关于“十三五”中期我国水电发展的几点思考

于倩倩

(水电水利规划设计总院，北京 100120)

在环境约束和科技进步的驱动下，可再生能源发展迅猛，年发电量达到全球发电总量的24.5%(2017年)。其中，水电以其运行稳定灵活、综合效益显著等优势，成为助力世界各国能源向清洁低碳转型的关键。截止到2017年底全球水电装机容量约12.67亿kW，年发电量约42 000亿kW·h，超过其他可再生能源发电量总和的两倍[1]，是公认的全生命周期减排效益最显著的绿色能源。我国水能资源优势明显，水电装机规模自2012年起稳居全球首位，行业技术水平世界领先，是增强国家安全保障能力、提升人民生活幸福指数、促进社会经济高效平衡可持续发展的重要支撑。“十三五”时期是我国面对经济发展新常态，推动完成“两个一百年”目标的战略转型期，《水电发展“十三五”规划》(以下简称“规划”)是该时期我国水电发展的重要指南[2]。截至2018年底，“十三五”规划实施期过半，有效总结半程经验，整理规划目标完成情况，分析面临机遇和挑战，探讨重点关注问题，是符合新发展理念，有效落实能源革命战略的基本方向。

本文以“十三五”中期我国水电开发现状为基础，通过对比规划目标，分析完成情况，重点对面临的主要问题和挑战进行探讨，以期为水电科学有序发展提供参考。

1我国水电发展概况

1.1 资源开发现状

我国水能资源技术可开发量居全球首位，根据最新复核成果，全国水电站技术可开发装机容量6.87亿kW，近80%的资源量分布在西部地区[3]。

2018年是实施国家“十三五”规划的中期之年，截至2018年底，我国已建水电装机容量3.52亿kW[4]。其中，常规水电站3.22亿kW、抽水蓄能电站0.3亿kW，约占全国电源总装机容量的18.5%，约占全国可再生能源发电装机容量的49.6%。

从发电效益来看，2018年我国水电发电量约12 300亿kW·h[4]，约占全国各类电源总发电量的17.6%，约占可再生能源发电量的59.5%。超过60%以上的水电装机分布在西部地区，对比水能资源情况，该区域水电开发程度不到40%，未来仍具有发展潜力。目前，我国已建抽水蓄能电站主要分布在经济较发达的华东和南方电网区域，合计占比超过抽水蓄能装机容量的50%。

图1 水电装机容量分地区占比

图2 抽水蓄能装机容量分区域占比

表1 “十三五”水电新开工、新增投产目标完成情况

1.2 主要目标完成情况

“十三五”前3年，全国新开工大中型水电站2 660万kW，考虑巨型电站白鹤滩水电站核准，常规水电新开工规模接近规划目标的50%，大型流域水电基地内有10座水电站开工，略小于同时期规划预期可能开工的数量；抽水蓄能电站新开工规模2 495万kW，除华东和西北电网超过规划目标的50%外，其余区域电网核准开工项目较少，整体开工项目不足同时期规划预期可能开工项目数量的70%。

全国新增投产水电站2 593万kW(其中大中型水电站约2 210万kW)，主要集中在西部地区澜沧江、金沙江、大渡河等重要水电基地，但新增速率整体低于规划预期，投产相对滞后；抽水蓄能电站新增装机规模696万kW，主要集中在华东、华中、南方电网区域，华北电网和东北电网区域无机组投产，整体投产情况与规划目标相比仍有一定差距。

我国水电总发电量36 100亿kW·h[4](3年分别为11 800亿、11 900亿、12 300亿kW·h)，相当于节约标准煤10.8亿 t，减少排放二氧化碳22.6亿 t，二氧化硫805万 t，氮氧化物838万t，对减轻大气污染和控制温室气体排放起到了重要作用。

1.3 发展趋势分析

尽管近年来国家在节能减排和供给侧结构性改革方面出台了多项政策举措和行动方案，但“十三五”前3年，我国水电各年装机增长速率均低于其他电源品种，新增发电装机容量远小于其他各类可再生能源电源，在全国电源结构中的比重也逐年减小，一定程度上影响了水电优势功能发挥。考虑目前能源发展的总体方向和水电规划重点项目的实际推进情况，“十三五”后半段规划重点目标的发展趋势难以有较大变化。

主要流域目前在建项目实施现状及分析显示，受消纳市场、输电通道建设、移民安置和建设难度等因素影响，“十三五”后半段水电投产速度整体放缓；抽水蓄能电站方面，目前在建项目大多为“十二五”后期开工，考虑合理工期安排，预计2020年规划投产目标完成略有滞后。

