我国水电行业基本情况及未来发展趋势

吴玉亮

摘 要：随着我国经济的快速发展，电力行业发展迅速，装机容量、发电量持续增长，且我国用电需求增速与经济发展增速呈现高度正相关性，近年来实体经济运行稳中趋好，全社会发电量和用电量增速有所回升。随着传统火电排出的有害气体造成的温室效应导致全球气候变暖危害的呈现，清洁能源在我国能源结构占比中将不断提高，水电作为我国主要的清洁能源，具有清洁环保、优先上网、电价较低和成本低廉的优势，未来尚有巨大的发展空间。

关键词：装机容量、发电量；盈利驱动因素；可再生能源

1 我国电力行业整体情况

1.1 电力行业整体发展情况

2006年以来，随着我国经济的快速发展，电力行业发展迅速，装机容量、发电量持续增长。我国电力行业总装机容量由2006年末的62，370万千瓦增加至2016年末的164，575万千瓦，年均复合增长率为10.19%；发电量由2006年度的28，499亿千瓦时增长至2016年度的59，897亿千瓦时，年均复合增长率为7.71%；2006年以来，我国总装机容量、发电量与用电量情况如下表：

我国用电需求增速与经济发展增速呈现高度正相关性。2006年至2017年，我国电力产能与电力需求均持续增长，但增长速度不均衡：2006年以前，我国用电高峰期缺电现象较为严重；2006年，电力投资迅速增长，装机容量增长率达20.60%；2007年开始，随着国家控制固定资产投资增长过快的宏观调控政策效果的显现，装机容量增速开始下降；2008年-2009年，受全球金融危机影响，我国经济增速放缓，全社会用电量增速出现大幅下滑；2010年-2011年，我国经济出现复苏，全社会用电量增速开始回升，高于同期全国发电装机容量增长率；2012年开始，随着我国经济增长速度的放缓，全社会发电量和用电量增速明显下降；2015年，全社会发电量和用电量增速进一步回落，创历史新低；2016年、2017年，在基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等因素综合影响下，实体经济运行稳中趋好，全社会发电量和用电量增速有所回升。

1.2 电力行业构成情况

随着环境保护和节能减排压力与日俱增，我国出台了一系列清洁能源发展的政策。火电装机容量占比从2006年的77.57%下降到2017年的62.24%，而水电作为清洁能源，在全国装机容量中的占比稳定在19.20%以上，装机容量从2006年的13，029万千瓦增长到2017年的34，119万千瓦，年均复合增长率为9.81%。2006年以来，我国主要装机容量情况如下：

我國电能长久以来以火电为主，据统计，2017年火电装机容量为110，604万千瓦，占全国总装机容量的62.24%，清洁能源中的水电、风电、太阳能发电、核电等装机容量分别为34，119万千瓦、16，367万千瓦、13，025万千瓦、3，582万千瓦，分别仅占全国总装机容量的19.20% 、9.21%、7.33%和2.02%，这使我国化石能源消耗日增。因煤、油、气等燃烧使用后排出的有害气体造成的温室效应而导致的气候变暖已成为全球重大问题。我国排出的二氧化碳 等有害气体在数量上已位居世界前列。欧、美、日等工业发达地区或国家已制订计划在预定的时段内逐步发展清洁能源和洁净煤等发电技术，最终做到趋近零排放。我国政府也大力发展清洁能源，如水电、风电、太阳能发电、核电，优化电源组成，积极发展清洁和可再生能源至关重要。

根据中国电力企业联合会的统计，截止2017年，我国装机容量及发电量的电源构成情况如下：

2 我国水电的发展现状

2.1 水电发展增速放缓

水电累计装机规模持续增加，但增速持续放缓。2017年，水电累计装机34，119万千瓦，同比增长仅2.70%，这是自2013年以来连续四年增速下滑；水电新增装机1，287万千瓦，较上年同期略有增加，也是自2013年连续三年下降后的首次上升。新增装机较多的省份是四川（458万千瓦）、江苏（150万千瓦）和云南（98万千瓦），占全部新增装机的78.50%。2017年，全国新开工建设白鹤滩、巴塘等2座重点水电站，总装机约1，675万千瓦。2017年，全国新增抽水蓄能发电装机容量200万千瓦，江苏溧阳、广东深圳、海南琼中3座抽水蓄能电站投运。北方地区累计完成10个电厂、共计725万千瓦火电机组灵活性改造项目，对电网调节能力和新能源消纳能力提升起到了积极作用。

