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摘要
2022年夏季我國西南地區(qū)發(fā)生了持續(xù)數(shù)日的限電事件，其影響一定程度延續(xù)至今年上半年。然而水電大省缺電并非巧合，有高耗能產(chǎn)業(yè)持續(xù)遷入推高用電負(fù)荷等問題多年積累的必然性，也有極端高溫天氣等小概率事件的突發(fā)性，這恰恰反映出當(dāng)前處于轉(zhuǎn)型期的電力系統(tǒng)安全隱患增加。水電兼具基礎(chǔ)保障和靈活調(diào)節(jié)兩大系統(tǒng)稀缺價值，然而現(xiàn)有的收益模式一方面難以滿足增量水電不斷升高的開發(fā)成本，另一方面也會限制存量水電的價值發(fā)揮?？紤]未來水電降本的空間或有限，我們認(rèn)為水電發(fā)展的重點是針對兩大稀有價值，從開發(fā)、運行等環(huán)節(jié)打通物理堵點，并給予相應(yīng)的市場激勵，科學(xué)合理地增加收益，在提高增量水電投資價值的同時，助力存量水電價值升級優(yōu)化。
針對基礎(chǔ)保障價值，加大上游龍頭水電開發(fā)力度，加強水電自身同流域與跨流域梯級聯(lián)合調(diào)度，從物理機理上更大程度減少來水對發(fā)電能力的影響；同時優(yōu)化水電中長期合約與現(xiàn)貨銜接機制，給予反映不同時間價值的電量相應(yīng)的市場激勵，并提高水電的環(huán)境收益。針對靈活調(diào)節(jié)價值，需從開發(fā)和運行層面盡量貼近新能源，提高水電靈活性服務(wù)效率，并通過更協(xié)調(diào)的源網(wǎng)送出模式擴大服務(wù)范圍；同時，積極探索水電參與現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場的有效方式，全面釋放水電多周期調(diào)節(jié)價值變現(xiàn)渠道。
內(nèi)容概要
2022年夏季，我國川渝等西南區(qū)域發(fā)生了持續(xù)數(shù)日的限電事件。然而，水電大省缺電并非巧合，有高耗能產(chǎn)業(yè)持續(xù)遷入推高用電負(fù)荷等多年問題積累的必然性，也存在極端高溫天氣等小概率事件的突發(fā)性。事實上，這種“灰犀牛”頭頂上的“黑天鵝”最危險。對于以水電為基礎(chǔ)電源的能源大省，如何發(fā)揮存量與增量水電的資源優(yōu)勢，從系統(tǒng)層面消除缺電隱患，對全國層面的新型電力系統(tǒng)建設(shè)有重要意義。
當(dāng)前，我國正處于新型電力系統(tǒng)建設(shè)的加速轉(zhuǎn)型期，面臨“雙高”特性給系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來的雙重風(fēng)險，系統(tǒng)對基礎(chǔ)保障能力和靈活調(diào)節(jié)能力的需求大幅增加。水電是兼具保障性和靈活性的優(yōu)質(zhì)電源，不僅具有綠色清潔、出力穩(wěn)定、啟?？旖莸忍攸c，可實現(xiàn)不同時間尺度的靈活調(diào)節(jié)，尤其是跨季節(jié)的長周期調(diào)節(jié)能力對于當(dāng)前新型電力系統(tǒng)建設(shè)尤為緊迫和稀缺。
激活水電價值的主要挑戰(zhàn)在于其現(xiàn)有的收益模式一方面難以滿足增量水電不斷升高的開發(fā)成本，另一方面也會限制存量水電的價值發(fā)揮，考慮未來水電降本的空間或有限，我們認(rèn)為下一步水電發(fā)展的重點，可圍繞基礎(chǔ)保障和靈活調(diào)節(jié)雙重價值，分別從開發(fā)、運行等環(huán)節(jié)打通物理堵點，并給予相應(yīng)的市場激勵，形成科學(xué)合理的良性發(fā)展模式。
從基礎(chǔ)保障價值看，需著力減少來水對發(fā)電能力的影響，加大上游龍頭水電開發(fā)力度，加強水電自身同流域與跨流域梯級聯(lián)合調(diào)度；同時優(yōu)化水電中長期合約與現(xiàn)貨銜接機制，給予反映不同時間價值的電量相應(yīng)的市場激勵，并同步提高水電的環(huán)境收益。
從靈活調(diào)節(jié)價值看，需從開發(fā)和運行層面盡量貼近新能源，從而提高水電提供靈活性服務(wù)的效率，并通過更合理的源網(wǎng)送出模式擴大服務(wù)范圍；同時，積極探索水電參與現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場的有效方式，全面釋放水電多周期調(diào)節(jié)價值變現(xiàn)渠道。
正文
2022年夏季，我國西南地區(qū)因極端高溫干旱導(dǎo)致水電出力不足，采取限電措施[1]，其影響一定程度延續(xù)至今年上半年，云貴等地的電解鋁、黃磷等耗電量較大的企業(yè)多次接到限電通知[2]。面對夏季用電高峰，今年豐水期來水如何，西南地區(qū)乃至全國的電力供應(yīng)情況如何，社會各界給予了高度關(guān)注。鑒于此，本報告從剖析水電大省限電的根本原因入手，深入探討了水電在新型電力系統(tǒng)建設(shè)過程中需要發(fā)揮的特有價值，以及推動實現(xiàn)這些價值的途徑，并從開發(fā)、運行及市場機制等方面提出了系統(tǒng)性建議。
作為“新型電力系統(tǒng)”系列主題研究的第三篇，本報告繼需求側(cè)和電網(wǎng)側(cè)對電力相關(guān)投資機遇梳理之后，我們過渡到電源環(huán)節(jié)，從水電開始逐一深入探索不同類型電源的發(fā)展邏輯及投資價值。
一、西南限電的背后折射出水電的“雙重價值”在上升
2022年夏季，因極端高溫導(dǎo)致長江、雅礱江等多個流域來水不及預(yù)期，川渝、云貴等區(qū)域水電出力不足，多地頻發(fā)“錯峰用電”、“負(fù)荷管理”、“讓電于民”等緊急通知。從水文特性看，通常一個流域的來水徑流量[3]具有連續(xù)性，即如果夏季豐水期缺水嚴(yán)重（期末水位未能顯著抬高），則到枯水期很難實現(xiàn)水位回補。所以，去年夏季長江流域的整體性缺水會給今年上半年枯水期西南地區(qū)的水電供應(yīng)帶來影響。今年以來，云貴兩地電解鋁、黃磷等高耗能生產(chǎn)企業(yè)多次收到壓減用電負(fù)荷的通知，最大壓減負(fù)荷比例高達40%[4]，限電也對當(dāng)?shù)匾吆蠼?jīng)濟恢復(fù)及居民生活造成一定影響。回顧去年和今年上半年西南地區(qū)的限電事件，直接原因是短時極端天氣引發(fā)的“黑天鵝”式的“需漲供衰”[5]。但從更長時間尺度看，產(chǎn)業(yè)西移趨勢下西南地區(qū)用電量的持續(xù)增長，以及單一電源依賴的“灰犀?！憋L(fēng)險已長期存在，疊加水電外送合約的剛性執(zhí)行客觀上都增加了限電風(fēng)險[6]。
