来源：中国能源报  

全国政协经济委员会原副主任、国家能源局原局长张国宝：

2020年，水电实现4.2亿千瓦装机目标很艰巨

我国经济社会发展和电力供需形势进入新常态。改革开放三十多年，我们用了大部分时间解决能源电力供应不足的矛盾。然而，2014年全社会用电量55233亿千瓦时，同比仅增长3.8%;同时，我国的电力装机容量在过去几年以每年新增装机过亿千瓦的增速，达到13.6亿千瓦，居世界第一位，基本上做到了人均装机1千瓦。而八年前，这个数字仅为人均装机0.3千瓦。同时，2014年全国新增装机容量同比增速为13.3%，即新增装机容量远超过电力消耗的增长率(3.8%)。

去年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为4286小时，同比减少235小时，其中火电设备平均利用小时同比减少314小时，水电设备利用小时数却同比增加293小时，这说明了去年来水情况不错，且电网在调度时充分吸纳了清洁能源。在去年的全国能源委员会会议上，我大胆表示，中国电力短缺时代已经过去。许多人认为这种说法为时尚早，很多地方还在提"缺电"，这是地方需求。然而，过去缺电的局面已经过去，电力行业不应以增加装机容量为主要目的，而是将优化结构、提高效率、科技创新等作为主要任务。

2014年，四川的水电还弃水100亿千瓦时，原因何在?四川的平均上网电价是0.49元/千瓦时，而水电的上网电价只有0.28元/千瓦时。无论是环境效益还是经济效益，水电都应该多发。

"十二五"即将结束，却没有电力"十二五"规划，电网建设路线之争没完没了。目前风力发电只占发电量的2%;太阳能发电只占千分之六，连百分之一都不到，弃风、弃水等问题值得关注。胡锦涛同志曾对国际社会庄严承诺，我国非化石能源的比重到2020年要达到15%。"十二五"能源规划将2015年非化石能源在一次能源中占比目标定为11.4%，水电至少要占比9%以上。所以到2020年，水电仍是非化石能源的最主要力量。

根据可再生能源规划，水电要在2020年达到4.2亿千瓦的目标。目前我国水电装机容量为3.02亿千瓦，是否还有那么多新开工的水电站?因此，我认为完成这个目标还很艰巨。

2010年，我们隆重庆祝了水电百年。一百年后，我国水电在设计、技术、装机容量、装备上都处于世界领先，这值得我们骄傲。作为最有实力的水电大国，水电走出去的步伐还应进一步加大。

中国能源建设集团有限公司董事长、党委书记汪建平：

水电在亚非等地区仍有发展潜力

2014年，是我国水电行业取得丰硕成果的一年。一年来，我们按照习近平总书记"积极推动能源生产和消费革命"的要求，全面贯彻"节约、清洁、安全"的能源战略方针，深刻把握新常态下水电发展新特征，主动适应变化，从容应对挑战，开创了水电行业发展新局面。

2014年，三峡工程整体竣工验收正式启动，标志着这项功在当代、利在千秋、世界最大的水电工程即将圆满收官。糯扎渡、溪洛渡、向家坝、锦屏一级、锦屏二级等一批世界级大型水电工程相继全部投产发电，两河口等水电项目核准开工，我国的水电事业迈上了发展的新高峰。2014全年，我国水电新增装机2185万千瓦，完成投资960亿元，投资额占电源工程总额的26.3%;水电发电量近1亿千瓦时，同比增长18.0%;在全年发电量增量中，水电贡献度高达85%。

优先发展水电仍是发展中国家能源建设的重要方针，在亚、非等资源开发强度不高、能源需求增长较快、经济欠发达地区，水电具有较大的发展潜力。这个历经百年的传统产业，一定能江河永续，基业长青!

