“幸福中国”之“低碳软着陆”
《低碳中国（2010—2050）清洁发展战略报告》
（第二部 “中国低碳微排高效电网”专篇）
武汉百湖之友清洁发展环境组织（NGO） 护湖少侠总干事
七、浅谈“中国低碳微排高效电网”的未来前景
通过《“幸福中国”之“低碳软着陆”——低碳中国（2010—2050）清洁发展战略报告（第一部）》的全面分析，未来的“中国低碳微排电网”大格局，将面临4大考验：起点就定位在10亿千瓦级的风能与核能、10亿千瓦级的可再生电动交通、10亿千瓦级的全国城市冬暖夏凉民生供能尖峰需求、以及2010年现有的10亿千瓦级的“过于硬化的高碳高能耗电网危局”的“软着陆”难题——“破题而出”的这4大10亿千瓦级的“前沿课题”——都是迫切需要配套25%以上的“调峰调频调相”灵敏机组（总计10亿千瓦），因此，中国智能电网的电力总装机突破到五六十亿千瓦是可期可待的。
按照目前的金字塔型的电网格局，从发电端到用户端，总的电能损耗至少高达10% ，加上各个电厂的自用电（全国平均）5%，，以及系统庞大的电力职工的生活用电5% ， 相当于20% 的电能是无用的。在未来中国全社会10万亿度电的用电总量格局之下，将会带来2万亿度电的能量损失。而2030年全国的3亿千瓦的水电总装机，干旱年尚发不出7000亿度电来，多年平均也不过是接近1万亿度电罢了。要知道，举国上下3亿千瓦水电站的修建，电力行业带给了祖国江山的大自然几近天文数字的生态赤字！无论如何，2万亿度电的能量损失，是“低碳社会”无法接受的，电力部门无论如何解释也是无法令人信服的。
西方国家大力发展分布式能源是从上世纪80年二次石油危机之后，当时还没有智能电网的概念，也基本解决了分布式能源的安全接入。多年以来，国家电网公司一些部门一直千方百计地阻止分布式能源在中国的发展，担心这一技术将影响他们的既得利益，他们最常问“你们都发电了，我的电卖给谁？”
以分布式能源为核心的低碳微排电网结构，比如说天然气热电冷三联供，自动化程度很高，接近电力用户，从发电端到用户端也没有所谓的层层输变电，基本上也没有数量庞大的电力职工队伍，总的电能损失是可以低于5% 的。
甚至有电力专家坚信，低压直流具有高效安全的固有属性，且电力储能以直流方式容易实现，具有保障用户电力供应的根本属性，便于跟路灯照明、民生用电、可再生电力交通、通信电源等相衔接。低碳微排电网结构的末端，最好是低压直流的储能电力设施，对用户端最为友好。这也可以说是“扁平化微电网”的基石，是建立在用户端牢不可破的堡垒，也便于当地的风、光等生态电力的入网、新能源电动交通的入网脱网。这才是真正符合电气化新时代的发展潮流。
按照目前现有的金字塔型的电网格局，“太阳能三峡”、“风电三峡”等可再生能源，本来发电成本就高，年发电小时数低，输电设施年平均利用时间约一二三千小时，单一可再生能源电力输电成本电价又要高于当前水火电力输送的二三倍，还有电网增加储能裝置、系统热备用以及电网数据采集处理控制系统改造等巨额资金，再加上庞大的投资形成的财务费用，是不可能有商业性用户的。从发电端到用户端，还得考虑上储能带来的损耗，总的电能损耗至少高达30% ，甚至到40% ，如是作为民生用电，这些电的最终成本是5到10元。作为一个发展中国家，老百姓是难以承受的。作为工业用电，是没有用户的。这些最终都是要通过国家财政和全民来承担的，将削弱国家竞争力，摊薄掉本来就不富裕的民间财力。完完全全就是“新能源泡沫”，对国家对社会没有任何好处。如果国家全面放开分布式能源和微电网的电力管制，这些“太阳能三峡”、“风电三峡”发电设施一夜之间就会成为一堆废铁！因此，要大力发展偏远地区的此类大规模可再生电力项目，还得寻找到更适合的能源开发利用新技术。
发达国家工业、建筑物、交通能源消费约各占三分之一，而中国目前大约为70% 、25% 、5% 。中国作为“世界工厂”，工业用电消费是难以降低的，而未来的高舒适度建筑、全面减排催生的举国化电动交通、、、等等，各类民生用能尖峰需求正在“高歌猛进”，对现有电网带来的将是“摧枯拉朽” 的冲击。
目前中国用电结构为第一产业不到三十分之一，第二产业站四分之三，第三产业占十分之一，城乡居民用电占九分之一，各类用户负荷特性也不同。交流高压电力联网其实最适合工业用户，以及为城市智能微电网提供必要的支撑。其余产业的供电大可交付给各地大大小小的智能微电网来完成。除了网内的骨干电站，交流高压电力联网的另外一个电量来源就是“特高压（直流）中国坚强智能电网”。“特高压（直流）中国坚强智能电网”的最根本属性应该就是电源化，是时、日、周、月、季度甚至年际、多年际的电力期货特性，而不是其他！！！
交流同步电网有其电压和功角安全稳定的特殊规律，世界上由于电网失稳而造成巨大社会、经济损失的恶性事故並不少见。世界上所有重大恶性安全稳定交流同步电网事故都是无法预测的多重复合故障事故，这种多重复合故障都不是按稳定导则规定的条件去发生的，如要用电力一、二次系统安全设防去防止概率很低的无从预测的多重复合故障，比如说来自外太空的高能量粒子流等，在技术上完全无可能、经济上也无法承受。