事實上，水電大省缺電并非巧合，有其多年問題積累的必然性，也存在極端天氣等小概率事件的突發(fā)性。看今年夏季，根據(jù)四川省氣象中心預(yù)測，汛期四川平均降雨量較常年同期略偏少，雖然可能好于去年[7]，但由于去年干旱導(dǎo)致許多水庫蓄水不足，今年需要彌補“欠賬”。因此，我們預(yù)測汛期四川、云南等地電力供需形勢依然偏緊。長遠看，由于水電出力、電源結(jié)構(gòu)等原因較難改變，西南地區(qū)電力供應(yīng)短期內(nèi)仍需“看天吃飯”，且在全球變暖大背景下，以前的極端天氣未來可能越來越常見，異常高溫干旱可能更加頻繁，更易出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張的局面。然而，這是否意味著水電今后，特別是在我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)的過程中，價值在下降呢？答案也許恰恰相反。
（一）基礎(chǔ)保障價值可強化
西南限電的例子，一定程度上暴露出處于轉(zhuǎn)型期電力系統(tǒng)安全隱患在增加，即支撐能源轉(zhuǎn)型過程中很難在保供、穩(wěn)價及促進新能源消納的三方平衡中找到最優(yōu)解。事實上，隨著新能源和電力電子設(shè)備接入電網(wǎng)的比例越來越高，系統(tǒng)因基礎(chǔ)保障能力不足引發(fā)的停電或限電事件，已成為全球電力系統(tǒng)不得不面臨的共性挑戰(zhàn)（圖表1）。尤其對于我國，在能耗雙控轉(zhuǎn)向碳排放雙控的政策背景下，系統(tǒng)“雙高”特性下的安全風(fēng)險更加凸顯。水電固有的出力可控、成本低廉、清潔低碳等特性，恰好可以為破解能源與電力雙重“不可能三角”（圖表2）難題開出一味“良藥”。
圖表1：近年來國內(nèi)外主要停電/限電事件梳理
資料來源：PowerOutage.us官網(wǎng)[8]，胡源等（2021）[9]，當(dāng)?shù)卣倬W(wǎng)（2022）[1]，中金研究院
圖表2：水電支撐能源電力雙重“不可能三角”示意圖
資料來源：中金研究院
水電的第一個基礎(chǔ)保障價值體現(xiàn)在通過水庫調(diào)節(jié)可實現(xiàn)其自身出力相對穩(wěn)定可控。雖然水電出力會受來水情況影響，但考慮水文特性相對穩(wěn)定，且通過自帶的水庫調(diào)節(jié)，其出力總體相對穩(wěn)定可控，是可靠的基礎(chǔ)保障性電源。尤其在水力資源豐富的地區(qū)，水電承擔(dān)著重要的電力供應(yīng)保障和絕大部分調(diào)峰需求。此外，水電還扮演著黑啟動和事故備用等重要角色[10]，在各類“灰犀?！?、“黑天鵝”風(fēng)險不斷上升的背景下，水電的安全保障作用更加凸顯。
水電的第二個基礎(chǔ)保障價值體現(xiàn)在其突出的經(jīng)濟性。同風(fēng)光一樣，水電沒有燃料成本，且從能量轉(zhuǎn)化的效率來看，水電的資源轉(zhuǎn)化率可達88%[11]，在所有電源品種中最高。疊加水電站技術(shù)設(shè)備體系成熟、生命周期長等因素，所以從平準(zhǔn)化度電成本看（Levelized Cost of Energy, LCOE)，水電的LCOE一直處于較低的水平，經(jīng)濟性優(yōu)勢明顯（圖表3）。
圖表3：各電源平均電力成本及能量轉(zhuǎn)化效率
資料來源：IRENA，王永真等（2021）[11]，中金研究院
水電的第三個基礎(chǔ)保障價值體現(xiàn)在其固有的清潔低碳屬性。雖然國際上針對水電開發(fā)對環(huán)境、生物多樣性等的影響尚有爭議，如水電大壩可能對當(dāng)?shù)厝司迎h(huán)境、魚類洄游、河道淤積等造成一定影響[12]，但基于其可再生能源的本質(zhì)特征，相比于其他化石能源發(fā)電形式，水電仍然是相對清潔低碳的重要電源。
因此，水電作為各類電源中的“三好學(xué)生”，其優(yōu)質(zhì)特性需重點強化。事實上，從全球范圍看，水資源豐富且開發(fā)難度不大的地區(qū)對水電利用的態(tài)度基本是“應(yīng)開盡開”、“能用盡用”，尤其是歐洲的水電開發(fā)程度已高達72%（截至2021年底），遠遠高于世界其他地區(qū)（圖表4）。同時水電比重高的國家或地區(qū)，如挪威、瑞典等，得益于水電的優(yōu)質(zhì)特性，受去年歐洲能源危機的沖擊也顯著小于其他國家。
圖表4：全球水電開發(fā)程度（截至2021年底）
資料來源：IHA，中金研究院
（二）靈活調(diào)節(jié)價值需激活
新型電力系統(tǒng)最突出的變化在于發(fā)電端高比例新能源接入，配用電端海量分布式電源、電動汽車等新型負(fù)荷分散接入，這些新變化的共性要求就是提高電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力[13]。考慮新能源發(fā)電和用電負(fù)荷均具有短期波動性和長期季節(jié)性差異，因此所謂的“靈活調(diào)節(jié)能力”不僅要滿足短周期的快速波動，還需要響應(yīng)跨周度、季度甚至年度的長周期調(diào)節(jié)需求。根據(jù)歐盟能源監(jiān)管合作機構(gòu)（ACER）預(yù)測，2025年歐洲對日內(nèi)、跨周、年度的靈活性資源需要分別為1200億、960億和800億千瓦時，2030年分別增加至1700億、1300億和860億千瓦時[14]。水電可根據(jù)水庫大小可以實現(xiàn)不同時間尺度的靈活調(diào)節(jié)，尤其是跨季的長時調(diào)節(jié)能力，這對于當(dāng)前新型電力系統(tǒng)建設(shè)尤為緊迫和稀缺。
圖表5：歐洲靈活性資源需求預(yù)測
資料來源：ACER，中金研究院
水電靈活調(diào)節(jié)價值的稀缺性和不可替代性在于其兼具長周期（跨月、跨季）與短周期（秒級~日內(nèi)）的響應(yīng)能力。從長周期看，水電幾乎是今后很長一段時間內(nèi)唯一能夠為系統(tǒng)提供月度以上調(diào)節(jié)能力的電源類型。由于風(fēng)光發(fā)電與用電存在較為明顯的季節(jié)性錯配[15]，且一旦遇到江南春雨、江淮梅雨等長周期風(fēng)光低出力的特殊天氣時，現(xiàn)有僅能維持日內(nèi)調(diào)節(jié)的儲能技術(shù)基本無用[16]，此時長周期（跨月、跨季）的調(diào)節(jié)能力就顯得尤為珍貴。水電通過水庫調(diào)節(jié)可以實現(xiàn)日、周、季、年甚至多年調(diào)節(jié)，如年調(diào)節(jié)水電站可以對一年內(nèi)各時段來水進行分配，在電力需求低時少發(fā)電多蓄水，在電力需求高時多發(fā)電，以達到對電力系統(tǒng)進行長時調(diào)節(jié)的目的。根據(jù)國家能源局最新發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》[17]，“預(yù)計2030年抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能、熱儲能等技術(shù)滿足日內(nèi)調(diào)節(jié)需求；2045年可突破以機械儲能、熱儲能、氫能等為代表的10小時以上長時儲能技術(shù)，實現(xiàn)日以上時間尺度的平衡調(diào)節(jié)；2060年才可能取得長時儲能技術(shù)突破，實現(xiàn)電力系統(tǒng)跨季節(jié)動態(tài)平衡”。這意味著，在推進“雙碳”目標(biāo)的過程中，水電是提供系統(tǒng)長周期調(diào)節(jié)能力的為數(shù)不多的手段之一（圖表6）。
