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2014年我国水电特点与2015年展望: 热度 1 zbt92 2015-1-15 14:33; 新闻来源：中国电力政策管理作者：张博庭　　2015年是十二五规划最后一年，在这仅剩的一年多时间里，我国有关水电能源发展的十二五规划各项指标能否如期完成，是社会各界关注的焦点之一。然而，要回答这一问题，我们首先要知道2014年我国水电发展面临的形势和特点。加速水电发展势在必行 2014年11月3日联合国发布的报告称，在遏制气候变化问题上，各国政府为了避免发生无法逆转的情况，就必须在2100年前实现温室气体零排放。该报告显示，要争取平均温度升幅不超过2摄氏度，至2050年全球温室气体排放必须较当前减少40%～70%，到2100年接近零或更低。IPCC指出，如果不进一步减少温室气体排放，到21世纪末，气候变暖将很可能在全球范围内带来严重的、广泛的、不可逆转的影响。　　相对于国际社会日益严峻的减排压力，我国的能源结构调整的任务更是十分艰巨。近年来由于我国经济快速的发展，我国已经燃烧了全世界一半以上的煤炭(达到50.2%)，所排放出的二氧化碳也已经超过了美国和欧盟的总和。在遭遇到国际社会巨大的减排压力的同时，我国也出现了全国大面积的雾霾污染。日益严重的空气污染已经成为社会各界最为关注的民生问题。目前，我国能源结构调整的动力，不仅来自国际社会的减排压力，而且也已经成为整个社会改善民生的最重要诉求。严酷的现实要求我们必须进行能源结构的调整。为此，国家也已经明确提出了去煤化的能源结构调整目标。然而，替代煤炭靠什么，在当代科学技术水平下，比较现实的还是要靠开发我国的水电，因为，我国的水能资源世界第一，总量约占全球的1/6，且目前只利用了30%多，还有巨大的开发潜力。　　根据普查，我国水能资源的总量超过6万亿千瓦时/年，按照水电专家潘家铮院士的一度电一斤煤的建议估算，我国的水能资源总量大约相当于每年30多亿吨原煤，目前已具备了技术开发条件的水能资源约为每年13亿吨。实际上已开发利用的还不到5亿吨。不仅如此，与同样是可再生能源的间歇性的风电和太阳能发电完全不同，水电能源是优质的可调节电源，如果能将我国已经具备开发条件的大约相当于8亿吨原煤的水能开发利用，不仅我国电网接纳风电和太阳能发电的能力可以得到数倍的提高，而且还能大幅度提高核能等清洁能源发电的利用率。总之，近20年内，水力发电毫无疑问将是我国替代煤炭的第一主力。　　水电政策暖风频吹　　作为我国能源结构调整的的第一主力，国家对水电的政策支持是一贯的。2014年3月12日财政部再次发布对大型水电企业实行增值税优惠政策的通知。通知宣布，装机容量超过100万千瓦的水力发电站(含抽水蓄能电站)销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日，对其增值税实际税负超过8%的部分实行即征即退政策;自2016年1月1日至2017年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。　　这个通知虽然优惠的只是针对装机百万千瓦以上的大型水电站，但是由于我国所获得多数的水电都是来自百万千瓦以上的水电站，因此，实际受益的水电企业还是不少。加之此前国家已经对小水电实施了增值税6%的优惠政策，所以，国家从税收上支持和鼓励水电发展的态度是显而易见的。　　除此之外，为了促进抽水蓄能电站健康发展，充分发挥抽水蓄能电站的综合效益，2014年8月18日国家发改委发布了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，宣布对抽水蓄能电站实行两部制电价。此前国家对抽水蓄能电站的政策是，由电网企业根据安全运行的需要自行建造抽水蓄能电站，其成本在电网运行的费用中自行消化，国家不给抽水蓄能电站单独核定电价。