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。