2.2 水电发电量基本保持平稳

2017年，全国水电发电量11，945亿千瓦时，同比增长仅1.67%，较上年同期下降近4个百分点。这与水电利用小时数下降有关。

2.3 水电利用小时数相对比较平稳

2017年6，000千瓦及以上水电利用小时数为3，579小时，同比降低40小时。近三年水电利用小时数相对比较平稳，基本维持在3，600小时左右。

2.4 西南地区调峰弃水现象有所缓解

2017年，调峰弃水主要发生在四川、云南、广西三省区，地域范围较2016年增加了广西，调峰弃水总电量较2016年略有减少。四川调峰弃水电量约140亿千瓦时，与2016年相比基本持平，主要得益于川渝电网第三通道投产，增加了外送能力。云南2017年弃水电量约80-100亿千瓦时，在没有新增外送通道的情况下，调峰弃水电量较2016年下降约40%，一方面是2017年投产的水电较少，更重要的是提高了现有外送通道的利用率。广西2017年弃水电量约45亿千瓦时，汛期与2016年汛期相比，水电来水情况较好，是产生较多弃水电量的主要原因。

3 水电行业的盈利驱动因素及未来发展趋势

水电与其他电力相比的主要优势为：清洁环保、优先上网、电价较低和成本低廉。清洁环保：水电是将河流、湖泊或海洋等水体所蕴藏的水能转变为电能的发电方式，是一种清洁环保的可再生能源，与火电相比不需要化石能源作为燃料，也不会对环境造成污染；优先上网：根据2012年国家发改委发布的《节能发电调度办法（试行）》，无调节能力的水能、风能、太阳能、海洋能等可再生能源发电机组享有优先上网的权利。我国主要电力种类的上网顺序为：水=风=光>核>火电；电价较低：比较 2016 年各电力的上网电价，水电为0.2～0.4元/kWh，低于火电的0.3～0.5元/kWh、核电的0.43元/kWh，更显著低于风电的0.51～0.61元/kWh 和光伏的0.85～1.1元/kWh；成本低廉：水电的运营成本主要由固定成本构成，2016年水电行业平均为0.1～0.15元/kWh，相对比较稳定且显著低于其他电力种类。伴随着煤炭行业去产能，火电燃料成本不断上升，2016年火电度电成本为0.25～0.4元/kWh 左右且2017年依然维持在高位。

基于以上优势，水电目前和将来将继续成为我国最重要的可再生能源，其行业发展也受到盈利驱动因素及利好政策的影响。

3.1 水电行业盈利驱动因素

水电行业盈利水平主要由收入端和成本端两个因素决定，具体如下：

3.1.1发电量和上网电价决定水电企业的营业收入

水电企业的营业收入计算公司为：水电企业的营收=发电量（装机容量*利用小时）*上网电价。

其中，水电机组利用小时和流域来水量高度相关，一个水电站的理论发电量主要取决于所处流域的资源禀赋，因此各水电机组利用小时主要由各地的降水量和流域来水量决定。2007年以来我国发电机组利用小时逐步下行，由2007年的5，011小时下滑24.5%至3，785小时。其中火电和核电的利用小时下滑比较明显，火电由2007年的5，316小时下滑至2016 年的4，165小时；核电由2009年的7，716小时下滑至2016年的6，504小时。2007-2016年，水电利用小时相对稳定，在3000-3700小时区间波动。

常规水电站的装机容量计算公式=8*Q*H。H是水流落差，即势能。Q是每秒来水量，即动能。8为调节系数，按电站设计运行方式不同在 7-9 之间调整，数值越大，代表其发电特性偏向均衡，水流量和落差为控制电站装机规模的关键。

水电上网电价，即水电公司将所生产电力销售给电网公司的价格，目前有三种定价机制，即成本加成电价、标杆电价和落地端倒推电价。

3.1.2水电企业水电发电成本主要包含建设成本和运营的固定成本，总体呈成本低的特征

根据美国能源信息署发布的 2015 年能源展望对各类型机组做了平准化度电成本（系对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值）测算，2020年投产机组中，水电机组每兆瓦时成本为83.60美元，低于传统煤电的95.20美元和传统燃气的141.60美元，处于所有机组的较低水平。