圖表6：水電及主要儲能形式調(diào)節(jié)能力對比
資料來源：國家能源局《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》(2023)，中金研究院
從短周期看，水電響應(yīng)快、可調(diào)范圍大等靈活調(diào)節(jié)優(yōu)勢同樣顯著。當(dāng)前新型儲能裝機整體規(guī)模有限的情況下，火電和水電承擔(dān)了絕大部分系統(tǒng)調(diào)節(jié)任務(wù)。相較于煤電，水電調(diào)節(jié)速度更快，水輪機從靜止到滿載一般只需2～3分鐘，從空載到滿載僅需30～35秒，爬坡速率高達每分鐘額定容量的50%～100%；且沒有額外的排放成本損失，煤電機組通常只有部分調(diào)峰能力，發(fā)電功率在可用容量40%～100%可自由調(diào)節(jié)，而低于容量40%時煤電機組將出現(xiàn)工況不穩(wěn)、能耗上升、排放增加，甚至威脅生產(chǎn)安全，且煤電機組調(diào)峰會產(chǎn)生大量額外成本，運營經(jīng)濟性受影響。
圖表7：不同電源調(diào)節(jié)能力特性分析
資料來源：中電聯(lián)《新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升及政策研究》（2022），中金研究院
二、激活水電價值的主要挑戰(zhàn)
水電價值的充分釋放不僅在于增量資源的精益開發(fā)，而且在于存量資產(chǎn)的優(yōu)化盤活。當(dāng)前的主要制約因素一方面在于優(yōu)質(zhì)廠址資源日趨稀缺，導(dǎo)致未來開發(fā)成本或持續(xù)上升；另一方面在于尚不完善的市場機制難以充分體現(xiàn)水電對新型電力系統(tǒng)而言越來越重要的基礎(chǔ)保障和靈活調(diào)節(jié)價值，不僅難以調(diào)動增量水電開發(fā)的積極性，也不利于存量水電的優(yōu)化升級。下一步需要針對兩大價值分別從開發(fā)、運行、市場機制等維度進行系統(tǒng)性設(shè)計。
（一）水電發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢
我國水電發(fā)展已有百余年歷史，自2004年以來無論裝機還是發(fā)電量均保持世界第一[18]。根據(jù)2018年復(fù)核統(tǒng)計，我國水電技術(shù)可開發(fā)量約6.87億千瓦，年發(fā)電能力約3萬億千瓦時[19]。截至2022年底，我國常規(guī)水電（不含抽蓄）裝機已達3.67億千瓦，其中小水電[20]約8400萬千瓦[21]。從發(fā)電量看，近年來隨著新增水電建設(shè)放緩以及新能源的快速發(fā)展，水電電量占比有所減少，但仍然是我國僅次于火電的第二大電源。從開發(fā)情況看，截至2020年底，在全球水電裝機規(guī)模前十大國家中，我國保持了約53%的技術(shù)可開發(fā)率（圖表10），高于世界水電協(xié)會統(tǒng)計的全球平均值35%約18個百分點。
圖表8：我國水電（不含抽水蓄能）及小水電裝機規(guī)模
資料來源：中電聯(lián)，水利部，中金研究院
圖表9：我國水電發(fā)電量及占比
資料來源：中電聯(lián)，中金研究院
圖表10：全球水電裝機規(guī)模前十大國家技術(shù)開發(fā)程度
資料來源：夏婷等（2022）[22]，中金研究院
注：水電技術(shù)開發(fā)程度=水電裝機/水電技術(shù)可開發(fā)量，水電技術(shù)可開發(fā)量指在當(dāng)前技術(shù)水平條件下，可開發(fā)利用的水力資源量
從提高能源利用效率的角度出發(fā)，國家自“十三五”以來放緩了小水電的開發(fā)力度，但不可否認(rèn)，歷史上小水電為促進我國農(nóng)村電氣化和脫貧發(fā)揮了重要作用。在新型電力系統(tǒng)建設(shè)時期，小水電也可以作為分布式電源，成為農(nóng)村或城鎮(zhèn)微電網(wǎng)供電的重要組成部分[23]。2022年6月，位于武漢的全國首個風(fēng)光水儲多能互補微電網(wǎng)項目一期示范項目成功發(fā)電[24]，在污水處理廠內(nèi)利用排污水位差進行水力發(fā)電，同時配備分布式風(fēng)光電源，充分實現(xiàn)多能互補，同時二期工程還規(guī)劃有落差10米的水箱，建設(shè)小型抽水蓄能電站，通過夜間利用低電價抽水蓄能，負(fù)荷尖峰時刻泄水發(fā)電，消峰填谷。
從未來趨勢看，根據(jù)相關(guān)規(guī)劃，我國到2025年和2030年常規(guī)水電裝機量將達到3.8億[25]和4.2億千瓦左右[26]，屆時近62%的水電資源將開發(fā)完畢。開發(fā)率的高位提升，也意味著后期水電開發(fā)難度可能逐漸增大，開發(fā)成本進一步增高。考慮水電站個體開發(fā)成本差異較大，我們按照每5年新投產(chǎn)水電的平均成本去分析未來開發(fā)成本的變化趨勢。根據(jù)《中國可再生能源發(fā)展報告2022》公布的數(shù)據(jù)[27]，我國“十三五”期間投產(chǎn)的水電平均裝機成本約13320元/千瓦，“十四五”、“十五五”的水電平均裝機成本，我們結(jié)合水電水利規(guī)劃設(shè)計總院和國際可再生能源署[28]的相關(guān)分析，發(fā)現(xiàn)兩機構(gòu)對“十四五”期間投產(chǎn)的水電平均裝機成本預(yù)測較一致，在14650元/千瓦左右，“十五五”期間投產(chǎn)的水電平均裝機成本有較大差異，在16120元/千瓦～19170元/千瓦。如按照“十四五”、“十五五”各4000萬千瓦的水電裝機目標(biāo)，則意味著“十四五”后三年、“十五五”期間的年均投資達到640億元、1290～1530億元人民幣（圖表11）。
圖表11：我國歷年水電投資額及預(yù)測投資需求
資料來源：中電聯(lián)，中金研究院
注：圖中2025E表示預(yù)測的2023～2025年均投資需求，2030E表示預(yù)測的2026～2030年均投資需求
（二）成本端挑戰(zhàn)：持續(xù)上升的壓力或難逆轉(zhuǎn)
水電的特殊之處在于其開發(fā)和運行都會受到水資源的限制，而這些限制都會反映在其成本端。我國水電經(jīng)濟可開發(fā)量僅約4.02億千瓦[29]，我們按此推算未來可供開發(fā)的成本相對可控的水電資源已不足10%；同時，受限于資金、技術(shù)等因素，我國已開發(fā)的水電資源并未得到充分利用，尤其是大型庫容式水電占比較小，直接影響我國水電整體的運行效率。因此，雖然目前水電依然是我國最便宜的電源之一，但未來成本上升的壓力或難逆轉(zhuǎn)。
