水力发电是最成熟的发电方式之一，并在电力系统发展过程中不断创新发展，在单机规模、技术装备水平和控制技术等方面取得了长足进步。水力发电作为稳定可靠的优质调节电源，通常包括常规水电站和抽水蓄能电站，它们在整个电力系统运行过程中，除了作为重要的电力电量供应者之外，还一直扮演着调峰、调频、调相、黑启动和事故备用等重要角色。随着风电、光伏发电等新能源飞速发展，电力系统峰谷差的变大和电力电子设备装备增加带来的转动惯量降低，电力系统规划建设、安全运行和经济调度等基本问题都面临巨大挑战，也是未来构建新型电力系统必须解决的重大问题。在我国的资源秉赋格局下，水力发电在新型电力系统中将发挥更加重要的作用，面临重大创新发展需求和机遇，对经济安全构建新型电力系统十分重要。

水力发电现状

及创新发展形势需求分析

(相关资料图)

创新发展形势

全球能源清洁转型加快，风电、光伏发电等新能源比例快速提升，传统电力系统规划建设、安全运行和经济调度面临新挑战新问题。2010~2021年，全球风电装机保持高速增长，平均增长率达到15%；其中中国每年平均增速更是达到25%；全球光伏发电装机近10年的增速达到31%。高比例新能源的电力系统面临供需平衡困难、转动惯量降低带来的系统运行控制难度增加和稳定风险增加、调峰容量需求大幅增加并带来系统运行成本上升等重大问题，亟需从电源、电网和负荷侧共同发力推动这些问题的解决。水力发电是重要的调节电源，具有转动惯量大、响应速度快、运行方式灵活等特点，在破解这些新挑战新问题方面具有天然优势。

电气化水平持续提升，经济社会运转对电力安全可靠供应要求持续提高。过去50年来，全球电气化水平持续提升，电力在终端用能的比例逐步提高，以电动汽车为代表的终端电能替代加快推进。现代经济社会对电力的依赖程度日益加深，电力成为经济社会运行的基础生产资料。安全可靠的电力供应是现代人们生产生活的重要保障。大面积停电不仅带来巨大经济损失，还可能带来严重的社会混乱，电力安全成为能源安全、甚至国家安全的核心内容。新型电力系统对外服务要求持续提升安全供电的可靠性，而内部发展却面临严重威胁电力安全的风险要素持续增多。

新技术不断涌现并在电力系统应用，电力系统智能化程度和复杂性显著提升。电力电子器件在发输配用各个环节广泛应用，导致电力系统负荷特征和系统特性都发生显著变化，引发电力系统运行机理层面的深刻变化。信息通信、控制和智能化技术广泛应用于电力系统生产和管理各个环节，电力系统智能化程度显著提升，能够适应大规模在线分析和决策支持分析。分布式发电大规模接入配网用户侧，电网潮流流向由单向变为双向甚至多向。各类智能用电设备层出不穷，智能电表广泛使用，电力系统接入终端数量呈几何级数增长，信息安全成为电力系统重要风险来源。

电力改革发展渐入佳境，电价等政策环境逐步完善。伴随着我国经济社会的高速发展，电力行业经历了从小到大、从弱到强、从跟随到引领的巨大飞跃。体制上从政府办电到企业办电，从厂网一家到厂网分开、适度竞争，从计划逐渐走向市场，走出了一条适合我国国情的电力发展之路。中国电力技术装备制造和建设施工能力和水平均居世界一流阵列，电力普遍服务和电力营商环境指标逐渐向好，建成并运行着世界规模最大、技术最先进的电力系统。中国电力市场稳步推进，从局部到区域再到全国统一电力市场建设路径清晰，坚持了实事求是的中国路线。电价等政策机制逐渐理顺，适宜抽水蓄能发展的电价机制初步建立，为水电创新发展的经济价值变现提供了政策环境。

水力发电规划设计及运行的边界条件发生重大改变。传统水电站规划设计核心任务是选择技术上可行、经济上合理的电站规模和运行方式，通常是在水资源综合利用最优目标前提下考虑水力发电工程规划问题，需要综合考虑防洪、灌溉、航运、供水等要求，开展经济、社会、环境等综合效益比选。在技术不断突破和风电、光伏等比重持续提高的背景下，电力系统客观需要更加充分利用水力资源，丰富水电站的运行方式，发挥更大的调峰、调频、调相等调节功能，很多过去技术、装备及建设施工上不可行的目标变得经济技术可行。原有的水电站蓄水—放水发电单向模式已经不能满足新型电力系统要求，需要结合抽水蓄能电站的模式，大幅提升水电站的调节能力；同时鉴于抽水蓄能电站等短时间尺度调节电源在促进风电、光伏发电等新能源消纳方面的局限性并难以承担安全兜底供电的重任，客观需要增加水库的库容以提升常规水电的调节时间周期，以弥补煤电退出出现的系统调节容量缺口。

