基于“十三五”规划实施评估的水电发展思路分析

于倩倩，钱钢粮，董占飞，王 娟，杨 扬，卢其福

(1.水电水利规划设计总院，北京 100120；2.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司，湖南 长沙 410014；3.中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西 西安 710065)

0 引 言

我国地域辽阔，河流众多，蕴藏着得天独厚的水能资源，促进水电科学可持续发展一直是国家能源革命战略的关键组成[1]。“十三五”期间，水电发展全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，重点发展任务取得较大进展，为推进供给侧结构性改革，提高能源安全保障能力，助力决胜脱贫攻坚，加快构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源体系提供了有效支撑[2]。

“十四五”时期，国家能源局不再单独制定水电专项发展规划[3]。因此，系统且全面地评估《水电发展“十三五”规划》(以下简称“《规划》”)实施情况，客观分析主要成绩、存在问题和重大政策影响，科学总结水电发展现状基础，立足新发展阶段，合理分析面临的重要机遇和挑战，从助力实现“碳中和、碳达峰”、构建新能源为主体的新型电力系统等国家战略出发，提出新发展规划思路和实施路径，对促进新形势下我国水电高质量发展具有较好的借鉴意义。

1 《规划》实施评估

1.1 发展目标完成情况

截至2020年底，我国水电总装机容量达到3.70亿kW[4]，为全国发电总装机容量的16.8%，为可再生能源发电装机容量的40.9%，其中大中型水电2.58亿kW，小水电约8 100万kW，抽水蓄能电站3 149万kW。2020年全国水电发电量约1.36万亿kW·h，占全国发电量的17.8%，约占全部可再生能源发电量的65.1%。“十三五”水电发展目标完成情况见表1[5]。

表1 “十三五”水电发展目标完成情况

(1)投产目标基本完成。“十三五”期间，《规划》拟定的水电发展目标完成率约97.4%。其中常规水电完成情况较好，重点大中型水电除个别受产权变更或环保协调影响外，基本按照进度有序建设；小水电发展略高于预期，但部分地区“一刀切”式的管理带来了较多争议，有必要妥善研究合理开发；抽水蓄能电站建设由于电价机制和投资主体资金安排等影响，部分项目推迟1～2年投产。

(2)开工目标仍有差距。“十三五”期间，新增开工常规水电3 679万kW，抽水蓄能电站3 613万kW，完成2个6 000万kW《规划》目标的58.6%、60.2%。考虑《规划》制定时按照我国中长期能源战略，预测“十三五”期间能源结构调整、电力转型升级全面启动，目标设定包含重点开工和加快推进项目，整体较为积极。分类来看，常规水电重点开工项目完成情况较好，但加快推进项目受经济性、消纳市场、环境评价等因素影响，前期工作缓慢；抽水蓄能电站效益补偿机制未解决，投资主体积极性不足。同时，由于国土空间、生态环保约束增强，部分规划站点无法开工，影响目标实现。

可以预判，随着在建存量陆续投产，“十三五”开工不足，将造成水电投产规模继续降低。但在新形势下，该特点也反映出我国水电发展正在深度转型调整，进入新的发展阶段。

1.2 重点任务实施总结

(1)流域基地稳步发展。①“十三五”期间，重点河流(河段)水电规划基本完成，战略性规划实施已列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》，雅砻江中下游等水电规划调整工作有序启动，黄河黑山峡等重点争议河段论证工作持续推进；随着白鹤滩等重大项目勘测设计取得卓越进展，“十三五”期间，主要流域基地新增开工3 012万kW；截至2020年底，基地在建总装机容量约4 300万kW，另有27个项目正在开展可行性研究阶段勘测设计工作。②“十三五”期间，主要流域基地新增投产2 124.5万kW，截至2020年底已建装机容量超过1.59亿kW，基地布局基本完成。随着滇西北至广东等水电外送通道的投产，跨区水电消纳问题逐步得到解决，但由于市场机制导向，部分水电外送通道建设依然滞后于电源建设，同时，电源地骨干电网较弱，弃水现象时有发生。截至2020年底，金沙江等流域399座水电站已接入流域综合数据监测平台，在白格堰塞湖处理工作基础上，流域水电安全与应急管理平台建设全面启动，流域综合管理有效完善。

