在中国水力资源集中的西南地区，长江、澜沧江和怒江在高山峡谷中自西向东奔流着。在这三条并行的大河里，除了唯一一条没有建大坝的“处女河”怒江之外，其余两条大河上，在建或已投产的中大型电站众多。

这些水力发电站坐落于重山间的河流之上，通过拦截河川水，再让其从高处流下，并把过程中所产生的势能转换成水轮机的动能，再借水轮机为原动力，推动发电机产生电能。最终，发电后的水经由尾水路再回到河道，继续供电站下游使用。

最新统计数据显示，中国内地水力资源理论蕴藏量在1万千瓦及以上的河流共3886条，水力资源技术可开发装机容量为6.61亿千瓦，年发电量为2.99万亿千瓦时。

作为当前最成熟、最重要的可再生清洁能源，水电在中国经历了多个发展阶段，总装机容量从1980年代的1000万千瓦左右，跃增至2015年末的3.2亿千瓦，占全球水电装机容量的1/4。

多年来的“大干快上”，虽然大幅提升了水电装机容量，但随着中国经济发展方式的转变，全社会用电量增速长期低迷，中国水电如今步入了一个略显尴尬的境地。

一方面，水电是一次能源消费结构中占比最大的清洁能源，对中国继续调整能源消费结构，对完成2020年非化石能源消费比重达到15%的国际减排目标，有着举足轻重的作用，中国政府仍在规划和产业政策层面上鼓励其发展。

另一方面，水电开发成本增加、弃水严重等问题，不仅导致了“十二五”期间水电开工不足，更可能影响水电行业在“十三五”期间的可持续发展。

建设成本增三倍

“华电在四川的杂谷脑河流域梯级水电站和西溪河洛古水电站，便已处于亏损状态，每年亏损额平均约1亿元。”中国华电集团金沙江上游水电开发有限公司（下称金沙江上游水电）一位高管对界面新闻记者说，水电项目一次性投资大，在成本升高、还贷压力、市场需求减弱、水电消纳等原因的作用下，都可能导致电站的亏损。一些电站已经出现了现金流断裂的情况，威胁到了企业的生存。

上述高管称，金沙江上游水电现在正负责金沙江上游河段的梯级开发，承接西电东送接续能源基地的建设。

“‘十三五’期间的行业问题，我们已经遇到了。”他说，“水电开发对藏区的带动作用明显，无论是基础设施建设，还是该地区能源产业、就业等都有帮助，从这个角度讲建设是很有益的。”

四川省能源协会秘书长、四川大学能源发展研究中心主任马光文对界面新闻记者表示，随着中国河流中下游以及地理位置相对便利的水电项目开发已接近尾声，目前水电行业发展重心转向未开发资源集中的西南地区河流中、上游流域。这部分资源接近藏区，生态环境脆弱，开发难度不断增大。

据《电力“十三五”规划》显示，未来五年将以西南地区的金沙江、雅砻江、大渡河等河流为重点，推进大型水电基地建设，但这些流域，却是地质情况复杂、自然灾害频发的区域。

水电水利规划设计总院的一位专家对界面新闻记者介绍，水电开发重心向河流中、上游流域转移，将会产生交通不便，水电项目设计、施工难度加大，输电距离增大等一系列问题。上述问题都会增加水电项目的投资成本，会降低水电的经济性，这都是投资者需要考虑的。

中国电力企业联合会发布的《2016年1-9月电力工业运行简况》数据，今年1-9月，在电源完成投资中，水电完成投资354亿元，同比下降20.5%。

“此外，水电项目开发涉及移民、少数民族宗教、文化等矛盾棘手问题，加上需要背负地方政府如建设道路等诸多要求，都将增加项目投资成本，直接导致水电项目的经济性受到损害。”马光文说，“随着中国经济进入‘新常态’，电力供需形势日趋宽松，许多新项目甚至进入了投产便亏损的窘境。”

除了华电杂谷脑河流域梯级水电站，国电大渡河公司也好景不再。该公司水电装机量为966万千瓦，2015年总发电量超300亿千瓦时，2016年预计将达370亿千瓦时。《中国能源报》9月26日在《5亿补偿火电，四川水电很委屈》一文中称，国电大渡河公司今年的利润可能源自国家降息从而减少了财务成本。

