主要国家水电开发历程与发展趋势

2011-05-18中国水力发电工程学会中国大坝协会中国水利水电科学研究院

中国三峡 2011年1期

中国水力发电工程学会中国大坝协会中国水利水电科学研究院

美国

水资源概况及电力结构

美国国土面积937万km2，2006年人口为2.991亿。其水能资源主要分布于中西部地区。美国的水能资源开发利用主体为隶属于国防部的陆军工程师兵团（USACE）、隶属于内务部的垦务局（USBR）和田纳西流域管理局（TVA）。

美国没有官方的水能理论开发量的数据。1979年美国陆军工程师兵团曾经做过研究，认为如果将美国的全部水能资源利用可装机512,000MW，发电量为4485,000GWh/年，技术可开发量为146,700MW，相当于528,500GWh/年，经济可开发电量约376,000GWh/年（中国理论可开发量为608300MW，技术可开发量为541000MW，发电量为2474000GWh/年，大约为美国的4倍）。

美国2005年水电装机78,200MW，年发电量为300,000GWh/年，占全国发电量约7%。年发电量排在中国、加拿大和巴西之后。

美国共有各类坝82,000多座，15m以上的大坝有6191座（按ICOLD统计标准），按主要功能分，1685座坝以防洪为主，1022座坝以供水为主，1033座坝以娱乐为主，886座坝以灌溉为主，543座坝以发电为主，105座坝以航运为主。

陆军工程师兵团负责开发建设的水利水电工程有609座坝、257座船闸、75座水电站（占全美水电量的24%，全国发电量3%）。

垦务局共建设58座水电站，装机容量14,808MW，年发电量38.1GWh。20世纪30～60年代为垦务局水电建设高峰，期间共建设43座电站；这段期间装机容量14,034MW，占其总装机容量的94.8%。

美国大坝功能统计

电力结构

美国2006年电力装机总容量为687000MW，其中煤电40%，天然气发电21%，核电13%，水电13%，燃油9.3%，除水电以外的可再生能源2.8%。发电量的比例为:煤电50%、核电19.9%、燃气发电18.1%，水电只占7%。

尽管美国水电总装机容量和发电量在国家电力总量中所占的比例不高，但水电的“黑色启动”能力在电力系统中的作用不容忽视。2003年8月，美国的东北部地区发生了大面积的电网断电事故，严重影响了从纽约市到密执根州范围内的5000万人口的工作和正常生活。总装机容量为4316MW的水电机组直接由联邦能源委员会调度，迅速投入到电力恢复工作中，包括有著名的尼亚加拉水电站和圣劳伦斯水电站。

美国的水电发电量占到全国可再生能源发电量的96%，即相当于每年节省5.3亿桶石油。

二十世纪美国水电的发展建设

美国第一座水电站建于1892年，位于威斯康星州的Appleton。19世纪末美国和加拿大共建起了40～50座水电站。

垦务局于1902年开始介入水电的开发，但当时主要是解决西部干旱地区用水的水资源问题，剩余的电力向电网出售，用于支付建设和运行费用，以促进农业灌溉的发展。陆军工程师兵团早在18世纪就开始介入水利工程，那时主要是负责国内重要河流的河道整治和航运管理，在19世纪末和20世纪初开始大规模地介入水电开发利用。

在20世纪30年代的美国经济大萧条时期，西部还同时发生了洪水和干旱等自然灾害，这也促使美国政府通过建设具有综合服务功能的水利水电工程，开发西部，拉动国内经济。这个时期，被称为美国的大坝时代。廉价的水电拉动了西部城市建设和工业发展。这个时期，垦务局建设了位于哥伦比亚河中游的大古里坝（Grand Coulee Dam），装机容量6809MW，为全美最大水电站，1936年建成；加利福尼亚州的中央河谷工程（the Central Valley Project），科罗拉多河的胡佛坝（Hoover Dam），装机容量2078.8MW，为全美第二大水电站，1941年建成。陆军工程师兵团于20世纪30年代开始在西部哥伦比亚下游河段进行水资源综合开发建设，包括建设了大量的水电站。