(2)抽水蓄能电站亟待推动。“十三五”期间，国家能源局共批复同意15省(区)开展抽水蓄能电站选点规划或规划调整工作，并发布《全国海水抽水蓄能电站资源普查成果》。截至2020年底，已批复规划站点装机容量约1.3亿kW，共31个站点正在开展前期勘测设计，但核准开工规模远低于合理水平。已核准项目延迟开工，在建项目工期拖延，“十三五”期间抽水蓄能电站分电网区域发展目标完成情况见图1。从逐年目标完成情况分析，在抽水蓄能电站运行费用不能通过输配电费用疏导等政策出台，以及生态红线及国土空间规划尚未确定的一段时间内，我国抽水蓄能电站发展几近停滞。随着构建以新能源为主体的新型电力系统战略提出，全国新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划在“十三五”末启动，将有效指导并推动行业发展。

图1 “十三五”期间抽水蓄能电站分电网区域发展目标完成情况

(3)科技创新不断跃升。“十三五”期间，以白鹤滩、乌东德、丰宁、阳江等工程为依托，水电行业持续推动科研攻关和技术创新的引领作用，在安全风险防控、工程建设水平、重大装备制造、生态保护修护、“互联网+”智能化、运行安全监督管理等核心关键领域不断突破，进一步凸显了我国水电完备产业链在锻造大国重器、建设超级工程中的优势，实现落实创新驱动行业高质量发展。

(4)改革力度仍需加强。“十三五”期间，出台了一系列新规定、新要求，从深化改革、减税降费、促进消纳、技术指导、生态社会共赢等方面，进一步完善发展政策体系，强化水电行业管理，引导体制机制改革。尽管近年来水电在国家能源结构转型和新型电力系统建设中的支撑地位逐步凸显，但水电发展面临的市场竞争力较差、企业开发积极性下降的趋势没有根本扭转。因此，有必要以宏观战略为引导，研究建立符合我国国情和发展阶段的规则，合理评估效益和成本、需求和供给的关系[1]，持续加大改革力度，促进行业可持续发展。

(5)国际合作全面拓展。截至2020年底，我国水电业务遍及全球140多个国家和地区，中国企业参与建设的海外水电站超过300余座，占海外70%以上的水电建设市场份额，中国水电技术与方案已成为国际能源领域和“一带一路”基建舞台最闪耀的“中国名片”[6]。“十三五”期间编制完成的《中国承建国际水电工程使用技术标准目录》《中国承建国际水电工程使用技术标准应用汇编》等系统地建立了国际业务技术标准体系框架，为我国水电持续标准化和国际化增加了更多的话语权。

1.3 规划保障与发展效果

(1)保障措施逐步落实。“十三五”期间，在做好规划衔接的基础上，各级政府按简政放权、放管结合、优化服务要求，对《规划》目标进行细化落实，制定实施路径，开展监管和检查；主要投资企业合理推进项目前期工作，做好建设管理和生产运营。但随着地方行政自主权扩大，在缺乏国家层面政策支持和引导的情况下，跨省、跨区域项目协调难度加大，水电项目承担的“共享发展成果、促进区域协调”的国家基本战略无法落实；同时，受经营考核目标约束，企业推动综合性战略性龙头项目的动力不足，进一步影响流域规划目标和行业发展目标的有序实现。