此项规定的目的，是要防止没有实际产能效果的抽水蓄能电站成为一种投资驱动，从而增加电网和销售电价的成本。然而，这一规定在控制了电网运行成本的同时，也极大抑制了抽水蓄能的发展。抽水蓄能的缓慢发展，使得我国以煤炭为主的电力系统接纳风能、太阳能发电的能力受到了极大局限。加上目前我国水能资源的开发和利用还不充分，很多流域由于缺少龙头水库的调蓄，水电的丰枯季节发电量相差巨大，因此，由于电网的调节能力不足造成的弃风、弃水等浪费现象还十分严重。按照十二五发展规划的目标，我国十二五期间本应该开工4000万千瓦抽水蓄能电站，但由于没有电价政策的支持，投资缺乏动力，实际的结果很可能连规划任务的一半都完成不了。　　2014年8月出台的这个关于抽水蓄能电价的文件，将从根本上调动起社会各界投资需抽水蓄能电站建设的积极性，最终有助于我国清洁能源(尤其是非水电的可再生能源)的快速发展。这项重大的利好政策所带来的红利，将在未来的十三五中逐步体现。　　我国水电装机持续高速增长　　2014年我国水电的发展速度依然十分迅猛，水电的装机和发电量在2014年继续大幅度增长。在2013年我国新增水电装机达到破记录的3000万千瓦的基础上，2014年上半年，我国新增水电装机已超过千万千瓦，提前半年多完成了十二五规划提出的水电装机2.9亿千瓦的目标。预计到2014年底，我国水电装机总量很有可能突破3亿千瓦大关。　　在水电装机快速增长的同时，2014年我国水电发电量和机组平均利用小时数也比上一年有了较大幅度的增加。由于2014年的气候明显具有先旱后涝的特点，所以，2014年下半年我国水电的发电量出现了大幅度增长。根据国家统计局公布的数据，2014年第三季度全国水电的发电量同比增长35.5%，其中9月我国水电发电量比去年同期的增速高达50%以上。2014年底，我国水电的年发电量完成十二五规划提出的9100亿千瓦时的目标已毫无悬念，如果来水依然丰沛，甚至有可能会创造水电年发电量万亿千瓦时的新记录。　　伴随着我国水电事业的快速发展，主要服务于我国西电东送战略的特高压电网的发展和建设也持续加快。然而由于我国水电的装机和发电量增幅巨大，因此，一些地区受到外送通道的局限，2014年我国水电汛期被迫弃水的现象仍然时有发生。　　水电新开工量严重不足　　2014年以来，相对于水电装机和发电量的快速增长，我国水电的投资额和新开工的数量却在明显下降。值得一提的是，2013年5月，国家曾出台了以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价的新机制。当时社会舆论普遍都以为水电的电价偏低，因而此规定的出台是水电发展的重大利好。但实际上，真正上网电价偏低的仅仅是一些过去建设的老水电站，而在现实中由于水电开发的移民、环保成本的快速上升，新建水电站的电价早已超过了一般的火电。据有关部门测算，2013年我国新建电站的平均预算成本，已超过每千瓦1.5万元。原来国家所实施的成本加成的水电定价方式，主要是想利用水电的低成本优势拉低整个社会的用电成本。然而，随着水电开发中移民和环保成本的快速上升，继续实施成本加成的定价方式，不仅不再会拉低社会的用电成本，反而会推高成本。至此，水电低成本的优势已经不复存在，国家依靠发展水电的同时还能降低社会用电成本的时代已宣告结束。新的电价政策出台后，无法消化的移民环保成本已经使得企业的水电开发积极性迅速下降。这已经导致2013年我国水电核准项目再创十二五以来的新低。　　2014年以来，这种水电开工不足的局面依然没有改观。原来的水电开工不足，主要是核准难、审批难。然而只要项目能够获得批准，水电开发企业的积极性还是非常高的。因为尽管水电开发的移民和环保成本不断攀升，但由于水电的上网加成的电价核定方式可以水涨船高地消化各种成本，所以，企业开发的利润率还是可以保障的。