国外水电发展概况及对我国水电发展的启示（三）

2010-07-12贾金生

中国水能及电气化 2010年5期

关键词：水电工程水电水电站

贾金生

（中国水利水电科学研究院/中国大坝协会，北京 100038）

二、主要国家水电开发历程与发展趋势

3.日本

（1）水资源概况

日本水力资源丰富，全国有5000多个水系，以信浓川最长，全长367km；以利根川流域面积最大，为16840km2。河流大多发源于中部山地，向东西两侧流入太平洋和日本海。由于水量充沛，加上河道东西狭窄，山势陡峭，流程较短，导致水势湍急，尤其在梅雨和台风季节，水量增大，容易形成洪水。为此，日本修筑了大量的堤防和水库，用于防洪。河水广泛用于生活用水、农业用水、工业用水和水力发电。年降水量为1820mm，约为世界平均降水量（730mm）的2.5倍，但分布不均，关东沿海地区及东京、大阪、神户等地的降水量较少，加之河流均为急流河，流量特性的变化很大，水库库容不大。

（2）水电工程发展历史

1949年盟军总部批准了“美国对日援助对应资金”11亿日元，在鬼怒川修建五十里坝和其他4座坝。这几座坝的建设大大促进了防灾、粮食增产和供电。1962年，日本成立“水资源开发公团”。该公团根据水资源开发总体规划，修建了许多闸坝工程，取得了一定的成就。

1950年以前，日本的电力开发一直是水主火辅，开发原则是“先易后难，先小后大，先引水后水库，先地面后地下，经济适用”。水电站开发方式以低坝引水式电站为主，厂房几乎全部为地面式。多数电站靠天然来水发电，年发电量受气象条件的影响很大，季节性电能多，有的电站在冬季还因受冰冻的影响而停止发电。为了充分利用季节性电能，当时曾修建了两座具有季调节性能的抽水蓄能电站，装机容量共16.3MW。1951年后，电网负荷的年增长速度达1000MW以上，火电站的比重逐年增加，而在火电中，又由于国际石油价格低廉，燃油发电的比重逐步上升。1960年以后，电力建设方针则为火主水辅。为使电力系统内水、火电站能合理配置，系统能安全经济运行，就需要修建容量较大和调节性能较好的水电站。除继续修建纯引水式和低水头河床式水电站外，重点转移到开发上游河段的高坝大库。开发方式则以混合式(即利用修高坝和打长尾水隧洞来集中落差的方式)及坝后式为主。电站的特点是，水库调节性能较好，死水位低，水库工作深度达45～60m，厂房多布置在地下，单机容量有不断增大的趋势。

日本燃料资源贫乏，煤、油、气都要靠进口，水能资源是本土的主要能源，所以日本过去执行水主火辅的电力方针，水电比重曾达到80%～90%，到1960年水电比重仍然保持在50%。后来因进口廉价石油大量发展火电，上世纪70年代以来又积极发展核电，因而水电比重逐年下降，变为火主水辅，目前日本水电每年提供的发电量占总量的10%。

（3）水电发展现状

2008年，日本国内运行的大坝有3058座，总库容超过210亿m3。在建60m以上的大坝有27座。运行中的水电装机容量约22000MW，在建装机容量800MW。2007年，水电年发电量92464GWh（占总发电量的近6%）。

日本没有大河流，中小河流很多，常规水电站以中型水电站为主，一般装机在10～200MW左右，10MW以下的小水电站也不少，最大的常规水电站装机容量为380MW。从上世纪70年代起，日本对一些河流进行了重新开发，废弃原有的小水电站，重建较大的水电站，使水能资源得到更好的利用。

为满足迅速增长的用电需求，日本大量发展高参数火电机组和核电站，这些电站只适宜于担负电力系统基荷，缺乏调峰容量，因而必须兴建一大批抽水蓄能电站。1960年日本抽水蓄能电站装机仅有60MW，到1990年已发展到17000MW，增加了280多倍。这些抽水蓄能电站装机大都在200MW以上，已建成的1000MW以上的电站有10座以上。这些大型抽水蓄能电站的水头都比较高，在200～700m之间。2007年抽水蓄能电站年发电量8032GWh，年用电量10581GWh。

