水电行业分析报告Word文件下载.docx

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电价水平存在的问题严重导致了水电投资的非市场化，其开工、投产进度低于预期。

（2）电价结构未理顺

1、不能体现优质优价的原则。

担负调峰和备用容量的电厂，给系统带来很大的经济效益，但却因发电量较少，回报偏低，降低了经济效益和竞争能力。

2、不利于系统调峰运行。

由于电厂的效益与发电量捆在一起，发电量越多，电厂的效益就越大，使得每个电站全天24小时满负荷运行，不愿承担调峰任务，造成系统运行低谷周波上升、峰荷电力不足，安全和可靠性受到不利影响。

3、不利于优化电源结构。

投资者不愿向具有调峰能力的水电厂、抽水蓄能电厂、燃汽轮机机组等具有系统效益的电站投资，造成电源结构配置不合理。

抽水蓄能就是典型的例子，由于电价改革不到位，其开工和投产规模显著低于规划目标。

3、水电价格改革方向

竞价上网是整个电力改革的方向，在保证电力供应安全的基础上确定合理的价格体制，是最核心的内容之一。

2005年国家发改委出台了《上网电价管理暂行办法》，办法中竞价上网后价格机制的核心内容就是建立区域竞争性电力市场并实行竞价上网后，参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。

“容量电价+电量电价”模式的“两部制电价”将成为今后竞争性电力市场的核心定价模式。

通过实行两部制电价，达到建立和培育电力市场、优化电力资源配置、打破垄断。

两部制电价是水电电价改革的目标，上网电价包括容量电价和电量电价。

水电站投资大，发电季节性强，投资成本差异大，通过由地方政府根据区域经济制定出容量电价弥补水电的低效益甚至无效益投资，使水电企业可以按照市场规律参与电量电价的竞价，形成多赢的竞价态势。

水力发电受来水季节性变化的影响，装机容量不能随时都投入系统运行，对应一定时期应确定其可用容量，两部制电价中的容量可反映这种特性，是由装机容量除去空闲容量来确定的。

水电机组具有灵活的调峰性能，可用容量依据水库的调节性能不同可分别承担电力系统发电容量中的基荷和调峰容量。

两部制电价中的容量及容量电价可按水电站水库调节能力及机组造价水平进行分类，反映水电调峰容量。

水电站在系统中承担的调频、备用等对系统安全、稳定运行具有独特的贡献，如计其动态效益加入两部制电价形成动态辅助电价，改进后的两部制电价可完整反映水电发电效益。

4、电价改革带来的影响

我国水电价格形成机制或面临重大调整，上网电价由成本加成的方式改为参照电力消纳地（区域）平均上网电价水平核定，核定后的电价将随消纳地平均电价调整而调整。

对于已核定上网电价的老电站项目，则有可能在合适的条件下，逐步理顺其上网电价。

按消纳地平均上网电价核定水电上网电价，可以提高水电投资者收益，并使水电投资者形成固定投资回报预期，有利于加大水电投资力度，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的水电发展目标。

二、水电机组概述

水力发电系（Hydroelectricpower）利用河流、湖泊等位于高处具有位能的水流至低处，将其中所含之位能转换成水轮机之动能，再藉水轮机为原动力，推动发电机产生电能。

