我国水电建设基本状况.docx

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我国水电建设基本状况

1、目前水电建设的基本情况

中国是世界上以煤为主要能源的少数几个国家之一。

据统计，1997年，在中国的能源结构中，原煤生产占能源生产总量的75%，原油生产占17%，水电占6%，天然气占2％。

由于中国80％的煤矿、石油等能源主要分布在经济欠发达的中西部，而60%的能源消费集中在经济发达的东部地区，需要经过长距离的输送。

同时燃煤的开采和加工产生大量污染物，并排放大量的二氧化碳，导致严重的大气和水污染。

随着中国经济的快速发展，特别是近年来对能源需求急剧增加，全国出现“油、运、煤、电”的紧张情况，环境保护压力凸现。

近两年全国大范围拉闸限电，已影响经济发展和群众正常生活。

为实现经济社会的可持续发展，中国已明确2019－2019年“以煤炭为主体，电力为中心，油气和新能源全面发展”的能源发展战略，确定了“加快体制改革，重点加强电网建设，优化火电结构，积极发展水电，适当发展核电”的电力建设方针。

电力作为能源战略的中心，是国民经济建设和社会发展的重要条件，具有举足轻重的地位。

改革开放20多年来，中国电力工业得到迅速发展，到2019年底，全国发电装机容量达到39141万KW，年发电量19052亿KW，总装机及年发电量均居世界第二位，进入了世界电力生产和消费大国的行列。

但是，中国人均占有装机只有0.303KW,人均发电量仅为1474.3KWh，不到世界平均水平之半，为发达国家的1/6－1/10，人均生活用电量更低，只有173.2KWh。

水电建设由于技术相对比较成熟、开发和运行成本低、环境污染小，在中国得以大力发展。

2019年全国水电装机达到9490万KW，总发电量2813亿KWh。

其中，小水电由于具有分散开发、就地成网、就地供电、供电成本低的特点，也得到了迅速发展。

到2019年底，已建成小水电站4.2万座，总装机容量3083万KW，年发电量979亿KWh。

在今后20－30年中，水电仍将是中国能源发展的重要组成部分。

预计到2019年，全国水电装机容量将达到2.3亿KW（其中小水电9300万KW），按现有装机水平，平均每年需新增装机800多万KW，水电建设任重道远。

2、水电建设面临的形势和问题

（1）今后15－20年是中国水电建设的良好机遇期

一是实施西部大开发战略为水电发展创造了重要的历史机遇。

中国水能资源东部地区只占7%，开发率大于50%；西部地区占3/4以上，开发率仅为8%，西部地区可开发利用的水能资源十分丰富，水电开发的任务主要在西部地区。

开发西部水电，实施“西电东送”，既可满足经济发展对电力的需求，也能把西部地区潜在的资源优势变为现实的经济优势。

二是实行可持续发展战略为大力发展水电开辟了广阔天地。

水力发电不消耗矿物能源，开发水电，替代燃煤发电，有利于减少温室气体排放，保护生态环境，有利于提高资源利用率和经济社会的综合效益，符合中华民族的长远利益，符合中国实行可持续发展战略的需要。

因此，大力发展水电是21世纪中国实施经济社会可持续发展战略的必然选择。

三是当前中国经济发展的良好态势为水电建设提供了前所未有的有利条件。

今后20年是中国重要的战略机遇期，经济将保持较高的增长速度。

为保证经济发展的需要，电力特别是水电将得到较快发展。

同时，中国经济整体环境愈来愈好，资金环境和融资条件越来越宽松，也为水电建设提供了前所未有的外部条件。

（2）面临的问题

尽管中国非常重视水电建设，投入了大量人力物力，取得了举世瞩目的伟大成就，但水电建设中还存在一些问题，主要表现在以下五个方面；

一是与水电建设相关的水问题依然严重。

防洪标准不高、洪涝灾害频发。

全国超过70％的固定资产、44％的人口、1/3的耕地、620个以上的城市位于主要河流的中下游，仍然受到严重洪水灾害的威胁；已建水利工程还不能完全防御洪水的袭击，主要江河防洪标准不高；随着经济社会及城市化的发展，防洪区内的财富和人口持续增加，防洪难度增大；所有这些，都使防洪和安全面临越来越大的挑战。