国务院三峡工程建设委员会办公室副主任陈飞：

江河的健康不老应为三峡建设后的硬任务

23年前，第七届全国人民代表大会第五次会议通过关于兴建长江三峡工程的决议。1995年，三峡工程正式开工建设。2003年，三峡工程第一台机组正式发电。去年，国务院成立三峡工程验收委员会，并开始对三峡工程进行整体竣工验收。目前，除了升船机之外，三峡工程各个阶段验收工作都已完成，争取今年年底完成竣工验收程序，向国务院三峡工程验收委员会、国务院三峡工程建设委员会、全国人大报告。缓建的三峡升船机进展顺利，目前已经完成了土建工作，正在抓紧安装和调试工作，预计今年进入试运行阶段，2016年底竣工。

三峡工程经过十多年的运行实践，验收数据将证明其是否为一个一流工程。三峡工程设计、施工、监理、制造、移民工作者甚至新闻界工作者，都为三峡工程的建设贡献了力量，三峡工程是民族智慧的象征。

党的十八大宣示将生态文明建设与经济建设、政治建设、文化建设、社会建设并列，"五位一体"建设中国特色社会主义。水电建设工程要更长久有序地服务于国民经济和健康发展。三峡工程建成以后，接下来要承担长江黄金水道、长江经济带建设的服务任务。我们提出，江河的健康不老应该作为三峡工程建设以后的硬任务，这个问题值得水电人共同思考。

中国水力发电工程学会副秘书长张博庭：

新常态下应优先发展水电

大自然赋予中华民族极其丰富的水能资源。由于有世界第三级(青藏高原)的存在，同样的河流、水量，在中国能得到高于国外几倍的水能。有观点认为，风电、太阳能同样是可再生能源，还不用截断河流和影响生态。然而，风能、光伏发电虽然也是生产可再生能源，尤其是太阳能，很可能将是未来人类能源的希望所在，但风能、太阳能目前还存在发电成本、调峰技术等需要突破的难题。

自然界中水资源的天然分布，不能满足人们的正常需求，必须要进行调节。早在水电被发明出来之前，人们就有了上千年的水利工程史，也必须要截断河流、兴修水利。所以，水电开发不仅具备风能、太阳能节约资源及实现可持续发展的长远意义，而且还有满足和保障人类生存需求的现实意义。

2014年我国水电装机容量突破3亿千瓦，年发电量超过了万亿千瓦时，世界上还没有一个国家能达到这个记录的三分之一。我国的水电建设和技术不仅在国际上全面领先，而且几乎占领了全球重要的水电市场。水电在全球可再生能源发电占比高达85%，这一切成绩主要是中国水电人的贡献。

2013年云南弃水上百亿千瓦时，我们紧急呼吁国家尽快上马"金中直流"工程。2014年，四川、云南又都弃水上百亿千瓦时，我们又积极呼吁国家有关部门高度重视。弃水不仅是国有企业的损失，也是全中国、乃至全人类的损失。

事实上，水能资源不开发、晚开发也同样是弃水。我国水电资源理论蕴藏量6万多亿千瓦时，目前的技术可开发量不小于2.6万亿千瓦时。按照发达国家平均的开发程度计算，如果我们能优先开发水电，现在至少每年能利用不少于2万亿千瓦时的水电。因此，相对于那些优先开发利用水电的发达国家，我们目前每年的弃水损失，不是几百亿千瓦时，而是上万亿千瓦时。也就是说，我国水电每年至少还应该能为全球多减排十亿吨二氧化碳。

今年即将在巴黎召开的联合国气候大会将由各国自报减排指标。作为头号排放大国，中国如何表态，将对整个世界至关重要。我们应该一如既往地喊出我们的心声："要实现可持续发展，必须要尊重科学、消除偏见，加速开发水电。"

我们期待，我国的电力能源政策能够适应新常态并调整为：优先发展水电、积极发展(非水)可再生能源、安全发展核电，优化调整火电。

中国水力发电工程学会理事长张基尧：

驾驭新常态，应对新挑战

2014年，从投资规模看，全年水电新增投产2185万千瓦，总装机容量已达3.02亿千瓦，稳居世界第一，提前一年实现了"十二五"规划目标。农村水电新增装机200多万千瓦，总装机突破7300万千瓦。

从技术发展看，各大流域水电开发继续扎实推进，一项项世界级技术难题被破解攻克;历时6年多修编完成的《水工设计手册》(第2版)出版。

从工程建设看，装机1386万千瓦的溪洛渡水电站，装机640万千瓦的向家坝水电站，装机585万千瓦的糯扎渡水电站，以及拥有世界最高拱坝、最大水工隧洞群的锦屏一二级水电站均已全面投产发电，雅鲁藏布江干流规划的首座大型水电站——藏木水电站投产发电;世界规模最大的跨区域调水工程的南水北调工程中线正式通水。

