水力发电作为可再生能源中唯一传统电力，是我国利用最早的电力形式之一。第一座水电站是云南昆明是石龙坝水电站，始建于1910年，于1912年5月28日正式发电。如今，我国已稳坐世界水电霸主的宝座，无论是装机规模还是发电量均居全球第一，而且全球10大装机水电站中占据5座，前20大装机中占有11席，不仅有世界上最大碾压混凝土重力坝、最薄双曲拱坝、最高面板堆石坝等，而且还有形形色色各种类型和款式的中小水电站，独占鳌头的傲人成绩彰显出强大水电开发能力和在全球水电领域领导地位。进入“十五五”后，我国水电行业将进入“有序推进大型水电开发、严格控制中小水电实施、加快抽水蓄能电站建设、强化全流域调度管理”新局面，尤其是随着雅峡水电项目纳入议事日程，抽水蓄能电站蓬勃开展，部分流域水电重大项目建设提速，不少关键核心技术陆续攻关，我国水电开发又一个“黄金二十年”正在到来，为水电高质量发展提供了坚实基础。对此，本文拟提出我国水电发展的十大看点，探寻未来成长之道。
（来源：能源新媒 作者：文/徐进）
看点一
西藏水电开发将开启我国又一个黄金时代吗
我国水电看西南，西南水电看西藏。作为世界屋脊，西藏有着“亚洲水塔”之称。据《中国可再生能源发展报告（2023年度）》显示，我国水力资源技术可开发量为6.87亿千瓦，年发电量约3万亿千瓦时，均为世界第一；其中，西藏水能资源理论蕴藏量在2亿千瓦以上，几乎拥有我国三分之一的水力发电潜力，居各省份之首。尽管西藏是我国水电最大“富矿”，但因受到开发条件限制，其水力资源一直处于搁置状态。
实际上，西藏水能资源主要集中分布在雅鲁藏布江、怒江、澜沧江和金沙江的干流上。其中，雅鲁藏布江流域干流水能资源最丰富，理论蕴藏量近8000万千瓦，约占全区一半，其下游的大拐弯地区更是“世界水能富集之最”，在50公里直线距离内，形成了2000米的落差，汇聚了近7000万千瓦的技术可开发资源，装机规模相当于3个多三峡电站（装机容量2250万千瓦）。而且，西藏自治区目前水电资源开发程度极低，已开发水电装机规模仅为其技术可开发量的1%左右，发展空间十分巨大。
雅江下游水电工程2024年已获得国家核准，今年7月19日举行了开工仪式。工程主要采取截弯取直、隧洞引水的开发方式，建设5座梯级电站。专门为高海拔地区水电开发研制的世界首台单机容量50万千瓦、适用于落差近700米的冲击式水轮发电机组的研制成功，并在高坝抗震设防、超深厚覆盖层地基处理、巨型地下洞室群建设等关键、前沿水电技术领域取得重大突破。整个工程一旦全部建成后，年发电量将达到惊人的3000亿千瓦时，而作为当今世界最大的水电站—三峡水电站，其设计发电量一年为882亿千瓦时（实际年发电量在1000亿千瓦时左右），足足抵上3个三峡水电站的发电量。可见，继三峡工程之后我国水电开发又一个黄金时代正悄然到来，焕发出“第二春”。
看点二
常规水电市场化改革进入倒计时吗
我国煤电、新能源等已全面迈入市场化改革之路，主力电源中还剩常规水电、核电仍没开启市场化改革。尤其是常规水电，按发电量计算，长期处于我国的第二大电源，但定价方式大多采取政府定价，实行“一坝一策”定价模式，或采取最低保护价政策（主要是地方小水电），至今仍未实现同网同价，目前仅有如四川、云南等少数水电装机大省在探索推动市场化交易。
相较于其他电力形式，水力发电有其自身与众不同：一是投资构成特殊性，一座水电站不仅包括大坝、厂房、机电安装等枢纽工程，还涉及交通、移民、通航等公用配套设施，这些难以从电费收益中体现；二是生产运营特殊性，折旧、财务费用等固定成本在水电经营成本中占比较高，人工、材料等变动成本占比较低，还有水电站使用年限一般在50年以上甚至上百年，其盈利具有长期性；三是使用功能特殊性，发电并非修建水电站的唯一目标，不少电站还兼具调蓄防洪、航运、灌溉和水产养殖等其他效用，这些效用难以用金钱衡量；四是电站本身特殊性，不同水电站所处的区域环境、地质结构、水纹条件等各俱不同，导致每座水电站都其独特差异性，难以用统一标准衡量；五是水电价格长期处于偏低的状态，与煤电相比两者价格相差达40%左右，且每个电站的电价基本上各不相同。
当然，随着全国统一电力市场体系的加快构建，常规水电全面参与电力市场交易亦是大势所趋。对此，需要做好顶层设计，充分考虑到水电的独特性，努力构建适应水电高质量发展的市场化电价机制，科学设置容量价格，健全黑启动、调峰、调频、填谷等辅助服务补偿机制，积极鼓励水电企业积极参与碳市场和绿电市场交易，确保常规水电更好融入全国电力市场的大家庭中。