供水能力不足，干旱缺水严重。

按照国际标准，中国有约54％的人口、50％的省份、76％的城市处于用水紧张或缺水状况。

干旱缺水己成为中国尤其是北方地区经济社会发展的严重制约因素。

水污染严重，生态环境恶化。

目前，中国废污水年排放量为631亿吨，由于处理能力不足，水体污染严重。

部分地区水资源过度开发、地下水超采，引发河道断流、地下水位下降、海水入侵、土地盐碱化等一系列生态环境问题。

二是水电开发程度低，能源供给不足，供需矛盾突出。

截至2019年底，全国水电资源开发量仅占可开发量的24％左右，大量宝贵的水能资源白白流失的同时，全国范围内电力和能源缺乏，限电拉闸现象在许多地区甚至大城市时有发生，造成不小损失，制约经济发展，部分地区甚至影响到群众正常生活。

三是水电建设对生态环境的不利影响显现。

水电开发，特别是大型水电项目建设对环境造成不可避免的负面影响，河道、河势改变和泥沙淤积，水体水质变化，局部气候改变，诱发地质灾害，威胁河流原生生态系统等问题都有不同程度的体现。

同时肩挑水电建设和生态保护两副担子是历史赋予我们的责任。

四是水能资源开发利用管理体制不顺。

目前，政府对水能资源管理还存在缺位现象，水能资源开发的监督、管理还有待加强，有些水电项目的开发不按流域综合规划的要求进行，部分水电站片面强调发电效益，不按流域水资源综合调度要求运行，部分地区存在电力输送行业垄断现象，一方面电力供应紧张，另一方面部分中小水电站却有电卖不出。

五是资源破坏、浪费严重，能源利用效率不高。

一些按河流综合规划具有防洪、灌溉、供水、生态等综合效益的水利水电工程被单纯按发电工程开发；一些开发者不按河流水能开发规划的装机规模建设电站，而是依自己的财力，缩小装机规模；一些开发者不遵循梯级规划，任意选点建设等等。

这些都造成资金和财力的大量浪费，甚至危及防洪、灌溉、人畜饮水和生态用水安全。

（3）资金制约

目前中国水电建设的最大制约因素在于投资资金不足。

国内由于资金短缺，贷款利率较高、贷款期较短，投资者为了减少投资风险，加快资金周转速度，增加投资效益，都希望能在较短的时间内回收投资，而水电建设不仅需要大量的初始投资，建设期和投资回收周期一般也都比较长，造成贷款资金占用时间长，因而水电建设在国内筹资比较困难。

国际上除部分国际组织和政府的贷款外，其它投资者也出于同样原因，很少在中国进行水电投资。

要大力发展水电，国家就要对水电投资制定适当的优惠政策，采用降低贷款利率，延长贷款期限，降低税收等规范的经济调节手段，鼓励和保障对水电的投资。

同时，争取国际组织和政府间贷款能够积极支持中国投资综合效益好、生态影响较小的水电项日。

3、中国水力发电技术现状

随着三峡左岸电站14台机组陆续投产发电，我国水电制造企业在机组设计制造过程中，与外方合作、竞争，不断消化吸收国外水电设计和制造技术，不到10年时间，我国水电制造业水平己跨入国际先进行列。

三峡左岸电站有14台机组。

以哈尔滨电机股份有限公司和东方电机股份有限公司为主，两家国内水电企业制造了左岸电站14号、9号机组，这两台机组成功安装投产或即将投产发电，各项指标均达到设计要求，国产化率分别达到71％和85%，两企业迅速成为国际一流的水电机组制造企业。

东方和哈电在大型水轮发电机组的水力设计、推力轴瓦、冷却方式、定子绝缘技术和线棒制造等方面，达到世界先进水平。

他们的水轮机转轮设计和试验成果已运用到云南小湾、广西龙滩等70万千瓦机组的研究开发中，取得良好的效果。

此外，上海福依特西门子公司、天津阿尔斯通公司等具备生产三峡工程水轮机转轮、发电机定子机座等大型部件的能力。

齐齐哈尔第一重型集团公司和四川德阳第二重型集团公司，先后完成了三峡水轮机所用大型毛坯件的研制，大型水电机组的大型毛坯件可立足国内为主生产。

太原重工股份完成了自行研制的1200吨桥式起重机，并成功应用于二峡工程。

北京机械工业自动化研究所完成三峡枢纽泄洪闸控制系统。

三峡工程左岸电站升压站和直流送出工程成套设备的技术引进成效显著。

在三峡工程升压站输变电设备和直流送出工程成套设备的国际采购中，国家也给予国内制造企业扶持政策，让他们与外商合作设计合作制造，并引进关键技术。

保定天威变压器股份公司（保变）、沈阳变压器厂等输变电制造企业在这次技术引进中，充分发挥了多年积累的技术基础，全面消化了引进技术，出色完成了引进技术的消化吸收工作和合作制造任务。