1933年，罗斯福总统签署了田纳西河谷开发法案（the Tennessee Valley Authority Act (TVA)），随后建设了一系列的大坝。TVA开发法案的目的在于改善田纳西河的航运、提供防洪、恢复植被、改善耕种的土地，建设化工厂，出售剩余能源，促进该流域内的工业和农业发展，加强国防安全。在建设的46座水库大坝中有29座大坝安装了水轮发电机组（常规机组装机容量3,360MW，抽水蓄能机组1,532MW，大多数为20世纪30-40年代建设），提供了全流域10%的电力。TVA的成功实施为在全世界范围内开展流域水资源综合开发管理提供了示范作用，并冠以TVA模式的称号，在以后的数十年里，世界上许多流域的开发管理都采用了这种模式。

第二次世界大战期间，美国对能源的需求增长了三倍，主要是造船、钢铁、飞机汽车制造业以及化工厂的快速发展。1942年内务部预测，每年需要有154,000GWh的电力用于飞机、坦克、武器、战争物资设备的生产。这个需求超过了当时美国电厂的发电能力。西部水电站的建设为国防建设提供了大量的电力，1941年仅垦务局拥有的水电站年发电量达5,000GWh，这些电量使得铝业产量增加了25%。到了1944年，垦务局的水电量增加了4倍，其水电站共发电47,000GWh。

二战期间，垦务局的水电站是美国西部地区的主要电力供应者。廉价的电力供应吸引了大量的国防工业在该地区建厂，如造船厂、炼钢厂、化学公司、炼油厂、汽车和飞机制造厂等。原子弹的装配地点位于华盛顿州，其电力由大古力水电站提供。在垦务局为促进国防工业发展提供电力的同时，也为粮食生产、通讯和在许多领域里满足人口发展需要方面提供电力和供水。

战争结束后，美国进入了工业快速发展时期。这些水电站又迅速转向为和平时期的工业发展提供电力，用于西部地区的开矿或农业生产，这期间水库大坝的功能更多是为灌溉和城市用水服务。

世纪美国水电发展历程的里程碑

胡佛水坝堪称现代建筑的奇迹，以设计之简约闻名。大坝路面全部由水磨石铺成，并刻有美国本土图案。摄影/Ethan Miller/Getty Images/CFP

从美国能源部提供的该国20世纪水电发展的重要里程碑可以看出，水电在美国20世纪上半叶的国家经济建设中发挥了重要作用。

水电发展趋势

美国联邦能源调节委员会（FERC）的研究认为，目前全美国还可以在5,677座水库大坝上安装水轮发电机组，其总容量可达30,000MW，其中57%容量的机组（17,052MW）可安装在已建水库大坝上，14%容量的机组（4,326MW）为扩机，只有8,000MW的机组容量需要通过新建工程实现安装。

水电协会预测在未来的20年里，如果美国的工业以每年8%的速度增长，全国的水电装机将增加27%，只需要在少部分大坝进行机组增容改造，就可增加20,195MW的装机容量。

美国水电的发展面临着生态环境的挑战，水电站的运行必须服从严格的环境调度规定，如清洁河流法、濒危物种保护法等。该国的水电站运营实行许可证制度，上一次颁发的运行许可证有效期为50年，近年来大部分已建工程需要通过重新评估换发许可证。在新一轮的许可证换发评估工作中，将工程的环境影响评价与大坝安全评估列为同等重要的位置，只有两者都通过评估，才能获得新的运营许可证。已建电站面临的主要问题是对洄游性鱼类的保护和河道生态调度与修复。为此，电站业主要投入数十亿美元的巨资进行技术改造，减免对生态环境的负面影响。

小结

① 水电是美国20世纪上半叶的主要电能，早期的国家工业和经济发展为水电发展提供了契机。水电在西部经济大开发、在国家出现经济大萧条时期拉动了国家经济建设，在二战期间为战略物资生产提供动力起到了不可替代的作用。

② 美国水能开发建设的高峰期在20世纪20～70年代，曾为世界水电开发利用第一强国，也是该时期的水电开发技术第一强国。

③ 在水电开发的同时就考虑到对生态环境的保护，但是真正对环境生态保护的重视是在20世纪70年代以后。对过鱼效果的提高、结合生态调度的水电站运行方式的调整、与生态环境保护和修复有关的工作成为近30年来美国后水电时期的一项重要工作。

④ 美国水电今后的发展主要是建设一些具有调峰功能的抽水蓄能电站、在已建工程上扩机以增加装机容量和发电量，包括建设一些新工程。这些新装机容量虽然不能从整体上改变美国的电力结构，但在可再生能源的开发利用方面占有重要的地位。