看点三
抽水蓄能装机规模“两个翻番”目标将实现吗
抽水蓄能电站大规模开发同我国双碳目标密切相关。随着高比例风光装机规模的快速提升，对灵活性的调节资源需求日益紧迫。而抽水蓄能作为当前世界公认的技术最为成熟、经济性相对优势且最具大规模开发条件的绿色灵活调节电源，被喻为超级“绿色充电宝”，与具有间歇性、随机性、波动性等特点的风光新能源具有高度匹配性。按照国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，2025年抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
2021年4月国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能电站开发一改原来被动局面，引起广泛关注，尤其2023年5月国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》后，抽水蓄能电站迈入快车道。截至2024年底，我国抽水蓄能电站投产总装机容量达到5869万千瓦，占全球装机容量的40%，连续9年稳居世界第一；核准在建总装机容量为20255万千瓦，也是世界第一。预计2025年新增投产装机在800万千瓦，抽水蓄能装机规模将达到6600万千瓦左右，超过“十四五”规划的6200万千瓦的目标。
另外，从近几年抽水蓄能核准在建情况来看，2022年抽水蓄能新增核准规模为6890万千瓦，已建在建装机规模1.6亿千瓦；2023年新增核准规模6342.5万千瓦，已建在建总装机规模达到2.3亿千瓦。按照抽水蓄能项目6-8年平均建设周期，预计2022年核准在建项目基本在2030年前建成投产，2023年有部分项目会陆续投产。按此保守估算，到“十五五”末我国抽水蓄能装机将达到1.5亿千瓦，“两个翻番”目标应该有充分把握。
看点四
抽水蓄能装机规模会超过常规水电装机规模吗
近年来，我国抽水蓄能建设全面提速，新增核准装机规模一年上一个台阶，基本形成“两大电网领跑、其他发电央企追赶、国企与民企共同参与”的多元格局，而且在使用范围上突破了传统相对单一化的应用场景，逐渐向“水风光蓄”“风光蓄”一体化迈进，开发地域上从大城市周边区域向沙戈荒新能源基地和重要流域的水风光一体化基地转移，形成了多类型、多场景的应用格局。自2023年开始，我国抽水蓄能年新增装机规模就超过了常规水电年新增装机规模，并呈现逐年扩大态势。
2020年底，我国启动新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等因素，共筛选出资源站点1500余个，总装机规模达16亿千瓦。目前已纳入规划选址的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，远超我国常规水电的经济可开发量（最新复查为4.02亿千瓦）和技术可开发量（6.87亿千瓦）。从资源储备来看，我国抽水蓄能可开发的资源量远高于常规水电可开发的资源量，为抽水蓄能发展提供了十分广阔的空间。
从国家中长远规划来看，到2035年前，我国将基本形成一个能满足新能源高比例、大规模发展的抽水蓄能现代化产业体系，预计投产规模将达到3亿千瓦，预计到2050年左右抽水蓄能装机规模有望达到5亿千瓦上下，将超过我国常规水电装机规模（预计不到5亿千瓦）。据此推算，届时我国抽水蓄能装机规模极有可能超过常规水电装机规模。再往后发展，我国常规水电基本开发殆尽，未来水电发展空间只有依靠抽水蓄能了。
看点五
小水电将面临大量关停并转吗
根据电站建设规模划分标准，一般把装机容量在5万千瓦及以下的水电站划为小水电，我国现有小水电站近4.5万座，是世界上数量最多国家，其中长江经济带10省市占比就超过全国一半，装机容量超8000万千瓦，约占我国水电发电量1/4左右。可见，小水电虽看起来“不显眼”，但作用不可忽视，在我国能源转型和农村经济建设中发挥了难以替代作用。
曾几何时，为解决农村用电或出于防洪、灌溉之所需，从上世纪50年代起，我国曾大举修建了各种类型小水电站，并在2010-2016年形成小水电站建设高潮，仅2013年新增小水站1050座，2016年达到最高峰的47529座，其中一些是在缺乏环境评估情况下建造的，也有部分因建坝质量不高而存在较大安全隐患，还有些小电站受河流干涸、水库淤塞等原因而遭废弃，更有小水电站因设备严重老化造成运营成本节节攀升、入不敷出。