承担三峡直流换流站设备的制造企业全面完成了引进技术的消化吸收和分包制造任务。

西安电力机械设备制造公司利用引进技术，设备的国产化率达到50％以上；西安电力电容器厂承担的组装任务中，组件的国产化率达到100%；西安电力电子研究所生产的晶闸管质量都达到引进公司的水平，为我国今后大功率直流电源设备上台阶提供了国际一流的产品。

直流输电工程中的大型成套设备用的关键设备可以立足国内生产。

巨大的市场需求扭转了水电设备制造行业连续几年来的亏损局面，给企业带来了勃勃生机。

行业骨干企业通过参与三峡电站的建设，目前哈电、东方等大型水电设备制造企业全面引进了国外大型水轮发电机组的先进技术，已具备自主开发设计制造大型水轮发电机组的能力，达到国际先进水平。

而国产中小型水电设备，虽然产品品种系列比较齐全，有一定的特色，在国际上有一定的声誉，但与先进工业国家相比；在产品性能和质量方面还有一定的差距。

同时我国中小型水电设备制造厂家数量比较多，产品档次参差不齐。

整体技术水平相对较低，单个厂家很难有实力进行高水平的技术开发或有能力用高价引进先进技术。

特别是目前市场供不应求，水电设备制造企业数量呈明显增多的趋势，而这些企业都在不同程度上存在着设备不够先进或技术力量不足等问题。

我们的有些产品不如国外，除了是一些体制上、管理上的问题外，主要是一些和大型机组有关的技术难题，我们还做得很不够，主要表现在以下几方面：

大型水轮机的水力设计、计算及试验研究；大型水轮机的运行稳定性研究；大型抽水蓄能机组的启动、控制与运行研究；大型发电机组运行工况的监测与保护；大型发电机的冷却技术研究；大型发电机的结构稳定性问题研究；大负荷推力轴承的设计与运行；大型灌流式机组的特殊问题研究；大型输水泵站的机电设备研制；大型发电机的励磁系统及自动化系统研究；大部件的强度、刚度问题研究；大型水电机组大部件的加工工艺研究等等。

4、电价成为现阶段突出的影响因素

（l）小水电电价

在80年代以前，小水电站及配套电网主要是以国家投资、群众投工投劳方式建设的，在生产成本中财务费用占的比例相当小，加上小水电运行费用低，因此，小水电的总成本很低，而当时市场经济在中国还没有形成和发育，因而电价的高低在当时没有被人们所重视，也没有把这个问题提到议事日程。

而且过去小水电站一般为国家和集体所有，经济效益的高低对于小水电来说并不是最重要的。

80年代以后，随着社会主义市场经济的确立和不断发展，小水电站的建设发生了一系列的变化：

资金来源构成发生了很大变化。

小水电建设普遍实行了项目法人负责制，企业的经济效益已摆在首位。

80年代以前建设的小水电也开始按现行企业制度进行改造。

股份制企业已开始出现，私人企业的个数所占的比例超过半数，企业的改造要求企业把经济效益摆在首位。

因此，电价问题在近几年来成为小水电站建设和运行中的突出问题，受到各级政府和企业的重视。

小水电电价分为两种：

一种是直接上国家大网的电价，一种是小水电上地方电网的电价。

前一种电站的上网电价，是由各省人民政府确定的。

后一种电价定价机制比较复杂：

有一部分电站是与地方电力销售公司统一核算，组成单一的法人公司，这样的电站上网电价表现为公司内部的核算电价，仅仅作为内部核算用；另一种是小水电上地方电网电价，这部分电站与地方电网各为独立法人，这部分电站的上网电价由电网所在地方政府核定。

据统计，1994年，实行前一种电价的小水电站上网电量为206亿KW?

h，平均上网电价为133元／（MW·h），生产、销售为一体的地方电力公司的销售电价为212元／（MW·h），上地方电网独立核算的电站的上网电价为130元／（MW·h）左右。