然而以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价的新机制实施后，新建水电站的电价已经没有水涨船高的余地，环境和移民成本较高的水电开发项目将明显受到抑制。　　必须承认，这项新政策出台后，我国水电的经济可开发资源总量毫无疑问的会明显下降。我国水电开发在原来的审批难、核准难的基础上，又会增加一项经济指标差的新问题。　　龙头水电站的开发遭遇新难题　　受新的水电电价政策影响最大的是具有大型水库的龙头水电站。2014年10月6日，单位千瓦预算成本超过22000元的雅砻江两河口水电站，经国家核准正式开工。两河口水电站本身的装机容量300万千瓦，设计多年平均年发电量为110亿千瓦时。但该电站建成后通过对雅砻江下游水电站补偿调节，在不增加其他物质投入的条件下，将增加雅砻江中下游梯级水电站枯水年平枯期平均出力445万千瓦，增加平枯期电量225亿千瓦时。非常幸运的是雅砻江上的梯级水电站全都属于雅砻江水电开发公司，所以，补偿效益可以被用来补偿两河口水库建设的高成本。这也是两河口水电站在国家出台了以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价的新机制之后，仍然能够获得国家核准的主要原因。　　其他类似的龙头水电站，似乎都没有雅砻江的两河口这么幸运。大渡河上的双江口水电站也是一座具有多年调节功能的龙头水电站，虽然龙头电站的综合效益非常优越，但由于大渡河流域的梯级电站分别属于不同业主，所以，大渡河的主要开发商很难下定开发双江口的决心。因为，在投资回报不能得到梯级补偿效益的情况下，单价超过2万元的建设成本，基本上可以肯定电站开建之日，就是巨额亏损开始之时。　　同样遭遇大水库难题的还有红水河上的龙滩水电站。龙滩二期大坝加高后将增加上百亿库容，同时可以大幅度提高红水河梯级水电站补偿发电效益，但由于红水河上的梯级电站并非都是一个业主，如果大坝加高的移民成本不能通过较高的电价加以回报，作为龙滩水电站的业主，基本上已经明确表示将放弃龙滩二期的建设意愿。　　金沙江上的虎跳峡(龙盘)电站是一座库容仅次于三峡的龙头水库电站，该电站由于下游的电站众多，其补偿效益十分巨大，据测算，除了电站本身的发电之外，虎跳峡大水库所创造的的补偿发电效益，相当于再建一个三峡。然而，尽管虎跳峡的发电效益比三峡还要高得多，但由于牵扯到10万的移民，让各方一直不肯下决心。现在如果采用以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价的新机制，原来开发积极性很高的开发商，恐怕也会负率重重。　　除了具有大型水库的龙头水电站之外，我国下一步的水电资源的主战场西藏地区的水电开发，也将受制于以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价的新机制。因为，西藏地区水电开发的交通、环境和建设成本远高于内地，如果西藏水电也都只能以电力消纳地平均上网电价核定水电上网电价，那么我国西藏地区的水电基本上失去了商业化开发的可能性。水电亟需解决投资回报难的问题 2015年是十二五规划的完成年，按照十二五水电开工1.6亿千瓦时的规划目标，不仅规划落空目前已成定局，而且很可能十二五水电的实际开工量还不足规划目标的一半。按照水电建设4～8年的建设期计算，十二五水电开工的不足，将直接影响我国十三五期间的水电投产数量。如果不能采取特别的补救措施，我国对国际社会的2020年非化石能源的比重达到15%的减排承诺将难以实现。　　为保障我国乃至全球的可持续发展，我国的水电必须加快发展，水电投资回报的难题必须尽快解决。笔者认为，解决的思路可以是两个方向：一个是国家像对待其他可再生能源发展一样，从政策上真正支持水电的开发(例如，像风能和太阳能发电一样容许出现高于平均上网电价的水电电价)，或者由国家财政直接补贴开发企业(例如，财政支持藏木水电开发的方式)。