1、能量转换概述

水力发电过程能量转换：

水能—机械能——电能

水电站是水利枢纽的一个重要组成部分，是利用水力资源发电的场所，是建筑物、水、机、电的综合体。

进水及引水建筑物（进水口、引水隧洞、压力管道）；

水轮机部分（能量转换的机械设备）；

水电站厂房（发电和配电：

主厂房、副厂房、主变压器、开关站）；

水锤、调压室。

2、水电发电系统组成

水力发电系统组成：

水电站建筑物、水力机械、电器设备

3、水电机组分类

水轮机是将水流的能量转换为旋转的机械能的动力设备，它用来带动发电机工作，产生电能。

水轮机和发电机连在一起称为水轮发电机组水轮机按能量转换特征分为两类，即反击式和冲击式。

而每一类水轮机又根据转轮区内水流的特征和转轮的结构特征又分为多种形式。

反击式水轮机其特点是：

指主要利用水流压力能转换成机械能的水轮机，其特点是水流在压力流的状态下流经转轮；

转轮由若干具有扭曲面的刚性叶片组成，扭曲的流道改变水流流动方向及流速大小，水流对叶片产生反作用力，形成旋转力矩，推动叶片旋转。

反击式水轮机根据水流流经转轮方式的不同，分为轴流转桨式、混流式、斜流式和贯流式。

水电站设计一般依照水头情况，选择合适的机型和容量。

所谓水头指的是水电站上游引水进口断面和下游尾水出口断面之间的单位重量水体所具有的能量差值，常以米（m）计量。

一般以两处断面的水位差值表示，称为水电站毛水头。

从毛水头中扣除引水系统各项水头损失后，即得水电站净水头。

水电站水头和引用流量是构成水电站发电能力的两个主要动力因素。

（1）贯流式机组——低水头

贯流式机组介绍

贯流式水轮机的引水部件、转轮、排水部件都在一条轴线上，水流一贯平直通过，故称为贯流式水轮机。

适用水头：

1~40m；

叶片：

全贯流式或半贯流式（灯泡式、轴伸式、竖井式）；

单机容量：

几kW~几万kW；

效率：

具有较高的过流能力和较大比转速，水力损失相对较小，90~92%；

通常用于河床式、潮汐式水电站。

贯流式水轮机起步较晚其发展较慢，国外从上世纪30年代开始使用，60年代开始比较兴旺，国内从80年代开始使用。

贯流式机组虽然开发较晚，但是近年来发展较快，一方面是中高水头水电资源有限；

另一方面是贯流机组具有十分优越的技术优势，能量指标和效率都比较高，能节省投资，游客增发一定的年发电量，同时空蚀轻微、检修工作量小。

（2）轴流式机组——低水头、大流量

轴流式机组介绍

轴流式水轮机与混流式水轮一样属于反击式水轮机，由于水流进入转轮和离开转轮均是轴向的，故称为轴流式水轮机。

轴流式水轮机又分为轴流定桨式和轴流转桨式两种。

轴流式水轮机用于开发较低水头，较大流量的水利资源。

它的比转速大于混流式水轮机，属于高比转速水轮机。

在低水头条件下，轴流式水轮机与混流式水轮机相比较具有较明显的优点，当它们使用水头和出力相同时，轴流式水轮机由于过流能力大，可以采用较小的转轮直径和较高的转速，从而缩小了机组尺寸，降低了投资。