挪威

挪威水资源及开发利用概况

挪威王国位于斯堪的纳维亚半岛的西部，国土面积32.4万km2，人口470万。挪威水资源丰富，年平均降雨量1380mm，约4470亿m3，其中3710亿m3形成径流，主要分布于西部和中北部地区。2005年该国对水电资源进行了重新评估，总的理论蕴藏量为600,000GWh/年，技术和经济可开发量为205,100GWh/年，目前的开发度已经达到了60%。

挪威电力99.1%来自于水电，常规火电占0.5%，其它可再生能源占0.4%，是世界上以水电为主要能源的少数国家之一。到2007年底，全国水电装机容量29,040MW，年发电量122,000GWh，主要由336座水电站提供。挪威是世界上人均拥有电量最多的国家，20世纪80年代就达到了人均20,000kWh/年，此后虽有增加，但幅度不大，2005年人均拥有电量为25,600kWh/年。

水电发展历程及未来趋势

挪威的水电发展始于19世纪末，规模开发是在第二次世界大战以后，直至20世纪90年代中期，该国家的水电发展一直保持着比较稳定的增长态势，50年里水电总装机容量由1946年的2,200MW增加到1995年的27,797MW，年平均增长6%。60年代为挪威水电开发高峰期，装机容量年平均增长超过10%，进入80年代增长速度逐渐减慢（3～4%），90年代后期新增装机容量很少，趋于稳定。

在已有水电站装机容量中，1,336MW为抽水蓄能机组的容量，2006年吸收电网电量为463GWh，未来还将计划开发1,000MW的抽水蓄能装机容量。

挪威水电开发在20世纪末已进入饱和阶段，2007年在建工程只有2座，总装机容量为401MW，年发电量755GWh。另有总装机容量达859MW的水电站已获批准，以小水电为主。该国的小水电总的规模为22,400GWh/年，目前已建成的701座小水电站总装机容量为1366MW，年发电量达6200GWh（占年度发电量的4.7%）。

挪威近期水电的工作重点：1）进一步开发抽水蓄能电站，改善电网的调节性能；2）对已建工程进行更新改造，增加发电出力；3）开发小水电。

2008年1月，挪威制订了一个新的支持可再生能源发展的计划，即从2001～2016年增加30,000GWh的电能，用于提高能源效率和地区供热。

水电发展面临的挑战及其它可再生能源的发展

挪威水电发展面临的挑战主要是环境保护，政府于2001年1月颁布了水资源法，根据这个法规，所有新规划的水电开发项目必须进行环境影响和管理的评价工作，只有得到了挪威水利电力局（NVE）批准后才能实施。

挪威从1993年开始发展风电，是除水电以外的最主要的可再生能源。该国的风电由当初的7MW发展到2006年的636MW，风电资源主要位于挪威西部、中部和北部。

挪威水电及可再生能源发展特点：

① 挪威的电力发展以水电为主。经过了近半个世纪的发展，人均拥有电量达到了世界第一，该国也成为欧洲经济发展强国。

② 20世纪70年代发现了北海油田，挪威成为主要的开发者之一，但仍然改变不了挪威电力结构至今保持99%的水电比例，其最主要原因是该国有着丰富的水能资源，其次，水电是清洁可再生能源。

③ 进入后水电时代，挪威的水电工作向着开发抽水蓄能和小水电、对已建工程进行更新改造和加强大坝安全管理等方面发展，积极开发风能等其它可再生能源。尽管挪威目前的可再生能源比例还相对较小（0.5%），但是在进入21世纪后得到了高度重视，发展的速度比较快。

④ 水电发展中对环境生态的保护越来越得到高度重视，国家颁布了水资源法。

日本

水资源概况

日本水力资源丰富，全国有水系5000多个，以信浓川最长，全长367km；以利根川流域面积最大，为16,840km2。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、农业和工业用水、水力发电。年降水量为1820mm，约为世界平均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。

水电工程发展历史

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”。水电站以低坝引水式电站为主，主要担任电力系统的基荷，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。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，负荷年增长速度达1,000MW以上，火电站的比重逐年增加。而在火电中，又由于依靠外国廉价的石油资源，烧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年水电比重还超过50%。以后因进口廉价石油大量发展火电，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%。

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22,000MW，在建装机容量800MW。2007年，水电年发电量92,464Gwh（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17,000MW，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以上的在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8,032 Gwh，年用电量10,581 Gwh。