近几年国家先后出台了一系列关于小水电电价的政策，重要的有：

a．小水电电量作为计划外电量参与市场调节。

b．新建小水电实行新电新价，定价原则按成本＋税金＋适当利润确定，同时执行还本付息电价，还贷期一般按8－10年考虑。

另外，随着对环境保护的呼声越来越高，与火电同质同价的要求也越来越强烈，而且由于电力供求矛盾比较大，许多省对小水电的上网电价也作了大幅度的调整。

如浙江省，1994年对小水电上网电价进行了调整，调整后平均上网电价达290元/（MW·h）。

广东省也出台了小水电上网电价的有关政策，根据调整后的政策，上网电价达350元/（MW·h）。

总的来看，随着人们对小水电作为国家能源的有益补充和优势的认识不断加深，小水电的电价水平会进一步提高，并逐步与市场经济接轨，从而引导资金向小水电站开发流动。

但是小水电电价机制也存在一些不如人意的地方。

主要表现在以下几个方面：

目前，小水电上网电价的总水平还不高，上国家电网的电价为135元／（MW·h）。

据估计，如果按成本＋税金十适当利润的原则计算的话，平均上网电价应在200元／（MW·h）以上。

小水电上网不同价。

这反映在两个方面：

一是水、火电电价不一样，同样的电量，火电的上网电价要比水电高2倍左右；另一方面，是新旧电站电价不一样，现在新建的电站由于普遍实行新电新价，一站一个价，这部分电站的上网电价达250元/（MW·h），比旧电站上网电价也要高2倍左右。

以小水电供电为主的地区，销售电价偏低。

这些地区一般经济不太发达，物价总水平不高，用户对电价的承受能力有限。

但是由于小水电建设的物资、设备等价格与全国水平差不多，因此这些地区的水电建设对于吸引外来资金存在比较大的障碍。

值得高兴的是，中国的物价主管部门正在制定全国电价管理法，将对小水电站上网电价有明确的原则规定。

该办法的出台将促使中国小水电定价机制面向市场，良性发展。

同时对小水电分丰枯、峰谷电价，并执行两部制电价，丰枯、峰谷电价将相差3倍左右，有利于资金投向调节性很好的小水电站，有利于改善电网中的丰枯、峰谷矛盾。

（2）电价成为小水电发展的制约

中国当前的电力资费结构比较复杂，国家集资办电的历史形成了“一省一价”、“一厂一价”甚至“一机一价”的价格体系，不能充分反映出电力供给的成本结构，也不能促使用电方节约用电。

总的来说，目前中国采用的是两段式电价制度，即由政府物价部门核定的发电项目上网电价和国家物价部门公布的各地电网终端用户的目录电价。

我国目前己建成小水电站4万多座，装机容量2485万千瓦，占全国水电装机总容量的32.4%，年发电量800亿千瓦时，为全国水电发电总量的36.2%，而占全国半壁河山的小水电主要由私人投资。

但从现实的情况来看，这种狂热的投资并没有得到相应的利润回报。

以日前的上网电价水平，小水电每千瓦造价的盈亏平衡点约为7000元。

在宏观调控等一系列影响因素下，全国小水电目前已停工的占20%～30%，即将停工、现非正常运转、只能维持3至4个月的占50%，非正常运转但能维持半年时间的占30％。

部分地区的地方政府急功近利，为了招商引资往往出台一些优惠政策，很多政策本身就不合法，往往允许投资商先开工后报批，甚至不报批；西部一些县里水电项目招商描述相当诱人——每千瓦时电获利在60％以上，3到5年就能收回成本，西部很多地方政府为了引进投资商，在项目包装阶段，往往承诺一个虚高的电价，像湖北、四川、贵州等地给开发商承诺的电价均在O.38元／度以上，但据证实，这几个省份当地上网的电价一般在0.12元－0.18元／度之间，上大网一次综合也只有0.28元／度。

发改委已经向国务院报送了煤电联动的电价上调测算方案，全国火电平均上网电价上调最高测算幅度可达0.0213元／千瓦时，水电电价则依当地火电电价涨幅一半进行调整。

有分析人士认为，相对于火电上市公司因电煤价格的大幅上涨而对业绩提升的拖累，水电由于价格被意外拉高而有望成为此轮调整中真正的获益者。

（3）电价偏低制约黄河上游水电开发

随着国家对黄河上游最大的水电站项目——拉西瓦水电站的正式立项建设，国家在黄河上游己建、在建的大中型水电站己达12座，总装机容量为899.6万千瓦，年平均发电量可达335.5亿干瓦时，分别占黄河干流可开发水电装机容量的36.1％和年发电量的38.9％。

但国家规划给黄河水电公司建设的水电站共有25座。

也就是说，黄河水电工程的建设还有13座是空白。

与此同时，由于受历史形成的电价偏低且不尽合理的影响，电价成了制约黄河上游水电开发的核心“瓶颈”。