从政策调整看，国家下放了部分水电项目审批权，出台了有关完善水电上网电价形成机制、抽水蓄能价格形成机制和促进抽水蓄能健康有序发展等政策。我国水电事业已迈入大电站、大机组、高电压、自动化、信息化、智能化的全新时代。

但我们也要清醒地看到，在新建水电大量投产的同时，开工情况却远不能满足规划的要求，水电的立项和建设面临经济增长减速换档带来的新矛盾新问题，电源建设与电网建设衔接相对滞后，水电消纳面临新矛盾，弃水情况时有发生;水电建设各项成本增加，水火同网同质同价呼声强烈;社会因素、环境因素、市场因素、技术因素等方面不断给我们提出新挑战;创新设计理念，保障质量安全，规范招投标程序，着力应对复杂地质条件、高寒极端气候和地震、泥石流等自然灾害给水电站建设运行带来的难题和风险等艰巨任务，已历史性地落到水电建设者肩上。要完成到2020年常规水电和抽水蓄能总装机4.2亿千瓦，平均每年装机2000万千瓦的目标，责任重大，任重道远。

驾驭新常态，科技必先行。习总书记强调："只有把核心技术掌握在自己手中，才能真正掌握竞争和发展的主动权"。

南方电网有限责任公司副总经理祁达才：

多手段力促水电送出消纳工作

燃煤是雾霾主要来源之一，减少燃煤发电量是发电和电网企业的社会责任。南方电网一直大力支持水电等清洁能源的发展，为水电做好送出、消纳配套工作。

第一，南网坚持西电东送，以送水电为基，这几年南网新增的直流通道就是为了将云南水电送往广东负荷中心。目前水电东送已形成了"八交八直"十六条大通道，最大输送能力已达到3400万千瓦。

第二，南网进一步深化节能发电调度。全网已在2010年基本实现了火电机组按煤耗高低排序发电，2014年全年减少标煤消耗1096万吨，减排二氧化碳2915万吨、二氧化硫21万吨。

第三，全力配合大型水电外送，竭尽全力加快施工工作。2014年我们克服了"两渡"直流工程审批许可手续晚、施工工期远短于常规工程进度等困难，已将"两渡"直流工程建成并投运，提高云南水电外送能力920万千瓦。

第四，多发水电，尽量不弃水成为南网调度的原则。我们确认，为了让水电多发电，基本上不弃水，是基本的一个调度原则，以加大云南水电的外送。

2014年底，南方电网水电的总装机是2.3万亿千瓦，其中水电装机达到了9229万千瓦，装机比例达到了40%，同比上升了2.2%。其中，云南的水电装机5151万千瓦，占全网水电装机的55.8%。2014年，全网总发电量8256亿千瓦时，其中水电发电量为为2930亿千瓦时，占比35.5%。西部省区中，云南各类机组总发电量2050亿千瓦时，其中水电发电量为1662亿千瓦时，占云南总发电量的81.1%，占全网水电发电量的56%。2014年，云南省火电机组利用小时数仅为2523小时，水电机组利用小时数已达到了3528小时。预计2015年广东煤电机组利用小时数仅为4695小时，同比减少35小时(正常情况下，广东火电机组利用小时数为5500小时，甚至接近6000小时)。预计云南煤电机组2015年的利用小时数仅为2497小时。南方电网立足多发水电，力压云南、广东煤电，为减排做出大量工作。

第五项，积极促进云南汛期富余水电消纳。根据消纳方案，购销双方在国家批复电价的基础上自由报价，交易机构按照价格优先的原则进行撮合交易，在促进富余水电消纳的同时，也拉动了内需。2014年，共有9家水电企业和87家企业客户参与了富余水电市场的竞争，减少弃水电量81.3亿千瓦时，企业业客户也受益8.33亿元，实现了发、供、用电三方互利共赢的局面。

2014年，南方电网区域的发售电量化石能耗为172克标准煤/千瓦时，同比下降了22克标准煤/千瓦时，未来南网将一如既往支持水电等清洁能源的发展。

中国电力建设集团有限公司党委常委、副总经理王民浩：

水电开发将更突出市场决定作用

2014年，政府的几次简政放权和政府体制改革，已经将抽水蓄能电站建设、部分水电站、部分电网工程等23类项目核准权下放到省级或者地方政府核准，今后这些项目的核准对象、具体投资环境等将发生变化。

