2023年我国水电

装机容量4.2亿千瓦

发电量1.28万亿千瓦时

“十四五”前3年

核准了109座抽水蓄能电站

总装机1.47亿千瓦

是整个“十三五”核准规模的4.4倍

过去15年

我国水电年均完成投资920亿元

其中，2012年最高，达到1239亿元；

2016年最低，仅为617亿元

2023年

我国常规水电投产489万千瓦

全年投产抽水蓄能电站8座

装机容量达545万千瓦

2023年抽水蓄能电站总装机容量达5094万千瓦

近10年来保持10%的增长速度

“双碳”工作推进以来，作为清洁能源的水电没有迎来投资规模、装机和发电量的高速增长，反而整体发展趋缓。以2023年为例，水电投资规模低于1000亿元，占各类电源总投资的比例也直线下降；新增装机容量1034万千瓦，同比增速不到2%，水电装机容量占各类电源总装机的比例从第2位降到第4位；全年发电量1.28万亿千瓦时，降低至近5年来最低水平。

水电投资减缓

从投资规模来看，过去15年，我国水电年均完成投资920亿元，投资规模年际差异大。2012年最高，达到1239亿元；其余年份均不足1000亿元，其中2016年最低，仅为617亿元。

据不完全统计，1980年前投产的水电站平均单位造价不到4000元/千瓦，到2010年已上升至9000元/千瓦。2023年在建的大（1）型常规水电站平均单位造价超过1.5万元/千瓦。2022年投产的抽水蓄能电站平均单位造价6069元/千瓦，与常规水电相比，抽水蓄能电站涉河工程少、建设周期相对较短、征地移民安置规模小、单位造价相对较低，近年来呈快速增长态势。

在抽水蓄能的拉动下，预计未来一段时期整个水电行业年投资规模总体将保持在1000亿元以上，但受具体工程建设进度不确定性的影响，仍将保持较大的年际差异。

根据公开资料，在建大（1）型常规水电站共10座，装机容量约1500万千瓦。随着各大水电基地开发条件较好的水电站逐步开工投产，剩余未开发电站数量大幅减少，除怒江及西藏重要河流外，其他流域未开发的大（1）型水电站还剩10座左右；常规水电开发的“主战场”也转移至高边坡、高海拔、温差大等高山深谷复杂区域，开发难度大，开工速度将进一步变缓，单位造价水平也将进一步提高。但随着主要水电基地周边风电和光伏的加速开发，流域梯级整体调节需求加大，龙头水库等调节能力强的电站开发有望再次提上日程。

从装机容量来看，2023年我国水电装机容量4.2亿千瓦，过去15年年均增速6.1%，其中前5年年均增速10.2%，后10年年均增速4.2%，增速明显放缓。随着风光等新能源高速发展，电源总装机增长迅速，水电装机占各类电源总装机的比例下降趋势明显；2016年起水电装机占比跌破20%，2023年降低至14%的历史最低水平，且占比首次低于风电和光伏，降低至各类电源第4位。

2030年前，水电装机容量增速将继续维持不到5%的低增长速度。但随着抽水蓄能的集中投产，2030年后水电装机容量增速将迎来一拨小高峰。而随着风光等新能源的持续高速发展，水电装机容量占各类电源总装机容量的比例将继续下降。

风电和光伏的高速增长要求全面提升电力系统调节能力和灵活性，作为现有最成熟的大容量储能解决方案，抽水蓄能电站迎来新的发展机遇，核准和开工节奏加快。“十四五”前3年核准了109座，总装机1.47亿千瓦，是整个“十三五”核准规模的4.4倍。

2023年，我国常规水电投产489万千瓦，全年投产抽水蓄能电站8座，装机容量达545万千瓦，投产装机规模历史首次超过常规水电。2023年抽水蓄能电站总装机容量达5094万千瓦，近10年来保持10%的增长速度。

抽蓄电站加快发展

机遇到来的同时，也在一定程度上造成了抽水蓄能投资建设过热问题，突出表现在部分项目前期工作周期过短带来的论证不充分、部分核准电站造价偏高情况下潜在的电价消纳、西北等局部地区核准数量明显偏高、未来集中建设期主设备产能不足等方面。

