深度 | 新能源迎来“新机制” 水电亦需“新发展”

近期，国家发展改革委印发了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称《通知》）。《通知》为新能源的下一步稳健发展提供了“顶层设计”的政策支持，吹响了新能源全面进入电力市场的号角。“双碳”目标下，新能源装机容量突飞猛进，截至2024年底，我国风电装机5.21亿千瓦、光伏装机约8.87亿千瓦，风光装机占比42%。《通知》设计的“机制电价”为新能源在电力市场加速推进背景下的健康发展提供坚强助力：在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，同类型电源实时市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。水电和新能源有很多类似的地方，尤其是径流式水电，同样是“看天吃饭”，同样是有效容量显著低于铭牌容量，同样是清洁能源。下一步的水电高质量发展是否也可以“照方抓药”？借鉴学习是可行之路，但水电有其独特之处，需要特殊考虑。

我国水电发展现状

数十年来，我国水电行业取得了显著成就，实现了从新中国成立初期的36万千瓦到目前的4.32亿千瓦的飞跃式增长，成为我国第二大电源。目前，全球装机规模排名前十的水电站中，我国占据了半壁江山，成为全球最大的水电生产和消费国之一。数据显示，我国水电可开发装机容量约为6.87亿千瓦，年发电量超过3亿千瓦时。截至2024年底，全国水电累计装机容量达到4.36亿千瓦，占总装机容量的13%。

回顾中国水电的发展历程，我们可以看到它经历了技术制约、资金制约和环境制约三个阶段。目前，我们正处于第三阶段。随着全球能源结构的转型，我国为了应对气候变化和能源安全的挑战，推出了一系列政策来支持水电的发展，包括税收优惠、贷款优惠、电价补贴等措施，以降低水电项目的投资和运营成本，确保水电站市场需求的持续增长。

在电价方面，国内水电站的价格机制主要由政府定价和市场定价两种方式构成。例如，四川、云南等地区已经推动了水电市场化交易。政府定价的水电站（不包括跨省跨区和抽水蓄能）主要包括经营期电价和标杆电价等。经营期定价是根据发电项目的经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益的原则来核定上网电价；而标杆电价则在经营期电价政策的基础上，采用社会平均先进造价和运行成本，每个地区形成一个上网电价。

在新型电力系统中接入高比例新能源的情况下，未来中国水电的发展趋势将向保量竞价和完全自由竞价为主的市场化消纳转变。除了与风能和太阳能一样具有不可预测性的径流式水电外，其他蓄水式水电可以作为承担灵活调节功能的可靠电源，与煤电一样，从传统的电量供应主体转变为“电量供应与灵活调节并重”的多功能电源。

水电的独特之处

借鉴新能源的“机制电价”是一条促进水电未来高质量发展的可行道路，但水电与新能源亦有所不同。新能源由于规模化生产，其原材料成本持续下降，导致造价不断降低。相反，水电开发遵循“先易后难”的原则，前期开发的水电项目造价相对较低，后续造价成本持续上升。此外，水电还承担着航运等其他任务。与新能源相比，水电有以下三方面的差异需要着重考虑。

一是“机制电价”的目的各异。新能源的机制电价旨在对项目提供扶持，水电则与其不同，其机制电价设计必须兼顾抑制前期造价成本较低时的高额收益，同时为未来水电发展提供必要的政策支持。目前大部分水电项目的成本主要源自于初期的工程建设，其中，枢纽工程成本占据总成本的50%-70%，征地移民成本占20%-40%。项目运营成本主要由设备折旧和财务费用构成，相较于煤机等电源类型，水电的成本相对低廉。此外，水电站的电力设施折旧期通常为30年，但其使用寿命却可长达60年，甚至100年，这种折旧期与使用寿命的不匹配进一步增强了水电盈利的长期潜力。目前大部分水电因其具有较低的变动成本，政府定价电价较电力市场价格低，如果将水电像煤机一样推入市场，会给水电行业释放出巨大的“转轨”红利，因此需要机制电价对其收益率进行合理限制。

另一方面，由于海拔、地质、地形以及水库淹没等自然条件的限制，不同水电站在移民补偿、环境标准的适用以及承担的综合水利职能方面也表现出显著的差异性，这些因素导致了水电站之间成本的显著差异。据相关统计显示，不同水电站单位千瓦的建设成本可能相差超过15倍，新建水电站的造价成本已超过10000元/千瓦，一些库容较大的梯级龙头电站甚至超过16000元/千瓦。因此后续项目的高成本是水电的另一问题，“机制电价”的设计需统筹考虑不同成本下水电的合理收益。