以适当规模的直流输电来实现区域交流同步网间联网以至达到全国联网目标，既取得联网效益，又可在不可预测的复合故障状况下和战争环境、防恐形势下避免对国家经济社会安全构成过大威胁。
按照目前的技术，最经济的抽水蓄能系统投资也要每千瓦四五千元，10亿千瓦储能电力装机则至少需要四五万亿元的总投资。再考虑特高压输电1万亿、直流输电1万亿、智能电网建设1万亿、配网改造1万亿、新能源电动交通的100万座充电站2万亿，城市热电冷三联供10亿千瓦分布式能源投资10万亿、10亿千瓦级的风能与核能总投资10万亿。美国目前的10亿千瓦级智能电网总投入三五万亿美元。在电力投入方面，单位投资中美相差其实并不是很大的。中国未来的电网规模五六十亿千瓦，类推需要十五万亿到三十万亿美元的总投资，按照目前的汇率，大抵上是100万亿元人民币到200万亿人民币的总投资。电网公司每年的利润最多三五百亿，5大电力公司长期处于亏损边缘，这些多的资金如何解决？
很显然，只有放松电力管制，开放电力市场，发展分布式能源和低碳智能微电网，才能合理配置各类资源，才能实现中国新一轮的新能源革命。也只有这样，才能挤压掉“新能源泡沫”。也只有这样，国家才能集中宝贵的财力，用来发展民生事业，而不至于被忽悠概念的“新能源”把国家财力耗空。
目前的风能、太阳能的整体装备技术水平、电力体制和电力联网缺陷，尚不足以支撑“风电三峡”、“光伏三峡”。在没有获得合理成熟技术之前，千万不要盲目搞新一轮的“大跃进”。应该早日撤销国家电网新能源公司，并尽早市场化退出，将资产转交五大电力公司，或者IPO上市退出，以免造成不可挽回的重大投资失误。电网管理部门和金融主管部门应该早日成立电力期货市场。应该将华东电网、华北电网、东北电网、华中电网、南方电网、西北电网等等改制为各省国资委（微电网企业）以及电力投资者参股的“智能低碳微排电网”，国家电网公司只能是参股其中的一小部分。
国家电网公司应该将更重大的核心事业抓起来，打造建立“公共产品平台”，吸引合格的建设投资者进入市场，全面实现电网储能与可再生电力的大规模开发，真正与全国电力同行们一起实现“中国低碳微排高效电网”的总目标！在未来中国全社会10万亿度电的用电总量格局之下，将“金字塔”型全国性电网那不合理的2万亿度电的预计能量损失（不计核电电量），（从发电设备端口到用户端）至少降低到一半，甚至在五千亿度左右的超低水平。
这是一个硬杠杠！
八、回头是岸：浅谈“中国内陆2020非水电类新型能源规划”
国际能源机构（IEA）在京发布《2009世界能源展望》报告:认为2007年到2030年，全球一次能源需求量会以每年1.5％的速度增长，从120亿吨油当量（180亿吨标准煤）增长到168亿吨油当量（250亿吨标准煤），总体增幅达40%。报告认为，要将全球平均气温上升限制在２摄氏度，也就是大气层中温室气体的浓度稳定在450ppm二氧化碳当量左右（简称“450情景”），需要一场全球化的低碳能源革命。在450情景中，全球与能源相关的二氧化碳排放量在2020年之前达到峰值309亿吨，随后在2030年下降到264亿吨。这个数据是相当的保守。
国内能源专家乐观预测，预计到2020年，“中国内陆”非水电类新能源发电装机将超过4亿千瓦，约占总装机的四分之一。其中：核电装机将近1亿千瓦（本文另述），风电装机接近2亿千瓦，太阳能光伏发电装机将近3000万千瓦，太阳能光热与地热1000万千瓦，生物质能直燃发电装机将近3000万千瓦，沼气发电1000万千瓦，其他如煤层气发电类型2000万千瓦。预计到2020年“中国内陆”入网电力装机14亿千瓦，加上民间的自备电站分布式电源2亿千瓦，合计为16亿千瓦以上，全社会用电量将达六七万亿度，即使按照保守的6万亿度电计算，也将继续保持全球用电量最大的国家的国际地位。到2020年，“中国内陆”非水电类新能源利用量年发电量1.4到1.8万亿度电，占总发电量的20%到25%左右。非水电类新能源可能接近10亿吨标准煤左右，约占“2020中国内陆”能源消费总量的四分之一强。届时“中国内陆”的非水电类新能源，将年减少排放二氧化碳约二三十亿吨，同时还节约大量水资源，保护大量林草植被，将为减缓全球气候变化、保护全球环境做出重大贡献。
笔者在第二节已谈到生物质能直燃发电供热项目的重大技术缺陷，类似问题多少在太阳能开发和风能开发领域也是同样存在的，其共同的特征是：不光是发电成本高，而且电网接纳成本非常高，最终成本是消费者所能接受的许多倍。因此，按照“中国内陆2020非水电类新型能源规划”实施下去，其所谓的“绿色电能”绝大多数的电量绝非优质电能，对电网运行很难说是有益的，因此最终能够取得的“低碳”成就也将很为有限，其水分是“湿淋淋的”，是要大打折扣的。对于国民而言，不是去看新型能源发展的漂亮数字，而是得到“智能化低碳电网”健康发展带来的实实在在的好处，是得到经济实惠，而不是带来沉重的经济包袱！新型能源的开发，应使用户成本和投资效益到达到一种合理而有利的状态。