从水电开发现状来看，目前我国开发的水电大部分为主要河流水电站，这就意味着在后续将开发的2.62亿千瓦水电中，非主要河流水电、小水电等将超过50%以上，也就是说，今后水电开发中市场将起到更明显的决定作用，同时地方的积极性也会进一步提升。

我国水电事业迫切希望走出去。在海外项目实施过程中，我们一致坚持，如果所在国标准高于我国标准，则采用所在国标准;如所在国标准低于中国标准，我们采取中国标准。事实证明，我们拥有建造国内若干高难度、复杂地貌水电站的经验，中国水电行业标准在海外的认可度较高。

华能澜沧江水电股份有限公司董事长王永祥：

藏区水电外送面临挑战

澜沧江干流中国境内全长约2160公里，天然落差约4580米，干流规划23个梯级，总装机容量3200万千瓦左右，年发电量约1460亿千瓦时。

截至目前，公司投产水电装机超过1700万千瓦，在建、筹建装机规模超过1300万千瓦，继续保持"运营一批、建设一批、储备一批"的可持续发展态势。作为澜沧江流域水电开发的主体，公司统筹实施流域开发和生态保护，实施全流域集中控制，实现防洪、供水和发电效益最大化，以及流域可持续发展。

公司加强与世界自然基金会、国际水电协会、湄委会等国际组织以及泰国、老挝、缅甸、越南等湄公河流域国家政府及相关组织的交流合作，致力于实现澜沧江-湄公河流域的全面可持续发展。同时积极走出去，建成缅甸瑞丽江一级水电站，在建柬埔寨桑河二级水电站，开展瑞丽江二级等项目前期工作。

我们在此呼吁，应从国家层面研究西南地区水电过剩的问题，解决弃水困局。2014年，云南弃水电量170亿千瓦时，如果考虑水库的调节能力，再加上中小水电的弃水电量，弃水电量还将增加100亿千瓦时左右。2015年，随着观音岩、梨园水电站的进一步投产，云南的弃水将更加严重，预计弃水电量将超过300亿千瓦时。此外，华能澜沧江公司2014年的弃水电量也达到了96亿千瓦时。

在此，我介绍一下澜沧江西藏段水电可持续开发研究。澜沧江西藏段干流规划8个梯级，共627.4万千瓦。藏区电站海拔高、气候条件恶劣、生态环境脆弱、交通不便、地质条件复杂、开发难度大、工程投资及运营成本高，电站经济性存在较大风险，水电可持续发展面临全新的课题及挑战。

澜沧江上游西藏境内电站自身禀赋差，开发难度大、成本高，上网电价水平平均在0.6元/千瓦时左右，无论是本地消纳还是外送中东部地区，均高于受端电网平均上网电价。

西藏本地消纳有限，主要电源需要外送，送电方向尚未确定，输电距离遥远，线路建设难度大，电力外送存在较大风险。

目前国家藏区水电开发政策不完善，且无相关配套政策措施扶持，藏区项目开发建设推进困难。澜沧江上游经济社会发展落后，又具有边疆少数民族区域的自身特点，当地政府政策外的诉求日益增多。

随着电力体制改革的深入推进，内地施行的 "市场倒推电价、竞价上网、模拟市场定价"等定价政策将对藏区项目的经济性产生更大压力。

鉴于西藏特殊的建设条件、政策环境及市场因素，可以按成本加成、市场倒推、绿色电价及竞价上网四种定价机制研究澜沧江西藏段水电外送上网电价定价机制。

第一，争取有利的金融与财税政策。 包括延长还贷年限、国家拨款、中央财政贴息、税费优惠、电价补贴政策、可再生能源电价附加补偿等。

第二，建立藏区水电开发基金。

第三，探索实施梯级统一电价机制和上网电价实行动态调整机制。

第四，应体现水电在受电区的环境效益价值。考虑基于受电区环境利益共享与风险共担机制的市场倒推法确定水电上网电价。

第五，打破电网区域限制，充分利用下游已有输送通道向东部发达地区送电。

                                                                                                                                                                                          2015/2/11  新闻来源：人民网