水电是低碳发电的支柱，为新型电力系统提供大量绿色电力。截至2022年，我国已建、在建常规水电装机容量约3.9亿千瓦，2022年常规水电发电量1.3万亿千瓦时，占全国发电量的15%。

　　新形势下水电的功能定位将由传统的“电量供应为主”转变为“电量供应和灵活调节并重”，这对水电开发利用意味着什么？我国抽水蓄能在未来发展中将如何实现经济高效？绿证新政策的出台对水电发展产生哪些积极影响？围绕上述问题，中国能源传媒集团（以下简称中能传媒）记者专访了水电水利规划设计总院院长李昇。

　　中能传媒：习在中央全面深化改革委员会第二次会议上强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。新能源要尽早实现对传统能源的安全可靠替代，可从哪几个方面提升发展水平？

　　李昇：要构建以清洁低碳为核心目标、安全充裕为基本前提、经济高效为驱动特征、供需协同为基础保障、灵活智能为重要支撑的新型电力系统，需要从源、网、荷、储等各个方面统筹发力。新能源作为新型电力系统的重要组成部分和未来的主体电源，在支撑构建新型电力系统过程中责任重大。要尽早实现对传统能源的安全可靠替代，我国新能源要从以下几方面提升发展水平。

　　一是要不断提升可靠支撑能力，向系统主体电源转变。新能源在大规模发展同时应当通过提升功率预测水平、配置调节性电源、储能等手段提升新能源发电可调可控能力，利用构网型发电等技术建设系统友好型电站，保障接入后安全稳定运行。

　　二是要坚持基地化开发、规模化送出发展战略。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，结合抽水蓄能、新型储能、存量火电机组等支撑性调节性电源形成风光火储、风光蓄、水风光流域一体化等开发建设模式，支撑新能源大规模开发和远距离输送。积极推动海上风电集群化开发利用，保障沿海省份绿色电力供应。

　　三是要推动分布式新能源开发利用，促进跨界融合发展。在中东部和南方等土地资源紧张地区，拓展分布式新能源开发应用场景。以就地利用为主要目的，推动分布式光伏、分散式风电与建筑物、交通设施、农业生产等充分结合，发展新能源多领域融合的新型开发利用模式。

　　四是持续加强技术创新突破，充分发挥成本优势。当前，风电、光伏发电成本相较传统电源具备显著优势，要以更优技术经济性推动能源生产、输送、存储和利用体系重构，与各类型储能、调节性电源等配合支撑能源电力低碳转型与新型电力系统建设。

　　中能传媒：水力发电在新型电力系统中面临重大创新发展需求和机遇，那么在这种形势下，水电发展有哪些新思路？

　　李昇：新时代水电将迎来新发展机遇，我国水电发展已站在新的历史方位。水电在能源转型中的基石作用明显，不仅生产大量绿色低碳电力，而且发挥着越来越重要的灵活调节作用，能有效抵消风电、太阳能发电间歇性、波动性的不利影响。水电顺应新的形势，需要开拓发展思路。

　　做大增量，积极推动流域龙头水库和战略性工程建设。流域龙头水库调节库容大、调蓄能力强，可调节河流丰枯变化，进而提升流域整体梯级调节能力，提升效益发挥、保证水资源和能源安全等。建设龙头水库大、造价高，且建设水库需要征地、移民，建设难度大，这项工作进度往往滞后于实际需要。因此，要进一步强化水电开发统筹协调机制，加快推进流域龙头水库电站建设，提升流域整体调节能力；积极推动金沙江龙盘、奔子栏，澜沧江古水，黄河茨哈峡等大型骨干工程前期工作，完善大型水电基地，推动流域整体效益尽早发挥。

　　用好存量，推动水电扩机增容、深度挖潜，进一步提升水电调节性能。一是统筹考虑水文、地质条件、水利动能、上下游梯级流量匹配等因素，进行梯级水电扩机，以及机组增容改造。二是结合外部需求和自身建设条件，研究增设可逆式水轮发电机组，建设混合式抽水蓄能电站。三是在确保工程安全的前提下，考虑既有工程承担任务，结合新形势需要，增加坝高、调整特征水位等方式，增加水库调节库容。

