党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央高度重视黄河流域生态保护和高质量发展，将黄河流域生态保护和高质量发展提升为重大国家战略，具有深远历史意义和重大战略意义。在此背景下，黄河流域电力行业发展面临新的挑战，是当前电力企业反映较为集中、迫切的问题。
为统筹推进黄河流域电力企业高质量发展与生态环境高水平保护，中电联牵头主要电力企业开展黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研，通过调研提出促进黄河流域电力企业“在保护中发展、在发展中保护”的意见建议，为政府制定相关政策提供决策参考。
一、黄河流域生态环保及电力企业发展概况
（一）生态环保现状
黄河发源于青藏高原巴颜喀拉山北麓，呈“几”字形流经青海、四川、甘肃、宁夏、内蒙古、山西、陕西、河南、山东9省区，全长5464公里。黄河流域面积79.5万平方公里（包括内流区面积4.2万平方公里），共涉及69个地区（州、盟、市）、329个县（旗、市）。
通过长期有效治理，流域生态环境总体向好，水沙治理取得显著成效，生态环境质量明显改善，生态保护与修复成效明显。但在取得成绩的同时，仍存在流域生态环境脆弱、流域水资源过度开发利用、部分地区污染严重、发展模式偏重偏粗等方面的问题。黄河流域生态环境问题表象在黄河，根源在流域。
（二）流域内电力企业概况
根据中电联统计，截至2021年年底，流域内主要电力企业发电装机容量约1.8亿千瓦。分类型看，火电1.4亿千瓦，占比最高，约77.7%；水电1471.9万千瓦，占比8.1%；风电1704.2万千瓦，占比9.4%；太阳能发电867万千瓦，占比4.8%。流域电源结构偏“火”特征明显。分企业看，华能总装机容量最大，国家电投非化比重最高。
（三）电力发展与生态环保趋势
国家和地方高度重视流域开发与保护，已制定了“十四五”乃至中长期电力发展和生态环保规划。
流域电力发展趋势。黄河上游段，发展重点是推进水电项目开发建设、水电基地扩机增容、梯级电站大型储能试点项目研究和建设；加快青、甘、宁、内蒙古等省区陆上风电和光伏发电基地化开发；加强跨省跨区输电通道建设等。中下游段，重点是推进干支流及周边区域集中规划实施一批风电、光伏发电规模化应用工程，推进滩涂地风光储输一体化基地和采煤沉陷区“光伏﹢”基地建设；严格控制除民生热电外的煤电机组建设，持续优化调整存量煤电，淘汰退出落后和布局不合理煤电机组等。
流域生态环保趋势。上游重在保护水源涵养区和防治水土流失；中游重在水土流失综合治理，严格控制水资源取用，加强入黄排污口整治；下游重在构建绿色生态通道，约束水资源利用，系统推进污染防治，加强湿地生态系统保护和河道（口）生态保护区管理。
二、流域生态环保法规政策及企业执行情况
（一）法规政策基本情况
国家、流域、流经省区等各层面制定出台的基础性、专项性、地方性的法规政策较为全面、系统和有针对性，共同构成黄河流域生态环保法规政策体系。流域内电力企业既要满足国家出台的有关生态环保、污染治理、节能降碳等基础性法律法规政策，还要满足针对流域生态环境保护的专项性法规政策，同时也要满足地方生态环境主管部门出台的更加严格的地方性法规政策。
（二）电力企业执行情况
总体情况。国家电网公司、五大发电集团十分重视生态环保工作，严格执行国家、地方和流域相关法规政策，部分电力企业还制定了更为严格的企业规章制度和管理办法，确保各项生态环保要求落到实处。
分类型情况。流域内火电企业重点落实取水许可、排污许可；稳定运行环保设施，确保达标排放；推进煤电超低排放改造、废水提标改造、煤场封闭改造、燃料清洁运输、提高固废处置与综合利用，进一步提升火电清洁化低碳化水平；积极配合生态主管部门开展执法监测等。水电企业做好全过程生态环保管理，前期重点落实流域规划、水电开发规划、生态环保规划以及满足环评、水保等批复要求；建设期重点落实环保、水保“三同时”，控制施工期“三废”排放，实施生态环保管理和监理等；运行期重点落实生态环保设施和污染治理设施，保障生态流量；水电项目退出或退役要进行生态修复。新能源项目规划选址要避让生态保护红线、环境敏感区等，取得环评、水保等批复；施工期、生产期保证污染治理和水土保持措施稳定运行，做好退役后的废旧组件回收处置、生态治理与生态恢复等方面工作。
黄河流域电力企业通过进一步降低污染物排放，严格落实取水限额、水土保持和生态治理，推动清洁低碳电力发展，促进了流域环境质量改善，减轻了对流域生态环境影响，在促进流域高质量发展与高水平保护方面取得了积极成效。