“新型能源”发电技术开发着眼点，难道不可以直接以尖峰出力和“城市低碳”整体供能等城市智能微电网有益的开发模式来进行么？为什么不可以？答案是可以，是完全可以做到的！就看如何改革与创新了！
九、强者恒强：常规水能搞搞创新，也将是最重要的新型能源之一！
——浅谈中国大陆地区“2020核能与水电类新型能源规划”中的若干缺位
笔者赞成积极稳妥的核能开发。世界能源开发历史告诉我们，这个行业的特征是：成熟的能源开发方式，将长期延续下去，不会因为时间的流逝而消失，在新的历史时期将会以创新的形式得到再生与重新应用。比如：火、化石能源、蒸汽、电力、核能、、、，无一不是这样。目前蒸汽机是消失了，但蒸汽能源却在余热发电功能领域突飞猛进。核能是朝阳产业，发展后劲是非同一般的。中国拥有全球最优水电资源，水电与核能搭配对“低碳电网”是非常有利的，近期发展几亿千瓦是现实可行的，未来再发展十亿千瓦级的核能也是可取的，但在具体布局上应谨慎，不能盲目开发，尤其在中西部地区尤应尽少布置，而应尽量多地布置在沿海地区，且可以实现大规模海水淡化，增加淡水供给，获得良好的经济回报，并全面控制住核电厂“低温差大流量热排放”所带来的巨大污染。核电厂布置在内地，就没有海水淡化这个现实而又巨大的好处！
由于“中国内陆”各地城市缺少天然气，长期存在着“清洁燃料热冷电三联产分布式储能电力设施”的海量空缺，电网只有不得不采取大电网集中式储能的方式来解决，目前只有水电站蓄能和各类抽水蓄能都难以满足此类海量需求，相当多的水电站只得弃水调峰，已经导致了巨大的水能资源浪费。
以下本文不再谈及总量高达15万亿千瓦的各类“清洁燃料热冷电三联产分布式储能电力”（含压缩空气蓄能）储能电力资源的开发问题，“自治型柔性化的低碳智能微电网”政策和低碳分布式能源政策一旦对全社会开放，将可以在10年内开发完毕，这个情节类似于2007年前积极的“中小水电”开发状态。
目前中国水能规划已存在着严重的现实不足——2007年以来，各类常规水能、增容扩机和抽水蓄能规划停滞不前，这在新型能源振兴计划中是没有提及的。中国洪能水利资源可以弥补全国风能和生物质能的季节性的整体不足，但目前在规划也尚属空白。中国的常规水能搞搞创新，也是新型能源嘛！而且是跟未来的核能一样重要的，也将是最重要的新型能源之一！
根据中国电力企业联合会的统计，截止2009年底，全国水电装机近2亿千瓦，在建水电站近1亿千瓦。考虑到我国历次水力普查深度均有不足等因素，截至2009年底，我国技术可开发水能资源利用率大约接近32%，而美国约为70%，法国约为97%，加拿大约为40%，日本约为70%。
根据全国水力资源复查工作领导小组编制的《全国水力资源复查成果（2003）总报告》显示，“中国内陆”水能理论蕴藏容量近7亿千瓦，技术可开发水电站装机容量有5.4亿多千瓦，年可发电量2.5万亿千瓦时，列世界之首。三峡电站装机容量为2250万千瓦，亦列世界之首。
《全国水力资源复查成果（2003）总报告》显示，“中国内陆”经济可开发水电装机4.02亿千瓦，规划到2020年开发水电3亿千瓦，年发电量约在1.25万亿千瓦时，开发程度约为56%，剩余部分可根据社会发展需求、环保及河流承载力等要求，择优开发。水电具有可再生性，如果1.25万多亿千瓦时（3亿千瓦装机）的水能能够全部利用，相当于每年可替代7亿吨原煤或3.5亿多吨原油（每年至少直接减排二氧化碳14亿吨），利用100年就相当于700亿吨原煤或350亿吨原油。 另外，中国水电业还有提高电能质量、安全和大量综合利用的效益。
中国水电规划长期存在着几点误区：长期以来，中国水电一直都是按照有效发电量来规划发展的，装机容量也是按照有效功率来设计的，这跟智能电网的理念是有冲突的。智能电网要求水电机组按照对电网的贡献来确认其合理的发电机容量（KVA），而不光只是干巴巴的有效电量和千瓦数。比如，三峡水电工程是32台860MKVA和2台60MKVA的机组，实际上应该是27.54GWe，即2754万千瓦的装机总容量。
智能电网开发理论的滞后，导致了水电产业的“先天畸形”，流域开发在规划设计阶段就创新不足，水电站在电网格局中的优势地位异常模糊，导致水电定价偏低，且优质水电站的电价没有拉开；致使2007年以来，各类常规水能、蓄能扩机和抽水蓄能规划停滞不前。水电业对于全国性电网的贡献、储能、可再生能源举国互补性、智能电网、电气化交通等能源战略格局严重考虑不足。这些因素制约了中国水电的未来发展，也影响了《全国水力资源复查成果（2003）总报告》的科学合理性。