另一个方向就是要控制，或者合理转移、分摊龙头水库电站的建设成本。　　要控制水电开发的成本，必须要在中央和各级地方政府充分认识到水电开发对社会可持续发展重要作用的基础上，搞清楚水电开发与移民脱贫和生态环境之间相辅相成的双赢关系。而不应该把水电开发当成一块唐僧肉来对待，无节制地加大水电开发过程中的移民、环保的成本。要知道任何杀鸡取卵的方式，都不可能有利于地方经济的长远发展。　　此外，适当转移和分摊龙头水库的建设成本，也是一种现实可行的方式。雅砻江上两河口水电站，为何可以承担每千瓦2万多元的高成本?因为，他们可以通过下游电站的梯级补充效益分摊建设成本。这就是一个流域完全由一家公司进行开发的好处。如果国家能通过某种措施，保障龙头水库所创造的补偿效益，能够用来分摊龙头水电站的建设成本，那么大渡河上的的双江口、金沙江上的虎跳峡，甚至龙滩的二期加高工程，在经济上都将是可行的。　　最后，除了用梯级电站的补偿效益补偿之外，国家还可以考虑利用水利建设的基金协助龙头水电的大型水库开发。事实上大型水库的社会公益作用极大，非常需要由国家投资建设。美国的大型水利水电工程，都是由国家投资建设的。我国的三峡工程国家投入的三峡建设基金，本质上也是一种国家投资社会公益作用巨大的大水库建设的方式。假设国家不对三峡的大水库进行投资，完全依靠某一个发电企业用发电的利润保障三峡水库的建设和运行，那么三峡工程恐怕永远也建不起来。　　此外，如果没有国家的投资，对于防洪和供水等水资源调控作用巨大的龙头水电站，不仅建设难，管理起来更是困难重重。所以，国家最好能像建设三峡工程一样，通过水利建设基金建设并管理好虎跳峡、龙滩(二期)等对社会作用巨大的龙头水库。要知道对于这些水资源作用仅次于三峡的工程，无一例外都适用三峡工程的建比不建好，早建比晚建好的结论。综上所述，我国水电开发尤其是大型龙头水电站的开发建设，不仅是解决能源的问题，同时也是解决社会发展所必须的水资源问题。我国的水资源综合规划虽然已经规定了这一目标，但是，如果让这一目标得以实现，还需要进一步探讨具体的措施。　　总之，在即将来到的2015年，能否利用中央水利发展与改革的政策红利解决我国大型水电(尤其是龙头水库)市场化开发投资回报难的新课题，将是我国能源结构调整和实现社会可持续发展的关键所在。; 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不断创新，开创水力发电设备研制的新阶段: kejidaobao 2012-3-7 14:52; 梁维燕，山西省襄陵县人，发电工程与设备专家，中国工程院院士。曾任哈尔滨电机厂总工程师，现任哈电集团专家委员会副主任、哈尔滨工业大学特种电机研究所所长。主持研制达到国际水平的长江葛洲坝125MW水电机组，获国家优质金奖；主持突破高压定子线棒主绝缘防晕层电腐蚀的技术关键，实现大型发电机定子线棒主绝缘与防晕层半导体带包扎后一次模压成型的新工艺，无电压击穿，延长机组寿命。参与三峡机组论证与工作，肯定国内制造的可行性，提出了有益的建议。到2010年底，我国水电装机总容量达到213GW，约占技术可开发量的40%，很有发展余地。自主研制的以三峡工程为代表的700MW大型混流式水电机组达到世界先进水平，目前正在制造770MW溪洛渡和800MW向家坝机组，1000MW的机组也正在开发，将应用于白鹤滩水电站。为了实现能源结构调整和节能减排目标，到2030年水电装机还要有较大幅度的增长。为了抓住水电发展的机遇，不断提高发电设备的技术水平，我们要认真总结在国家政策的指导下，通过自主开发和引进技术消化吸收再创新相结合，实现大型水电设备核心技术突破和设计制造水平跨越的成功经验；要在做好目前设备制造的基础上，认真分析我们自身的技术优势与不足，根据市场需求和未来的发展趋势，加快新技术的应用和开发步伐，不断开发新产品。对当前和今后水电设备的研究工作，我提出以下5个方面的研究内容和思路。 