为此，国家发展改革委、国家能源局等相关部门也陆续出台相关政策对抽水蓄能投资建设进行有序引导。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出，到2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦，到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右。截至2023年底核准开工和在建抽水蓄能电站超过130座。根据建设进度，2021年前开工的22座抽水蓄能电站中，2025年可投产10座以上，预计可超额完成规划目标。对于2021—2023年核准的109座抽水蓄能电站，考虑到开工和建设进度，预计2028年后逐步迎来投产高峰期，但难以全部在2030年投产。从目前来看，我国抽水蓄能电站机组制造能力难以满足抽水蓄能高速发展的需求，产能不足问题可能进一步延长电站建设工期。预计到2030年抽水蓄能装机容量有望达到1.5亿千瓦以上。

从发电量来看，2023年我国水电发电量1.28万亿千瓦时，过去15年年均增速5.6%，其中前5年年均增速9.7%，后10年年均增速3.7%，增速明显放缓。受益于长期以来水电装机容量的持续增长，2020年前水电发电量总体保持增长态势，2020年达到1.36万亿千瓦时的历史峰值。但随后，受来水量不足影响开始波动下降，2021年出现10年来首次水电发电量同比降低的现象，2023年降低至近5年来最低水平。2023年水电发电量占各类电源总发电量的比例为14%，降低至历史最低水平。

根据中电联统计数据，考虑抽水蓄能的全统计口径下，过去15年6000千瓦及以上的水电发电设备利用小时数平均值为3580小时。年利用小时数较低的年份出现在2011年，仅为3019小时，主要原因为连续多年的西南大旱导致主要流域来水不足；最高值出现在2020年，为3825小时，历年来首次突破3800小时。从发展趋势来看，随着主要流域弃水的治理和水能利用率的提升，“十三五”期间水电发电设备利用小时数呈现平稳增加态势；但“十四五”以来，“三重”拉尼娜事件下主要流域来水量不足，水电发电设备利用小时数连续3年下降，2023年下跌至3133小时，3年累计下跌接近700小时。

随着水电投资建设总体趋缓，新投产水电站带来的水电发电量增量占总发电量的比重将越来越小，来水变化对水电发电量的影响越来越大，发电量的年际波动将愈发明显。但从长期看，水电装机规模的增大将带动发电量的持续增长。按照2030年水电装机容量5.5亿千瓦左右估算，平水年发电量将超过1.5万亿千瓦时，总体呈低速增长态势。随着抽水蓄能电站装机规模的大幅增长，抽水蓄能发电量占全部水电发电量的比例将超过10%。

从短期来看，随着2023年下半年以来主要流域来水量增加，水电发电设备年利用小时数有望在短期内有所回升。但从长期看，水电设备年利用小时数将呈现持续走低态势，具体原因一是调节需求增加背景下新建常规水电利用小时数总体较低，二是主要流域水电站扩机后年利用小时数降低，三是部分装机年利用小时数高的小水电因生态等原因退出，四是发电设备年利用小时数较低的抽水蓄能电站装机占比大幅增长。随着水电定位从电量为主转为电力和电量并重，2030年后发电设备年利用小时数将降低。

水电迎来新机遇

随着新型电力系统的建设，项目核准开工加快，水电投资将迎来新机遇，年投资规模将再超1000亿元；抽水蓄能成为水电投资新增长极，投资占比超过50%且呈增长态势。行业加速优化转型，装机增速总体缓慢但抽水蓄能投产加快，2030年水电装机容量有望达到5.5亿千瓦，其中抽水蓄能装机占比将超过25%；发电量总体呈增长态势但年际波动愈发明显，发电设备年利用小时数近期有望回升但会长期持续走低，2030年水电发电量有望超过1.5万亿千瓦时，年利用小时数将降低到平均3000小时以下，其中抽水蓄能发电量占比将超过10%。同时，剩余常规水电开发难度大、抽水蓄能投资局部过热和主设备产能不足等制约水电高质量发展的突出问题也亟待解决。

新的历史时期，水电投资发展要顺应新形势，开拓新思路。一是要统筹流域水风光和上下梯级“一盘棋”，加快推动龙头水库等调节能力强的电站建设和存量水电扩机改造，稳步推进常规水电投资发展；二是要持续完善抽水蓄能投资建设管理和电价形成机制，加强项目需求分析和前期论证，科学规划、合理布局、有序建设抽水蓄能电站，避免投资过热；三是要以科技创新加快发展抽水蓄能新质生产力，提高机电设备设计制造能力和自主化水平，大力提升抽水蓄能产业链支撑能力，适应抽水蓄能快速发展需要。

刘本杰 吴鸿亮

(作者单位:南网能源院)