这里有必要再重点强调一下水电类储能电力资源的开发问题。在评价抽水蓄能电站电量效益时，不能简单地说是用4kW.h电量换了3kW.h的电量；低谷抽水用电实际是充分利用核燃料，减少水电弃水，不增加火电成本而增发的电量，因此抽水蓄能电站的电量效益应是其在尖峰时提供的峰荷电量。在计算电价时，应按有无抽水蓄能电站时电力系统平均电价做比较。与替代方案比较，兴建抽水蓄能电站是降低系统平均电价的重要措施。由于上述的纯抽水蓄能电站的效率只有2/3到3/4，水电站蓄能也会受到诸多制约因素，而跨流域调水式提水蓄能电站一般却可以达到4/5甚至1到5倍。考虑到中国自然地理三大阶梯因素，跨流域调水式提水蓄能电站的发展对于“大中华低碳智能微电网——全国联网与国际联网（2050）”，以及“特高压中国坚强智能电网”，具有重大战略意义，也将进一步加深常规水能资源的开发。
中国属于东亚季风气候的大国，“赤县神州”，“赤”属“火”，按照“天人合一”的“金木水火土五行学说”，客观上需要合理地大力开发水利资源，弥补“大自然”的不足。我的这个新说法，可以说是对来自于西方国家的水利科学的一次本土化创新。如未来结合中国自然地理、电网储能、全球气候变化、低碳智能电网、各类可再生能源与清洁能源季节性的互济等因素来考虑开发雨季洪能水利资源和创新型水力蓄能资源，全国水力资源理论总量都将翻番，达到常人难以想象的15亿千瓦。结合考虑“低碳智能电网”内可开发的各类水力蓄能的新增容量，将对常规水能开发带来新的启迪。但如何开发未来中国的雨季洪能水利资源呢？
十、浅谈如何开发未来中国的洪能水利资源
欧洲的瑞士、瑞典和挪威三国，在水能资源开发上很有特色，在冰洪与雨洪的资源化能源化领域开发得比较好，水力储能也开发的比较好，为泛欧国际电网做出了特殊的贡献，并被称为“水电王国”。
我在我的大学时代即1990年代初期，在查阅国内外各类水电站水能计算资料的时候，发现中国绝大多数水电站的水量利用率只有2/3左右，即有30%以上的水量是泄洪水量；而由于水电站设计理念片面追求年利用小时数的脱节滞后开发理论，在某些年份，弃水调峰导致更多的弃水，大量的水电站因此无法完成年度发电任务和经济目标；可以说，大致上讲，大多数的常规水电站是这样的运行调度规律：33%的泄洪水量、17%的是夜间低谷发电水量（含弃水调峰）、17%是环境保证流量，余下大约只有33%的水量有可能转化为是优质电量，提供腰荷和峰荷，可以为地方电网提供动态服务。有些水电站的技术经济指标改善，是以牺牲环境保证流量等为前提的，经常造成所在的河流断流，这是以破环生态为前提的。这个不可持续的发展状况到目前为止，并没有多大的改观。
中国大多数的水电站，一是受到季风雨季的制约；二是受到季风暴雨流域防洪的制约；三是受到片面追求年利用小时数的制约；四是受到电网给予水电业“电价低、上网难”的制约，五是其对电网的动态服务无法得到电网的经济回报，调相运行无利可图，动态服务的效益无从谈起，动态服务被打“无期限白条”；六是受到水能规划和电网规划理念落后的制约；七是受到行政区划的制约；八是受到全球气候变化的不利影响，安全风险持续增加；九是人为风险事故率难以下降；十是生态环境长期欠债问题成堆、、、等等，不一而足。因此曾有权威人士称：三分之一的水电站缺乏规划设计科学合理性，是不应上马的；三分之一的水电站缺乏科学民主的建设管理，不能完全排除工程隐患，不能保证技术经济性的实现；只有三分之一的水电站是勉强考核及格的；能够称得上国际一流水准的水电站，少之又少，甚至也可以说几乎没有。
中国靠近太平洋的滨海水系，具有雨热同季的特点，根据距离海洋暖流的远近，全年旱季七八九个月，雨季五四三个月，雨季的三个月产生约全年过半甚至三分之二以上的降水和几乎四分之三以上的当地河川径流，总之就是雨季持续时间大大少于旱季。如果缺少全流域性龙头大库的调节，水电站的水量利用率在正常年份将只有70%，而在多雨洪涝年份甚至降低到50%以下。有些径流式水电站在多水年年发电量反而大大降低，水能技术经济被大大降低。在干旱年份，发电量的大幅度减少是难以避免的。一句话，常规径流式水电站的年度电能难以预期，季度电能很差，优质电能较少。从本国自然地理全局观来看，只有实现“风光水生多种能源”季节性互补——即风能、太阳能、水能与农林生物质、燃气电气化甚至还有备受争议的核能等多元化互济，才能获得强有力的技术经济性。
什么是雨季洪能水利资源？跟余水电站有什么不同？
水电站增容扩机，也就是所谓的“余水电站”，总之就是不加高大坝的前提下，从技术经济手段上利用河川更多的径流发出更多的电能。比如说，某些历史年代下，设计装机要求年利用小时数为五六千小时，而当前可能只要求三四千小时，某些最新增容的调峰机组（兼顾调频调相）甚至只要求有效发电在500小时，从而实现了更多的装机。美国大古力水电站就从1950年代的200万千瓦，最终扩机到1000万千瓦，其中包括了多次“余水电站”和混合式抽水蓄能的扩机开发。
雨季洪能水利资源的开发，不但包括了流域梯级“余水电站”的开发，还包括开发利用空中水资源和相邻河流的自然地理要素，且结合电网中的整体电源结构，更大规模地开发雨季水能，同时还可带来更科学的防洪调度的新效益。