　　创新发展，依托水电灵活调节能力，推动水风光一体化综合开发。我国金沙江、澜沧江、雅砻江、大渡河及黄河等主要流域水能资源丰富、开发基础好，同时风、光等新能源资源富集，具备水风光一体化发展的优势。以水风光为主的可再生能源一体化发展，在空间上将流域丰富的水电、抽蓄资源与周边富集的风光资源整合开发，通过一体化、规模化发展实现优势互补，提高可再生能源生产、消纳和存储能力，提供100%的清洁零碳电力，是新时期可再生能源高质量跃升发展的重要路径。

　　中能传媒：抽水蓄能电站是新型电力系统中非常重要的调节电源之一，在未来，抽水蓄能发展如何实现经济高效？

　　李昇：“十三五”期间，我国抽水蓄能发展有所滞后。分析其原因，主要是价格机制和成本疏导机制未厘清，主体多元化程度不高。

　　2021年，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出发展目标“到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。”

　　在理顺了抽水蓄能电站价格机制、主体多元化发展后，抽水蓄能迎来了爆发式的增长。2022年，全国核准抽水蓄能电站48座，核准总装机容量6889.6万千瓦，是历年来核准规模最大的一年。这一情况，并不是局部省区发展过热造成的，而是理顺价格机制、主体多元发展后，发展需求促进发展动力释放。

　　抽水蓄能电站的经济高效发展，与其合理需求密不可分。抽水蓄能主要为电力系统提供调节服务，其需求并非无限，而是有合理的需求空间。根据合理需求，有序开展建设，为支撑发展可适当超前布局，是促进抽水蓄能高质量发展到必然要求。

　　电力系统中新型储能也可发挥调节、储能作用。目前投入商用的新型储能主要是电化学储能，从全生命周期开展对比，电化学储能使用寿命短，10年左右需要重新置换，按照目前1500元/千瓦时，其综合成本相当于抽水蓄能的2.5倍；考虑技术进步，当从目前的1500元/千瓦时下降至1200元/千瓦时，其综合成本是抽水蓄能的2倍；若继续下降至800元/千瓦时，其综合成本是抽水蓄能的1.5倍。两者在调节周期上也有区别，抽蓄多为4~8小时，而以锂离子电池为主的电化学储能充放电时长多为1~4小时，可以在不同时间尺度、不同应用场景中分别发挥作用，新型电力系统需要构建多时间尺度储能技术规模化应用的多元储能体系。

　　所以，在未来新型电力系统中，为了满足调节和储能需求，我们可以共同发展抽水蓄能电站和新型储能，从经济、安全和环保来讲，应该是发展抽水蓄能为主，新型储能为辅。

　　中能传媒：近期绿证新政策印发，提出对全国风电、太阳能发电、常规水电等可再生能源发电项目实现绿证核发全覆盖，新政策的出台将对水电发展产生哪些积极影响？

　　李昇：近期出台的绿证新政策，是对2017年起施行的绿证制度的全新修订和完善，明确将绿证核发范围扩展到所有可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖，意味着水电的绿色环境价值在制度上得以确立。

　　对于存量水电，电力用户可通过持有无偿划转的水电绿证，声明其绿色电力消费行为，用于践行绿色消费社会责任、应对国际产业链绿色电力消费要求。在新时代绿色发展新形势下，越来越多的电力用户会更加倾向消费存量水电电量和获得绿证，由此将形成水电消费激励水电供给，水电供给推动水电消费的良性发展局面。

　　对于2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电，国家核发可交易绿证，允许电力生产者通过出售绿证或参与绿电交易获得绿色环境价值收益，将在一定程度上提升市场化水电项目的积极性，有利于做大水电增量，促进水电行业可持续发展。

　　总体而言，在当前能源绿色低碳转型、可再生能源补贴退出的新阶段，新政策为构建基于绿证的可再生能源全品种绿色环境价值体系确立了制度依据，有利于以市场化方式驱动水电、风电、光伏发电等可再生能源实现高质量跃升发展，推动新型电力系统、新型能源体系建设，助力“双碳”目标如期实现。

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