一方面，隨著我國易于開發(fā)的水電站址資源越來越少，后期開發(fā)難度可能進一步增大。截至2021年底，我國水電站主要集中于金沙江、長江、雅礱江、瀾滄江、大渡河等西南主要流域中下游（大部分開發(fā)比例已超過70%），上游開發(fā)相對滯后，雅魯藏布江開發(fā)程度不足2%，怒江更是“零開發(fā)”（圖表12）。主要原因是這些待開發(fā)站址資源主要集中在西藏、川西等高海拔地區(qū)，施工環(huán)境相對復(fù)雜且生態(tài)系統(tǒng)易受污染，大大增加了開發(fā)難度。開發(fā)難度的增加最終反映在開發(fā)成本上，根據(jù)目前西南主要流域部分已建或在建的電站投資情況，雅魯藏布江的水電開發(fā)單位投資要顯著高于其他流域。
圖表12：我國西南八大流域水電開發(fā)情況（截至2021年底）
資料來源：周建平等（2022）[30]，相關(guān)水電公司官網(wǎng)，中金研究院
另一方面，我國具有大型調(diào)節(jié)水庫的電站較少，對主要河流的調(diào)控能力有限，整體效率有待進一步提高。河流調(diào)控能力指梯級水電開發(fā)所獲得的調(diào)節(jié)庫容與河流年徑流量之比，其值越高則表示對水資源跨時間分配能力越強[31]。我國河流年徑流量約2.7萬億立方米，截至2022年底總庫容9853億立方米，總調(diào)控能力約36%；而美國2013年河流年徑流量約3.0萬億立方米，總庫容高達14598億立方米，總調(diào)控能力約49%[32]。具體到主要河流上，我國主要河流調(diào)控能力與美國、加拿大等國也有較大差距（圖表13）。以水電裝機第一大省四川為例，四川水電整體開發(fā)程度較高，但省內(nèi)龍頭水庫電站建設(shè)緩慢，2021年省調(diào)水電機組裝機中徑流式電站占比66.4%，具有季調(diào)節(jié)以上能力的水庫電站僅占33.6%，因此四川“豐余枯缺”矛盾突出[33]。同時，對于早年建設(shè)的水電站，受限于當(dāng)時的技術(shù)水平，對水能利用率有限，通過技術(shù)改造增加水電有效容量的空間較大，據(jù)相關(guān)測算，如對我國已建水電站增容改造，可增加發(fā)電能力超過1億千瓦[30]。
圖表13：我國與美國、加拿大主要河流調(diào)控能力對比
資料來源：王亦楠（2018）[34]，中金研究院
（三）收益端挑戰(zhàn)：相對滯后的電價機制較難覆蓋成本
目前，我國水電主要以電量收入為主，參與市場化交易較晚且程度有限，因此收益渠道較窄。在當(dāng)前成本端相對可控的環(huán)境下，尚可持續(xù)盈利，但未來成本端一旦進入上漲趨勢，水電整體的經(jīng)濟收益或承受更大壓力。我國電力市場建設(shè)經(jīng)歷三十余年積累，目前已初步形成“管住中間，放開兩頭”的總體架構(gòu)[35]。然而，水電由于其自身涉及防洪、灌溉、航運等多個行業(yè)部門，剛性運行約束較多，因此參與市場化交易較晚且程度有限，僅在四川、云南等水電大省形成以月度/年度及以上中長期交易為主、短期交易為輔的交易體系（圖表14）。從價格看，從早期的“一廠一價”，到目前相對剛性的中長期合同，都沒有反映水電相對可控的電量價值和系統(tǒng)靈活性價值。
圖表14：我國電力體制改革與水電參與市場路線圖
資料來源：肖丹萍（2016）[36]，四川電力交易中心，中金研究院
按照經(jīng)典的成本收益分析邏輯，作為典型的“重資產(chǎn)、輕運營”行業(yè)，水電的生命周期基本包括四個階段：投入建設(shè)期、償貸期、折舊期、凈回報期，除前5～10年的建設(shè)期需要大規(guī)模資本投入外，在其后長達50年甚至更長時間的運營期內(nèi)，更多考慮固定資產(chǎn)折舊和財務(wù)費用，無需考慮燃料費用，所以運營成本越來越低（圖表15）。因此，從成本端看，水電主要是投資成本，如果折算到LCOE（公式1），可以理解為投資形成的大量固定資產(chǎn)和債務(wù)在運營期表現(xiàn)為折舊和財務(wù)成本，兩者約占總成本的50%～65%[37]。從收入端看，水電當(dāng)前收益由上網(wǎng)電價乘以發(fā)電量決定，而上網(wǎng)電價不管是以優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算，還是當(dāng)前以中長期合同為主的市場化電價，都相對穩(wěn)定，議價空間不大；而發(fā)電量主要由水資源和當(dāng)年來水情況決定，也相對穩(wěn)定。
圖表15：水電典型的生命周期及成本構(gòu)成
資料來源：長江電力（2022）[37]，中金研究院
折算到度電看，假設(shè)未來開發(fā)成本以每5年10%的速度增長；根據(jù)我國現(xiàn)行水電上網(wǎng)電價機制，如果未來水電上網(wǎng)電價繼續(xù)保持在0.2～0.3元/千瓦時區(qū)間內(nèi)；當(dāng)開發(fā)成本在2035年前后升至18800元/千瓦，現(xiàn)有的上網(wǎng)電價已無法有效覆蓋（圖表16），或?qū)λ姲l(fā)電和建設(shè)的積極性造成一定制約。
圖表16：水電LCOE測算
資料來源：水電總院（2023）[27]，長江電力（2022）[37]，中金研究院
（四）激活水電價值的途徑
考慮資源限制下，水電成本端持續(xù)上升的壓力或難逆轉(zhuǎn)，只能通過合理管控盡可能抑制成本端過快增長。未來無論是增量水電的開發(fā)，還是存量水電的優(yōu)化，其重點均可能放在收益模式的改進，即圍繞重要性日漸突出的基礎(chǔ)保障和靈活調(diào)節(jié)的雙重價值，在現(xiàn)有成本效益分析框架基礎(chǔ)上，從開發(fā)、運行等環(huán)節(jié)打通物理堵點，并分別針對價值特性給予相應(yīng)的市場激勵，形成科學(xué)合理的良性發(fā)展模式。
圖表17：基于成本收益分析的水電價值體系研究框架
資料來源：中金研究院
圍繞基礎(chǔ)保障價值，其核心是實現(xiàn)水電不同時間尺度的電力電量價值基礎(chǔ)上，增加水電的環(huán)境價值。電力電量價值實現(xiàn)需要從量和價兩方面共同努力，量的方面主要是提高發(fā)電的穩(wěn)定可控能力，即從物理上盡可能減少水力對電力的約束；價的方面主要是打破現(xiàn)有水電電價收益模式中相對剛性的部分，通過合理分配水電參與中長期、現(xiàn)貨市場及優(yōu)先發(fā)電的比例，實現(xiàn)水電不同時間尺度的電量價值變現(xiàn)。同時，還原水電綠色電源屬性，充分挖掘其環(huán)境溢價，將水電納入綠電交易，體現(xiàn)其環(huán)境價值。
圍繞靈活調(diào)節(jié)價值，其核心在于接受靈活性服務(wù)的主體并不是單獨某一個或某一類，而是從系統(tǒng)層面實現(xiàn)靈活性資源的共享，這不僅需要物理層面開發(fā)和運行模式上的優(yōu)化，也需要從機制層面豐富靈活性服務(wù)的產(chǎn)品和配套價格機制。考慮當(dāng)前系統(tǒng)的靈活性需求的快速上升主要由新能源的大規(guī)模接入引起，所以可以通過水風(fēng)光一體化開發(fā)和聯(lián)合運行，如依托水電站建設(shè)風(fēng)光基地，盡可能拉近水與風(fēng)光的物理電氣距離，提高靈活性服務(wù)的效率；同時，通過特高壓等輸電技術(shù)將水電的靈活調(diào)節(jié)能力通過更合理的送電曲線送至負(fù)荷中心，實現(xiàn)清潔電量和靈活性服務(wù)的大范圍優(yōu)化配置。在市場機制層面，針對當(dāng)前主打靈活性的現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場都處在起步階段，相關(guān)機制有待進一步完善，亟需針對水電長短皆宜的調(diào)節(jié)能力，設(shè)計相應(yīng)的靈活性服務(wù)產(chǎn)品，更大程度激活水電的靈活調(diào)節(jié)潛力。