三、企业遇到的主要问题
电力企业对黄河流域生态环境保护反映较为集中的问题主要体现在以下六个方面：
一是黄河流域生态环境脆弱和特殊性气候特点增加了电力项目生态环境治理难度。生态脆弱是黄河流域存在的最大问题，电力项目“三同时”制度要求环保、水保工程要与主体工程同时设计、施工、投运，部分风光项目建设周期短、植被恢复相对慢，环保、水保“三同时”工作滞后，面临违规风险。
二是黄河流域生态保护红线划定、调整、监管和执法的科学性合理性方面还存在一些问题。部分地区生态保护红线划定或调整时与电力企业沟通不足；有的项目建设时合规，红线调整后导致建成后违规，面临移建或拆除风险；红线主管部门不明确、管理责任不清晰、协调机制不完善的问题仍存在。
三是流域内部分火电企业还存在废水治理水平偏低，不满足废水排放要求，以及企业取用中水水质差、配套设施滞后的问题。仍有少数火电企业因水处理设备老化、系统无法稳定运行，外排废水水质不满足地方环保要求；部分市政污水厂建设滞后，无法保质保量提供中水，影响正常生产。
四是中上游火电厂大宗固体废弃物综合利用存在困难，固废大量贮存对灰场库容产生压力。黄河中上游地区火电厂固废综合利用率普遍较低；固废综合利用不畅，大量贮存在灰场，造成库容濒临到界，增加了环保风险。
五是流域大型水电站的系统调节、降碳等综合价值未充分体现，部分水电站还面临汛期浮渣问题，对安全运行产生风险。黄河上游大型水电站承担辅助服务任务以支撑新能源大规模开发与利用，但辅助服务成本增加无法通过电力市场获得有效补偿；大型水电项目碳减排效益得不到认定；部分水电站库区在汛期和降雨后生活垃圾、漂浮物较多，严重影响水电站安全稳定运行。
六是流域内新能源项目更新、退出机制有待健全，退出报废产生的废旧组件、危险废物回收处置产业尚不完备。老旧风、光项目设备更换、退出报废后续机制尚不明确；国内尚未形成成熟的废旧风、光组件回收产业；危险废物（如铅酸电池、废齿轮箱油等）处置存在制约。
四、促进流域电力企业生态环保的政策建议
针对以上问题，提出促进流域电力企业生态环保的六点政策建议：
一是因地制宜制定政策，加强电力项目生态治理。建议政府主管部门针对黄河流域不同区域生态环境特点开展分区管控，因地制宜制定具体生态环保政策，指导流域电力企业更加科学、精准地开展生态治理；适当放宽电力项目因开发建设破坏生态环境后的植被恢复时限要求；加强适应黄河流域生态恢复的植被优势种的筛选、培育和研发；建议电力企业进一步重视和加强在黄河流域环境敏感区电力项目生态治理，促进企业发展与生态保护相协同。
二是科学管理生态保护红线。建议地方政府在划定生态保护红线时与国土空间规划、电力发展规划充分衔接，广泛征求电力企业及利益相关方意见建议；建立电力企业涉及红线问题的意见反馈或申诉机制；明确生态保护红线的牵头责任部门并及时向社会公开；组织相关机构开展生态保护红线边界及功能区域的定期评估。
三是加快中水设施建设，统筹节水与废水治理。建议地方政府加快建设中水生产设施，加快管网建设，提升中水资源供给能力；鼓励和引导火电等用水量大的企业自建中水设施或使用城市中水；建议流域内火电企业统筹全厂水资源管理和废水综合治理，进一步优化取水用水方案，加强全厂水务管理；定期开展水平衡试验，有效指导全流程取水、用水和排水；实施全厂水网监控等。
四是保障固废品质，促进综合利用。建议地方政府采取规划、财税、价格等多种措施推进本地区火电企业大宗固废综合利用；重视火电厂灰场问题，通过增加贮灰场地划拨、出台政策支持利用废弃矿坑、沟壑贮存固废或政府主导建设统一贮灰场等措施，降低灰场库容逐渐紧张的潜在风险；建议沿黄火电企业加强锅炉及环保设施运维管理，保障产出的粉煤灰、脱硫石膏等固废品质满足建材等相关标准要求。
五是制定政策机制，体现水电综合价值。建议政府主管部门统筹市场机制体制，补偿水电辅助服务价值；探索建立水电生态环境效益评价认证制度，利用价格、财税、补偿、调度等多种措施或手段体现综合生态价值；开发大水电碳减排效益评估机制，体现减碳价值。
六是健全政策机制，促进新能源快速发展。明确老旧风机、光伏机组延寿、退役以及拆旧换新的申请流程和有关手续，促进新能源项目更新换代；对在原有新能源电场核准容量扩容、生态环保行政审批等方面给予支持，简化相关程序和手续，加快新能源发展；建议将新能源废旧组件回收与处置产业纳入国家鼓励类产业结构指导目录；制定财税、价格等激励性政策，促进危险废物回收处置企业优化运行、提高效率。