上述金沙江上游水电高管对界面新闻记者介绍，“十五”“十一五”的十年间，是中国水电高速发展阶段，装机容量不断增长，彼时电站开发成本平均约为每千瓦6000元-7000元。但“十二五”期间每千瓦的成本已经跃至1万元，在“十三五”期间，每千瓦的成本已经超过1.5万元，增长近300%。

面对成本增高的新情况，该高管认为，作为企业，只有通过加强管理、减少浪费，最大程度的降低电站成本；但在国家层面，他希望国家能对水电贷款进行贴息补贴，优惠贷款。

“华电项目的建贷利息占总投资额的比重约在20%-30%，因此贷款优惠对企业和行业的发展很有帮助。”他说。

未完成的水电规划

按照《水电发展“十二五”规划》要求，“十二五”中国新增投产常规水电指标为6100万千瓦，新开工常规水电指标为1.2亿千瓦，抽水蓄能指标为4000万千瓦，新增投产7400万千瓦。至2015年末，水电总装机容量应达到2.9亿千瓦，其中抽水蓄能3000万千瓦。

但实际完成情况则显示，“十二五”期间，中国除了常规水电新增装机约9800万千瓦，为规划目标的160%之外，包括常规水电新开工规模、抽水蓄能新增装机及新开工规模等反映行业可持续发展能力的主要指标，均远低于水电“十二五”规划目标。

今年2月，水电水利规划设计总院院长郑声安，在2016年中国水电发展论坛上指出，“十二五”期间，中国常规水电新开工规模5800万千瓦，仅为规划目标的48%；抽水蓄能电站的新增装机容量和新开工规模分别为732万千瓦和2090万千瓦，分别完成了水电“十二五”规划目标的55%和52%。

11月7日，国家发改委、国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》（下称《电力“十三五”规划》）显示，主管部门已将“十三五”期间水电发展的指标下调。

根据《电力“十三五”规划》要求，未来五年中国将积极发展水电，全国常规水电新增投产约4000万千瓦，开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。到2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦。抽水蓄能电站装机新增约1700万千瓦，达到4000千瓦左右。

中国水力发电工程学会副秘书长张博庭对界面新闻记者表示，大量弃水、审批困难、水电经济性大不如前以及环保压力等多方面因素作用，导致了水电规划大打折扣。

国家电力监管委员会电力行业资质认证专家、发改委节能评估专家、四川水力发电工程学会理事长马怀新则认为，“十二五”期间新增装机超额完成，但新开工规模，抽水蓄能的新装机和新开工规模都只完成一半，以及《电力“十三五”规划》将水电发展目标调低，这都说明中国水电的开发高潮已成为过去。

水电大省“弃水”缺电

除了水电站建设成本增加之外，中国水电行业还临着另一个棘手问题——云南、四川两个水电大省的大量“弃水”。

四川和云南同为中国水力资源最为丰富的地区，在国家实施“西电东送”战略后，两省均大力加强了水电建设。

截至2015年底，四川省水电装机6759万千瓦，占总装机容量的比重近80%。但随着中国用电需求持续下行，电力供大于求，加上四川水电电源集中在近几年投产、外送通道建设滞后等因素影响，四川省电力供应从“丰余枯缺”快速转变为“丰裕枯余”，四川的“弃水”问题日益凸显。

据国家电网四川省电力公司对外披露的数据显示，2012年-2015年，四川电网水电“弃水”电量分别为76亿、26亿、97亿和102亿千瓦时。

“弃水”分为正常弃水和非正常弃水的两种。正常弃水是指下游水位较低的正常开闸放水及丰水期库容不够的放水，是水库正常的调峰功能；非正常弃水则是因为电力供过于求，让本应该用于发电的水白白流走，造成损失。

四川发改委预计，“十三五”期间该省将新增水电装机1800万千瓦以上，水电总装机将达8600万千瓦，在不增加外送通道的情况下，富裕电量将达到600亿千瓦时。届时，大量水电清洁能源将得不到有效利用，可能将产生200亿千瓦时的“弃水”。

