水力發電是最成熟的發電方式之一，并在電力系統發展過程中不斷創新發展，在單機規模、技術裝備水平和控制技術等方面取得了長足進步。水力發電作為穩定可靠的優質調節電源，通常包括常規水電站和抽水蓄能電站，它們在整個電力系統運行過程中，除了作為重要的電力電量供應者之外，還一直扮演著調峰、調頻、調相、黑啟動和事故備用等重要角色。隨著風電、光伏發電等新能源飛速發展，電力系統峰谷差的變大和電力電子設備裝備增加帶來的轉動慣量降低，電力系統規劃建設、安全運行和經濟調度等基本問題都面臨巨大挑戰，也是未來構建新型電力系統必須解決的重大問題。在我國的資源秉賦格局下，水力發電在新型電力系統中將發揮更加重要的作用，面臨重大創新發展需求和機遇，對經濟安全構建新型電力系統十分重要。

水力發電現狀及創新發展形勢需求分析

1.創新發展形勢

全球能源清潔轉型加快，風電、光伏發電等新能源比例快速提升，傳統電力系統規劃建設、安全運行和經濟調度面臨新挑戰新問題。2010~2021年，全球風電裝機保持高速增長，平均增長率達到15%；其中中國每年平均增速更是達到25%；全球光伏發電裝機近10年的增速達到31%。高比例新能源的電力系統面臨供需平衡困難、轉動慣量降低帶來的系統運行控制難度增加和穩定風險增加、調峰容量需求大幅增加并帶來系統運行成本上升等重大問題，亟需從電源、電網和負荷側共同發力推動這些問題的解決。水力發電是重要的調節電源，具有轉動慣量大、響應速度快、運行方式靈活等特點，在破解這些新挑戰新問題方面具有天然優勢。

電氣化水平持續提升，經濟社會運轉對電力安全可靠供應要求持續提高。過去50年來，全球電氣化水平持續提升，電力在終端用能的比例逐步提高，以電動汽車為代表的終端電能替代加快推進。現代經濟社會對電力的依賴程度日益加深，電力成為經濟社會運行的基礎生產資料。安全可靠的電力供應是現代人們生產生活的重要保障。大面積停電不僅帶來巨大經濟損失，還可能帶來嚴重的社會混亂，電力安全成為能源安全、甚至國家安全的核心內容。新型電力系統對外服務要求持續提升安全供電的可靠性，而內部發展卻面臨嚴重威脅電力安全的風險要素持續增多。

新技術不斷涌現并在電力系統應用，電力系統智能化程度和復雜性顯著提升。電力電子器件在發輸配用各個環節廣泛應用，導致電力系統負荷特征和系統特性都發生顯著變化，引發電力系統運行機理層面的深刻變化。信息通信、控制和智能化技術廣泛應用于電力系統生產和管理各個環節，電力系統智能化程度顯著提升，能夠適應大規模在線分析和決策支持分析。分布式發電大規模接入配網用戶側，電網潮流流向由單向變為雙向甚至多向。各類智能用電設備層出不窮，智能電表廣泛使用，電力系統接入終端數量呈幾何級數增長，信息安全成為電力系統重要風險來源。

電力改革發展漸入佳境，電價等政策環境逐步完善。伴隨著我國經濟社會的高速發展，電力行業經歷了從小到大、從弱到強、從跟隨到引領的巨大飛躍。體制上從政府辦電到企業辦電，從廠網一家到廠網分開、適度競爭，從計劃逐漸走向市場，走出了一條適合我國國情的電力發展之路。中國電力技術裝備制造和建設施工能力和水平均居世界一流陣列，電力普遍服務和電力營商環境指標逐漸向好，建成并運行著世界規模最大、技術最先進的電力系統。中國電力市場穩步推進，從局部到區域再到全國統一電力市場建設路徑清晰，堅持了實事求是的中國路線。電價等政策機制逐漸理順，適宜抽水蓄能發展的電價機制初步建立，為水電創新發展的經濟價值變現提供了政策環境。

水力發電規劃設計及運行的邊界條件發生重大改變。傳統水電站規劃設計核心任務是選擇技術上可行、經濟上合理的電站規模和運行方式，通常是在水資源綜合利用最優目標前提下考慮水力發電工程規劃問題，需要綜合考慮防洪、灌溉、航運、供水等要求，開展經濟、社會、環境等綜合效益比選。在技術不斷突破和風電、光伏等比重持續提高的背景下，電力系統客觀需要更加充分利用水力資源，豐富水電站的運行方式，發揮更大的調峰、調頻、調相等調節功能，很多過去技術、裝備及建設施工上不可行的目標變得經濟技術可行。原有的水電站蓄水—放水發電單向模式已經不能滿足新型電力系統要求，需要結合抽水蓄能電站的模式，大幅提升水電站的調節能力；同時鑒于抽水蓄能電站等短時間尺度調節電源在促進風電、光伏發電等新能源消納方面的局限性并難以承擔安全兜底供電的重任，客觀需要增加水庫的庫容以提升常規水電的調節時間周期，以彌補煤電退出出現的系統調節容量缺口。