以四家水电上市公司，即长江电力、桂冠电力、川投能源、黔源电力的2012-2017年营业成本分析，发电成本中70%左右为固定成本，其中35-42%来自于折旧，24-28%来自于财务费用，4%来自于管理费用。其中折旧和财务费用（大部分使用于在建项目）均由水电工程造价决定，因此水电前期投资为成本端的关键因素。目前，中国水电的建设成本其主要由以下几部分构成：永久性建筑工程（例如大坝、溢洪道、輸水隧洞等），约占总成本的32%-45%；库区移民安置费、水库淹没损失补偿费、以及环保费用等，约占 10%-35%，移民费用是中国水电的重要支出，因为各个水电站情况条件不一样，因此数值浮动较大；机电设备的购臵和安装费，约占18%-25%；临时工程（施工队伍的房建投资和施工机械的购臵费），约占14%-20%。

3.2 水电行业未来发展的利好因素

3.2.1我国“十三五”电力需求年均增速稳定，电力市场供需关系将改善，利好水电

目前我国经济发展步入新常态，经济发展呈现出以下几个主要特征：一是经济增速由高速转为中高速；二是经济结构不断优化升级，第三产业消费需求逐步成为主体；三是经济发展驱动力从要素驱动、投资驱动转向创新驱动。用电需求与经济发展关系密切，新常态下经济特征的转变使得用电需求的驱动力与发展特征均出现重要变化。我国现阶段已基本完成重工业化，正从工业化中期向后期过渡，未来我国用电难以再出现类似“十五”、“十一五”时期的两位数高速增长。目前我国人均用电水平与发达国家相比还存在较大差距，从中长期来看，我国用电量还会有一定增长。参考相关国家及地区相似发展阶段的历史用电情况，“十三五”期间我国用电需求仍将维持中速增长。根据国家电力规划研究中心专家们综合采用电力弹性系数法、人均用电量法、分行业用电量法和数量经济模型预测法等多种方法进行预测分析，我国“十三五”电力需求年均增速预计在3.6-4.8%之间，2020 年我国全社会用电量为 6.8-7.2 万亿千瓦时。从电力供需来看2018-2020 年我国全社会用电量有望保持4.2%的复合年均增长率，装机量保持6%的符合年均增长率，总体装机增速依然高于用电增速，电力市场供需要好于2012-2015年，水电作为清洁优先上网竞争力强的电源，电力供需好转将优先利好水电。

3.2.2装机结构依然以火电和水电为主，利好水电

根据能源局于2016年12月份发布的“能源发展十三五规划”，2020年我国装机容量目标为2000GW 左右。其中：煤电装机规模控制在1100GW以内，取消一批、缓建一批和停建煤电项目，新增投产规模控制在200GW以内；常规水电规模达到340GW，外加大型抽水蓄能水电站在运规模达到 40GW；核电在运装机规模达到 58GW，在建规模达到 30GW；风电装机规模达到 210GW 以上；光伏装机规模达到 110GW，其中分布式光伏 60GW、光伏电站 45GW、光热发电 5GW。从装机规模来看，截至2017年，我国总装机规模达 1679GW，2020年目标为 2000GW，2018-2020年复合年均增长率达 6.0%。从装机结构来看，我国目前以及2020年依旧是火电为主体，2017年为 64.8%，至2020年将降至 60.5%，水电为装机占比第二大的电力种类，由2017为 17.6%升至2020 年的 19.0%。

综上，水电是技术成熟、出力相对稳定的可再生能源，在可靠性、经济性和灵活性方面具有显著优势，需要放在优先开发的战略位置上。在未来的水电发展中应坚持绿色和谐开发，以大型基地为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发；重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围；加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。根据《中国电力工业现状与展望》和《水电发展“十三五”规划》，我国常规水电装机规划在2020年达到3.8亿千瓦左右，开发程度67%，抽水蓄能装机规模达到4，000万千瓦，；在2030年常规水电装机规模达到4.5-5.0亿千瓦左右，开发程度超过80%，除西藏外，全国水电基本开发完毕，抽水蓄能装机规模达到1.1亿千瓦左右。未来，我国水电行业尚有巨大的发展空间。

参考文献：

[1]封红丽.2017年新能源和可再生能源发展现状及趋势研究.电器工业，2018-8.

[2]刊首语，解读《水电发展“十三五规划”》之一二.大坝与安全，2016（06）.

[3]2018年中国水电行业发展现状及发展前景分析，中国产业信息网，2018-4.