2021年中国常规水电发展现状与展望

韩 冬，赵增海，严秉忠，崔正辉，任 艳

(水电水利规划设计总院，北京 100120)

0 引 言

中国地势西高东低，主要河流大多发源于世界屋脊的青藏高原，奔流入海，蕴藏着得天独厚的水能资源。建国以来，中国水电事业发生了翻天覆地的变化，常规水电装机容量从1949年的36万kW增加到2021年的35 453万kW[1]，增长近1 000倍，为国民经济的快速发展提供了重要的能源支撑。此外，常规水电在为经济社会发展提供优质电力的同时，节能效益也非常显著。建国以来，中国水电累计发电量约20万亿kW·h，相当于替代60亿t标准煤，减少二氧化碳排放约156亿t。自2004年起，中国水电装机容量超过美国，水电装机容量规模居世界第一，筑坝水平名列世界前茅，大型机组位居世界首位，水电装备国际领先，江河治理成效显著，综合效益普惠民生，调度水平大幅提升，产业能力达到世界领先水平。

随着国际社会对保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，能源绿色低碳发展已成为世界各国普遍共识。2020年，党中央、国务院作出“2030年前碳达峰，2060年前碳中和”的重大战略决策，并进一步提出“2030年非化石能源消费占比达25%左右”等一系列新发展目标[2-3]，对水电发展提出了更高的要求。

水电是技术成熟、运行灵活的清洁低碳可再生能源，是构建“清洁低碳、安全高效”现代能源体系的基石，是推动能源绿色转型发展的重要抓手[4]。水电开发在直接提供大量零碳、清洁电力的同时，可以发挥重要的容量支撑效益、提升电力系统灵活性，促进新能源大规模发展和高比例消纳。此外，还可发挥经济拉动、基础设施的优化升级、改善民生等效益，促进国民经济和社会可持续发展。

2021年是中国共产党成立100周年，是开启全面建设社会主义现代化国家新征程的第一年，也是做好“碳达峰、碳中和”工作、建设现代能源治理体系的关键之年。随着乌东德、白鹤滩、两河口等大型水电工程陆续投产，以及孟底沟、羊曲水电站核准开工，中国水电在实现“碳达峰、碳中和”发展目标的道路上又迈出了坚实的一步。

1 资源情况

1.1 技术可开发量

我国水能资源技术可开发量居世界首位。根据2003年全国水力资源复查成果[5]，水能资源技术可开发装机容量5.42亿kW，年发电量2.47万亿kW·h。在此基础上，结合雅鲁藏布江下游水电资源考察和四川省、云南省复核新增的水电技术可开发装机容量，以及2009年水利部公布的农村水能资源调查评价成果，2016年11月份发布的《水电发展“十三五”规划》[6]中，提出中国100 kW以上水电站技术可开发装机容量约6.6亿kW。根据国家能源局最新批复的四川、西藏水力资源复查成果，复核我国水力资源技术可开发量为6.87亿kW，年发电量约3万亿kW·h[7]。

中国水力资源技术可开发量分布情况见图1，水力资源主要富集在西南地区，技术可开发量4.76亿kW，在全国比例为69.3%。

图1 中国水力资源分布示意

1.2 重要边界条件

仅从剩余技术可开发量来看，常规水电还有较大发展潜力。但在项目实际推进过程中，还要受多方面因素交互影响，是否能够开发还具有一定的不确定性。经分析，主要取决于以下6个方面的因素。

(1)开发决策进展。包括流域综合规划和水电专项规划、规划环评及电站前期工作的各个环节的审查、审批还没有完成。

(2)工程建设条件。工程地质条件较差和施工难度较大。

(3)生态环境保护。存在以生态红线、保护区及水生生物为代表的环境保护问题。

(4)移民安置难度。移民安置和征地困难较大或成本较高。

(5)开发经济性。因各种因素导致的上网电价高问题。

(6)市场消纳空间。部分地区存在受电市场难以消纳、或基地外送通道建设不及时等问题。

1.3 开发潜力评估

结合现有规划成果，水电水利规划设计总院组织各相关单位对金沙江、雅砻江、大渡河、长江干流、黄河上游、南盘江-红水河、乌江及西南国际诸河等流域，以及东北、西北地区主要河流待开发的约200座、装机规模超过2亿kW水电站进行重点研究分析，综合考虑约束条件，提出2035年前，正在开展前期工作、可能开发的大型水电站共计58座，合计约1.2亿kW，其中西藏地区约8 000万kW。

2 发展历程

建国以来，我国装机容量仅36万kW，基础十分薄弱。以学习引进苏联、捷克等国家的先进水电技术为基础，通过艰苦奋斗，水电建设者逐步掌握了100 m级混凝土坝和土石坝、100万kW级电站建设关键技术。