不过，四川省并非“弃水”最为严重的区域，与之相邻的云南省，在糯扎渡等水电站陆续投产后，电力供应从也同样从“丰盈枯缺”的季节性富余变为“常态性供过于求”。

云南省工信委公布的数据显示，在“十二五”期间，该省的水电装机为5848万千瓦，同比上涨5.7%。在装机迅速增长和用电增速放缓的双重压力下，自2013年开始，云南也出现大量“弃水”。在2013年、2014年和2015年，云南省的弃水电量分别为50亿千瓦时、168亿千瓦时和152.6亿千瓦时。

“‘弃水’的根本原因在于需求侧缺乏协调，其次是外送通道跟不上。”马怀新说。

中国经济增速下降后，电力消费增速下降较快，电力市场整体严重过剩，“弃水”的关键还是市场需求问题。东部许多省份要求削减甚至拒绝西部水电，“东部火电装机规模一直在上升，需要考虑当地经济发展以及社会稳定问题。”张博庭说。“解决弃水应从国家层面保证西电东送，这不是一两个省份能单独解决的问题。”

时任四川省发改委主任唐利民在今年两会的提案中亦建议，国家能源局《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（征求意见稿）中未将水电纳入全额保障性收购范围。希望在国家层面建立清洁能源统筹消纳保障机制，并将水电纳入全额保障收购范围，使四川水电在全国电力消费市场中统一消纳。

本月发布的《电力“十三五”规划》中，也要求在未来五年坚持市场化消纳机制，基本解决四川、云南水电消纳问题。强化政策措施，新建项目应提前落实市场空间，防止新的“弃水”现象发生。

针对弃水问题，《电力“十三五”规划》还明确，将重点依托西南水电基地开发，建成金沙江中游送电广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德电站送两广输电通道，开工建设白鹤滩电站外送工程，并积极开展金沙江上游等消纳方案研究。

然而，本是水电大省的四川和云南，却可能在今年冬季面临短期时段性电力紧张。11月11日，在国家发改委召开的新闻发布会上，发改委秘书长李朴民表示，今冬明春全国电力供需形势总体宽松，但个别地区不排除可能出现短期时段性紧张的情况。而用电可能出现短期紧张的地区，首当其冲的便是用电结构中水电占比较大的省份。

中电联发布的《2016年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》亦称，2016年全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。

另据《四川日报》报道，国网四川省电力公司发展策划部主任周桦曾在该省清洁能源开发与利用的专题研讨班亦指出，四川水电机组多为径流式，整体的调节性较差，枯水期发电能力仅是丰水期的1/3。这也意味着大部分水力发电只能即发即用，并不能将夜间发电保存到第二天白天利用。因此在用电的平段和谷段，就有可能产生一定量的弃水。而随着今年冬季水量减少，低温或抬升用电需求，“弃水”大省也将面临着短期分时段的电力紧张。

两个“弃水”大省也在试图想办法解决问题。2016年5月，国内最大的水电送端省级电力交易平台——四川电力交易中心有限公司挂牌成立，通过与北京电力交易中心的联动，推动跨区跨省外送，促进四川清洁能源消纳。此外，四川电力交易中心还发展和衍生了三大类17个市场化交易品种，为大客户量身定做方案，促进省内直接交易、就近吸纳。

今年9月，云南省政府印发《关于加强中小水电开发利用管理的意见》，强调原则上不再开发建设25万千瓦以下的中小水电站，已建成的中小水电站不再扩容，结束了云南省中小水电建设十余年的快速发展路程；同月，四川省政府也通过了《关于进一步加强和规范水电建设管理的意见》，明确在“十三五”期间，四川将严格控制中型水电项目核准，全面停止小型水电项目开发。

为解决外送通道问题，10月31日“十三五”期间四川省建设的首条电力外送通道——川渝电网500千伏第三通道工程开工建设，该工程总投资11亿元，全长327.5公里，预计于2017年7月底建成。投运后将新增川电外送能力200万千瓦，预计每年帮助外送消纳水电70亿千瓦时，一定程度缓解四川“弃水窝电”压力。