三、如何進一步發(fā)揮水電的基礎(chǔ)保障價值
水電作為清潔、可控、廉價的優(yōu)質(zhì)電源，在資源、技術(shù)允許的前提下，需做到“能開盡開，能用盡用”。按照前文成本收益分框架分析，在未來增量空間或有限的前提下，著力提高存量水電的利用效率，加大上游龍頭水電開發(fā)力度，加強水電自身同流域與跨流域梯級聯(lián)合調(diào)度，從物理機理上更大程度減少來水對發(fā)電效益的影響，同時給予相應(yīng)的市場激勵，同時提高水電的環(huán)境收益。
（一）開發(fā)層面：加強龍頭電站建設(shè)，從源頭減少來水影響
水電的特殊之處在于其發(fā)電能力與來水情況密切相關(guān)，而流域上下游之間有著緊密的水力聯(lián)系，想要減少來水對電站（尤其是下游電站）發(fā)電能力的影響，需要增強上游水力的調(diào)控能力。龍頭水電站通常指位于流域中上游，配有大型水庫，可以對下游水電站起調(diào)節(jié)作用的大型電站。在上游興建龍頭水電站可以顯著提高流域整體調(diào)節(jié)能力，增加全流域梯級水電站發(fā)電量，提升電能質(zhì)量，綜合效益顯著。因此，下一步無論是增量水電資源的整體性開發(fā)，還是提高存量水電發(fā)電能力，加大上游龍頭水電站的開發(fā)力度可以從源頭上提高水電效益，其中重點加快金沙江龍盤、崗?fù)?，瀾滄江如美、古水，怒江松塔、馬吉等主要流域控制性水庫開發(fā)進程。以金沙江中游龍頭水庫龍盤水庫為例，據(jù)測算當(dāng)有龍盤水庫時金沙江中下游梯級電站、三峽、葛洲壩及雅礱江梯級電站發(fā)電能力和保證出力[38]均有大幅提升（圖表18、19），效益十分顯著[39]。
圖表18: 龍盤對下游電站發(fā)電量影響
資料來源：翁文林（2014）[40]，中金研究院
圖表19: 龍盤對下游電站保證出力影響
資料來源：翁文林（2014）[40]，中金研究院
（二）運行層面：加強水電同流域與跨流域梯級聯(lián)合調(diào)度，掃除水電參與現(xiàn)貨市場物理障礙
同一流域的水資源如能實現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度管理，將有利于統(tǒng)籌上下游關(guān)系、協(xié)調(diào)左右岸能力以及兼顧干支流聯(lián)系，增強流域整體水資源利用效率和調(diào)控能力。然而，我國水電站的隸屬主體差異較大，利益訴求多有不同，信息共享不及時、不充分，且水電站的管理涉及多個部門，很難做到統(tǒng)一聯(lián)合調(diào)度。以金沙江～長江流域為例（圖表20），24個大型梯級水電站分屬于6家中央或地方大型能源企業(yè)，各電站間獨立調(diào)度運行，不利于梯級電站整體調(diào)節(jié)和發(fā)電能力提升。
圖表20：金沙江～長江流域已建/規(guī)劃電站隸屬主體情況
資料來源：相關(guān)企業(yè)公司官網(wǎng)，中金研究院
尤其是對于水電參與電力現(xiàn)貨市場，考慮水電站參與現(xiàn)貨市場出清會受到流域水文特性的物理影響，更需要打通上下游的一體化調(diào)度。以上下游水電站參與現(xiàn)貨出清為例，可能會出現(xiàn)3種難以協(xié)調(diào)的情況：①上游中標(biāo)而下游未中標(biāo)，則上游電站發(fā)電泄水，下游電站水位較高時會有棄水風(fēng)險；②下游中標(biāo)而上游未中標(biāo)，可能出現(xiàn)上游電站不泄水，導(dǎo)致下游沒有足夠水量發(fā)電；③上下游同時競標(biāo)成功，但中標(biāo)電量難以協(xié)調(diào)，即產(chǎn)生介于①和②之間的情況。此時，如果上下游電站是同一經(jīng)營主體，或由公立第三方實現(xiàn)一體化調(diào)度，將有助于協(xié)調(diào)各方利益。下一步可通過一體化項目、相互參股等企業(yè)聯(lián)營或上下游戰(zhàn)略合作協(xié)議等方式，促成上下游電站的利益合理分配，從而逐步疏通聯(lián)合調(diào)度的運行堵點。當(dāng)然，聯(lián)合調(diào)度也不限于同一河流，還可以通過電力聯(lián)系實現(xiàn)不同河流間的水電互濟。事實上，對于四川、云南這樣的水電大省存在水電站群密集外送至同一受端地區(qū)的情況，涉及多條流域，相當(dāng)于通過電力聯(lián)系將不同流域的水電站緊密聯(lián)系起來。
（三）市場機制：優(yōu)化中長期與現(xiàn)貨銜接機制，增加水電環(huán)境收益
電力市場環(huán)境下，水電的基礎(chǔ)保障價值主要通過其傳統(tǒng)的電量價值體現(xiàn)，只是需要考慮其自身豐枯期出力差異及市場供需結(jié)構(gòu)進一步細化其電量價值，即通過市場化手段實現(xiàn)其不同時間尺度下保障性電量的合理價格，這就需要在其以中長期合約為主的交易體系下，適當(dāng)放松中長期合約的剛性考核，同時增加其參與現(xiàn)貨比例，盡可能在不同環(huán)境下引導(dǎo)這種優(yōu)質(zhì)電源“應(yīng)發(fā)盡發(fā)”；另外，還需要盡快從實操層面推進水電進入綠電交易，通過環(huán)境溢價實現(xiàn)增收。
（1） 制定更加靈活的中長期合約
中長期合約電量直接關(guān)系水電企業(yè)的經(jīng)濟收益，但很難準(zhǔn)確把握合理的簽約量。由于中長期來水預(yù)報精度有限，根據(jù)長江委水文局統(tǒng)計，開展汛期長江流域洪水預(yù)報4~10天預(yù)見期的中期流量預(yù)報平均誤差約8%~20%，逐月滾動水情預(yù)報的準(zhǔn)確率僅在50%以上，年度水情預(yù)測精度亦不理想[41]。因此，對水電企業(yè)而言，很難準(zhǔn)確把握中長期合同的合理簽約量，無論多簽還是少簽均存在較大風(fēng)險（圖表21）。
圖表21：水電企業(yè)中長期交易電量分配策略分析
資料來源：三峽集團電力市場研究中心，中金研究院
另外，中長期合同天然缺乏靈活性，執(zhí)行較為剛性。如部分大型水電站要求豐水期電量須全部外送，枯水期也有嚴(yán)格的電量分配比例。這樣雖然可以鎖定相對穩(wěn)定的收益，但在供需條件發(fā)生較大變化時也錯失了在現(xiàn)貨市場追求更高收益的可能性，同時加劇送端地區(qū)的供需矛盾。如2022年夏季水電缺發(fā)時，四川仍需優(yōu)先履行剛性的電力外送合同，這也是導(dǎo)致省內(nèi)限電的原因之一。