2.創新發展需求

亟需加快水力發電資源開發，提升水電在新型電力系統中的比重，發揮更大作用。在“雙碳”目標背景下，風電、光伏發電等總裝機容量2030年將達到12億千瓦以上；2060年預計將達到50億~60億千瓦。未來新型電力系統調節資源需求巨大，水力發電是最優質的調節電源。我國水電技術可開發裝機容量6.87億千瓦，截至2021年底，已開發3.91億千瓦，開發率約57%，遠低于歐美部分發達國家90%的開發率。考慮水電項目開發周期長（通常5~10年），而風電、光伏發電項目開發周期相對較短（通常0.5~1年，甚至更短）且發展迅速，急需加快水力發電項目開發進度，盡早建成并盡早發揮作用。

亟需轉變水力發電發展方式，以適應新型電力系統調峰新要求。“雙碳”目標約束下，未來電源結構決定了電力系統運行對調峰帶來的巨大要求，而且這不是調度組合和市場力量能解決的問題，而是基本技術可行性問題。只有在技術可行的前提下，通過市場引導、調度安排和運行控制來實現電力系統的經濟安全穩定運行。對在運傳統水電站來說，亟需系統優化利用已有庫容和設施，必要時適當增加改造投入，千方百計提升調節能力；對新規劃建設的常規水電站，亟需考慮新型電力系統帶來的重大邊界條件變化，因地制宜規劃建設具有長短時間尺度相結合的靈活調節型水電站。對于抽水蓄能，在當前短時間尺度調節能力嚴重不足的情況下，應該加快建設；從長遠來看，應考慮系統對于短時間尺度調峰能力的需求，科學制定其發展規劃。對于調水型抽水蓄能電站，應結合國家水資源跨區域調水等需要，既作為跨流域調水工程，亦作為電力系統調節資源進行綜合利用，必要時還可結合海水淡化工程統籌規劃設計。

亟需促使水力發電在保障新型電力系統經濟安全運行的同時創造更大經濟社會價值。基于電力系統碳達峰、碳中和的發展目標約束，未來電力系統的電源結構中新能源將逐漸成為主力，煤電等高碳電源將逐漸降低比例。多家研究機構數據顯示，在煤電大規模退出情景下，到2060年，我國風電、光伏發電裝機占比約70%；考慮抽水蓄能的水電裝機共計約8億千瓦，占比約10%。未來電源結構中，水電是相對可靠且靈活可調的電源，是保障新型電力系統安全穩定和經濟運行的基石電源，亟需從目前的“發電為主、調節為輔”轉變為“調節為主、發電為輔”的發展、運行模式。相應地，水電企業的經濟效益應在其發揮更大價值的背景下，得到應有收益，水電企業的收益也應該在原有發電收益基礎上大幅增加為系統提供調節服務的收入。

亟需開展水力發電技術標準創新和政策制度創新，保障水力發電高效可持續發展。未來新型電力系統客觀要求水力發電必須加快創新發展，現有相關技術標準和政策制度也亟需對應創新發展，以促進水力發電高效發展。標準規范方面，亟需根據新型電力系統對常規水電站、抽水蓄能電站、混合式電站、調水式抽水蓄能電站（含泵站）等的技術要求，在試點示范驗證的基礎上，優化規劃設計及運行維護等方面的標準規范，以保障水力發電創新發展有序、高效；政策制度方面，亟需研究制定引導支持和鼓勵水力發電創新發展的激勵政策，同時也亟需為水力發電的新價值轉換為經濟效益做出市場、電價等制度設計，鼓勵企業主體積極開展創新發展技術投入、試點示范和規模化發展。

水力發電創新發展路徑與展望

水力發電創新發展是構建新型電力系統的迫切需要，需要堅持因地制宜、綜合施策的原則，針對已建和規劃的不同類型水電工程采用不同的技術方案，既要考慮發電和調峰調頻調相等功能需要，還可與水資源綜合利用、可調節電力負荷建設等統籌考慮，最后通過綜合效益評價確定最優方案。通過提升常規水電的調節能力以及建設綜合性跨流域調水抽水蓄能電站（泵站）群，相對新建抽水蓄能電站具有顯著的經濟效益。總得來看，水力發電創新發展不存在不可逾越的技術障礙，發展空間巨大、經濟環境效益突出，值得高度重視并在試點實踐的基礎上加快規模化發展。

1.“發電+抽水”

“發電+抽水”模式是指利用已有水電站大壩等水工建筑物和輸變電設施，在水電站出水口下游選擇合適地方建設滾水壩形成下庫，增加抽水泵、管道等設備設施，將原有水庫作為上庫，在原有水電站發電功能的基礎上，增加電力系統低谷負荷時抽水功能，發電仍然沿用原有水輪發電機組，以實現原有水電站增加抽水蓄能能力，從而提升水電站的調節能力（見圖1）。下庫亦可在水電站下游合適位置單獨建設。在水電站出水口下游建設下庫時，水位控制以不影響原有水電站發電效率為宜。考慮運行方式優化和參與調相等功能需求，抽水泵應配套同步電動機為宜。此種模式通常適用于在運水電站的功能改造，設備設施靈活簡便，具有投資少、工期短、見效快的特點。

