截至2021年10月，全球已有超过130多个国家和地区提出碳中和目标或愿景，我国电力行业在推动实现全社会碳达峰过程中，对交通、建筑、工业等其他重点行业减污降碳、实现提前达峰提供了有力支持。能源电力的绿色低碳发展是实现“双碳”目标的关键。水电作为传统的可再生能源发电类型，在构建以新能源为主体的新型电力系统中具有极其重要的作用。尤其是国家发布抽水蓄能中长期规划以后，抽水蓄能成为水电行业发展的新热点，也为水电的未来发展提供了新思路、新挑战，新契机。

我国能源发展现状

1.2020年能源消费状况

“十三五”时期，我国能源生产能力稳中有升，消费结构逐步优化，清洁。从能源生产端看，原煤生产增速逐年回落，原油生产增速缓慢增长，天然气生产逐年加快，发电量平稳上升。从能源消费来看，2020年，我国能源消费总量为49.8亿吨，其中煤炭、石油、天然气、一次电力及其他能源消耗量为28.3、9.4、4.2、7.9亿吨，分别占比能源消费总量56.8%、18.9%、8.4%、15.9%。

2020年，我国煤炭消费量占能源消费总量达56.8%，较2019年下降0.9个百分点。天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的24.3％，较2019年上升1个百分点。我国能源革命战略对煤炭资源提出“降低煤炭在能源结构中的比重,大幅提高新能源和可再生能源比重,使清洁能源基本满足未来新增能源需求”的中长期目标，构建能源节约型社会，全面推进能源消费方式变革步伐稳健有力。

2.电力装机容量及发电量

截至2020年年底，全国全口径发电装机容量达22亿千瓦，同比增长9.5%。火电装机124517万千瓦，同比增长4.7%，占全部装机容量的56.58%。其中：煤电107992万千瓦，同比增长3.8%，占全部装机容量的49.07%，首次降至50%以下；气电9802万千瓦，同比增长8.6%，占全部装机容量的4.45%；核电装机容量达4989万千瓦，同比增长2.4%，占全部装机容量的2.27%；可再生能源发电装机总规模达到9.34亿千瓦，占总装机的比重达到42.4%，其中：水电3.7亿千瓦、风电2.8亿千瓦、光伏发电2.5亿千瓦、生物质发电2952万千瓦。电源完成投资同比增长，其中水电、风电和太阳能发电完成投资增长较快。

据国家统计局数据显示，2020年，全国全口径发电量为76264亿千瓦时，比上年增长4.1%，增速比上年下降0.7个百分点。其中,水电13553亿千瓦时，比上年增长4.1%；火电51770亿千瓦时；核电3662亿千瓦时；风电4665亿千瓦时；太阳能发电2611亿千瓦时。

2020年，全国主要流域弃水电量约301亿千瓦时，水能利用率约96.61%，较上年同期提高0.73个百分点；全国弃风电量约166亿千瓦时，平均利用率97%，较上年同期提高1个百分点；全国弃光电量52.6亿千瓦时，平均利用率98%，可再生能源保持高利用率水平。据预测，2021年风电和太阳能发电装机比重较2020年底提高3个百分点左右，对电力系统灵活性调节能力的需求进一步增加。

3.水电行业发展现状

根据国家最新水能资源调查数据显示，全国水电技术可开发装机容量6.87亿千瓦。截至2020年年底，全国已开发水电装机容量3.7亿千瓦，“十三五”年均增长2.6%。从资源禀赋及装机分布来看，近80%的资源分布和 60%以上的常规水电装机位于西部地区，四川、云南、湖北、贵州、广西五省份水电装机容量总和占到了全国的62.5%。抽水蓄能电站主要分布在经济较发达的华东和南方电网区域，合计占比超过抽水蓄能总装机容量的50%。

2020年，我国水电装机容量3.7亿千瓦，发电量1.35万亿千瓦时，占全部装机容量的16.82%。2013~2019年我国水电装机逐年增长，但增速逐年下降，2019年我国水电新增装机容量为445万千瓦，同比下降48.2%，下降幅度较大。