从主要流域“十三五”期间可能开工项目前期工作进展情况看，超过95%的待开发项目受到电力消纳市场不落实、开发经济性下降的影响，龙头水库和西电东送项目等尤为严重；约50%项目受生态环境协调和环境敏感因素影响，主要分布在西北地区和西南部分地区；移民安置与地方经济发展协调等因素使得社会经济发展相对滞后地区项目的前期工作推进困难；此外，少量项目还受到融资困难或建设条件影响。对于抽水蓄能电站来说，运行管理和价格机制是影响开工的主要因素，跨省配置资源项目推进协调愈发困难。整体来看，水电工程尤其是抽水蓄能电站开工目标完成困难，考虑水电建设周期，开工项目减少将进一步影响后期水电发展。

图3 不同电源品种各年新增装机容量

图4 不同电源品种各年装机容量增长率

2 主要面临形势

从全球主要国家能源发展路径看，有效调控水资源、充分开发水能资源一直是可负担、可持续能源发展的首选思路。发达国家在20世纪80年代已经完成水电建设高潮，资源开发程度高，目前主要进行流域综合管理和资源高效利用；发展中国家因电力需求和减排要求成为水电装机的增长极；相对不发达国家的水电发展是重要的民生保障和经济发展动力。我国经济发展新常态下，差别化的东、中、西部地区水电开发策略能有效发挥项目优势，带动区域平衡充分发展。此外，在大力推进生态文明建设的背景下，发展水电符合建立清洁低碳、安全高效的多元化能源供应体系的战略目标，更是我国主动应对全球气候变化、履行巴黎协定减排承诺的内生动力。整体来说，外部形势为我国水电发展提供了重要机遇。

但不可否认的是，随着西部大开发和西电东送的推进，我国待建水电逐步向河流上游布局，受地理位置、地形地质、施工难度等多方面影响，后续水电建设条件差；同时移民安置、环境保护、综合利用等非工程投入的提高，也使得项目建设成本大幅增加。而为了实现更大范围内绿色能源资源配置，在能源外送和接续基地内布局项目的远距离输电成本投资进一步加重了水电开发的经济负担。尽管考虑节能减排效益，水电依然具有相对经济优势；但缺乏合理的投资分摊和效益补偿模式，这严重影响了投资开发的积极性。

以《电力发展“十三五”规划》负荷预测成果为基础的分析表明，尽管未来系统负荷需求增幅减缓，但整体需求和市场空间依然相对充足。目前，由于绿色能源激励机制和化石能源约束机制不完善，各省自身电力规划与国家总体战略协调难，水电外送市场空间受挤压，部分待建水电外送项目落点市场尚不明确；已建输电断面未有效利用，规划通道建设滞后于电源发展，进一步造成清洁电力消纳困难。现行的水电价格机制不反映资源节能减排价值，水电电价在外送目标地竞争力差；同时，后续内需水电站开发成本提升，经济相对落后的资源地区用电价格远高于发达地区，不符合我国共同富裕的基本要求。而辅助服务市场不健全，抽水蓄能电站动态效益收益难以落实，进一步阻碍了行业有序发展。

此外，水电前期工作中对项目所在地区生态环境保护实际需求缺乏科学定量论证，难以支撑环境保护内容和标准等约束性指标的合理量化；而定性的环保概念可能造成公众对水电生态环境影响的认知偏差。新一轮抽水蓄能电站选点规划和规划调整工作中，部分省区生态红线划定工作与抽水蓄能站点资源保护难以协调。同时，移民安置难度增加，水电开发利益共享机制和资产收益扶持制度落实困难，探索水电开发促进当地经济可持续发展的模式，激发区域脱贫攻坚战的内生动力，也对水电开发提出了新要求。

综上所述，把握关键问题才能充分发挥我国水能资源优势，为全局性国家能源安全和区域性绿色能源均衡发展保驾护航。

3 几点分析思考

3.1 水电功能定位

为完成中长期非化石能源占比目标，未来我国新增电力装机主要来自可再生能源发电尤其是新能源规模的大幅增长，考虑核电运行的安全性，风电、太阳能发电的随机性、间歇性和反调峰等特点，水电在系统中的功能定位需要从电量为主转变为容量支撑，促进其他各能源品种功能优势发挥。而目前已基本形成流域基地的梯级水电站群，可以充分利用水库调节补偿和机组运行灵活的特点，保障电力系统安全稳定经济运行。