十一、列举一个对于“雨季洪能水利资源开发”极为重要的规划案例
咋一看这个题目，读者就知道我肯定会谈到“三峡水电工程”。 没错！我在这里就要谈到如何开发三峡工程及其周边地区的长江支流水系的洪能水利资源。目前鄂西南地区的长江干流、清江、娄水、渔洋河、洈水，技术可开发水能总量约为3300万千瓦，均已全部进入开发序列，开发程度可以说达到了97%以上，余下的约100万千瓦到2012年也将基本开发完毕。按照我创立的洪能水利资源新理论，在这个地方至少还可以开发一二千万千瓦左右的调峰调相水电站。
长江干流上有三峡和葛洲坝两个梯级电站合计装机2550万千瓦；清江干流（80亿度电）有高坝洲（9亿度电）、隔河岩（30.4亿度电）、水布垭（40亿度电）三个梯级电站合计装机332万千瓦、娄水干流（24.5亿度电）有江坪河（9.76亿度电）、淋溪河（3.62亿度电）、江垭（7.56亿度电）三个梯级电站（跟湖北相关的水电站）合计装机93万千瓦以及下游的关门岩（1亿度电）、长潭河（2.46亿度电）、、、、、、渔洋河有熊渡、香客岩等梯级电站群合计装机6万千瓦（2亿度电）、洈水有西斋等梯级电站群等3万千瓦（1亿度电），上述这些河流的干流总计装机约3000万千瓦。
如全部按照100米发电水头计算，长江流经三峡工程坝址的多年平均径流量为4510亿立方米（可发电1125亿度），1954年最大为5750亿立方米（1440亿度），1942年最小为3350亿立方米(可发电840亿度）——均以宜昌水文站为径流统计控制站。三峡电站目前总装机2250万千瓦，年预计发电量约1000亿千瓦时，2009年实际发电量近800亿度（部分机组还未投产）。可见在丰水年份，全年水量利用率只有67%左右，大约有33%的水量只好弃水泄洪，而无法投入发电。考虑到枯水年来水量偏少会造成发电量的不足，三峡工程的年发电量估计在800亿度到1000亿度之间。从上面的数据可以看出，今后三峡再次扩机的可能性也还是存在的。
三峡水库自5月进入汛期，直到9月结束，这个季节正好是我国风能资源的淡季，因此开发三峡水库的洪能水利资源很有必要。由于汛期三峡水电工程实质上为径流式电站，因此除了直接以扩机形式开发之外（还涉及荆江防洪调度问题），更好的方式是蓄能调峰式开发方式。这里会谈到“长江三峡——清江（支流支锁河）——澧水（支流娄水）——洞庭湖”、“长江三峡——清江——渔洋河——洈水——洞庭湖”两条储能电力资源开发路线，大家眼明手快，一下子就可以总结出“长江三峡——中游支流水系——洞庭湖调蓄兴利——有利于荆江防洪”这个总体思路上来。
由于自然条件和以防洪为主的需要，三峡电站目前的运行水头为70～115m。正常水位175m高程，每年汛前要降到145m高程，留出220亿方防洪库容，水头幅变很大。32台70万千瓦的发电机组，每台最大过流能力在每秒1020方，合计利用流量近每秒3.27万方。而三峡库区的历史最大洪水流量为11万方，最大泄洪能量可能达到1.2亿千瓦，相当于三峡装机容量的四倍之多。从这个数据，也看出中国洪能水利资源总量的一点端倪来。当然现在我们还不能将这么大的能量全部直接扩机转化利用，但通过科学的途径，部分地加以利用是完全可以做到的！
目前三峡工程的投资业主、湖北能源集团和国家电网新能源公司，都在对“大三峡地区”的抽水蓄能资源进行调研，国家水利部的刘宁副部长，也曾对隔河岩混合式抽水蓄能扩机问题进行过专题研究。
其实，鄂西南山区的清江、渔洋河和洈水三个流域的干流，一定程度上也存在可以开发的雨季洪能水利资源。根据洪能水利资源开发新理论，正常年份鄂西南地区的清江、渔洋河和洈水河，三者尚有洪能水利资源总量为17亿度电，径流量增加20%的多水年则为22亿度，这些优质电能还可以被开发出来。
通过合理的设计，在此地至少还可以实现水电扩机100万千瓦以上，年优质电能增加12亿度，年调峰电量新增加24亿度（含清江、渔洋河和洈水河三者之和）。并且可以为长江防洪、松滋市15万吨级城区供水、农林灌溉、洞庭湖区的湿地保护以及湖北电网的稳定发挥更大的作用。
工程措施：从隔河岩水电站（正常蓄水位200米）兴建库中库调节，通过18公里的输水隧洞引水到熊渡水库（年调水量48亿方/正常蓄水位146.5米）。48亿方引水总量中，8亿方为隔河岩水电站的弃水，20亿方为达到此目的需要腾空的复蓄库容，20亿方为三峡调来的水量。第一级引水式电站（隔河岩—熊渡引水电站）的装机容量是60万千瓦，年发电量4.75亿度；再通过30公里的输水隧洞从熊渡水库引水到洈水水库（年调水量52亿方/水库正常蓄水位93.5米），第二级引水式电站（熊渡—洈水引水电站）的装机容量是60万千瓦，年发电量5.25亿度；最终到洈水水库的年径流量是62亿方（城乡引水2亿方综合利用），洈水水库西斋以下的梯级电站的装机容量是60万千瓦，年发电量8亿度；通过松滋河（汛期36米到冬季26米）进入西洞庭湖。总计增加调峰电站180万千瓦，年发电量18亿度，投资的一半可纳入国家荆江防洪项目中分摊（提前引水撇洪1000个流量腾空库容可减少洪峰流量二三千个流量以上）。从而实现湖北境内的整个鄂西南山区洪能水利的资源化能源化利用。以上是对“清江——渔洋河——洈水——洞庭湖湖区”储能电力资源开发路线的总结。
