1.行业发展趋势
抽水蓄能对实现能源转型非常重要。目前世界上公认电化学储能是不成熟的，锂电的大规模应用在具有安全问题，氢能的成本比较高，所以从经济性和安全性上来讲，只有依靠水电，包括抽水蓄能和常规水电，配合风光，才能实现100%依靠可再生能源。世界上水、风、光的自然资源比例是1:100:10000。
限制抽水蓄能发展的主要因素是煤电。国家对抽水蓄能是非常重视的，国家能源局一直要求建设抽水蓄能，但抽水蓄能的规划始终没有完成，主要的限制因素是煤电。一方面，我国的煤电装机很多，煤电的利益产品太多，国家没有把国际社会公认的煤电必须退出作为减碳要求。另一方面，由于我国现行的厂网分开体制，煤电调控费用由发电企业负担，抽水蓄能需要电网自己花钱建设，所以电网在经济利益驱动下，更倾向于让发电企业多建煤电。
要实现碳达峰和碳中和，煤电就必须退出，这是国际社会公认的。未来我们国家发现这一点后，煤电就不会再作为调峰电源，到时只能依靠抽水蓄能和常规水电。我国13年实现过碳达峰，因为09年煤价高企，发电企业使用煤电会造成亏损，所以更倾向于水电核电和风电，13年的时候我国依靠水电和风电完全满足了社会增长需求。2013-2016连续四年碳排放量都在下降，但09年以后煤价下降，13年之后煤电又成为主要方向，2017年碳也开始回升。
常规水电也可以调节风和光。比如龙羊峡水库，自身就有很大调节余地，配置了180万的水电装机和100万左右的光伏，基本能够实现水光互补，满足电网需求。
煤电只能单向调峰，抽水蓄能可以双向调节。当负荷很低、风光量很大时，煤电调节就会有浪费，而抽水蓄能可以把能量储存起来，进行双向调控。
预计混合式抽水蓄能未来会有很大发展。抽水蓄能有两种方式，现在建的大部分都是纯抽水蓄能，比如广蓄、十三陵，专门为抽水蓄能发电建一个库；另一种是混合式抽水蓄能，是在电站的上库和下库安装抽水蓄能机组，既可以作为常规水电站，又可以作为抽水蓄能电站。我国水能资源非常丰富，水电装机是全世界第一，大部分梯级开发的水电站都可以进行加泵和扩机，经过改造后很多常规水电都可以变成抽水蓄能，未来最有发展的应该是混合式抽水蓄能。
小水电发展潜力很大。目前存在的问题是大的设计院更倾向于做大型纯抽水蓄能项目，因为能赚取更高的设计费，但对抽水蓄能改造项目不感兴趣。最近各地对小水电的排斥态度非常强烈，根本问题在于能源局在给煤电控制市场，这与国际社会能源转型是背道而驰的。小水电也可以改造成小型抽水蓄能。夏季洪水期水量大可以发电，枯水期发挥抽水蓄能作用调节风光。
3亿千瓦的抽水蓄能是可以实现的，加上常规水电和小水电改造，最终可能不止3亿。根据能见报道，国家能源局近期对抽水蓄能中长期发展规划征求意见，根据本次意见稿，预计到2035年底抽水蓄能规模达到300GW（尚待证实）。目前行业的转变还没有到来，要实现能源转型煤电一定要退出，煤电退出后一定会有大量水电改造成抽水蓄能，同时有大量新建的抽水蓄能。抽水蓄能未来必然有很大发展，但推进过程仍存在阻力，现在已经逐渐好转。
2.传统水电站改造成混合式抽水蓄能资源量有多大？
目前常规水电装机有3亿多千瓦，预计未来最终能达到5-6亿千瓦，能改造成混合式的有2-3亿千瓦，纯抽水蓄能有3亿千瓦，合计能建成的抽水蓄能资源量有5亿多。
3.抽水蓄能成本和电化学储能成本比较
锂电成本不是很高，但危险性很大。氢能储能安全性比较好，但成本也很高。
4.混合式抽水蓄能改造是否有地理条件限制？
很多电站都是梯级开发的，上下水库是联通的，大部分都能进行改造。以白山水库改造为例，除了增加可进机组之外，还在下水库上做了一些工作。
5.运营成本占比大概有多少？
最主要的运营成本是电量损失，消耗4度电只能发3度电，其他的运行成本很小。
6.改造混合式需要多久？2035年能完成3亿千瓦吗？
抽水蓄能改造比较快，并且改造成本比新建低很多。从国家发展角度应该先进行抽水蓄能改造，用便宜的方式和煤电竞争。
7.目前70-80%抽水蓄能是由中国电建建设的，未来市场份额能够保持吗？
中国电建在设计方面非常强，掌握很多设计资料，在设计业务方面其他人很难与之竞争，但施工需要进行招标，公平竞争。业主主要是电网公司，对于改造项目，业主具有主动权。
8.改造项目对生态有何影响？
改造对生态影响很小，水量基本不动，只是在有限范围内进行循环。但现在很多抽水蓄能的点都在保护区红线之内，不能开发。目前勘测了2亿多千瓦的抽水蓄能资源可能有1亿多都红线内，很难开展工作。处于保护区内的电站也很难进行改造。
9.风光成本0.1-0.15元是指什么？
是指电网把风光发电调节成电源侧电的成本，每度电要花费0.1-0.15元。假定风光发出的电一半是符合荷载的，另一半是不符合的，那平均一度电就要多花0.1-0.15元。
10.抽水蓄能适用什么环境，选址有什么限制？
抽水蓄能选点是受地形限制的，纯抽水蓄能的要求非常高，要有一定高度和容量，但小型化之后要求就比较低了，而且目前常规水电站都可以进行改造。
11.大型抽水蓄能建设成本大概是多少？成本结构是什么样的？
4000-5000元/千瓦。一般土建和机械各占一半，设计费用很少，只占1%-2%。
12.水电可开发空间情况
目前水电装机3亿多千瓦，预计未来装机能达到5-6亿。国家发改委十三五规划公布的水能资源可开发量是年发电量3万亿千瓦时，现在开发量是1.3万亿，还有翻一倍的空间。很多龙头电站还没有建设起来，龙头电站建成后，下游增加的发电量比龙头电站本身发电量还大，常规水电还有很大余地。实际上装机容量的概念不太准确，应该按照年发电量来计算。
13.抽水蓄能资源是否还存在很大的未勘测出来的空间？
应该说还有。目前勘测出来的2亿资源量是条件比较好的，如果把条件放低一些，比如装机小一点或者高层差矮一点，至少还能增加一倍。
14.内蒙新疆发电要输送给广东用电，在广东建抽水蓄能电站、购买储能服务，这样的模式可行吗？
这种模式不太可行。因为从新疆到广东距离很远，输电成本非常高。最好在周边地区购买储能，能够充分利用输电线路。
15.对电价上涨的预期有什么看法？
未来电价肯定会上涨一些。国家电网去年国内亏损了160亿，主要是在国外盈利，居民用电亏损的是最多的。但对于居民用电不赞同涨价，建议推行分时电价，居民更容易接受。
16.储能的盈利情况
储能现在基本不赚钱，过去煤电装机少，储能电站的经济性体现在建储能以后能够增加煤电的运营时间。但现在建了大量煤电给可再生能源调峰，储能没有市场和收益。
本文编选自微信公众号“纪要加油站”；智通财经编辑：文文。
