中国产业发展研究院李世东 费宏 籍东
统计数据显示，到2020年底，我国常规水电装机从2000年的0.7935亿kw，增加到3.385亿kw，增长了3.27倍，年均增速达6 %；抽水蓄能电站从2000年的559万kw，增加到3150万kw，增长了4.64倍，年均增速达8 %。
可喜的数字增长背后，正是我国一代代水电规划设计总院人的努力。早在上世纪九十年代到本世纪初，正当全国水电开发落入低谷，以水电规划设计总院为代表的一些单位，考虑当时国家财税改革和电力发展特点，针对水电投资规模少、贷款偿还期短、利率高、财税负担重等因素，参照国际水电发展政策，研究并提出了增加水电政策性投资、延长贷款偿还期、降低利率，实施增值税和所得税调控和优惠政策。并且针对水电开发的综合效益，研究并提出水电流域梯级补偿及跨流域补偿效益政策、“西电东送”和西部大开发水电投资效益及政策、抽水蓄能电站效益专题论证及政策、水电各种综合效益及投资分摊政策。期间国家相关部门深度参与、深入论证，大量政策建议得以实施。伴随我国电力体制改革的深入，水电开发迎来发展春天并持续增长二十年。
近几年水电技术可开发量虽然有大幅度提高。但由于水电远离东部负荷中心、开发难度大、投资高。按照2003年复查成果，水电经济可开发4.02亿kw，即使现代技术增加更多的经济可开发量，但是投资回报和市场竞争力仍然受到巨大影响。而且按照常规发展理念和政策，水电可发展空间似乎不到1亿kw，大力发展水电，保持高速增长难以为继。统计数据显示，常规水电本世纪20年的平均增速尽管达到6%，但只有在2013年之前保持了高速增长，2013年达到峰值12.4%后连年下滑，最低年份甚至还不到2%。
2021年，“碳中和”被首次写入政府工作报告中，中国面对的减碳任务十分艰巨。使用包括风能、水能、太阳能等在内的清洁可再生能源是替代传统能源的选项之一，除了风电和光伏等新能源发展之外，作为可再生能源的主力又是技术最成熟，经验最丰富的水电行业如何在“碳达峰”“碳中和”大背景下寻找新发展新机遇呢？
碳达峰新发展目标 水电行业被赋予新的历史使命
2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论中向全世界庄严宣布，中国将力争于2030年前实现碳达峰，在2060年前实现碳中和——这是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体，是进入新发展阶段的中国推动“高质量发展”的主动求变、应变。目前距离碳达峰和碳中和目标的实现分别只有8年多和不到40年的时间。国际公认，全球二氧化碳等温室气体排放80%以上来自于化石能源使用。
我国“碳达峰、碳中和”的时间表确定，碳达峰、碳中和任务更加艰巨，清洁能源站上风口。“十四五”期间，我国的能源转型必将加快步伐，清洁能源对生态环境具有正外部性，风电、太阳能作为主要的清洁能源，2030年发电装机要达到12亿kw以上，十年需要新增7亿kw。作为清洁能源的主力——水电在理论蕴藏量不变的情况下，随着开发技术的提高，我国水电可开发量不断增加，由1980年的3.7亿kw提升至2003年的5.4亿kw。水电开发剩余资源大部分在西南偏远地区、西北青藏高原的河流上游，特别是西南偏远地区和青藏高原。2003年的复查结果显示，我国水电经济可开发量达到4.02亿kw。在未来碳达峰的压力下，我国水电新发展可消纳2030年将近一半的发电装机量。
新旧交替发展 水电将成为清洁能源重要版块
新时代电力的不断发展，水电开发的边界条件发生巨大变化，加持中国生态环境保护力度加大，“大环境”的调整使得老旧水电站改造迸发生机。
一方面是存量常规水电的新发展。长期以来，水电规划确定水电站装机容量的重要标准是装机利用小时数，一般不能低于4000小时，长距离送电的水电站更是不能低于4500小时。现代电网覆盖范围大，各种电源存在互补性，特别是考虑到水资源的利用和利用水电的灵活启动和调峰调频功能，同时在水电站发电端，可以进一步搭配新能源开发，实现容量效益的充分发挥。