湘鄂接壤的娄水流域（澧水支流）的开发规模是渔洋河流域和洈水流域总和的10倍。显然，湘鄂西部山区的储能电力资源开发路线更有吸引力。
（一）、可以分做两条线路：
1、直接从水布垭水库，开凿60公里的深山隧洞，在湘鄂接壤的娄水江口处兴建200万千瓦的高水头电站，年调水量100亿方（从三峡水库调来60亿方/水布垭滞洪40亿方），年发电量40亿度，年利用小时数约2000小时，最大引水流量每秒1500方。总计增加娄水流域发电量80亿度，价值60亿元。
2、从水布垭水库，将40亿方提水到通过咸盈河梯级水电站的水库群蓄水，开凿20公里的深山隧洞，通往江坪河水电站（水库水位470米/目前设计装机45万千瓦/未来扩机90万千瓦），再顺江而下到淋溪河（水库水位293米/目前设计装机18万千瓦/未来扩机36万千瓦）、江垭（水库水位236米/目前设计装机30万千瓦/未来扩机150万千瓦）以及湖南省境内的关门岩未来扩机到20万千瓦、长潭河未来扩机到50万千瓦。初步设想年调水量40亿方，年提水耗电10亿度（夜间低谷电并采用国家防洪电价），电费1亿元。增加娄水流域调峰发电量44亿度，增加发电收益33亿元。自三峡到水布垭的抽水电价，采用国家防洪电价，每度电0.1元，总共提水140亿方（其中20亿方到渔洋河流域并到洈水水库以及洞庭湖水域），耗电80亿度电，抽水电费8亿元。
（二）、娄水流域原有的径流利用率增加，即江坪河（10亿度电）、淋溪河（4亿度电）、江垭（9亿度电）、关门岩1.5亿度电、长潭河3.5亿度电，合计为28亿度调峰电量（不计调水之后增加的电量），价值21亿元。可见，抽水电费为9亿元，发电效益为121亿元。此调峰电站群对于湘鄂两省的总收益将超过112亿元大关。可见，这个洪能水利资源开发构思，相当于6个娄水原有的梯级电站群效益的总和。
（三）、娄水一侧发电总容量639万千瓦。咸盈河一侧抽水装机40万千瓦，在三峡—隔河岩连着库区之间装设120万千瓦的抽水机组，并在清江水布垭大坝发展480万千瓦的可逆式机组.，以及在隔河岩附近发展240万千瓦的可逆式机组，搞清江干流混合式抽水蓄能，以及在隔河岩—熊渡—洈水发展180万千瓦的调峰机组，新增发电抽水总装机1699万千瓦（含可逆式机组720万千瓦），总投资约700亿元到1000亿元。抽水机组880万千瓦，发电机组总容量1891万千瓦。实现年提水电量190亿度，全年不到200亿度，抽水水费为20亿元；实现年调峰和尖峰发电量335亿度到400亿度，经济效益为二三百亿元。
未来考虑周边水电站群的纳入可能性，继续优化后，此地发展到抽水机组1000万千瓦，新增（调峰）发电机组总容量2200万千瓦，也是可以实现的。不含三峡电站就有调峰填谷3200万千瓦总容量（发电机总容量约40GWe），新增总计相当于一个半三峡电站（发电机总容量约28GWe）的调峰填谷能力！！！这对于此地建设全国电力交换中心和潮流分配中心是很关键的，华中电网处于全国电力联网的中心，这里将成为“2020中国坚强低碳智能电网”的“第一大港”。
请参见《抽水蓄能电站与三峡及葛洲坝水电站捆绑运行初探》一文http://www.psp.org.cn:8080/upload/news/n2008100911111238.pdf
http://www.psp.org.cn:8080/upload/news/n2008100616570679.pdf
抽水蓄能电站建设加快 政策分歧成为最大阻碍
（四）、清江梯级的水布垭、隔河岩两级混合式抽水蓄能电站和高坝洲电站总的调峰电量是165亿度，是目前全年设计发电量的约2倍，相当于再造了一个清江梯级电站群。以上分析是引用长江三峡140亿方的汛期洪水，而得到的有益效果——可以让清江、娄水、渔洋河、洈水的梯级水库反复利用多次，从而提高了经济效益。
（五）、原有的清江梯级（80亿度电）、娄水梯级（24.5亿度电）、渔洋河梯级（2亿度电）和洈水梯级（1亿度电），年发电总量为108亿度电，且可能弃水调峰，实际上可能只有近100亿度电。
（六）、本构想消耗汛期低价电和夜间低谷电，可以消化近200亿度低价值电能，发出三四百亿度的调峰或尖峰电能，相当于原有设施的三四倍。比常规抽水蓄能至少节约二三百亿度电的损耗，减少二氧化碳排放二三千万吨以上；并相应减少国家电网大型燃煤机组400万吨左右的标煤消耗，减少二氧化碳排放1100万吨以上；两者之和，至少在三四千万吨，相当于三峡水电工程减排总量的三分之一。另外还大幅度提高了湘鄂西部地区甚至整个中国南方地区水电站群的调度能力，减少大量弃水。