改革开放以后，我国水电事业得到快速发展，并逐步探索建立投资体制和建设体制改革，按照“流域、梯级、滚动、综合”的水电开发八字方针，百年三峡梦从宏伟蓝图变成伟大工程实践，小浪底、大朝山、五强溪等一批大型电站开工建设。

2000年以来，以全国水力资源复查为依据，我国全面形成了十三大水电基地的开发蓝图。党中央实施西部大开发战略，正式拉开了西部水电集中开发的新篇章，水电建设也全面步入流域梯级开发的新阶段，全面推进金沙江中下游、澜沧江中游、雅砻江、大渡河、黄河上游、南盘江红水河、东北诸河、湘西诸河、乌江、闽浙赣诸河和黄河北干流等水电基地建设[1]。

党的十八大以来，按照新发展理念和高质量发展的根本要求，水电行业步入科学有序开发大型水电、有序发展中小水电、加强流域管理的新阶段。开工建设两河口、双江口、乌东德、白鹤滩等大型调节水库电站，有力提升流域的发电、防洪、供水和生态调度能力，有效保障流域经济社会可持续发展和水环境安全。2000年～2021年常规水电装机、发电量情况见图2。

图2 常规水电历年装机和发电量变化情况(2000年～2021年)

3 发展情况

3.1 总体情况

截至2021年底，中国水电装机容量35 453万kW，年发电量13 011亿kW·h，分别占中国各电源品种的14.9%(图3a)和15.5%(图3b)。

图3 2021年中国电力装机和发电量结构组成

截至2021年底，中国常规水电装机容量超过500万kW的省份共14个，主要在西南、华中区域。其中，四川(8 887万kW)、云南(7 820万kW)、湖北(3 644万kW)分别位列前三，合计装机容量20 351万kW，占全国常规水电装机规模的57.4%。已、在建常规水电区域分布情况见图4。

图4 中国已、在建常规水电区域分布情况(大陆地区)

根据水电水利规划设计总院统计(2021年12月)，目前中国大陆地区已建成5万kW以上常规水电站共计632座(含水利工程)。其中，装机容量在100万kW以上电站55座，装机容量1.64亿kW；装机容量在30万kW装机以上电站139座，装机容量2.08亿kW。

3.2 水电投产情况

2021年，我国常规水电新增投产规模约1 586万kW，比2020年投产规模(1 256万kW)增加330万kW。投产的大型项目主要包括金沙江的乌东德水电站(340万kW/1 020万kW，投产装机/电站总装机，下同)，白鹤滩水电站(600万kW/1 600万kW)，金沙水电站(42万kW/56万kW)，两河口水电站(250万kW/300万kW)，杨房沟水电站(150万kW/150万kW)，拉西瓦水电站(70万kW/420万kW)以及大古水电站(66万kW/66万kW)。

3.3 核准开工情况

2021年，核准的大型水电站主要有雅砻江的孟底沟水电站和黄河上游的羊曲水电站。新增核准装机规模360万kW，设计年发电量151亿kW·h，总投资517亿元。

表2 2021年中国主要流域开发情况统计

3.4 主要在建工程

截至2021年底，中国在建的大型常规水电站装机容量约为3 800万kW，主要分布在金沙江、大渡河、雅砻江、黄河上游以及红水河、乌江等流域(见表1)。从地区分布来看，四川省1 720万kW，占比45.3%；云南省740万kW，占比19.5%。

3.5 主要流域开发现状

我国水电资源分布较为集中，金沙江、长江、雅砻江、黄河、大渡河、红水河、乌江和西南诸河等主要河流水电资源丰富，规划总装机规模3.75亿kW，占全国总资源量的54.5%以上(见表2)。从表2中可以看到，截至2021年底，我国主要流域已建装机规模16 305万kW，在建装机规模4 092万kW，已、在建合计20 397万kW，占比约为54.4%。从流域来看，金沙江、长江上游、雅砻江、黄河上游、大渡河、红水河、乌江开发比例均在70%以上，已经形成较为完善的江河治理体系；未来的水电开发潜力主要集中在西南诸河。

4 问题和建议

4.1 水电建设条件复杂导致开发成本整体提升

“十三五”以来，常规水电前期工作整体推进较为缓慢。随着常规水电建设逐渐转向大江大河上游区域，电站受开发难度加大、资源条件变差、综合利用诉求增加、相关投资分摊难以落实等条件影响，开发成本整体提升。按照现行的水电价格形成机制，将使得水电电价在受端区域甚至是资源所在地电力市场的竞争中处于劣势。较低的上网电价，会导致水电开发的财务、经济效益和合理回报难以得到较好的落实，也在一定程度上影响了投资者对项目推进的积极性。