1 高水头大容量水电机组关键技术研究目前我国在常规水头大容量机组制造上有一定的优势，但到了水电开发的后期，对机组运行稳定性、可靠性及结构刚强度提出了新的挑战。如在雅鲁藏布江上规划的多座电站容量超10000MW的特大型电站，这些电站建在高山峡谷中，机组利用落差在400～800m以上，其特点将是单机容量大、机组尺寸大、转速高，无论是水轮机还是发电机的制造难度都比目前有很大的提高。因此，在高水头水轮机的性能开发和降低推力负荷、发电机的通风和轴承、机组的密封及新材料的应用等方面要着手开展研究工作，要有足够的技术储备来制造这些具有世界级难度和水平的机组。 2 高性能的高水头大容量抽水蓄能机组研制截至目前，我国已运行的抽水蓄能电站总容量为15145MW，在建规模13240MW。随着核电、风电等新能源的建设，必然要加大对抽水蓄能电站的需求，到2020年，抽水蓄能电站将超过50000MW。抽水蓄能机组研制，国内企业走过了做外商的部件分包、打捆招标引进技术分包制造、国内为主国外技术支持和完全自主制造等4个阶段。跟常规水电机组相比，在抽水蓄能机组的开发上，我们的技术积累和经验还有待提高。水泵水轮机、发电电动机及控制系统较常规机组更复杂，难度更大，因此要加大科研开发力度，特别是高水头大容量的机组关键技术开发方面要加快步伐，在高性能水泵水轮机转轮开发、主轴密封技术，发电电动机电磁、通风、双向推力轴承技术，机组启动及工况转换技术，附属设备及机组的成套技术等方面开展研究。 3 小水电机组的性能提高　我国小水电技术可开发量128GW，2010年末小水电总装机达到58000MW，资源和装机均居世界第一位，“十二五”期间全国将新增农村水电装机容量15000MW。与大、中型水电机组要根据电站特定参数做专门开发设计不同的是，小水电是系列化的产品，水轮机按照已有的转轮“型谱”来选择，配置系列化的发电机。多年以来小水电这些“型谱”中的水轮机转轮沿用几十年前开发的技术性能较低的模型，模型效率大都在90%左右（目前国内开发的多个水头段的模型效率都在94%左右），非常陈旧，水资源没有得到有效的利用，也影响小水电机组在世界市场的竞争力。要充分利用这些年水轮机开发的先进成果，在国家和行业协会组织下，依靠水力发电设备国家工程技术研究中心，开展专题研究，形成具有先进水平的“型谱”。 4 水电机组的技术改造和性能提升我国目前有许多水电站机组运行已超过30年，而且数量在不断增加，有些电站进行过技术改造，有些没有。水电站更新改造一方面要通过更换部分部件来消除隐患延长机组使用寿命，另一方面许多电站还要通过更换水轮机转轮等关键部件来提高机组的容量，但要进行科学系统地论证和仔细地试验分析，充分利用材料、结构和性能等方面的技术成果，结合电站的具体情况开展研究。要组织做好调研工作，找准问题，有计划有目标开展科研。 5 其他新产品、新技术开发利用海洋潮汐能和潮流能发电。我国潮汐能可开发利用的装机容量为21575MW，沿岸潮流能理论平均功率13960MW，资源丰富，随着国家对新能源和海洋资源开发力度的加大，这种发电设备未来具有较好的前景。日本和德国在抽水蓄能电站都开发了具提高发电、抽水两种工况的效率、实现有功功率高速调节等优点的大容量可变速发电电动机。随着我国经济的发展和对电网运行质量要求的不断提高，此项技术市场前景较好，在“十二五”期间，建议国家设立示范工程项目，组织研制。另外，跟踪发达国家开展的被称为对鱼友好型水轮机的研究，进行环境友好型水电机组的开发。如探索新材料、新技术在水电机组上的应用，采用碳素纤维制造转轮、磁悬浮推力轴承、定子线棒主绝缘采用非云母合成材料等；应用信息技术使水力发电设备自动化程度和安全可靠程度进一步提高，这也是今后应研究的内容。; 个人分类: 栏目：卷首语|3065 次阅读|0 个评论

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