因此，面對當(dāng)前緊平衡可能常態(tài)化的電力供需格局，一是放松水電的中長期合約簽訂比例限制，鼓勵水電企業(yè)更多參與現(xiàn)貨市場。二是考慮逐步弱化中長期合同的剛性約束，制定更為柔性的量價條款，將外送協(xié)議電量納入到全國統(tǒng)一電力市場體系中，借助市場力量來調(diào)配資源[41]。三是在交割結(jié)算時，考慮水電的來水預(yù)測不可控、水利部門的綜合運行約束等，建立適合于水電特點的電力電量偏差考核機制。
（2） 積極推進水電參與現(xiàn)貨市場
現(xiàn)貨市場的本質(zhì)是通過價格調(diào)整實現(xiàn)供求差異的有效平衡，這對于電力這種需要實時平衡的重要特殊商品尤為重要，因此現(xiàn)貨市場的建立也被認(rèn)為是整個電力市場化改革的基礎(chǔ)和依據(jù)，甚至形成了“無現(xiàn)貨，不市場”的部分共識[43]。水電參與電力現(xiàn)貨市場可以更好地實現(xiàn)不同時間段的基礎(chǔ)保障電量價值，但也面臨中長期合約與日前及實時市場的銜接問題，主要體現(xiàn)在何時啟動現(xiàn)貨市場以及水電參與現(xiàn)貨的電量比例等方面。這方面國內(nèi)外水電資源較豐富的國家或地區(qū)，已做了一些積極探索并形成了一定可參考經(jīng)驗。
從國際經(jīng)驗看，巴西采用“中長期合同全覆蓋需求”的市場機制，即水電電量都簽中長期合同，現(xiàn)貨市場僅用于完成中長期合同偏差量的交易，由國家電力中心以成本最小為原則統(tǒng)一調(diào)度，按系統(tǒng)實時邊際出清價格結(jié)算。在此模式下，水電企業(yè)無需申報量價信息，為其參與市場提供了較好的便利性；同時統(tǒng)一調(diào)度有利于長周期水力資源優(yōu)化配置，提高了系統(tǒng)穩(wěn)定性和可靠性，避免了水電參與現(xiàn)貨電量空間難以確定和梯級水電站協(xié)調(diào)的問題[44]。加拿大則充分考慮不同水域及電站特點，按照水電類型（尤其是調(diào)節(jié)能力）制定相應(yīng)市場機制。調(diào)節(jié)能力強的水電站可以自主參與市場報價，調(diào)節(jié)能力弱或沒有調(diào)節(jié)能力的水電站則作為價格接受者參與市場，從而避免調(diào)節(jié)能力弱的水電站成交結(jié)果無法執(zhí)行[45]。若上下游均為具有一定調(diào)節(jié)能力的梯級水電站，則設(shè)置梯級水電日前可以修改的交易模式，確保梯級調(diào)度結(jié)果可執(zhí)行（圖表23）。北歐挪威等國雖然水電資源也很豐富，但并未在市場機制設(shè)計中針對水電作“特殊處理”，一方面由于挪威大部分水電都帶有調(diào)節(jié)性水庫，有效平衡了豐枯期發(fā)電能力，使得水電參與市場的風(fēng)險相對可控；另一方面，挪威的水電與瑞典的核電、芬蘭的生物質(zhì)、丹麥的風(fēng)電形成了很好的清潔能源互補，不僅區(qū)域內(nèi)促進交易，并打包輸送至歐洲大陸，與歐洲大陸市場形成了良性互濟。當(dāng)然，歐洲電力市場場外豐富的期貨、期權(quán)等金融衍生品，也為水電規(guī)避因電量不確定性帶來的市場風(fēng)險提供了對沖方案[46]。
圖表22：巴西電力市場交易流程
資料來源：國家電力調(diào)度控制中心[46]，中金研究院
圖表23：加拿大不同類型水電參與市場模式
資料來源：李華取等（2022）[47]，中金研究院
從國內(nèi)探索模式看，四川考慮來水差異建立了豐枯分期的現(xiàn)貨市場模式[48]。在豐水期來水較多，水電站大部分達到或接近滿發(fā)，流域耦合關(guān)系變?nèi)酰藭r水電站可公平參與電力現(xiàn)貨市場；在枯水期來水不足，水電站上下游發(fā)電能力聯(lián)系緊密，供不應(yīng)求矛盾突出，此時認(rèn)為水電不具備參與現(xiàn)貨市場的條件，則以水電不產(chǎn)生棄水為目標(biāo)進行全額消納。此外在現(xiàn)貨出清階段四川考慮水庫水位約束、流量約束、來水預(yù)測、上下游關(guān)系等約束條件，保障出清結(jié)果符合水力、電力約束要求，為市場的平穩(wěn)運行和解決上下游電站中標(biāo)電量不匹配奠定了良好基礎(chǔ)。四川豐枯期兩個市場模式和考慮水庫水力、電力聯(lián)系的出清模式較好地解決了水電參與市場上下游匹配問題，但考慮水力約束到何種程度也增加了調(diào)度出清的復(fù)雜度，同時人為劃分豐枯期節(jié)點使市場分割，導(dǎo)致豐枯期價格信號不銜接，豐水期可能出現(xiàn)超低報價，不利于最大化資源利用，不一定適合其他市場。
總體看，不同國家在水電參與電力市場方面并無固定模式。這一方面反映水電作為相對特殊的電源品種參與市場化交易受到約束較多，本身問題較為復(fù)雜；另一方面，也體現(xiàn)出各國在推進市場化進程中的思路差異，如何在確保安全穩(wěn)定的前提下，利用市場化手段激發(fā)各方主體的參與意愿是我國電力市場化改革的核心。因此在后續(xù)完善水電參與現(xiàn)貨市場機制的過程中，需要在充分借鑒國內(nèi)外經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，探索符合我國的具體方式。如在現(xiàn)貨市場建設(shè)初期，可借鑒加拿大市場經(jīng)驗對水電進行分類，根據(jù)調(diào)節(jié)性能制定不同的市場參與模式，同時建立梯級水電日前二次報價機制，確保交易結(jié)果可執(zhí)行；隨著現(xiàn)貨市場日趨成熟，可以探索梯級水電代理機制，實行梯級聯(lián)合簽約、協(xié)商統(tǒng)一競價等方式參與市場；對于徑流式電站占比大的地區(qū)，可參考四川豐枯分期的市場模式，充分考慮豐枯期來水差異設(shè)計不同的現(xiàn)貨市場機制。
圖表24：國內(nèi)外水電參與市場機制對比
資料來源：李華取等（2022）[47]，中金研究院
（3） 增加水電作為綠電的環(huán)境收益
當(dāng)前，國際上主要通過綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）[49]和綠色電力交易（以下簡稱“綠電交易”）[50]兩種方式兌現(xiàn)可再生能源環(huán)境收益。我國分別從2017年和2021年開始相關(guān)試點，并于2022年10月后兩種機制逐步打通，目前已形成綠電交易中的綠色電力消費憑證與綠證統(tǒng)一，綠證作為我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，由國家發(fā)改委等多部委組織并授權(quán)國家可再生能源信息管理中心開展綠證核發(fā)與注銷，由電力交易機構(gòu)負(fù)責(zé)交易、結(jié)算等各流通環(huán)節(jié)?！半p碳”目標(biāo)下能耗雙控、碳雙控等國內(nèi)政策的趨緊疊加歐盟碳關(guān)稅等國際貿(mào)易規(guī)則的潛在約束逐步顯現(xiàn)，可能加劇各類用戶對綠電的需求。然而，考慮當(dāng)前我國綠電交易的供給主體仍為實現(xiàn)平價上網(wǎng)的集中式風(fēng)電和光伏項目[51]，導(dǎo)致供給規(guī)模有限從而影響交易活躍度，按照中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年全國省內(nèi)交易電量中綠電交易為227.8億千瓦時，僅約為當(dāng)年新能源上網(wǎng)電量的2%[52]。