为了推进水电高质量发展，还需要进一步深化相关领域的体制机制改革。建议有关单位进一步拓展和加深相关政策研究，研究制定促进水电发展的电价机制，实现综合效益合理分摊，保障投资主体的合理收益，为水电发展战略目标可实施、可落地提供有效的支撑，同时也为实现“碳达峰、碳中和”发展目标做好坚实支撑。

4.2 生态文明建设对水电建设提出了更高的要求

推动生态文明建设是实现美丽中国的根本路线。2017年，党的十九大报告明确地提出“实行最严格的生态环境保护制度”，生态文明思想深入人心。当前，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，绿色发展成为全社会普遍共识，大力发展包括水电在内的可再生能源成为能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。

水电工程和其他的所有能源项目一样，既有对生态环境有利的一面，同时也存在不利影响。作为清洁可再生能源，水电在降低二氧化碳排放、减少大气污染等方面发挥了重要作用，但对局部生态环境会带来一定的影响，这是水电建设的两面性。这就要求水电工作者需要拿出更多的勇气和智慧来趋利避害。建议水电行业在规划、设计、建设、运营、退役的全过程，要更加深入贯彻落实“生态优先”的原则，切实践行“绿水青山就是金山银山”的发展理念，在尽可能的规避、减少对于生态环境影响的同时，针对可能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，更好的实现水电建设与生态环境协调发展。

4.3 水电开发利益共享机制的实施细则亟待明确

中国特色社会主义新时代的社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。随着经济社会的发展，移民群众搬迁安置和地方发展期望值不断提高，对移民安置工作的要求也越来越高。一方面，新时期的移民更渴望紧跟社会发展主流，对美好生活、共同富裕的期盼越来越迫切，移民安置必须要做到“搬得出、稳得住、生活逐步能提高”。另一方面，我国待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，这些地区经济社会发展相对滞后，山高坡陡、耕地匮乏、生态脆弱、安置容量有限，加之少数民族移民比重大，移民安置难度增加。

“十三五”期间，国家发改委、国家能源局、财政部等六部委已经发布《关于做好水电开发利益共享工作的指导意见》，水电开发利益共享格局基本建立。建议进一步研究制定出台具有可操作性的实施细则，更好地促进水电开发利益共享。

5 前景与展望

2022年，随着白鹤滩、苏洼龙、旬阳、两河口、大藤峡等水电站(水利枢纽)的部分机组投入运行，预计常规水电投产规模将达到1 200万～1 400万kW。“十四五”期间，考虑到在建项目的合理建设工期，预计到2025年，我国常规水电装机规模可以达到3.8亿kW。考虑到新增开工项目，以及一定规模的水电扩机，预计到2030年，我国常规水电装机规模可以达到4.2亿kW左右。展望到2050年，预计中国常规水电规模可以达到5亿kW左右，年发电量在20 000亿kW·h以上；此外，再考虑1亿kW左右的水电扩机潜力，到2050年中国常规水电的装机规模在6亿kW左右。

经过综合研判当前的形势和发展潜力，未来我国常规水电将呈现以下发展趋势。

一是构建现代江河治理体系仍是水电发展的重要主题。随着金沙江乌东德、白鹤滩，雅砻江两口河、大渡河双江口水电站的陆续建成投产，除雅鲁藏布江和怒江等水电基地外，我国主要大型水电基地的开发布局已经基本完成，结合这些流域的其他水利工程，目前已基本建立形成了生态环境友好、防洪体系完善、水能水资源利用高效、移民共享利益、航运高效通达、山川风光秀美、人水自然和谐的江河治理体系，未来仍将随着骨干工程建设而不断持续得到强化和完善。

二是水风光一体化已经成为水电发展的主要方向[8]。为了支撑“碳达峰、碳中和”自主贡献目标，中国水电发展正在逐步完成从电量为主向电量、容量并重的转变，推动这一转变主要抓手就是水风光一体化。按照3步走战略：第1步，2022年前，完成全国200万kW以上主要流域的可再生能源一体化基地规划研究；第2步，2025年前，根据各流域开发基础和资源条件，优选一批重点项目在“十四五”期间实施；第3步，2035年前，按照基地规划方案，在现有水电基地基础上，全面完成可再生能源一体化综合能源基地建设。同时，探索推进一体化运行、送出、参与电力市场竞争，以实现基地集约高效发展。

三是通过水电扩机加强对新能源的支撑作用。在中东部及西部地区等水电资源开发程度较高的地区，在充分发挥水电既有调峰潜力的基础上，在生态优先的前提下，统筹考虑、系统谋划，通过对已建、在建水电机组进行扩机和增容改造，进一步提升水电的灵活调节能力，以适应新能源的大规模发展对新型电力系统灵活性的需要。