(2)综合效益发挥显著。“十三五”期间共完成水电建设投资4 780亿元，约为《规划》预期的95.6%，投资年际分布与项目投产情况基本相符，其中“三地三州”深度贫困地区水电投资规模初步估计超过2 000亿元，区域经济发展带动优势明显。“十三五”期间，我国水电5年累计发电量6.27万亿kW·h，是《规划》目标的117.9%，占非化石能源发电量的60.4%，占全口径发电量的18.2%，相应节约标准煤18.8亿t。随着梯级布局完善，流域整体防洪、航运、灌溉等综合效益增强，河段水环境和两岸人居环境有效改善，为保障国家水资源安全奠定重要基础。同时，一批抽水蓄能电站投产并有效调度，为助力系统安全稳定经济运行，促进能源资源优质高效利用发挥了重要的作用。

2 发展面临的新形势

水电是全球促进能源清洁低碳发展的重要抓手和优先领域，但从“十三五”时期主要电源新增装机容量趋势(见图2、3)分析，我国优势的水电行业发展远滞后于其他电源品种，发展面临的可再生能源法适用性保障、市场竞争力有效提升、促进生态和谐共赢、开发利益全面共享、流域智能运行管理、抽水蓄能电站电价机制落地等诸多难题仍待系统研究。为充分发挥水电在能源结构转型中的作用，同时以抽水蓄能电站推动电力系统绿色智能提升，必须加强对发展新形势的深入剖析。

图2 “十三五”各电源品种逐年新增装机容量

图3 “十三五”各电源品种装机容量年增长率

“碳达峰、碳中和”是刚性框架。“3060”战略事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。能源领域碳排放约占全部排放量的80%，在资源总量、环境容量约束下，实施可再生能源替代是我国满足持续工业化、城镇化进程中能源总量和质量需求的必然选择。根据预测，2 ℃情景下我国2050年可再生能源占一次能源供应比重应达到69%[7]，新能源是绝对增量主体。2020年我国新能源发电量仅占全部发电量的10%[4](见图4)，提升其基础电量替代能力是实现传统能源逐步退出的第一步，但我国以煤为主的电源结构决定了即使在充分发挥存量调节能力的情况下，系统中优质调节手段缺口依然较大[8]，部分省份2030水平年调峰需求分析见表2。科学持续促进水电和抽水蓄能电站发展是新能源安全可靠替代的重要一环。

图4 2020年我国主要电源品种发电量占比

表2 部分省份2030水平年调峰需求分析

新时代高质量发展是基本要求。优质高效是可再生能源高质量发展的关键，是促进建立绿色低碳循环发展的经济体系、满足人民美好生活用能需求的根本。近年来，我国可再生能源弃电率大幅降低，但消纳和利用效率仍然不高，灵韶、祁韶、鲁固等基地外送通道中可再生能源占比均低于30%，与新能源规模化发展的初衷背离。尽管新型储能和火电灵活性改造持续推进，但综合考虑技术水平、经济性和低碳要求，促进流域水电群和抽水蓄能电站在新型电力系统中调节支撑作用的充分发挥，对提升系统整体经济和节能效益，实现多能互补多元利用的开发模式有重要意义。经初步测算，全国主要水电基地新增1亿kW左右的扩机容量，可相应带动1亿～2亿kW的风、光等新能源消纳。

区域协调和谐共享是根本目标。从全局出发，以区域发展战略促进融合互动、融通补充，形成主体功能明显、利益共享、良性循环的协调新格局是全面高质量发展的目标。我国能源资源与经济发展逆向分布，西部地区是可再生能源资源的富矿，在保障自身清洁能源有效供应的基础上，中长期持续实施“西电东送”，是以资源开发促进区域协调发展和人民共同富裕的重要抓手。流域水电和抽水蓄能电站是基地一体化发展的重要支撑，经济带动能力强，社会综合效益明显，且约85%以上待开发常规水电位于国家持续巩固脱贫攻坚成果的关键区域。因此，促进水电开发的利益调节机制和利益共享模式有效落地，建立宏观层面外送消纳协调机制，测算体现水电开发真实社会、环境和生态价值的电价，将是助力国家区域平衡发展战略有效实施的关键。