2.“發電+抽水發電”

“發電+抽水發電”模式相對于“發電+抽水”模式，主要區別在于將抽水泵改成抽水蓄能機組，直接增加原有常規水電站抽水蓄能的功能，從而提升水電站的調節能力。下庫設置原則與“發電+抽水”模式一致。此種模式亦可以將原有水庫作為下庫，在合適的地方建設上庫。對新建水電站，除安裝一定的常規發電機組外，可以設置一定容量的抽水蓄能機組。對單一水電站假設最大出力為P1，增加抽水蓄能功率為P2，那么該電站相對電力系統的功率運行區間就從（0,P1）擴大為（-P2,P1+P2）。

3.梯級水電站循環利用

我國多條河流開發均采用梯級開發模式，建設系列水電站群，如金沙江、大渡河等。對于新建或者已建梯級水電站群，在相鄰的兩級水電站，以上一級水電站水庫作為上庫，下一級作為下庫，根據地形實際選擇合適取水口，可以綜合“發電+抽水”“發電+抽水發電”兩種模式進行開發。此種模式適用于梯級水電站改造的情形，可大幅提升梯級水電站群的調節能力和調節時間周期，效益顯著。圖2是我國某河流梯級開發的水電站布置圖，上一級水電站壩址到下一級取水口基本小于50千米。

4.就地平衡

“就地平衡”模式是指在水電站附近建設風電、光伏發電項目，結合水電站的運行進行自我調節平衡，實現按照調度要求的穩定功率輸出。考慮主要的水電機組均按照電力系統調度運行，此種模式可適用于不適宜大規模改造且通常不作為常規調峰調頻功能調度的徑流式電站及一些小水電，靈活控制水電機組運行出力，挖掘其短時調節能力，實現局部平衡和穩定的功率輸出，同時提升已有的輸電線路資產利用率。

5.調水與電力調峰綜合體

“調水與電力調峰綜合體”模式是在調水式抽水蓄能電站建設理念基礎上，結合大規模跨流域調水等重大水利工程，建設一批水庫和引水設施，利用水庫之間的水頭落差建設一批抽水泵站、常規水電及抽水蓄能電站組成發電蓄能綜合體。“調水與電力調峰綜合體”在從高海拔水源地向低海拔地區調水過程中，可以充分利用水頭落差獲得發電收益的同時實現遠距離調水，降低調水成本。同時，“調水與電力調峰綜合體”可作為電力系統的大規模可調度負荷和電源，為系統提供調節服務。此外，綜合體還可以與海水淡化工程等相結合，實現水資源開發和電力系統調節綜合應用。

6.海水抽水蓄能

海水抽水蓄能電站可在海邊選擇合適位置建設上庫，將大海作為下庫。在常規抽水蓄能電站選址日益困難的情況下，海水抽水蓄能電站已經受到了國家有關部門的重視并開展了資源調查和前瞻性技術研究試驗。海水抽水蓄能還可結合潮汐能、波浪能、近海風電等綜合開發，建設大庫容長調節周期的抽水蓄能電站。

除徑流式水電站和部分基本無庫容的小水電外，大部分具有一定水庫庫容的水電站均可研究開展抽水蓄能功能改造。在新建水電站可以統籌設計安排一定容量的抽水蓄能機組。初步估計，應用新發展方式，可以較快新增優質調峰容量規模至少上億千瓦；采用“調水與電力調峰綜合體”和海水抽水蓄能發電還可帶來極其可觀的優質調峰容量，對于新型電力系統建設和安全穩定運行意義十分重大，經濟社會效益巨大。

水電創新發展建議

一是盡快組織開展水電創新發展頂層設計，并在此工作基礎上出臺支持開展水電創新發展的指導意見。圍繞水電創新發展的指導思想、發展定位、基本原則和規劃重點及布局等重大問題開展研究，并在此基礎上編制發展規劃，明確發展階段和預期，引導市場主體有序開展項目開發。

二是組織開展技術經濟可行性分析論證和工程示范。結合新型電力系統建設，組織開展水電站資源調查和項目技術經濟分析，提出工程建設方案，選擇具有典型性的工程項目開展工程示范，為規模化發展積累經驗。

三是支持開展關鍵技術研究攻關和試驗示范。通過設置國家科技專項等方式，支持水力發電創新發展領域基礎性、通用性技術攻關、關鍵設備研制和示范應用，包括但不限于海水抽蓄水泵水輪機葉片材料、規模化區域調水與電力調峰綜合體勘察設計等。

四是制定促進水力發電創新發展的財政稅收、項目核準和電價政策。圍繞水力發電創新發展的各個環節，在項目發展初期因地制宜制定財政貼息、投資補貼、稅收優惠等政策，納入綠色金融支持范疇，降低項目財務費用；對于不從本質上改變河流水文特性的抽水蓄能改造項目，實施簡化核準程序，減少行政審批周期；理順抽水蓄能機組容量電價和抽水發電電價機制，確保合理價值回報。