至上世纪80年代，日本的水电开发逐步放缓。在受到两次“石油冲击”之后，为了重新开发国内水能资源，1982年，日本开始第五次水力资源调查。为了解决需电缺水问题，日本提出以下措施：①河流重新开发，废弃老厂，扩大调节库容，增加装机；②跨流域引水，有利根川跨流域引水、佐贺引水、霞浦引水和水曾川引水；③开发湖泊；④修建河口闸，防盐蓄淡，供工农业用水；⑤污水处理水的重复利用；⑥超低水头发电；⑦利用海水抽水蓄能发电。

开发水电的最不利因素是建设的一次性投资大，然而水电是循环能源，能长期与其他能源相抗衡，而且电价比其他能源便宜得多。因此，日本有关方面采取了多种措施以促进水电的开发。例如，实行财政补贴、低息贷款等以降低成本，研究开发技术、重新评价以往技术标准等。

（4）水电发展的趋势

未来水电发展的特征是趋向于小型化（平均规模在4.6MW）并惠及更多的地区（大约2700个）。为促进那些不能提供规模优势的中小型水电站的发展，必须开发新的技术以降低电站的建设成本并提高其经济效益。政府在1981年开始对中小型标准化水电站的设计进行调研，并在其后的21年中，也就是到2001年，进行了大规模的调查和研究，优化发电系统，开发新材料和建造方法，对试验性电站的设计和可靠性进行分析和评估。政府还发展海水抽水蓄能电站，这样可以进一步扩大水电开发的潜力地区的范围，这也是目前唯一被实际使用的大型电力存储技术。

随着水电开发区域及规模的减少，现在赢利变得越来越困难，开发的成本也越来越高。此外，近几年来生活在河流附近的人对生态环境保护日益增长的关注使得征用新的场所建设水电站变得更加困难。但是，发展水电是防止全球气候变化的一项对策。因此，近期日本经济产业省决定修订有关政策，对开发建设水电站的企业予以资金补助。

日本全国还有约2700处适宜开发建设水电站，其发电能力多为中小规模,约3MW左右，但如果能够全部得到开发，就可新增约12000MW的发电能力。从而减少火力发电，进而减少日本CO2排放量。

日本经济产业省采取的措施是将RPS法适用对象的范围扩大。原RPS法要求电力公司销售的电力中，风力发电和太阳能发电以及发电能力在1000MW以下的小型水电等要达到一定的比例。为了促进对环境影响小的新能源的开发利用，将上述适用对象的范围扩大到发电能力为3MW以下的水电，同时，对开发建设水电站的自治团体和电力公司予以补助，补助金制度也作相应的扩充调整。

（5）水电发展趋势

日本国际协力银行（JBIC）在与国内的立法者、商务部门、非政府组织以及受援国政府进行了几个月的广泛讨论之后，于2003年完成了水电开发环境和社会指南的制定。

这些指南将首次应用于工程筹资（ODA贷款）和出口信贷（设备供货），随后日本国际合作署（JICA）还将制定一套关于日本水电工程拨款援助的指南予以补充。

这些指南为水电开发制定了新的标准，要求所有寻求JBIC投资的工程开发商必须遵守2003年10月1日起生效的新标准。该标准力求消除或者至少将所有不利的社会和环境影响降至最低，这意味着要大大增加工程施工前的工作量，同样，在工程施工和运行期间也会产生新的责任。

这些指南与现有指南的主要区别是，大大强调了社会责任，将正常的工程周期划分成4个相连贯的阶段。第一阶段要求一项工程中要有土木工程界的充分参与，第四阶段要求工程开发需充分合法的促进独立非政府组织对工程的监控。这4个阶段具体为：

①尽可能在规划阶段，在工程相关各方（包括当地社会在内）之间，进行符合实际情况的咨询和反馈。

②根据工程可能的环境和社会影响，根据其影响的大小按JBIC标准可分别划分A、B、C等3类，大型水电工程一般都归于A类。