二氧化碳排放现状及碳达峰、碳中和总体安排

1.能源电力二氧化碳排放情况

清华大学气候变化与可持续发展研究院研究结果显示，2020年我国能源活动二氧化碳排放100.3亿吨，占全国总量的88%。据英国石油公司（BP）发布的《世界能源统计年鉴2021（第70版）》统计数据显示，2020年我国能源活动二氧化碳排放99亿吨，占全国总量的81%，处于百亿吨水平。

2020年，我国能源活动二氧化碳排放结构中，电力碳排放占据主体地位，电力行业、工业行业、交通和其他行业碳排放占比分别为44%、40%、16%；以单位火电发电量碳排放强度测算，火力发电二氧化碳排放量约43亿吨。能源电力行业碳减排任务最重、责任最大，承担着主力军作用。

2.国家碳达峰、碳中和工作安排

“3060”目标下，从中央到地方都在制定相应策略推动我国碳达峰、碳中和目标如期实现。中共中央、国务院下发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国务院下发的《2030年前碳达峰行动方案》，对碳达峰碳中和工作作出整体部署，将完善价格政策作为碳达峰碳中和工作的重点任务和关键措施，提出了完善能源价格市场化形成机制、深化电价改革等相关要求。

《意见》指出，要积极发展非化石能源，实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重。坚持集中式与分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用。因地制宜开发水能。积极安全有序发展核电。合理利用生物质能。加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。

《方案》明确，大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

中共中央、国务院《国家标准化发展纲要》提到，建立健全碳达峰、碳中和标准，实施碳达峰、碳中和标准化提升工程。主要内容包括：加快节能标准更新升级，抓紧修订一批能耗限额、产品设备能效强制性国家标准，提升重点产品能耗限额要求，扩大能耗限额标准覆盖范围，完善能源核算、检测认证、评估、审计等配套标准。加快完善地区、行业、企业、产品等碳排放核查核算标准。制定重点行业和产品温室气体排放标准，完善低碳产品标准标识制度。完善可再生能源标准，研究制定生态碳汇、碳捕集利用与封存标准。实施碳达峰、碳中和标准化提升工程。有关部门正研究制定碳达峰碳中和多领域和行业的实施方案。

国家发展改革委等部委《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》《完善能源消费强度和总量双控制度方案》等行业政策相继出台，对实施节能降碳、能效强度水平都做了进一步明确和要求。并提出了新时期做好能耗双控工作的总体要求、主要目标、工作任务和保障措施，对我国能源电力行业碳达峰、碳中和目标的实现将发挥重要支撑作用。

能源电力行业发展趋势

1.碳达峰碳中和是行业发展顶层约束

能源行业是我国实现碳达峰、碳中和目标的主战场，电力行业是实现碳达峰、碳中和目标的主力军，降低存量部分碳排放总量，加大清洁能源增量供给是能源电力行业实现双碳目标的基本路径。

2.新型电力系统构建是行业发展目标

构建新型电力系统是分阶段的长期过程，既要保供应，还要注重减排。构建新型电力系统是能源转型亟需面对的现实要求，在实现该目标的过程中需提升电力系统的灵活性和安全性。

3.清洁能源成为未来发展重点

“节能减排、新能源、绿色环保、智慧监控”等新理念已逐渐深入国民经济和社会生活。随着新一轮电力体制改革和互联网信息技术、清洁能源技术的不断发展，电力行业深化供给侧结构性改革，能源高效利用、清洁能源开发、减少污染物排放等持续推进，助力电力行业清洁、高效和可持续发展。在新型电力系统的构建过程中，风电、光伏、水电、核电等清洁能源均需要提出合理的发展规划，逐步承担主要发电任务和系统安全稳定责任。

4.煤电机组功能转型

当前，煤电仍然是主力电源，承担着稳定电力系统运行安全的主体责任。随着我国能源转型的加速，煤电将由长期以来的电力和电量保障，逐步转向为主要提供电力保障、安全备用、系统服务。新能源加速发展和用电特性的变化，电力系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电未来一段时间仍将是最经济可靠的调峰电源，随着“三改联动”统筹推进，煤电市场定位将逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性的调节型电源。