创新发展需求

亟需加快水力发电资源开发，提升水电在新型电力系统中的比重，发挥更大作用。在“双碳”目标背景下，风电、光伏发电等总装机容量2030年将达到12亿千瓦以上；2060年预计将达到50亿~60亿千瓦。未来新型电力系统调节资源需求巨大，水力发电是最优质的调节电源。我国水电技术可开发装机容量6.87亿千瓦，截至2021年底，已开发3.91亿千瓦，开发率约57%，远低于欧美部分发达国家90%的开发率。考虑水电项目开发周期长（通常5~10年），而风电、光伏发电项目开发周期相对较短（通常0.5~1年，甚至更短）且发展迅速，急需加快水力发电项目开发进度，尽早建成并尽早发挥作用。

亟需转变水力发电发展方式，以适应新型电力系统调峰新要求。“双碳”目标约束下，未来电源结构决定了电力系统运行对调峰带来的巨大要求，而且这不是调度组合和市场力量能解决的问题，而是基本技术可行性问题。只有在技术可行的前提下，通过市场引导、调度安排和运行控制来实现电力系统的经济安全稳定运行。对在运传统水电站来说，亟需系统优化利用已有库容和设施，必要时适当增加改造投入，千方百计提升调节能力；对新规划建设的常规水电站，亟需考虑新型电力系统带来的重大边界条件变化，因地制宜规划建设具有长短时间尺度相结合的灵活调节型水电站。对于抽水蓄能，在当前短时间尺度调节能力严重不足的情况下，应该加快建设；从长远来看，应考虑系统对于短时间尺度调峰能力的需求，科学制定其发展规划。对于调水型抽水蓄能电站，应结合国家水资源跨区域调水等需要，既作为跨流域调水工程，亦作为电力系统调节资源进行综合利用，必要时还可结合海水淡化工程统筹规划设计。

亟需促使水力发电在保障新型电力系统经济安全运行的同时创造更大经济社会价值。基于电力系统碳达峰、碳中和的发展目标约束，未来电力系统的电源结构中新能源将逐渐成为主力，煤电等高碳电源将逐渐降低比例。多家研究机构数据显示，在煤电大规模退出情景下，到2060年，我国风电、光伏发电装机占比约70%；考虑抽水蓄能的水电装机共计约8亿千瓦，占比约10%。未来电源结构中，水电是相对可靠且灵活可调的电源，是保障新型电力系统安全稳定和经济运行的基石电源，亟需从目前的“发电为主、调节为辅”转变为“调节为主、发电为辅”的发展、运行模式。相应地，水电企业的经济效益应在其发挥更大价值的背景下，得到应有收益，水电企业的收益也应该在原有发电收益基础上大幅增加为系统提供调节服务的收入。

亟需开展水力发电技术标准创新和政策制度创新，保障水力发电高效可持续发展。未来新型电力系统客观要求水力发电必须加快创新发展，现有相关技术标准和政策制度也亟需对应创新发展，以促进水力发电高效发展。标准规范方面，亟需根据新型电力系统对常规水电站、抽水蓄能电站、混合式电站、调水式抽水蓄能电站（含泵站）等的技术要求，在试点示范验证的基础上，优化规划设计及运行维护等方面的标准规范，以保障水力发电创新发展有序、高效；政策制度方面，亟需研究制定引导支持和鼓励水力发电创新发展的激励政策，同时也亟需为水力发电的新价值转换为经济效益做出市场、电价等制度设计，鼓励企业主体积极开展创新发展技术投入、试点示范和规模化发展。

水力发电创新发展路径与展望

水力发电创新发展是构建新型电力系统的迫切需要，需要坚持因地制宜、综合施策的原则，针对已建和规划的不同类型水电工程采用不同的技术方案，既要考虑发电和调峰调频调相等功能需要，还可与水资源综合利用、可调节电力负荷建设等统筹考虑，最后通过综合效益评价确定最优方案。通过提升常规水电的调节能力以及建设综合性跨流域调水抽水蓄能电站（泵站）群，相对新建抽水蓄能电站具有显著的经济效益。总得来看，水力发电创新发展不存在不可逾越的技术障碍，发展空间巨大、经济环境效益突出，值得高度重视并在试点实践的基础上加快规模化发展。

“发电+抽水”

“发电+抽水”模式是指利用已有水电站大坝等水工建筑物和输变电设施，在水电站出水口下游选择合适地方建设滚水坝形成下库，增加抽水泵、管道等设备设施，将原有水库作为上库，在原有水电站发电功能的基础上，增加电力系统低谷负荷时抽水功能，发电仍然沿用原有水轮发电机组，以实现原有水电站增加抽水蓄能能力，从而提升水电站的调节能力（见图1）。下库亦可在水电站下游合适位置单独建设。在水电站出水口下游建设下库时，水位控制以不影响原有水电站发电效率为宜。考虑运行方式优化和参与调相等功能需求，抽水泵应配套同步电动机为宜。此种模式通常适用于在运水电站的功能改造，设备设施灵活简便，具有投资少、工期短、见效快的特点。