至20世纪80年代，日本的水力资源基本得到开发，1982年的第五次水力资源调查，就是受到两次“石油冲击”后为重新开发国内水力资源而进行的。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，日本有关方面从实行财政补贴、低息贷款等以降低成本和研究开发技术、重新评价以往技术标准等方面采取措施，以促进水电的开发。

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。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。

BP神经网络实质上是一种采用反向传播学习算法的多层前馈网络。从结构上讲，BP网络是一种分层型网络，由输入层、隐层和输出层组成。层与层之间采用全互连方式，同一层单元之间不存在相互连接。

但是，作为防止全球气候变化的一项对策，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。

日本经济产业省采取的措施是将RPS法的适用对象范围扩大。RPS法要求向电力公司提供销售的电力中，风力发电和太阳能发电以及发电能力在1,000MW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及补助金制度也作相应的扩充调整。

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年完成了水电开发的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）还将有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日起生效的新要求。该标准力求消除或者至少将所有的不利的社会和环境影响降至最低，因此，意味着要大大增加工程施工前的工作量，同样会产生在工程施工和运行期间必须满足的责任。

这些指南与现有指南的主要区别是大大强调社会责任，将正常的工程周期划分成4个相连贯的阶段。

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。

③ 根据工程分类和工程开发商提交的报告，由JBIC进行环境和社会影响的评估审查。现在，这些都应在贷款协议签订之前进行。

④ 为了实现在审查阶段规定的承诺，必要时，在施工和运行阶段由JBIC进行后续的工程监控。也将促进独立的非政府组织的监控。

对于水电工程，JBIC指南文件中提出了包括15项内容的评估方案，具体内容见表：

表2.2 日本水电发展指南的主要内容

小结

① 日本作为发达国家的代表，水电工程的发展经历了发展－扩张－稳定的阶段，由于水能资源开发比例已经很高，并且受到经济和环境条件的约束，日本当前已经很少进行大规模的水电开发。

② 目前，由于温室气体排放的问题日益受到关注，日本政府已经和正在制定与水电发展相关的激励政策，其目的是促进水能资源的进一步开发，降低开发成本和改善水电产业的效益。

③ 水电工程的社会和经济影响日益受到关注，政府和投资公司制定了相应的政策和标准，以指导水能资源的有序开发。

瑞士

水资源及其开发程度

瑞士是位于欧州中部的内陆国家，国土面积41,285km2，国家人口750万人（2006年）。瑞士的水资源比较丰富，瑞士联邦的水利和地质局负责该国的水资源管理。瑞士的河湖面积达1,726km2，占瑞士国土面积的4.2%。瑞士年平均降水量为601亿m3，其中535亿m3为径流（不包括从邻国流入的水量404亿m3）。瑞士的人均日用水量为400L。

瑞士的水电开发条件得天独厚。理论年水电总蕴藏量为100,000～150,000GWh，技术可开发41,000GWh。瑞士是欧州大陆三大河流发源地，有“欧洲水塔”之称。目前在瑞士全境约4.2万km2的疆域内，约86.6%的技术可开发水能资源已经被开发利用。

水电在电力结构中的比重

瑞士的最终能源消耗自二战以后迅猛发展，从1945年的约10万TJ升至目前的近90万TJ（1TJ＝1012J）。上升速度最快的时期是1945～1975年的30年，其后上升速度有所减缓。在年最终能源消耗中，工业燃油消耗已从1980年的45.3%下降到2002年的26.2%；电力消耗已从1980年的18.6%上升到2003年的22.7%。2006年电力消耗已上升至208,080TJ（3.6TJ＝1GWh），比2005年又提高了0.8%。

瑞士年最终能源消耗构成变化情况

瑞士2007年水电全年电量约为35,483Gwh，占电力供给比重55.2%。1910年瑞士电能供给比例中水电只占3.5%，在不到一个世纪的时间中水电比例提高了15.8倍。目前依靠核能发电约为40%，热能发电约为0.3%，其他可再生能源的发电量为4.5%。尽管今后新型能源将会得到优先发展，但是“白色煤炭”在很长一个时期仍将是瑞士最重要的电能生产资源，而一个国家供电能力的强弱则对国家竞争力起到决定性作用。