近年来，全球尤其是美国掀起了一股“拆坝潮”。而我国自2018年始，曾先后拉开长江和黄河经济带小水电整治序幕，长江经济带清理整改任务于2022年底完成，累计退出电站4042座、整改电站2.1万座；黄河流域小水电的数量相对较少，有700座左右，到2023年完成300座以上小水电站清理整改任务。
随着生态文明建设稳步推进，2017年启动了绿色小水电示范电站创建工作，并提出到2030年全行业形成绿色格局。今年5月初，“绿色小水电示范电站创建”已移出全国创建示范活动保留项目目录，相关活动不再开展。如今的小水电站早已失去了曾经的辉煌，加上政策监管日趋严格、环保要求不断加码，部分小电站逐渐退出历史舞台已是大势所趋，以确保生态环境的持续发展和水资源的更加合理利用。
看点六
水电将推进大规模灵活性改造吗
年初，国家发改委、能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，明确提出“统筹提升可再生能源调节能力。大力支持流域龙头水库电站建设，积极推进流域水电扩机增容等灵活性提升改造，着力提高流域整体调节能力”。在碳中和背景下，随着风光等新能源大规模高比例的发展，电力系统峰谷差日益增大，水电的调峰价值进一步凸显，水电的功能定位在逐步改变，将从电量提供者角色逐步转变为电量和容量支撑并重，这将为水电行业带来新的挑战与机遇。
水电的灵活性改造，本质上是通过借助一系列先进技术手段，对现有水电机组进行优化升级或扩机增容，进一步提升水电的系统调节能力。尤其是随着“风光水核生”等一体化发展，对水电机组的调节能力提出了更高要求。然而，当前不少正在运行的水电机组建设于上世纪中后期，历史虽悠久，但设备老化日益严重，信息化调控技术落后，自身调节能力本来就很差，如果不开展实施大规模灵活性改造升级，将难以承担赋予的新时代角色定位要求及我国能源转型的重任。
水电的灵活性改造关键要把握好两大方面：一方面要做好硬件上的更新，借势“两重两新”政策，稳妥推进具有物联网功能的智能水轮机、发电设备组替代旧水轮机组及设备，稳步开展电站扩容改造，切实提高机组灵活性、宽负荷运行能力，不断增强电站运行的稳定性和机组运行效率，以便更好适应新型电力系统运行需要；另一方面要强化软件上提升，加大水电站信息化改造，加强整个流域的集控建设，打造自动水纹监测系统，做好相关技术研究，精细实时监测水位与流量变化，不断提升电站运维的自动化水平，让老电站焕发出新活力。
看点七
清洁能源长廊将成为水电流域开发主流模式吗
随着源网荷储一体化和多能互补发展持续推进，包括雅砻江、金沙江等流域的多个国家级“水风光蓄氢”一体化示范基地建设陆续取得重要进展，为水电开发模式探索出一条新路。未来，打造一体化的水风光蓄（储）氢“清洁能源长廊”也许会成为我国大型水电流域开发的主流模式。
实际上，“常规水电开发+抽水蓄能（新型储能）+风光氢基地”等三者之间具有天然融合性，能带来更大协同效应。据相关机构测算，常规水电可配套建设相当于自身装机规模1倍至1.5倍的新能源，抽水蓄能（新型储能）电站则可将这一数值提升为3倍至4倍。因为水电作为可再生能源中唯一具备调峰能力的电源，虽然发电量存在季节性波动，但是在具体时点出力可控，且灵活性高于火电，同时调峰中基本上不担负额外成本也不排出温室气体，经济性上又较其他新型储能具有明显优势，并且通过与抽水蓄能科学合理搭配，能有效解决常规水电在季节性调节上的劣势，还可充分利用现有的输电线路以降低系统输电成本。由此可见，打造水电流域的“清洁能源长廊”具备得天独厚的优势，是一举多得的好事。
当然，开展“水风光蓄（储）氢”一体化模式需根据不同流域情况进行具体分析，开展精心研究论证和周密部署：要在对流域整体开发方案进行科学规划的基础上，切实提升龙头水库的库容能力，不断优化流域上各电站装机容量，尽量选择互补调节能力强、安全稳定性高的水电机组，优选合适的水库站点配建抽水蓄能电站，切实提升全流域整体可调节库容，以此提高全面系统调节能力和电力支撑能力，带动更大规模新能源开发。
看点八
西南地区成为水电发展的新高地吗
西南地区涵盖云贵川藏渝五省份，凭借独特的地形地貌和富饶的水力资源，成为我国水电发展的核心地带。这里山高谷深，河流纵横，雨量丰沛，水急湍流，落差巨大，蕴含着无尽水电开发潜力，包括金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江和怒江等五大流域，全部位于国家十三大水电基地之列，皆是我国水电开发的“乐土富矿”，也是世界水电发展的“耀眼明珠”。