5.抽水蓄能是构建新型电力系统的重要支撑

抽水蓄能具有调峰，调频，调相，储能，系统备用和黑启动等“六大功能”，在保障大电网安全，促进新能源消纳，提升全系统性能，助力乡村振兴和经济社会发展中发挥着重要作用，是新型电力系统的重要组成部分。应对风光等新能源大规模高比例发展，电力系统峰谷差加大，电力系统灵活调节电源需求大的趋势。随着我国抽水蓄能中长期发展规划的实施，抽水蓄能将是当前和未来一段时期满足电力系统需求的关键方式和市场热点，发展空间大。

水电行业的市场发展机遇

1.存量常规水电迎来新发展模式

现代电网覆盖范围大，各种电源存在互补性，特别是考虑到水资源利用、水电灵活启动和调峰调频功能，水电将成为清洁能源发展的重要板块。同时，在水电站发电侧，可以搭配新能源实现一体化开发，充分发挥水电容量效益。

2.抽水蓄能成为支撑电网系统的重要储能方式

抽水蓄能电站除了具备常规水电站的各种容量效益以外，更是因为其“填谷”功能，其调峰范围可以达到本身装机容量的两倍以上，为风电、光伏等新能源的发展提供更好的条件。抽水蓄能电站选址灵活，不受大江大河制约，生态环境保护和移民安置相对简单，工程建设和机组制造越来越成熟。

3.经济环保成为制约水电开发的瓶颈

经济上可开发的水电资源已经基本开发完毕，随着水电开发逐渐向西部推进，新建水电工程勘察、施工难度加大，水电工程直接建设成本不断增加。同时，水电开发进一步强化了环境保护理念，甚至影响到部分河流水电规划和环境影响评价等前期工作及项目建设。

4.应兼顾农村小水电开发

我国农村水电资源丰富，分布面广，在山区、丘陵地带的1600多个县有小水电资源，其建设周期短，见效快，具有分散开发、就近供电、不需要远距离高压输电的优点。通过小水电工程的建设和运营，既可以减缓大城市的用电压力，也可以加快实现农村电气化进程。

相关建议

1.加大龙头水库电站的建设和常规水电站的蓄能功能改造

可快速更好地为风电、光伏等新能源发展提供支撑。一方面，混合式的抽水蓄能对于服务新能源具有地理位置、时效上的优势；另一方面，在很多地方新建抽水蓄能电站的市场空间、经济性存在一定不确定性，而由常规水电站改造的混合式抽水蓄能，往往运行成本比较低。

2.统筹资源、电网网架结构实施水风光一体化项目

加快金沙江、黄河上游等流域具备大型水风光一体化开发条件的能源基地开发，充分实现水电和风光电优势互补，加快清洁能源发展步伐。

3.政府层面尽快落实常规水电、抽水蓄能等辅助服务市场化机制

全面实施容量价格，黑启动、调峰调频价格，填谷储能补偿机制（火电提高利用小时数的分摊，新能源减少弃风弃光的效益分摊），鼓励发电企业尤其新能源发电企业自身建设抽水蓄能电站，通过储能提高电能质量。

4.建议对有条件的大中型水电结合工程建设条件和老旧机组升级改造，进行水电的扩机增容

近几年水电技术可开发量虽然有大幅度提高。但由于水电远离东部负荷中心、开发难度大、投资高。因此需要对一些水电站进行改造。改造后在水电站发电端，可以进一步搭配新能源开发，实现容量效益的充分发挥。考虑到生态环境保护的要求，在生态环境脆弱或者会引起恶化的小流域的一些老旧小水电以修复生态为主，实施改造甚至拆除。

5.建议有条件水电站参加碳排放交易，获取碳收益

部分有条件的小水电企业可以视机参加国际碳排放交易，增加除了电量收益之外的“碳收入”。逐步完善并渗透全国碳市场交易体系，分步有序推动其他重点排放行业纳入全国碳市场，充分运用市场机制，降低全社会碳减排成本。

6.建议水电积极拓展综合智慧能源功能

东部负荷侧的水电场站，要充分发挥自身在网架中的调节功能，积极融入智慧城市、绿电交通等新业态；在西部区域，积极探索开展水电制氢业务，为社会提供规模、稳定、绿色的氢源，因地制宜发展氢能产业。