“发电+抽水发电”

“发电+抽水发电”模式相对于“发电+抽水”模式，主要区别在于将抽水泵改成抽水蓄能机组，直接增加原有常规水电站抽水蓄能的功能，从而提升水电站的调节能力。下库设置原则与“发电+抽水”模式一致。此种模式亦可以将原有水库作为下库，在合适的地方建设上库。对新建水电站，除安装一定的常规发电机组外，可以设置一定容量的抽水蓄能机组。对单一水电站假设最大出力为P1，增加抽水蓄能功率为P2，那么该电站相对电力系统的功率运行区间就从（0,P1）扩大为（-P2,P1+P2）。

梯级水电站循环利用

我国多条河流开发均采用梯级开发模式，建设系列水电站群，如金沙江、大渡河等。对于新建或者已建梯级水电站群，在相邻的两级水电站，以上一级水电站水库作为上库，下一级作为下库，根据地形实际选择合适取水口，可以综合“发电+抽水”“发电+抽水发电”两种模式进行开发。此种模式适用于梯级水电站改造的情形，可大幅提升梯级水电站群的调节能力和调节时间周期，效益显著。图2是我国某河流梯级开发的水电站布置图，上一级水电站坝址到下一级取水口基本小于50千米。

就地平衡

“就地平衡”模式是指在水电站附近建设风电、光伏发电项目，结合水电站的运行进行自我调节平衡，实现按照调度要求的稳定功率输出。考虑主要的水电机组均按照电力系统调度运行，此种模式可适用于不适宜大规模改造且通常不作为常规调峰调频功能调度的径流式电站及一些小水电，灵活控制水电机组运行出力，挖掘其短时调节能力，实现局部平衡和稳定的功率输出，同时提升已有的输电线路资产利用率。

调水与电力调峰综合体

“调水与电力调峰综合体”模式是在调水式抽水蓄能电站建设理念基础上，结合大规模跨流域调水等重大水利工程，建设一批水库和引水设施，利用水库之间的水头落差建设一批抽水泵站、常规水电及抽水蓄能电站组成发电蓄能综合体。“调水与电力调峰综合体”在从高海拔水源地向低海拔地区调水过程中，可以充分利用水头落差获得发电收益的同时实现远距离调水，降低调水成本。同时，“调水与电力调峰综合体”可作为电力系统的大规模可调度负荷和电源，为系统提供调节服务。此外，综合体还可以与海水淡化工程等相结合，实现水资源开发和电力系统调节综合应用。

海水抽水蓄能

海水抽水蓄能电站可在海边选择合适位置建设上库，将大海作为下库。在常规抽水蓄能电站选址日益困难的情况下，海水抽水蓄能电站已经受到了国家有关部门的重视并开展了资源调查和前瞻性技术研究试验。海水抽水蓄能还可结合潮汐能、波浪能、近海风电等综合开发，建设大库容长调节周期的抽水蓄能电站。

除径流式水电站和部分基本无库容的小水电外，大部分具有一定水库库容的水电站均可研究开展抽水蓄能功能改造。在新建水电站可以统筹设计安排一定容量的抽水蓄能机组。初步估计，应用新发展方式，可以较快新增优质调峰容量规模至少上亿千瓦；采用“调水与电力调峰综合体”和海水抽水蓄能发电还可带来极其可观的优质调峰容量，对于新型电力系统建设和安全稳定运行意义十分重大，经济社会效益巨大。

水电创新发展建议

一是尽快组织开展水电创新发展顶层设计，并在此工作基础上出台支持开展水电创新发展的指导意见。围绕水电创新发展的指导思想、发展定位、基本原则和规划重点及布局等重大问题开展研究，并在此基础上编制发展规划，明确发展阶段和预期，引导市场主体有序开展项目开发。

二是组织开展技术经济可行性分析论证和工程示范。结合新型电力系统建设，组织开展水电站资源调查和项目技术经济分析，提出工程建设方案，选择具有典型性的工程项目开展工程示范，为规模化发展积累经验。

三是支持开展关键技术研究攻关和试验示范。通过设置国家科技专项等方式，支持水力发电创新发展领域基础性、通用性技术攻关、关键设备研制和示范应用，包括但不限于海水抽蓄水泵水轮机叶片材料、规模化区域调水与电力调峰综合体勘察设计等。

四是制定促进水力发电创新发展的财政税收、项目核准和电价政策。围绕水力发电创新发展的各个环节，在项目发展初期因地制宜制定财政贴息、投资补贴、税收优惠等政策，纳入绿色金融支持范畴，降低项目财务费用；对于不从本质上改变河流水文特性的抽水蓄能改造项目，实施简化核准程序，减少行政审批周期；理顺抽水蓄能机组容量电价和抽水发电电价机制，确保合理价值回报。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年01期，作者供职于全球能源互联网发展合作组织