（七）、最突出的是对荆江防洪效益的大大改善，可以削减类似“98清江洪峰”的可能风险。98洪水，隔河岩大坝是冒了很大的风险的，蓄水直到204米多，安全风险相对是比较大的！
（八）、可以为洞庭湖带来汛后清洁水源上百亿方。结合洞庭湖水系自身蓄水，类似2009年秋后的“洞庭湖水危机”可以大大避免。
十二、决战在于蓄能：中国雨季洪能水利资源水力蓄能和“自治型柔性化的城市低碳智能微电网”的未来开发潜力
中国洪能水利资源的开发潜力，通过水力蓄能的核心创新技术手段来实现，笔者估计大约占同期中国电网电力装机总容量10%的比例，是比较合适的。如未来“大中华低碳智能微排高效电网——全国直流联网与国际联网（2050）”达到60亿千瓦，则结合未来的空中水资源开发、跨流域调水与创新型各类抽水蓄能电站建设，中国洪能水利资源的未来发展潜力可望达到七八亿千瓦的庞大规模，大致上相当于《全国水力资源复查成果（2003）总报告》中描述的对全国常规水能开发的7亿千瓦理论水能总量，且大约是常规水能可经济开发总量的2倍，从而实现常规水能与创新型水力蓄能的柔性开发，以水力蓄能的柔性，来推动全国电源建设的柔性设计、城市低碳微电网的柔性运行、全国性乃至“特高压（直流）低碳智能洲际大电网”运行调度的柔性解决方案，从而在全球各国电网中独树一帜！
建议国网新能源公司、南方电网公司和国家水利部战略联手，将水能的创新开发方式摆在比常规水能最为重要的战略地位。目前举国上下对中小水电开发已经初战告捷，更进一步的开发面临着许多生态环保难题。水能的创新开发方式——洪能水利资源开发、各类抽水蓄能电站开发，生态与移民问题难度较低，处理起来相对简单，对于智能电网是最为低成本的调控支撑体系，对于水利系统则可以获得最为先进的装备支持，跨流域调水的抽水蓄能这种新的水利调度手段是传统水利手段难以匹敌的。对国家水利部而言，智能电网建设的大量投入，对于历史年代兴建的大坝，可以重新翻新，可以杜绝安全隐患。至于具体的项目开发，则可以开放资源，让合适的投资主体参与投资，但今后的运营维护可以委托给电网下属企业来直接管理。
有了创新型水力蓄能这个更为现代化的“坚强低碳储能电力”基础设施，中国国家电网公司的“中国特高压（直流）坚强智能电网”才算有了真正坚固的“低碳”堡垒。再加上全国数以万计的城镇低碳微电网与数十万座“分布式生态能源岛”调峰电力设施和数亿计的新能源电动交通的充放电设施，一张张“自治型柔性化设计的低碳智能微电网”将全面体现智慧能源电气化新时代的到来，预计六十亿千瓦级的“大中华低碳智能微排高效电网——全国直流联网与国际联网（2050）”会出现成千上万个“自治型柔性化设计的低碳智能微电网”地区级联盟，将欢呼着21世纪“大中华盛世”新的低碳微排电气化文明时代的到来！
2020年水电需超3亿千瓦
http://www.china5e.com/show.php?contentid=80035
来源：中国电力新闻网 作者：蒋学林 2010-03-03
在２月２７日举行的水库大坝与环境保护论坛上，国家能源局新能源和可再生能源司水能处处长熊敏峰表示，实现２０２０年非化石能源占一次能源消费１５％左右的目标，常规水电装机需达到３亿千瓦以上。如果考虑能源消费总量的不确定性，常规水电装机应确保达到３．３亿～３．５亿千瓦。
在当天的论坛上，尽管参会的专家、学者、官员等对具体问题看法略有不同，但加快水电开发的愿望却是惊人的一致。然而，在近两年大型水电核准停滞的情况下，年内是否会有大型水电项目获得核准仍未可知。
应对气候变化的优先选择
我国去年能源消费总量已经达到３１亿吨标准煤，而在２００８年这一数据为２９．１亿吨。当前，我国正处于城市化、工业化快速推进的过程中，能源消费的刚性增长是必然趋势。中国社会科学院可持续发展研究中心主任潘家华认为，最近两年，我国的能源消费量有可能超过２００９年能源消费总量继续下滑的美国，从而成为世界最大能源消费国。
我国以煤为主的能源结构，为“高碳”埋下了伏笔。据潘家华介绍，我国人均二氧化碳排放量１９７１年为世界平均水平的１／４，到２００７年达到４．６吨，超过了世界平均水平，今年有可能超过法国，２０１５年前后有可能超过欧盟（其目前数据为８．７吨）。尽管我国人均二氧化碳排放量大约只有美国的１／４，但排放总量已经超过了美国。
熊敏峰说，水电作为技术最成熟、最具市场竞争力且可以大规模开发的非化石能源，是我国实现节能减排目标和非化石能源发展目标的重要措施。
“水电，中国应对气候变化的优先选择。”潘家华如此定位我国应对气候变化中的水电。
中国大坝协会马静博士说，水库式水电的能源回报率（运行期内发出的所有电力与其在建设期、运行期所消耗能源的比值）约为２０５～２８０，径流式水电的能源回报率约为１７０～２６７，而风电约为１８～３４，生物能约为３～５，太阳能为３～６，核电１４～１６，传统火力发电２．５～５．１。“水电的能源回报率最高，应对气候变化需要大力开发水电。”