二是发电不是水电站的唯一任务。与其他类型的电源不同，水电站不仅具备发电功能，还兼具调蓄防洪、促进航运、提供灌溉和养殖等多重效益。以航运为例，在现行模式下，水电站通过建设水坝、蓄水以及抬升上游水位形成人造湖泊，淹没潜在的礁石，从而降低船只触礁的风险。此外，在每年的枯水期，当来水量减少时，水电站会通过流域内梯级电站的联合调峰，合理规划蓄水与放水的过程，优化发电调度，确保为大型船舶的运输提供顺畅的航道支持。随着水电站参与市场交易，必须明确水电站在不同角色下的成本与收益，因航运、调蓄防洪等产生的额外成本，不应由电力市场承担，需遵循“谁受益、谁承担”的原则进行核算，由对应行业疏导，以避免对电力市场公平性带来的干扰。

三是水电存在供电局域网的问题。在新中国成立初期，我国的电网基础设施建设尚处于起步阶段，尚未实现如今的广泛互联互通，特别是在广袤的农村地区和水资源充沛的区域，小水电站应运而生。数十年来，小水电在为农村提供电力、助力脱贫、改善能源结构以及推动地方经济社会发展等方面发挥了不可替代的作用，同时也催生了“自给自足”的局域供电网络。然而，随着岁月的流逝，一些水电站出现了设备老化问题，供电稳定性不足，安全隐患频发。尽管如此，仍有许多运行良好的小水电站，它们广泛分布在资源丰富的偏远山区，小而分散，如何让这些小水电站顺利融入电力市场，是市场设计者亟需解决的重要课题。

水电高质量发展之路

我国电力市场建设正在稳步有序推进，为促进水电的高质量发展，水电进入电力市场是必然趋势，但要统筹协调解决上述问题。建议如下：

一是建立适应水电发展的电价机制。首先，考虑水电站的成本不同，对水电的“机制电价”应执行“新老划断”分类设计。对造价成本较低的水电站实行较低电价以控制盈利规模，而对造价成本较高的水电站则相应提高机制电价水平，以解决高成本问题。同时要注意，为了发挥水电的调节性能，避免其在电力市场中“躺平”，水电不可全电量采用“机制电价”，需要有一定比例的电量放在市场中，以便通过市场的价格信号，激励水电企业提供其调节灵活性，更好地适应电力供需变化和电力系统运行需求。其次，需要完善水电容量补偿价格机制。随着电力市场的建设推进，各类电源的容量价值需要通过完善的市场机制来保障其规划发展，常规水电可按照径流式和蓄水式分类计算其容量价值。因为径流式水电与风电、光伏类似，不确定性较大，其有效容量可按照电力系统全年净负荷高峰时段的平均出力来计算。而蓄水式水电由于具备类似煤仓的库容，可参考煤机计算其有效容量。同时应建立容量电费考核机制，对无法满足容量需求的电站进行考核，以确保电力系统的长期安全稳定运行。

二是电力市场不应承担水电的附加业务成本。我国电力市场化改革旨在减少不同业务或群体之间不合理的交叉补贴。在水电进入电力市场后，须明确划分各方责任，将航运、防洪、灌溉等相关的功能和责任明确利益划分，确保它们业务成本明确、独立于电力市场之外。这样，航运、防洪、灌溉等业务便能依照自身的规律和需求发展，避免与发电业务在责任和利益上产生混淆。为实现这一目标，政府和相关监管机构需要制定明确的政策和法规，确保水电站在电力市场中的行为符合规范。一方面，需加强对水电站发电业务的监管，确保其按照市场机制运营，公平参与市场竞争。另一方面，对于航运、防洪、灌溉等非发电业务，也需要建立相应的管理机制，确保其独立运行，不受发电业务的影响。这可能需要设立专门的机构或部门，负责非发电业务的规划、管理和监督，以确保其能够按照既定的目标和原则发展。

三是小水电采用本地平衡消纳与聚合商模式。前文分析，我国还有很多的小水电，在小水电分布的区域，可通过灵活操控水电机组的运行出力，充分利用其短时调节的潜力，以实现局部电网的平衡和稳定功率输出。这样一来，小水电产生的电力可以尽可能地在本地被消纳和利用，从而在地方层面实现电力供需的均衡。在丰水期，如果小水电产生的电能无法在本地实现平衡，可以通过虚拟电厂、聚合商的方式进行集约化管理，聚合后一起参与电力市场。通过调控平台对各小水电的运行状况进行快速分析并下达指令，实现电网的高效弹性调度，有效避免能源浪费并减少碳排放。对于那些因长期使用而设备老化、存在较大安全隐患的小型水电站，应停止其运营。同时，对于那些原本依赖这些小水电供电的局部用电用户，应调整其供电方式，接入电网以确保供电安全。

水电作为一种清洁、可再生的能源，在全球能源结构转型中扮演着至关重要的角色。随着全国统一电力市场体系建设不断推进，水电参加电力市场已为大势所趋。在借鉴新能源入市方针的同时，也应当充分认识到水电的特殊性，合理规划，积极稳妥推进水电融入电力市场，为水电可持续、高质量发展铺好道路。