其中，列入“十三大水电基地规划” 之首的金沙江流域已陆续开发建设了向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩等四座世界级巨型梯级电站，装机容量相当于两个三峡电站，还有上游区域等待开发；雅砻江流域可开发 21 个大中型相结合梯级电站，已建成二滩、锦屏一级、锦屏二级、两河口等大型水电站，还将建设牙根、楞古、孟底沟等多个梯级水电站；大渡河流域采用 3 库 22 级开发方案，已建成龚嘴、瀑布沟等水电站；澜沧江流域作为西电东送” 的重要电源点之一，陆续建成小湾、糯扎渡等大型水电站，尚有部分水能资源待挖掘；怒江流域拟采用 “两库十三级” 梯级开发方案，但因生态环境脆弱、地震多发等原因暂时搁置。
一言以蔽之，上述五大水电基地建设已取得初步成效，未开发的电站大多处于其流域上游地区，地质结构和生态环境十分脆弱，给水电站开发建设带来诸多难题与巨大考验。如何进一步优化站点布局，采用更加科学合理开发方式和更加先进修造技术，以确保在生态保护与水电开发间找到合理平衡点。未来，随着开发技术的不断进步，这些优质水电资源有望逐步转化为强大的电能量流，为我国现代化建设注入源源不断的强大动力。
看点九
AI将开启我国水电新未来吗？
在数字化浪潮席卷下，以AI为代表的人工智能技术正以前所未有的速度改变着各行各业的模样。作为传统能源的水电业务也在加速迈向智慧化之路。2023年9月，三峡集团大禹大模式正式上线，为水电生产运行、运维检修、项目管理、安全规程提供智能化模型底座；紧接着又在次年上线了“长江流域数据要素流通平台及可再生能源行业数据服务平台REDaaS”，通过有效汇集长江流域的航运、遥感、水利、水电、气象和新能源等数据资源，提升全流域的可再生能源的预测和调控能力。
水电作为一种涉及水纹气象资源和电力开发的综合性工程项目，其数智化建设管理是大势所趋，通过借助传感器、卫星通讯、激光感应、水下机器人、物联网、数字孪生等多种技术手段，构建了一张看不见的“地水空天”监测网络，并将海量的测量数据，实时传送到智能水电平台，开展实时监督、智能分析、优化控制、远程的活动，不仅能上知天文、下知地理，而且能自动感知水质、水量、水压参数，实时监测机组、山体、河床的细微变化，实现智能分析负荷变化、自动开展发电控制、自动模拟推演防洪调度，实现电站智能化运行和管理。
总体而言，以AI为代表的数智技术就好比是给传统水电站装上了一个“智慧大脑”，通过数据信息及时收集、生产过程精确仿真、运行故障自动排查、业务系统智能联动等途径，能够提前掌握水纹地质变化情况，实时掌握水电站的运行状态，事先察觉潜在的问题与风险，通过智能预警、智能诊断、智能决策等功能，实现了各种发电设备监视、开停机顺序智能分析，大大提升了机组运行效率，也为水电站的稳定安全运行筑牢防线，让传统水电迸发出新活力、新青春。
看点十
水电将绘就“一带一路”新画卷吗
作为全球水电领域的后起之秀，我国已逐步发展成为世界范围内最具竞争力的水电强国之一，业务遍及全球140多个国家和地区，从亚洲到中东，从非洲到中南美，占据海外70%以上的水电建设市场，参与的已建在建海外大中型水电工程300余座，帮助多国打造自己“三峡工程”，总装机近亿千瓦。目前世界上大中型水电工程项目几乎被我国的水电企业所瓜分，成为名副其实的大国之重器和“一带一路”建设中一张亮丽名片。
我国水电业已形成从投资开发、规划设计到施工建造、装备制造再到运维管理等全产业链优势，水电装备施工技术和运行管理水平达到世界先进水平，单机容量百万千瓦水电机组全部由中国制造，“无缝大坝”等施工技术全球领先，不少水电建设标准获得国际社会承认，已与全球上百个国家建立了多种形式的水电开发合作，而且还具有强大海外水电投融资能力，海外水电投资项目遍布“一带一路”50余个国家和地区，不仅实现了工程施工承包走出去，而且带动装备、技术标准、勘察设计、运营维护等整条产业链全方位的“走出去”，标志着我国大型水电工程建设实现了从“中国制造”到“中国创造”的历史性跨越。
总之，水电作为我国建筑领域内最早到国际市场开拓业务、最早与国际工程承包市场接轨的行业，不断刷新世界水电建设的新纪录，在国外承包和投资建设的不少水电项目，都被称为所在国的“三峡”，给所在国带来巨大经济、社会和环境效益，有些还被印在了所属国货币和邮票上，成为当地标志性建筑，水电这张“中国名片”在“一带一路”上定会绽放出更加美丽的新画卷。
