电就是正常水电站，如果加上泵以后都可以作为抽水蓄能，所以说我们现在将来要达到3亿站点里边，实际上肯定要包括改造后的水站，有些电站不是完全新建的抽水系统，而是把原来的常规水电站加个泵，把它变成一个既可以常规水电发电，又可以抽水能这么一个电站，我估计这里边量要占相当大的比例。所以说如果要包括进去的话，达到3亿个站点应该是可行的。当然我觉得最理想的可能不见得现在是应该大力发展抽水蓄能方面，第一步应该大力发展常规水电，因为你要知道就是我们在风光的比重不是很高的时候，我们单向调节就可以解决问题，实际上现在我们煤电就是给风光单向调节，当然煤电的调节性能差，但是常规水电的调节要比煤电好得多，这样的话我们如果常规水电发展的好，我们初期的风光上网是能够保证的，到后期不行，后期风光的量非常大的时候，一定要有储能了，所以后期的话，抽水蓄能的需要量非常大。我们现在抽水蓄能的经济性体验不出来，你要推进它的难度非常大，但是如果你要是多发展常规水电，直接可以取代煤电，就是我本身也发电，同时我还能给风光调剂，这个是很好的方向，我倒觉得可能我们国家可能第一步不是要把2035年到3.3亿抽水蓄能，可以先增加3亿的常规水电，这样的话把风光先解决了，把煤电替代下去，下一步我们再发展大量的抽水蓄能来解决高比例风光的问题，所以这是我个人看法。