当两者具有相同的直径并使用在同一水头时，轴流式水轮机能发出更多的效率。

水流特征：

轴流式水轮机水流在通过转轮时沿轴向流入而又依轴向流出；

多适用于低水头，大流量的水电站，水头范围一般在50米以下；

按其叶片按照方式可分为定桨式和转桨式；

定桨式多用于负荷变化不大，水头和流量比较固定的小型水电站；

转桨式在运行中可调整桨叶角度，以适应水头和流量的变化，保持较高效率。

实例：

轴流机组典型案例是葛洲坝水电站，葛洲坝工程的特点是水头低，装机容量大。

经过研究，葛洲坝轴流转桨式水轮发电机组单机容量被确定为170MW和125MW两种。

电站准备安装2台170MW机组和19台125MW机组。

（3）混流式机组——广泛应用

混流式机组介绍

混流式水轮机结构紧凑，效率较高，能适应很宽的水头范围，是目前世界各国广泛采用的水轮机型式之一。

幅向进入转轮，轴向流出转轮；

20～500m，Hmax=734m；

固定10~20片；

最高效率：

94%；

几十kW~几十万kW；

最高水头734m（奥地利依斯林电站）；

最大单机出力机组包括美国大古力电站716MW、长江三峡32台70万千瓦机组、向家坝水电站8台80万千瓦机组。

混流式水轮机的基本构造

蜗壳，使水流产生圆周运动并引导水流均匀地、轴对称地进入座环。

座环，由上环、下环及支柱组成；

主要用于支承水轮发电机组的重量及蜗壳上部部分混凝土的重量，并将此巨大的荷载通过支柱传给厂房基础。

导水机构，主要为翼型活动导叶；

用于调节水轮机的流量和引导水流按必须的方向进入转轮形成一定的速度矩。

转轮是整个水轮机的心脏，它利用水流的动能和势能，使其转动，通过主轴联结到发电机带动发电机转动而发电，转轮是水轮发电机产生电能的原动部件。

尾水管，将通过转轮做完功的水流排入下游河道，并回收转轮出口水流的部分能量。

（4）抽水蓄能电站

基本概念和工作原理

抽水蓄能电站的运行原理是利用可以兼具水泵和水轮机两种工作方式的蓄能机组，在电力负荷出现低谷时（夜间）做水泵运行，用基荷火电机组发出的多余电能将上水库的水抽到上水库存储起来，在电力负荷出现高峰（下午及晚间）做水轮机运行，将水放下来发电。

抽水蓄能电站受两次能量转换的影响，运行效率较低，但在电力系统调峰、调频中能起着重大作用。

可减少火电机组开停机次数，使核电站平稳运行，节省火电机组低出力运行的高燃料耗费和机组起停的额外燃料耗费，增长火电和核电机组运行寿命。

在以火电、核电为主的电力系统中，修建适当比例的抽水蓄能电站还是经济的。

抽水蓄能电站的特点

抽水蓄能电站和常规水电站的不同点

（1）从电站的枢纽布置来看

抽水蓄能电站有上、下两个水库。

常规水电站一般仅有一个水库。

（2）从安装的机组来说

抽水蓄能电站有四机分置式（装有水泵和电动机、水轮机和发电机）、三机串联式（即电动发电机，与水轮机、水泵连结在一个直轴上）和二机可逆式（一台水泵水轮机和一台电动发电机联结）。

而常规水电站仅装有水轮机和发电机。

（3）从静态功能来说

抽水蓄能电站既能发电调峰，又能抽水填谷，而常规水电站仅能发电调峰。

从动态功能来说，抽水蓄能电站和常规水电站均能承担调频、调相和事故备用等任务。

但抽水蓄能电站在发电或抽水过程中，均可进行调频、调相，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率。