瑞士水电开发历史和现状

瑞士的水电开发起步于19世纪末，于1945～1970年间经历了兴盛发展期，在低地地区建设很多水电站，包括大型蓄能电站。20世纪70年代初，水电量已几乎占到国内发电总量的90%。此后这一数字逐年下降。1985年，随着核电站的投入运行，水电量的比重下降到60%，2006年约为55.2%。由于水电的蓄能能力，瑞士在欧洲电网的电力供应中发挥着中心作用。

瑞士联邦能源局是瑞士大坝的最高管理机构，负责水电站的政策制定（促进、策略、远景策划）以及相关技术和安全，瑞士联邦环境局负责水电站的环境方面（环境用水和水体保护）。瑞士的大坝主要用于发电、供水、灌溉、人造雪、养鱼、消防用水、湖泊水位调节。此外一个日渐重要的作用就是防洪。

实际上，瑞士联邦能源局授权各州政府管理数百座小坝，以使自己可以集中精力管理大坝，包括195个水库的217座大坝。这些大坝中，84%用于发电，134座为混凝土坝（78座重力坝，52座拱坝，2座连拱坝和2座支墩坝），78座为土石坝，5座为闸坝。坝高100m以上的大坝有25座，200m以上的有4座，多数大坝建于阿尔匹斯山区。多数高坝建于1950～1970年间，最老的大坝建于19世纪。

目前，瑞士拥有532座装机300 kW以上的水电站，总装机为13,356 MW（瑞士电力总装机容量为17,427MW），年平均发电能力为35,500GWh（127,800TJ）。其中47%来自径流式电站，49%来自蓄水式电站，约4%来自抽水蓄能电站。2007年的发电量为35,483GWh（包括抽水蓄能）。水电站的主要河流为莱茵河（Rhine）和隆河（Rhone），其上建有465座水电站。

小水电是指装机小于10MW的水电站。瑞士目前约有1050座小型、超小型和微型水电站，总装机780MW。20世纪初期，瑞士就约有7000座小水电站。以后，由于大型水电站电力成本较低，许多小水电只得停止运行。瑞士目前拥有1000多座小水电站，总装机约为760MW，年发电量为3,400GWh。小水电具有生态优势和经济优势，瑞士小水电的年发电量还有约2,200GWh的发展潜力。采用革新技术和措施减小对环境的影响，并可使小水电并不昂贵。除河流和溪流上的小水电站外，目前还可以利用其他资源发电，如利用饮用水系统中的超额压力发电。

瑞士联邦政府采取各种措施以求未来最大程度地利用水电资源。为了充分挖掘潜力，将对现有水电站进行改造和扩建，同时还将考虑相关的生态需求。将要采取的措施包括，对于10MW以上的水电站采用成本入网电价，以在可再生能源行动计划中促进水电的利用。目标是通过现有电站的改造和新建水电站，将平均发电量水平在2000年的基础上再增加至少2,000GWh（7,200TJ）。

水电建设对生态环境的影响及其他问题

（1）水文峰现象及工程应对措施

水电站间歇运行时，可使河流出现水文峰现象（hydropeaking），表现为周内河流水位、流速变化较大，出现涌波，周末时该变化骤减，甚至出现持续低流速。水文峰还使得冬季河流的浑浊度增加，以及短时间的温度波动和地下水情况发生变化。在隆河上受水文峰影响的河段，研究人员发现鱼类和其他水生物的迁移数量和多样性明显少于不受水文峰影响的河段。

瑞士目前还没有关于水文峰的立法管理。但是，可以采取管理和结构措施减小水文峰的作用。Rhone-Thur流域工程的结果表明，修建滞水池或地下蓄水系统，往往十分有效。例如，瑞士的Linthal和Amsteg水电站，奥地利的Alberschwende水电站，均修建了滞水池。但是其他问题，如泄流月均流速的变化和冬季悬浮固体数量较高，仍无法解决。

（2）绿色水电认证制度

在瑞士，“绿色水电（Greenhydro）”标准已被证明是成功的。目前，低影响水电的理念已被其他欧洲国家所接受。水电是非常有效的、清洁的可再生能源。可是，按照环境和自然保护的观点，水电站的建设对自然景观、生态系统和生物多样性均有很大影响。

1996年，独立机构瑞士联邦研究院（EAWAG）研究提出一套环境友好型水电站的准则，并由此推出了“绿色水电“标准。与此同时，通过几方团体的联合努力，包括环境组织、电力生产商、送电商和供应商，瑞士绿色电力的标志“naturemade star”正式出台，它包含了“绿色水电”标准的准则。