水電能否作為綠電享受環(huán)境溢價尚存在一定爭議，主要來自兩方面：一方面是水電自身的“綠色”純度，其在開發(fā)過程中可能對生態(tài)環(huán)境、生物多樣性等存在一定影響[53]，但早在2002年的世界可持續(xù)發(fā)展高峰會上，與會的192個國家領(lǐng)導(dǎo)人已就鼓勵發(fā)展大型水電達成共識[54]。另一方面，水電自身價格相對低廉，大量進入綠電交易，可能引發(fā)綠證價格降低，擠壓平價上網(wǎng)的風(fēng)光機組生存空間，影響我國新能源發(fā)展及“雙碳”進程。
隨著我國綠電交易相關(guān)機制不斷完善，水電納入綠電交易大勢所趨。事實上，2023年8月國家發(fā)改委等三部門發(fā)布的《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知（發(fā)改能源〔2023〕1044號）》中，已明確將包括常規(guī)水電在內(nèi)的所有可再生能源發(fā)電項目納入綠證核發(fā)范圍；但同時強調(diào)“對存量水電暫不核發(fā)可交易綠證，2023年新投產(chǎn)的完全市場化常規(guī)水電項目，核發(fā)可交易綠證”[55]。這也意味著目前水電納入綠電交易尚處在政策層面，在未來實操層面，還需要針對存量和增量區(qū)別對待。但長遠看，通過綠電交易享受環(huán)境溢價有望成為水電增加收益重要手段之一。
圖表25：我國綠電交易制度演進歷程
資料來源: 國家發(fā)改委，國家能源局，中金研究院
四、如何有效激活水電的靈活調(diào)節(jié)價值
水電作為相對穩(wěn)定且具備調(diào)節(jié)能力的可再生能源，其不同時間周期的靈活調(diào)節(jié)價值會隨著風(fēng)光等新能源接入電力系統(tǒng)的比例升高而日益凸顯，這一價值需要從系統(tǒng)層面盡早挖掘并給予合理激勵，從而促進水電與其他可再生能源一同開發(fā)、協(xié)調(diào)運行，達到系統(tǒng)效益最優(yōu)。
（一）開發(fā)層面：推進水風(fēng)光一體化建設(shè)，優(yōu)化源網(wǎng)配套送出模式
大力發(fā)展水風(fēng)光一體化清潔能源綜合基地。水電站通常周圍有較好的風(fēng)力或光照資源，適合建造大型可再生能源基地，同時利用水電靈活調(diào)節(jié)能力可有效平抑風(fēng)光出力波動性，因此從源頭上進行多能互補是理想的基地開發(fā)模式。我國依托長江干流六座巨型梯級水電站，已建成了世界上最大的“清潔能源走廊”[56]，未來可以依托西南豐富的水電資源，科學(xué)規(guī)劃水風(fēng)光綜合基地建設(shè)，進一步挖掘周邊的風(fēng)光資源潛力（圖表26）；同時充分利用已建、在建水電外送通道閑置空間，積極開發(fā)消納新能源。事實上，國家相關(guān)能源主管部門已經(jīng)在著力推進雅礱江、金沙江上游等流域水風(fēng)光一體化示范基地建設(shè)[57]。
圖表26：西南八大流域近區(qū)風(fēng)電、光伏資源分布
資料來源: 劉澤洪等（2023）[58]，中金研究院
注：合計數(shù)據(jù)中，除技術(shù)可開發(fā)量外，其余數(shù)值為平均值。
優(yōu)化源網(wǎng)配套送出模式，適當(dāng)增加“網(wǎng)對網(wǎng)”打包送電。特高壓直流具有輸送容量大、損耗小、造價低等特點，是我國“西電東送”的主要方式之一，尤其是大型水電基地幾乎全部通過特高壓直流進行外送。事實上，輸送水電或“水+風(fēng)光”的模式不僅有效保證了輸送清潔電量的比例[59]，而且補齊了風(fēng)光出力不穩(wěn)定的短板，提高了輸電線路的整體利用率。根據(jù)國家能源局發(fā)布的“全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告”，我們統(tǒng)計了2018年～2021年全國主要特高壓直流輸電通道利用情況（圖表27），總體看，除新投產(chǎn)的輸電通道外，輸送水電或“水電+風(fēng)光”的通道利用小時數(shù)更高，而較高的小時數(shù)也意味著相關(guān)通道較好的輸電效率和經(jīng)濟效益。
圖表27：全國主要特高壓直流輸電通道利用情況
資料來源: 國家能源局，中金研究院
當(dāng)然，“水電+直流”的輸電模式并非“一勞永逸”，尤其是超大型水電站或水電群的集中送出，意味著更加密集的輸電通道、更加復(fù)雜的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，如溪洛渡、烏東德、白鶴灘等左右岸各配套不同的高壓直流送往不同的受端地區(qū)。如此大規(guī)模的源網(wǎng)配套送出，需要在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的基礎(chǔ)上，進一步考慮水電出力特性與接網(wǎng)方式及送出或留存比例等，選擇“點對網(wǎng)”或“網(wǎng)對網(wǎng)”輸電模式，并且需考慮具體輸電曲線與送受端電網(wǎng)調(diào)峰需求相協(xié)調(diào)一致。以四川水電送華東為例，復(fù)奉、錦蘇、賓金等特高壓直流均采用“點對網(wǎng)”方式送電，即大多數(shù)水電站電量直接入特高壓電網(wǎng)外送，僅個別電站與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)連接，且與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)負(fù)荷中心仍有較遠的電氣距離，導(dǎo)致電力輸送非常有限，因此，2022年四川夏季供電緊張時期，即便是水電不外送，能夠發(fā)揮的緊急支援作用也會受限。這就需要一方面加強四川自身的網(wǎng)架建設(shè)，另一方面改變水電外送交易轉(zhuǎn)向“網(wǎng)對網(wǎng)”模式，從而在來水不足等特殊情況下通過水電自留的方式實現(xiàn)保供。
（二）運行層面：加強水風(fēng)光協(xié)調(diào)互補運行，持續(xù)優(yōu)化送出模式
全清潔能源供電或100%可再生能源供電(100% renewable energy power system，100% REPS)是當(dāng)前電力系統(tǒng)追求的理想模式和終極目標(biāo)[60]。然而，由傳統(tǒng)以化石能源發(fā)電為主的電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)向100%可再生能源供電，意味著具備靈活調(diào)節(jié)能力和轉(zhuǎn)動慣量支撐的火電機組100%退出，以及海量以風(fēng)光為代表的隨機性、波動性電源的并入，物理結(jié)構(gòu)的改變將從技術(shù)、政策、經(jīng)濟性等維度給系統(tǒng)帶來多重挑戰(zhàn)（圖表28）。