（4）从投资构成来看

由于大型抽水蓄能电站的机组目前主要依靠国外技术或从国外进口，机电设备价格较高，往往机电设备的投资占总投资的一半或更多；

而常规水电站的机组一般国内都能自已制造，机电设备投资大约占总投资的四分之一左右。

（5）从在电网中的地位来看

由于抽水蓄能电站具有多种功能，电网常把它作为综合管理的工具，往往在负荷中心附近寻找有条件的站址建设抽水蓄能电站。

常规水电站受自然条件影响更大，在负荷中心附近不是到处能找到可以开发的站址的，由于水能资源丰富的地区往往远离负荷中心，电站建成后需远距离输送电能到用电地区。

（6）从设备和运行方面的不同

a.双向旋转。

由于可逆式水泵水轮机作水轮机和水泵运行时的旋转方向是相反的，因此电动发电机也需按双向运转设计。

在电气上要求电源相序随发电工况和驱动工况而转换；

同时电机本身的通风、冷却系统和轴承结构都应能适应双向旋转工作。

b.需有专门启动设施。

可逆式电动发电机作电动机运行时，而必须采用专门的启动设备（SFC），从电网上启动，或采用背靠背方式各台机组间同步启动。

c.频繁启停。

抽水蓄能电站在电力系统中担任调峰填谷、调频调相及事故备用的作用，一般每天要启停多次。

天荒坪抽水蓄能电站每台机组每天启停8—12次，广州蓄能水电厂机组启停则更加频繁。

d.保护配置不同。

与常规水力机组相比，蓄能机组多了相序监测、低频保护、低功率保护、逆功率保护和低频过流保护等特有的保护。

e.运行方式不同。

常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能。

蓄能电站不仅可以发电，还可在电网用电低谷时进行抽水，把多余的电能转化为势能储存起来。

抽水蓄能机组在设计上有更强的调相功能，无论在发电工况或在抽水工况，都可以实现调相和进相运行，并且可以在水轮机和水泵两种旋转方向进行，故其运行灵活性更大。

此外，蓄能机组如果在抽水时遇电网发生重大事故，则可以由抽水工况快速转换为发电工况，即在一两分钟内，停止抽水并以同样容量转为发电。

三、我国水电发展现状

1、我国资源潜力

根据2003年全国水力资源复查成果，我国水能资源理论蕴藏年电量6.08万亿千瓦时，平均功率6.94亿千瓦；

技术可开发年发电量2.47万亿千瓦时，装机容量5.42亿千瓦；

经济可开发年发电量1.75万亿千瓦时，装机容量4.02亿千瓦。

随着经济社会发展、技术进步和勘察规划工作不断深入，我国水能资源技术可开发量和经济可开发量将进一步增加。

根据雅鲁藏布江下游河段现场考察和初步规划情况，目前我国水电技术可开发装机容量可增加到5.7亿千瓦。

我国水能资源理论蕴藏量、技术可开发量和经济可开发量均居世界第一。

截至2010年，水电开发程度为27.7%（按发电量计算），与发达国家相比仍有较大差距，开发潜力较大。

2、水电发展现状

截至2012年底，我国水电装机24890万千瓦（含抽水蓄能2031万千瓦），占全部装机容量的21.7%，水电发电量8641亿千瓦时，同比增长29.3%，占全国发电量的17.4%，比上年提高3.2个百分点。

3、“十二五”水电发展目标

根据水电发展“十二五”规划，水电发展的主要目标是:

——水电建设平稳较快发展。

全国新开工常规水电1.2亿千瓦，抽水蓄能0.4亿千瓦，新增投产0.74亿千瓦，2015年水电总装机容量达到2.9亿千瓦（抽水蓄能0.3亿千瓦），年发电量9100亿千瓦时，折合标煤绚3亿吨；

2020年水电总装机容量达到4.2亿千瓦（抽水蓄能0.7亿千瓦），年发电量1.2万亿千瓦时，折合标煤约4亿吨。

“西电东送”能力不断扩大，2015年水电送电规模超过制8400万千瓦。

——生态保护取得重大进展。

环境友好的水电开发和河流生境修复技术取得新的突破，主要流域生态安全监控、环保综合措施和生态调度体系逐步形成，已开发河流生境修复与生态建设取得明显进展。

水电建设环境保护技术标准与综合监管体系进一步完善。

科学系统的环境影响评价体系初步建立。

——移民工作机制不断完善。

水电开发机制和移民安置政策体系进一步完善，水电开发与移民群众、地方政府的利益共享机制逐步建立“先移民后建设”的水电移民政策措施体系初步形成，移民安置工作的科学化、民主化水平明显提升，移民的合法权益得到切实保障，重点水库移民遗留问题基本解决，移民社会管理工作明显加强，库区社会更加和谐稳定。

——科技装备水平明显提升。

水电建设坝工技术水平持续提升，复杂地质条件、高地震烈度及300米级高坝等筑坝关键技术取得重大突破。

装备制造水平明显加强，百万千瓦级常规机组和40万千瓦、500米水头以上抽水蓄能机组全面实现自主化。

水电科技研友、装各制造、人才队伍建设体系基本健全。

——管理体制机制逐步健全。

水电行业管理显著加强，开发建设市场秩序全面规范，水电开发政策体系和投资体制更加完善，水电管理体制和电价形成机制改革取得明显进展。

科学合理的抽水蓄能电站建设管理和运营机制基本建立。

“十二五”时期是全国建设小康社会的关键时期，能源发展面临着转变方式和调整结构的重大任务，为实现2015年、2020年非化石能源占一次能源消费比重11.4%、15%的目标，“十二五”时期水电应新增投产7400万千瓦，开工1.2亿千瓦以上，水电建设任务十分艰巨。