2001年初，第一座水电站获得绿色水电标准的认证，第一个绿色电力产品进入瑞士能源市场。目前，瑞士通过绿色水电标准认证的水电站已超过64座，450,000MWh的电力被冠以“naturemade star”的标志，占瑞士年用电量的1.2%，相当于13万户家庭的年用电量。

绿色电力标准包括两个部分：第一，每个水电站必须履行的一套基本要求；第二，有义务对当地生态环境改善进行投资，从生产和售出的每kWh水电中提取0.5欧分（eurocents）投入独立的国内基金。该基金必须用于地方改善的附加投资，例如鱼梯的扩建。

只有满足基本要求后，业主及当地利益团体必须制定一个基金的使用规划，该电站才能获得认证。

目前，正在就绿色电力标准引入到德国和奥地利进行可行性研究。同时，瑞典、意大利、法国、西班牙、挪威和芬兰也表示出浓厚的兴趣。

（3）政治制度对水电的影响

瑞士独特的政治制度对水电结构和发展有着很大影响。瑞士许多水电站移交给它的26个州管理，除去那些联邦宪法明确规定的、由中央政府行使决策权的项目，这些州拥有相应的决策权。这种地方化的管理体制形成了1200家以上的、零散的电力供应单位。仅Argovia州就有大约200家供电单位。瑞士有公民公决制度（referenda），当地居民可以在水电站开发中表达自己的意见。目前公众否决权已扩大到了更为广泛的工业议题范围。目前，瑞士3/4的企业为州政府或地方政府所有。近几年的De Facto自由化已使许多大型电力公司合并和结成联盟。但是，优质公共服务在瑞士起关键作用。近来几个大型私营企业的戏剧性事件促使公众掀起反对电力自由化的浪潮。2001年12月间的另一项国家复议项目要求对能源（包括1MW以上的水电站）施加巨额税收，以支付瑞士的社会安全支出。该项来自瑞士绿党的提议以77%对23%被否决，政府警告说，这样做会导致瑞士水电失去竞争力。

（4）瑞士的新可再生能源开发及政策制定

在瑞士，核能仅用于和平目的，如发电、医疗、工业和研究。10年的核能年平均发电量比例为39%（冬季达45%），高于欧洲33%的平均水平。瑞士的5座核电站总装机3200MW，年发电率约为90%。

历史上，瑞士使用时间最长、最重要的可再生能源是水电。当前，新的可再生能源包括太阳能、木能、生物能、风能、地热和环境热，其在瑞士的能源结构中的作用正逐步提高。但是，由于经济原因，在未来30年内还不可能充分利用光电能源或地热能。其他可再生能源，如木能、生物能、环境热、小水电、风能已经得到利用，并在某些方面已经显现出了经济优势。瑞士的可再生能源电力入网采用成本电价，其能源政策的目标之一是，到2030年将新式可再生能源电力（不含水电）提高到5,400GWh，即19,440TJ，达到目前用电水平的10%。目前，瑞士大约58%的发电量来自可再生能源，其中水电比例为97%。

瑞士现在有380家电力公司提供可再生能源电力，前新式可再生能源提供的电力约占电力总量的5.7%。其中最大部分（3.63%）来自生物发电，其次为垃圾焚烧发电，占1.22%。其余为环境热力发电，占0.64%，太阳能发电占0.12%，风能占0.003%。

印度

印度水资源及开发利用概况

印度是一个水能资源比较丰富的国家, 水电技术可开发量达到660,000GWh，目前水电装机37,000MW，小水电可开发装机容量达15,000MW，并且有56座总装机达9400万KW的抽水蓄能水电站。

目前，印度只有30%的水电资源已开发。有7%的水电资源正在规划、设计或施工，60%的水力资源还没有进入实质开发阶段，水电开发具有相当大的市场空间。

印度自1963年以来, 水电在国家电力生产中的份额一直处于下降趋势, 从1970年到2006年, 由于火电站的增容扩建，水电所占比例从44%下降到25%, 并且还有进一步的下降趋势。印度国内普遍认为，水火电的理想比例是4:6，水电比例过低将直接导致电力系统设备负荷系数降低，使装机容量不能得到充分利用，印度典型的水电工程可以分为3大类：水库式，径流式和抽水蓄能发电方式。