3 主要发展思路

3.1 发展原则

规划引领，优化配置。科学论证资源情况，有效评估开发潜力；处理好发展与减排、整体与局部、短期和中长期的关系，强化规划引领；以流域一体化综合能源基地为重点，测算规模，明确市场，增强发展协调性；坚持系统经济性，分析抽水蓄能电站合理规模和布局，促进有序开发。

生态文明，绿色发展。落实生态文明建设和节能减排要求，提升水电绿色发展和环保功能认识，坚持流域区域统筹，建立科学开发、生态保护与环境治理的良性循环体系，全面推进生态监测和生态修复工作，保障可持续发展。科学制定项目开发环境保护目标，建设环境友好型工程。

统筹协调，共建共享。统筹流域开发和社会经济发展，充分发挥水电开发对地方社会经济发展的带动作用；宏观协调，政策支持，创新思路解决送受端“倒挂”矛盾，保障“西电东送”战略可持续性，推动区域平衡协调发展；以人为本，因地制宜，共享水电开发成果，提升移民后续发展能力。

创新驱动，深化改革。理念创新、体制创新、技术创新多轮驱动，引领水电新时期高质量发展；健全体制，完善机制、规范秩序，政策支持，增强水电市场竞争力；全面精细化运行监测，提升流域智能管理和电力系统服务水平，促进目标功能效益有效发挥。

3.2 规划路径

3.2.1 新型电力系统支撑

(1)流域综合能源基地提质增效。流域综合能源基地(可再生能源一体化基地)本质是以水电调节为核心，利用新能源低成本趋势，通过多元优势互补，促进一体化资源配置、规划建设、调度运行和市场消纳，提升综合发展质量[9]。新能源发电不稳定，不单独发挥容量作用，在通道匹配的前提下，其接入系统的总规模由流域梯级水电装机和调节性能控制。因此，一体化研究的基础首先是深入挖掘流域水电的调节能力，包括新建、扩机(含混合式抽水蓄能)、调整运行方式等，对已建电站实际运行情况进行梳理，合理分析流域整体或单独电站的出力过程；其次，根据实地观测资料，研究范围内新能源资源特点和出力特性，结合国土规划、环保约束和用地成本等条件分析，对可能站址开展经济性、接入系统条件等评估并排序；再次，对各品种电源开展典型年的联合运行模拟，通过新能源消纳利用率、整体经济性、技术可行性等分析合理的互补规模；最后，确定合理的开发时序，并开展年内(水电优化调度调节丰枯为主)、日内(水电、新能源互补为主)运行方式研究。按照基地目标市场和电力系统中功能作用，可分为“跨省、跨区外送为主”和“就地消纳利用为主”2种类型。流域综合能源基地发展规划思路要点见表3。

表3 流域综合能源基地发展规划思路要点

(2)抽水蓄能产业发展加速壮大。抽水蓄能电站作为可预期范围内支撑新型电力系统建设的唯一低碳化、规模化调节手段，在能源绿色低碳转型关键期，要以生态保护为前提，以系统需求为导向，合理布局，但更需要创新发展动能。首先，转变发展模式。新一轮抽水蓄能中长期发展规划改变原有选点规划路径，按照“应规尽规、能开快开、滚动调整”的原则，国家和省级能源主管部门明确分工，提出发展规划和实施方案配合联动的新模式。以中长期发展规划按照生态等因素排查，划分重点实施和项目储备2个层次，纳入总装机容量7.26亿kW的站点，解决项目合规性，预留发展空间；以规划实施方案明确省内需求规模和合理布局，确定开发时序，加快核准进度[10]。其次，拓展规划思路。除满足电力系统需求外，重点提前布局大型基地配套抽水蓄能电站，为“三北”风光基地配套煤电安全退出、提升基地外送可再生能源电量占比、增强流域基地调节能力等做好保障安全稳定运行的重要支撑，如某新能源基地新建400万kW抽水蓄能电站，可有效降低原配套煤电，基地新能源总规模1 800万kW，外送绿电占比达到80%。最后，保证质量效率。“十四五”新增开工抽水蓄能电站1.6亿kW[10]，约为2020年底全国已在建总规模的2倍，项目前期工作时间将大幅压缩。抽水蓄能电站勘测设计技术要求高，建设运营风险高，电价机制未完全落地，在业主多元、资本聚焦且新秩序尚待建立的市场中，更需要坚持技术体系和规程规范要求，把握好精度、深度和节奏，分阶段开展技术经济论证，以创新优化提升效率，确保项目质量安全，维持行业可持续发展。按照抽水蓄能电站功能作用，抽水蓄能电站分为服务电力系统和服务特定电源(一体化基地)2种类型，主要发展规划思路要点见表4。