人大财经委副主任、中国大坝协会理事长、水利部原部长汪恕诚认为，水电是我国资源最丰富、技术最成熟、成本最经济、电力调度最灵活的可持续利用低碳能源。“全球减少温室气体排放、积极应对气候变化的大趋势，必将带来我国水能开发的新热潮。”
水电２０２０年发展目标需加码
在《可再生能源中长期发展规划》中，我国提出到２０１０年，全国水电装机达到１．９亿千瓦；２０２０年，全国水电装机达到３亿千瓦。
环境保护部环境工程评估中心副总工程师陈凯麒表示，２０１０年目标已经提前一年实现，２０２０年目标也有望实现。到２０２０年，除雅鲁藏布江、怒江、金沙江上游、澜沧江上游外，其他水电基地的水电资源将基本开发完毕。
但在熊敏峰看来，３亿千瓦的发展目标比较保守，不足以支撑非化石能源消费比重达到１５％左右。
熊敏峰表示，经过国内外多个部门和多个机构分析论证，在加强产业结构调整、加快技术进步、大力提高能源效率的情况下，我国２０２０年能源消费总量约为４５亿吨标准煤。按照１５％的比例，非化石能源需要达到６．７５亿吨标准煤。即使其他可再生能源尽可能发展，按届时风电装机１．５亿千瓦、太阳能发电装机２０００万千瓦、生物质发电装机３０００万千瓦、核电８０００万千瓦计算，常规水电也需要３亿千瓦～３．５亿千瓦。如果考虑实际能源消费总量的不确定性，应确保达到３．３亿千瓦～３．５亿千瓦。
值得注意的是，《可再生能源中长期发展规划》所提２０２０年水电发展目标，还包括抽水蓄能非常规水电站（预计约３０００万千瓦）。熊敏峰提出的常规水电３．３亿千瓦～３．５亿千瓦的发展目标，比《可再生能源中长期发展规划》目标高出的决不止一星半点。
我国是水资源大国，经济可开发量达４亿千瓦。截至２００９年底，我国水电装机为１．９亿千瓦（常规水电约１．８亿千瓦），还有巨大的发展潜力。然而，近两年大型水电项目核准停滞的现实，让３亿千瓦的水电发展目标实现尚且存在悬念，３．３亿千瓦～３．５亿千瓦的目标更遥不可及。
对此，汪恕诚警告说，大型水电项目工期要１０年左右，中型水电项目工期为５～７年，得赶紧上一批水电工程项目，否则就来不及了。
年内未必核准大型水电项目
然而，水电建设也不可避免地带来负面影响，主要集中在移民和生态问题上。
“必须科学对待水利水电建设过程中产生的各种负面效应，创造经济建设、民生保证和环境保护共赢的局面。”中国科学院院士、中国水利水电科学研究院教授陈祖煜说。
汪恕诚认为，水能开发带来的移民、流域生态问题，很大程度上是社会管理问题。通过深化体制改革，加强科学管理，运用合理的行政、政策、技术、资金等手段，这些问题都可以得到很好的解决。
陈凯麒提出，应深入开展水电开发与生态保护战略研究，在此基础上出台水电行业的区域环境政策，协调有关部门出台生态补偿机制、资源有偿分配机制等水电有序开发保障机制。
但不管怎样，近两年大型水电项目核准处于停滞状态是现实问题。据预测，我国今年基建新增发电能力将达８５００万千瓦，其中，水电超过１５００万千瓦，保持２００８年和２００９年投产规模２０００万千瓦左右的良好势头。然而，更为令人关注的是，今年水电项目核准将如何？
对此，熊敏峰并没有给出明确答复，而只笼统地表示，具体项目审批从国家层面来说有一个管理程序，要落实一些条件，受到各种方面因素的影响。
汪恕诚表示，将在今年全国人代会上继续呼吁大力推进水能开发。
中国大型水电项目核准陷入停滞状态
http://www.china5e.com/show.php?contentid=78826
来源：中国电力新闻网 2010-02-25
记者从近日举行的水电新春联谊会上了解到，截至２００９年年底，我国水电总装机容量达到１．９７亿千瓦，开发程度达到３６％。但是，受水电无序和违规建设问题的影响，大型水电项目的核准近年陷入停滞状态。
据介绍，２００９年我国新增水电装机容量１９８９万千瓦，创历史新高，水电总装机容量增长１４％，占全国电力总装机容量的２２．５％。我国水电装机容量和年发电量已于２００４年和２００５年分别超过美国和加拿大，居世界第一。新中国成立６０年来，我国水电累计发电６７２７３亿千瓦时，相当于替代２６．４亿吨标准煤，减少二氧化碳排放约５９．６亿吨。水电界人士强调了水电在应对气候问题上的重要作用，呼吁加大水电开发力度。全国人大财经委副主任委员、中国大坝协会理事长汪恕诚认为，面对全球气候变化，全世界范围内水电的发展将出现一个新的高潮。
记者从会议上了解到，受水电无序和违规建设问题的影响，水电没有列入国家扩大内需的投资领域，大型水电项目的核准陷入停滞状态，近两年，除了抽水蓄能电站外，很少有大型水电项目获得核准。国家能源局官员指出，受历史条件和思想认识的局限，在水电的政策和建设管理方面存在着重工程建设、轻环境治理，重经济利益、轻社会效益的问题。推动水电的科学发展，需要在水电的规划设计理念、施工管理、运行维护等各个方面进行调整和完善，要更加重视生态环境的保护和治理，更加重视减少淹没和移民的安置，更加重视水库地区的经济、社会和谐发展。