建议对有条件的大中型水电结合工程建设条件和老旧机组升级改造，进行水电的扩机增容。衡量水电站新的装机容量标准，扩机后的电站总装机利用小时数按照3000小时计算。考虑到生态环境保护的要求，在生态环境脆弱或者会引起恶化的小流域的一些老旧小水电以修复生态为主，实施改造甚至拆除。
以上两个方面的发展理念，今后我国在存量常规水电站的发展方面会有更多的事可做，会带来1亿kw的新发展空间。
另一方面大力发展抽水蓄能电站。抽水蓄能电站除了具备常规水电站的各种容量效益以外，更是因为其“填谷”功能，其调峰范围可以达到本身装机容量的两倍以上。而抽水储能的特性为风电、光伏等新能源的发展提供更好的条件。抽水蓄能电站选址灵活，不受大江大河制约，生态环境保护和移民安置相对简单，工程建设和机组制造越来越成熟，是当前和今后新能源各种储能型式当中最为优越的一种。
制约抽水蓄能电站发展的最大障碍是其各种特殊功能没有市场机制变成收入，所以长期以来抽水蓄能电站只能有电网企业开发建设，通过电网自身的调节实现抽水蓄能电站的盈亏平衡，个别电网以外的企业建设抽水蓄能电站，经营十分困难。考虑到新能源更大发展的需求，同时要进一步提高我国大型火电站的效率，火电在最优的效率区满负荷运行，就是最大的降低碳排放。因此，抽水蓄能电站必须大力发展，一定要打破只有电网企业建设抽水蓄能电站才能盈亏平衡的惯例，全面实施容量价格，黑启动、调峰调频价格，填谷储能补偿机制（火电提高利用小时数的分摊，新能源减少弃风弃光的效益分摊），以及鼓励发电企业，特别是新能源发电企业自身建设抽水蓄能电站，实施储能提高电能质量，发电不仅考虑电量的价格，需要按照质量以质论价。
在抽水蓄能电站选址上，除了靠近负荷中心选择以外，也可以在新能源和水电站就近选址，提高送电的稳定性和经济效益。我国很多水库水电站，具备造价极低的抽水蓄能电站建设条件。
按照全面提高火电、核电、风电、光伏的效益考虑，达到减少碳排放的目的，我国抽水蓄能电站的发展应该重新定位和研究，其发展空间按照12亿kw新能源和15亿kw火电、核电配套规划，抽水蓄能电站到2060年至少要发展到3亿kw以上。
“西电东送”的经济版图 搭载新基建快车道
我国的“西电东送”战略为本世纪二十年的水电大发展创造了非常好的条件，特别是云贵川的水电，源源不断地送到我国华南华东和华中的经济发达地区，为送电端和受电端的经济发展和生态环境保护都做出了巨大贡献。
随着水电开发向青藏更西部延伸，“西电东送”的距离更长，建议研究新格局和新政策为今后大型水电站开发提供支撑。结合我国大范围的水资源平衡，西藏的水电开发一定会加大力度，而西藏水电的“藏电外送”要和现有的“西电东送”有机结合，建议将“藏电外送”上升为国家战略，与云贵川的“西电东送”实施接续外送。考虑西藏水电的特殊性，西藏水电开发作为国家战略，实施统一规划、统一政策。外送不收过网费，过网费通过碳排放交易从市场中实施盈亏平衡；外送电量实行受电区统一分配，不能产生消纳弃水。
通过新阶段的“西电东送”和“藏电外送”国家战略，未来二十年可以开发大西部的水电将达1亿kw以上，加上目前在建的水电站，我国新建大型水电站还将投产近2亿kw。
生态环境保护、减少碳排放是新时代赋予我们的新要求，减少化石能源比重，老旧、效率低下的火电必然关停，水电和新能源发展焕发生机。电力系统更加强大，电力市场日臻完善，大区域特别是中西部发展平衡必然提出新要求。为此，建议像二十年以前一样，加大各种电价机制、财税政策、宏观调控等政策研究，支持水电新发展。在2060年之前，水电包括抽水蓄能电站的最终规模将达到10亿kw，必将为我国节能减排做出更大贡献！
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