为使水电在电力生产中的份额保持在25%的水平，印度在“九五”(1997～2002年)和“十五”（2002～2007年）期间要求新增水电容量达到23000MW,若要使水电所占比例增加到30%,还要再增10000MW的水电装机。为加快水电开发的力度,印度政府制定了一系列的政策以给水电资源开发创造一个尽可能宽松环境。

水电发展历程及未来趋势

印度自1947年独立以来，电力发展成绩显著，但在电力供应和能源需求间仍存在较大差距。独立时印度总装机容量约近1300MW，总发电量4000GWh。截至1998年3月31日，印度总装机容量提高到88,267MW。1991～1992年印度峰荷缺电19%。各邦缺电量不等(6%～44%)。1998年3月水电约占印度总装机容量的24.8%。工业的快速发展及人口迅速增长加大了电力供需的差距。到2007年，水电总装机达到37,000MW。

印度是个农业国，全年需要灌溉，灌溉需要用电，因此水资源管理在印度是一项挑战。在印度的主要河流上已建了4000多座大坝来拦蓄来自不同流域的水资源，同时修建了庞大的灌溉渠网，并形成约9500万hm2的灌溉能力。最大可灌溉1.4亿hm2。

早在20世纪90年代，印度就将目光锁定在可持续发展上。对于制约发展的能源“瓶颈”，印度的目标是摆脱对石油、天然气、焦炭等能源的进口依赖，以自产能源供应确保经济的持续、稳定增长。印度政府制定了雄心勃勃的“能源独立”战略，其目标是到2030年通过利用煤炭、水能、核能、风能、太阳能、生物柴油等形式的新型和可再生能源，大大降低对进口油气的依赖，最终实现能源的独立。

印度电力需求每年递增8%～10%，计划到2012年新增80,000MW，到2025年，装机容量将达350,000MW左右。这意味着，将增加相当多的抽水蓄能机组满足峰荷，以保守的负荷因数开发国家主要水电资源，总计达87,500MW。即使维持目前水电与火电25:75的比例，未来25年间水电容量将增加65,000MW。

印度水电及可再生能源发展特点

到2007年6月，全国水电总装机容量为37000MW。全印度电力总装机容量大约为132330MW，其中72%为火电机组，2%来自核电机组，非常规能源和其它类型(不含水电)占2%，水电机组占24%，这表明了对火电的过度依赖。预计到第11个五年计划末(2007～2012年),电力结构如下：火电67.4%，水电29%，核电和其他3.6%。但即使这样还是没有达到理想结构的比例，这表明印度还要大力加大水电装机容量的比重。

印度再生能源资源丰富，风能资源约40,000MW，小水电资源约5000 MW、生物质能约17,000MW，再生能源开发署在新的五年计划中将利用再生能源增加发电容量约2000MW，计划中还列有利用生物质能发电项目。

印度位于南亚次大陆，属于印度洋季风气候，风力资源丰富，潜在风能为45,000MW。印度政府一直积极支持风电发展。从上世纪80年代起，印度就启动了风电项目。到上世纪90年代中期，印度便迎来了首个风电年安装量高峰期，新机组安装量超过原计划500MW的两倍以上。近三年，印度风电发展又进入了第二个高峰期，继德国、西班牙、美国和丹麦之后成为世界第五大风力发电国家，在亚洲的装机容量名列第一。伴随着印度在风力发电上取得的成绩，印度风力发电设备的生产业已形成规模，国内已形成一定规模的风力涡轮机生产基地，现代化和具有国际先进水平的风力涡轮机正在印度生产和安装。

水电开发存在的问题

印度拥有的水电蕴藏量多达84，000MW(按负荷因素60%计算)，但限于种种原因，仅有37%的水电资源得到了开发利用(包括在建水电站)。印度政府于1998年8月在其年颁布的关于水电开发方针的政策性文件中曾经指出：“在过去30年间印度水电在全国水火电配合比中所占的份额不断下降，它已从1970年的40%降为1998年的25%，而理想的水火电配合比应当是40∶60”。

影响印度水电开发的一个主要制约是生态因素。在极端情况下，正是这些生态因素才导致了开发商、受工程影响的库区居民以及相关的政府部门对水电开发事业采取了一种对立的态度。印度水电开发存在的另一个主要环境问题是，它影响森林林地，特别是丘陵和次多山地区。