整体来看，水电是实现多能互补的开发模式和流域综合能源基地建设的核心要素。首先，考虑火电机组在深度调峰时脱离最优工况使得煤耗增加和我国天然气资源较少，水电依然是清洁经济的调峰选择；同时还具备优良的调频、调相和备用等功能，能有效平抑区外来电与新能源并网的波动，促进新能源消纳，减轻火电调峰负担，保证核电机组平稳运行，提升系统整体效益。其次，水风光具有显著的互补特性，从天然资源特点来看，河川径流的水循环过程与太阳辐射关系密切；从电源出力性能来看，新能源日内发电出力变化较大，年际及月际变化相对较小，利用水电的日调节能力，可充分促进风光资源利用，而水电丰枯期差异又可以通过新能源发电补充，满足系统整体需求。如，北欧电网(Nord Pool)中风电比例高达40%的丹麦，借助挪威(水电装机占比超过98%)水电调节能力，实现风电高效利用(年平均利用小时数超过2 500 h)(参见南方能源观察2017.7.31微信公众号)；同时挪威水电枯期电力电量也能有效补充，是多能互补发展的成功典范。而我国龙羊峡水光互补项目，通过水电补偿效益使光伏发电出力相对稳定可预测；同时配套光伏使龙羊峡送电通道的送出电量和年利用小时都有所增加，提高线路的利用率和经济性(参见南方能源观察2017.7.31微信公众号)。因此，转变功能定位、发挥水电在系统中的核心调节作用，是实现我国现高比例可再生能源发展的关键途径。

3.2 关于水电电价

经济性是项目可持续发展的前提，最直观的表现是具备市场竞争力。目前，我国电力市场以电能量市场为主，电力商品价值主要由电价体现。受建设条件和外部因素影响，水电开发成本提高，在现行电价机制下，优势难以维持，在以市场化为方向的电力体制改革中，需要从调整能源结构、促进平衡发展的宏观战略出发，配合市场经济手段，优化资源配置，合理收益分配，正确认识水电经济性，反映水电真实价值。

水电采用市场化交易电价上网需要完善的机制保障和政府引导。首先，水电需要承担防洪、灌溉、航运等综合利用任务，部分电站非发电功能投资占比超过总投资的20%，因分摊机制不明确，该项成本完全通过水电电价疏导；其次，目前火电标杆电价没有碳减排约束，盲目市场化可能使得发电成本较低的化石电源被优先调度，不利于减排目标实现；再次，辅助服务市场不健全，影响开发积极性，不利于水电对促进新能源消纳提供保障和支撑作用的发挥；最后，后续待开发水电主要位于西部贫困地区，超过一半站址涉及贫困县，需要国家从西部大开发、脱贫攻坚等战略出发，加大扶持力度。因此，现阶段可采取激励措施，对符合国家总体战略的水电站，在合理评估开发成本和优化布局的基础上，充分考虑水电的功能效益，按照西电东送等战略要求，协调落点地，保证部分计划电量和固定电价，促进有序发展；完善地方节能减排效益评估机制和考核指标，将水电纳入可再生能源配额制以保证水电市场空间，并配套绿色证书交易机制，在竞价上网之外，以绿证收入补充水电开发合理收益和资源地经济发展，形成能源清洁发展的内生动力。同时，可参照欧盟碳排放交易体系(EU-ETS)，限制碳排放量，对超额排放的CO2进行处罚，并按照发展阶段逐步上调处罚金额[7]，推动能源结构转型。

3.3 生态环境影响

推动生态文明建设是实现美丽中国的根本路线。近年来，我国水电开发也在逐步探索建立一条“山水秀美、生态和谐”的绿色发展道路。

正确落实好“在发展中保护，在保护中发展”的基本原则。首先，要明确“生态优先”和“以人为本”的关系，是以科学发展模式，合理开发利用资源，使生态环境和经济发展协调统一。以埃塞俄比亚为例，水电开发为贫困人口提供清洁可负担的电力，有效减少了大范围的森林砍伐，在碳减排的同时减轻土壤退化[1]；兴建水库带来的水土保持、水源涵养等生态服务功能，使得新安江水电站蓄水后逐步形成千岛湖景区；采用工程措施调配利用水资源，减轻了流域下游水旱灾害，避免了严重地质灾害的影响。其次，正视水电开发带来的生态环境负效应，进行全过程污染防治和资源保护，对扰动较大区域实施环境修复，保证各项环境措施及时建设并有效发挥作用。再次，做好与生态环境规划的协调，科学界定开发利用和敏感因素范围，在满足生态要求的情况下保证必要的水电发展空间。最后，进一步完善水电的生态环境标准，对比煤电污染物排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等考核指标，水电工程生态流量、过鱼设施、水温减缓措施等环保指标，缺乏对项目所在地生态环境实际需求的科学论证，且目前有效的流域生态环境监测和评价回顾体系尚待完善，难以支撑环保设计内容和标准等约束指标合理定量化，已建环保设施(如鱼道等)实施后的真实生态环境效果难以评估，也间接后续工程的前期生态环境措施论证工作。因此，正确认识水电工程的环境影响，评估生态环境效益，明确建立有针对性的环境保护内容和约束指标量化标准，有效实施生态环保措施并及时跟踪评价，促进水电发展与生态环境和谐发展。