水能是清洁的可再生能源，具有技术成熟、成本低廉、运行灵活的特点，世界各国都把水电发展放在能源建设的优先位置。

我国水能资源丰富，总量居世界首位，但目前开发利用程度较低。

从目前我国能源特点来看，加快水电发展是实现2020年非化石能源发展目标的必由之路，也是有效降低单位国民生产总值二氧化破排放量的重要措施。

4、“十二五”期间水电重点任务

（1）大型水电基地建设

按照“建设十大、建成八大”千万千瓦级水电基地的目标，综合考虑资源状况、开发条件、前期工作等因素，重点开发大渡河、雅窘江、调沧江中下游、金沙江中下潜等流域，启动金沙江上带、漏沧江上游、黄河上游（茨哈以上）、雅鲁藏布江中游、怒江中下游等水电基地开发。

——优化开发闵浙赣、东北、湘西水电基地。

开工建设赣江井冈山、第二松花江丰满重建等工程，总规模130万千瓦。

新增投产托口等水电项目，总规模80万千瓦。

到2015年，闽浙赣、东北、湘西水电基地总规模分别为890万千瓦、660万千瓦、780万千瓦，除东北水电基地外，其余两基地水电基本开发完毕。

——基本建成长江上游、南盘江红水河、乌江水电基地。

开工建设长江千流小南海、乌江白马和红水河龙滩二期等水电站，总规模350万千瓦。

新增投产三峡地下电站，乌江沙沱、银盘，红水河岩滩扩机等大型水电项目，总规模650万千瓦。

到2015年，长江上游、南盘江红水河、乌江水电基地建设基本完成，总规模分别为2850万千瓦、1270万千瓦、1110万千瓦。

——全面推进金沙江中下游、澜沧江中下游、雅砻江、大波河、黄河上游、雅鲁藏布江中游水电基地建设。

继续抓好金沙江溪洛渡、向家坝，雅窘江锦屏一级、锦屏二级、官地，大渡河长河坝、大岗山等重大项目建设，确保按期发电，投产规模达到4000万千瓦。

开工建设金沙江乌东德、白鹤滩、梨园、鲁地拉、龙开口、观音岩，雅窘江两河口、卡拉、杨房沟，大渡河双江口、猴子岩、硬梁包、丹巴，澜沧江古水、黄登、苗尾，黄河上游玛尔挡、宁木特、茨哈峡，雅鲁藏布江中游加查、街需、大古等项目；

重点加强调节性能好的龙头水库电站建设。

“十二五”期间金沙江中下游、澜沧江中下游、雅窘江、大渡河、黄河上游、雅鲁藏布江中潜等水电基地开工规模分别为3830万千瓦、1560万千瓦、850万千瓦、1180万千瓦、650万千瓦、140万千瓦，2015年投产总规模升别达到2390万千瓦、1640万千瓦、1410万千瓦、1180万千瓦、1500万千瓦、50万千瓦。

——有序启动金沙江上涛、澜沧江上游、怒江水电基地建设。

加快推进金沙江上游和阑沧江上游水电开发步伐，开工建设叶巴滩、拉哇、苏洼龙、如美等项目，适时启动怒江中下游水电基地开发，力争开工建设松塔、马吉、亚碧罗、六库、赛格等梯级电站，开工规模2400万千瓦。

着力打造金沙江上游、澜沧江上游、怒江上游”百电东送”接续能源基地。

（2）抽水蓄能电站建设

——着力完善东部地区站点布局。

在华东、广东等区外送电比重高和煤电核电比重大，海南、福建等核电发展较快，以及吉林、河北等风电大规模开发地区，根据电网调峰要求，合理布局一批经济指标优越的抽水蓄能电站，保障电网安全稳定运行。