表4 抽水蓄能电站发展规划思路要点

3.2.2 社会经济发展推动

服务国家经济社会发展是水电规划制定的根本方向，新时期开启全面建设社会主义现代化国家新征程，区域协调发展、人民共同富裕是基本任务。水电开发投资大，建设运营时间长，且基地化布局以西部地区为主，是该区域实现资源优势转为经济优势的支柱产业，是促进形成西部大开发新格局重要抓手。首先，项目布局向重点巩固脱贫成果的地区倾斜，以水电开发带动区域经济发展，如某流域一体化基地全部静态投资1 984.7亿元(其中梯级水电为1 329.3亿元)，按测算综合电价，基地全部投产后年均增加税收16.15亿元。其次，持续做好水电临时、永久工程总体谋划，结合当地发展规划和需求，带动电力、交通、水利、信息等基础设施提升，有效保障民生，促进乡村振兴，加速城镇群建设。第三，做好水电上下游产业延伸，结合当地特色产业，聚集新型产业集群，形成内生动力，推动转型升级。最后，体制机制创新与行业政策保障，以能反映清洁能源特点的电价机制和合理的价格调整制度，保障资源地收益；深入开展资源入股、税费改革、留存电量、龙头水库补偿分配等开发利益共享措施，优先保障库区移民的权益，落实后续发展规划与资金支持。

3.3 发展保障

定位清晰，布局提前。以“碳达峰、碳中和”为引领，清晰认识水电在国家现代能源体系和新型电力系统建设中的战略定位，考虑项目开发周期，提前系统论证工作，坚持技术管理程序，合理发展规模布局，积极稳妥开发建设，为国家有序“退煤”奠定转型基础；遵从多规合一规则，整体协调，层层分解，与各级各类发展规划目标协调；建立水电发展与国土空间、生态环保规划基础信息系统的实时对接机制，提前及时提供量化的水电相关规划指标、范围或分区，为后续发展预留空间。

管理智能，运行科学。拓展流域水电综合监测平台运用场景，科学分析已接入水电群调度动态数据，结合水情自动测报系统，做好中长期出力预测；做好基地水生生态保护与修复，探索流域生态补偿实施；加快流域水电安全与应急管理信息平台建设，增强现代化流域防灾减灾、应急管理和风险评估能力；开展抽水蓄能电站运行监测和管理，结合电力系统转型升级，发挥电站功能效益；持续多能互补一体化基地安全稳定、经济合理运行方式研究，以水电、抽水蓄能机组的科学运用为基础，实现长、中、短周期调度优化，推动一体化基地全面智能化建设。

机制健全，政策落地。规范开发秩序，确保布局合理、发展有序；深化体制机制改革，完善水电开发投资体制、价格机制、财税政策，提升工程经济性，增强水电发展市场竞争力；进一步落实容量电价实施细则，深入服务特定电源的抽水蓄能电站电价机制研究，推动市场化进程；研究完善与国家能源转型和改革路线衔接匹配的水电和抽水蓄能电站发展支持政策，明确政策实施方案，促进落地。