構(gòu)建100%REPS，水電可以說是當(dāng)前最佳解決方案之一。鑒于前文提到的水電優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)特性及自身可再生能源的天然優(yōu)勢，水電成為構(gòu)筑100%REPS的基石。根據(jù)IRENA的統(tǒng)計，無論是巴拉圭、剛果等目前已經(jīng)實現(xiàn)100%REPS的國家，還是挪威、加拿大等近乎實現(xiàn)100%REPS且地理范圍較大的國家或地區(qū)（圖表29），其共同的特征就是水電占比較高（除冰島外，基本超過90%）。
圖表28：構(gòu)建100%可再生能源電力系統(tǒng)面臨的主要挑戰(zhàn)
資料來源: 文云峰等（2020）[61]，中金研究院
圖表29：實現(xiàn)或接近實現(xiàn)100%REPS的國家和地區(qū)及其發(fā)電結(jié)構(gòu)（2022年）
資料來源: IRENA，加拿大統(tǒng)計局，國家統(tǒng)計局，中金研究院
我國也積極推進100%REPS示范省建設(shè)，于2017年～2019年，在青海創(chuàng)造了省域范圍的連續(xù)7天、9天、15天全清潔能源供電紀(jì)錄[61]。之所以選擇青海，除了其自身豐富的水電資源外，也考慮到其豐富的風(fēng)光資源、與西北電網(wǎng)主網(wǎng)架較好的互聯(lián)情況及相對平穩(wěn)的負(fù)荷特性，兼具100%REPS的示范意義及可操作性。雖然水風(fēng)光本身具有一定互補性，但實際運行的復(fù)雜程度仍需要電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲各環(huán)節(jié)協(xié)同發(fā)力，如圖表30所示，青海省利用水電的快速調(diào)節(jié)能力和電網(wǎng)跨區(qū)互濟能力，保證了本省100%可再生電力實時平衡，且從三年的實際運行效果看，在負(fù)荷變化不大的情況下實現(xiàn)了更多的風(fēng)光電量高效消納，為我國下一步更大范圍推廣水風(fēng)光互補協(xié)調(diào)運行，甚至100%REPS提供了理論基礎(chǔ)和實際經(jīng)驗。
圖表30：青海電網(wǎng)綠電實踐典型日曲線
資料來源：董凌等（2020）[62]，中金研究院
通過靈活調(diào)整送電曲線，平衡送受端地區(qū)調(diào)峰壓力。除送端地區(qū)憑借優(yōu)渥的資源條件實現(xiàn)高比例清潔能源甚至100%REPS外，近些年受端地區(qū)對外來電的“成分”也提出更高要求，清潔能源占比高的外來電顯然更受歡迎。同時，送電曲線通常較為僵化，如特高壓直流通道運行曲線多采用分高峰—低谷的“二段式”，一定程度上參與受端區(qū)域調(diào)峰，但調(diào)節(jié)頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調(diào)峰需求，這就容易加劇送受端供需矛盾，如按照原有的既定方案，白天都是滿送，但突然天氣原因風(fēng)光無出力，導(dǎo)致送電曲線改變，就會同時使送受端本地的供需形勢承受較大壓力。從這兩點出發(fā)，主送水電或“水電+風(fēng)光”的輸電通道有天然優(yōu)勢。一方面可保障清潔性，另一方面，水電高靈活調(diào)節(jié)能力有助于改變相對剛性的送電模式，更有助于根據(jù)送受端電網(wǎng)的供需形勢更加靈活的調(diào)整送電曲線，盡可能匹配兩端需求（圖表31）。
圖表31：特高壓直流送電曲線優(yōu)化方式示意
資料來源：張晉芳等（2017）[63]，中金研究院
（三）市場機制：積極探索水電靈活參與現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場有效方式，全面釋放水電靈活調(diào)節(jié)價值潛力
水電機組在為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等調(diào)節(jié)服務(wù)方面具有天然優(yōu)勢。然而，不管是解決調(diào)峰服務(wù)收益問題的現(xiàn)貨市場或?qū)ｉT的調(diào)峰輔助服務(wù)市場，還是提供其他調(diào)節(jié)服務(wù)的輔助服務(wù)市場，我國都處在起步階段，相關(guān)機制仍有待完善。尤其是針對水電長短皆宜的調(diào)節(jié)能力，亟需探索水電參與現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場的有效方式，找到對應(yīng)的價值變現(xiàn)渠道。
對于調(diào)峰服務(wù)，國外成熟市場主要通過現(xiàn)貨市場平衡相關(guān)經(jīng)濟利益，但我國現(xiàn)貨市場尚在試點階段，更多地區(qū)（如東北）通過調(diào)峰輔助服務(wù)市場緩解新能源高比例并網(wǎng)帶來的調(diào)峰壓力[64]。無論哪個市場，對于短時調(diào)峰，針對水電啟?？?、爬坡速度快等特點，有條件的地區(qū)可提高響應(yīng)速度和精度的服務(wù)單價，從而進一步激發(fā)水電的調(diào)節(jié)主動性，增加收益。對于長周期調(diào)節(jié)，可以考慮拉大季節(jié)的基準(zhǔn)電價，從而鼓勵庫容式水電站在豐水期留存更多電量以應(yīng)對江南梅雨等特殊天氣下長時間風(fēng)光無出力的情況，同時適當(dāng)放寬現(xiàn)貨價格上下限，鼓勵有調(diào)節(jié)能力的水電更多保留現(xiàn)貨電量裕度，追蹤更高的市場電價，進一步提高收益。另外，適當(dāng)放寬省間現(xiàn)貨價格限制，鼓勵跨省區(qū)輸送的水電利用不同區(qū)域市場電價差異，合理安排自身電量分配，提高梯級電站整體收益。
對于調(diào)頻、備用等服務(wù)，更多體現(xiàn)在短時、快速的響應(yīng)能力上，這一點水電有優(yōu)勢，可從豐富服務(wù)品類，完善相應(yīng)價格機制等維度增加水電參與輔助服務(wù)市場的積極性。從國外經(jīng)驗看，在部分市場機制相對成熟的地區(qū)，輔助服務(wù)市場已成為水電等靈活性電源的主要收入來源之一。如在美國PJM市場，2017年～2019年水電在現(xiàn)貨的交易量占比較?。▋H1.3%），但通過輔助服務(wù)市場的調(diào)頻、黑啟動、備用容量等，可實現(xiàn)穩(wěn)定的收益（約占市場份額的15%～20%）[65]。我國四川等地也積極探索水電參與輔助服務(wù)市場的有效模式，通過自動發(fā)電控制（Automatic Generation Control，AGC）調(diào)頻服務(wù)，可每月為相關(guān)水電機組增加約900～1000萬元的調(diào)頻輔助服務(wù)收益[66]。下一步，需進一步豐富輔助服務(wù)的相關(guān)產(chǎn)品，不斷拓展水電的靈活性變現(xiàn)渠道。