开工建设丰宁、荒沟、敦化、文登、宁海、厦门、深圳、琼中等一批抽水蓄能电站，总装机容量约2300万千瓦。

建成投产仙游、深阳、清远、仙居、蒲石河等抽水蓄能电站，新增规模878万千瓦。

——适度加快中部地区电站建设。

着力解决中部地区因水火分布不均、水电基本开发完毕、三北地区风电受端带来的电网调峰和安全运行问题，加快建设一批条件成熟的抽水蓄能电站。

开工建设绩溪、天池、五岳、上进山等抽水蓄能电站，总装机容量约700万千瓦。

建成投产响水涧、洪屏、佛子岭等抽水蓄能电站，新增规模326万千瓦。

一一有序推进西部地区蓄能开发。

在西北风能和太阳能资源丰富地区，适应新能源基地大规模开发需要，按照分类指导、突出重点的原则，有序推进抽水蓄能电站建设。

开工建设镇安、阜康、中宁、肃南和重庆蟠龙等抽水蓄能电站，总装机容量约1000万千瓦。

建成投产呼和浩特抽水蓄能电站，新增规模120万千瓦。

（3）西电东送

根据我国水能资源及电力市场分布特点，充分考虑西部地区用电负荷增长需要，深入推进“西电东送”战略，通过加强北部、中部、南部输电通道建设，不断扩大水电“西电东送”规模，完善“百电东送”格局，强化通道互连，实现资源更大范围的优化配置。

优化北部通道。

北部通道主要依托黄河上游水电，将西北电力输往华北地区。

“十二五”期间，在拉西瓦和公伯峡水电站200万千瓦外送规模的基础上，结合黑山峡河段及黄河上游水电开发，进一步优化北部通道水电外送规模和外送方式。

四、“十二五”期间重点推进的五大水电基地

1、金沙江水电基地

金沙江上游规划建设果通至奔子栏共11级电站，总装机达1500万千瓦。

开发成功后将成为“西电东送”的重要能源基地。

中游阿海水电站为电梯级开发一库（龙盘）八级开发方案的第四个阶梯。

计划开发上虎跳峡、两家人、梨园、阿海、金安桥、龙开口、鲁地拉、观音岩等“一库八级”电站，总装机规模超过三峡。

下游四级水电站为以卜规划:

四个梯级水电站分两期开发，一期工程溪洛渡和向家坝水电站已经开工建设，二期工程乌东德和白鹤滩水电站还在紧张有序地开展前期筹建。

其中，乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝4座世界级电站列入开发计划，总装机规模相当于“两个三峡”。

溪洛渡水电站总投资675亿元，装机容量1400万千瓦，年平均发电量571亿千瓦时，已于2005年12月26日正式开工，2007年11月8日截流，计划2013年首批机组发电，2015年完工。

白鹤滩水电站工程筹建期3年半，施工期8年10个月，总工期12年。

目前《白鹤滩水电站预可行性研究报告》已通过审查，可行性研究工作进入报告编制阶段。

该水电站装机容量1305万千瓦、年发电量569亿千瓦时，总投资878亿元。

乌东德水电站的装机容量为870万千瓦、年发电量395亿千瓦时，总投资为413亿元。

该工程筹建期3年，施工期8年零6个月，总工期11年6个月。

现在，《乌东德水电站预可行性研究报告》也已编制完成并上报国家发改委，可行性研究工作正在同步开展。

2、大渡河水电基地

大渡河水电开发—主要梯级格局为3库22级根据2003年7月完成的《大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河干流规划河段（卜尔呷一铜街子）总装机容量为2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时。

明确河段开发任务是以发电为主，兼顾防洪、航运。

卜尔呷、双江口水电站、猴子岩、长河坝、大岗山、瀑布沟等形成主要梯级格局的3库22级开发方案。

干流梯级电站自上而卜依次排列。

卜尔呷水库为规划河段的“龙头”水库，双江口水库为上游控制性水库，瀑布沟水库为卜游控制性水库。

目前大渡河干流上已建成的梯级水电