水电不断变化的角色：挑战与机遇.pdf

水水 电电 角角 色色 的的 转转 变变：挑挑 战战 和和 机机 遇遇2023挑挑战战和和机机遇遇水电的角色转变www.irena.org IRENA 2023水 电 水 利 规 划 设 计 总 院中 国 水 力 发 电 工 程 学 会译3目录数据图、表格、引述资料.5缩略语.7报告要点 .8引言.10水电行业现状 .112.1水电技术.112.2 水电服务与价值.132.3开发潜力.142.4开发现状.172.5成本及投资趋势.20当前的挑战与机遇.253.1老化的发电机组.253.2变革的电力系统.303.3投资需求.330102034面向未来的水电.364.1可持续性.364.2创新与灵活性.394.3监管与市场.444.4合作.47参考文献 .49附录A 图表中所示的国家、区域和地区列表.55附录B 区域数据.57非洲.57亚洲.60中美洲和加勒比地区.63欧亚大陆.66欧洲.69中东.72北美洲.75大洋洲.78南美洲.81045目录数据图图 1 典型的调节式水电站.12图 2按区域列出的储能潜力.16图 3 2000年-2021年各年水电装机容量.17图 4 2021年各地区水电装机容量.18图 52000年-2019年全球水电发电量.19图 6 2022年-2037年已被列入开发计划（纳入规划）的水电项目.20图 7 2010年-2021年全球水电项目加权平均装机成本.21图 8 2010年-2021年全球规模以上可再生发电加权平均平准化度电成本.22图 9 按技术列出的2013年-2018年可再生能源年度资金投入.23图 10 2013年-2018年水电行业年度资金投入.24图 11 按投产年份统计的全球水电装机容量.26图 12 按地区统计的水电机组年龄明细.27图 13 有必要在2050年前新增的水电装机容量.29图 14 2001年-2020年可再生能源与非可再生能源净新增容量对比.30图 152020年美国加利福尼亚州春季日负荷曲线图.31图 16 不同运行情景对混流式水轮机的损伤影响.32图 B.1 2000年-2021年非洲水电装机容量和发电量.57图 B.2 2021年非洲水电装机容量.58图 B.32022年-2037年非洲列入开发计划的水电项目.58图 B.4按投产年份统计的非洲水电装机容量.59图 B.5 2000年-2021年亚洲水电装机容量和发电量 .60图 B.6 2021年亚洲水电装机容量.61图 B.7 2022年-2037年亚洲列入开发计划的水电项目.61图 B.8按投产年份统计的亚洲水电装机容量.62图 B.9 2000年-2021年中美洲和加勒比地区水电装机容量和发电量.63图 B.10 2021年中美洲和加勒比地区水电装机容量.64图 B.11 2022年-2037年中美洲和加勒比地区列入开发计划的水电项目.64图 B.12 按投产年份统计的中美洲和加勒比地区水电装机容量.65图 B.13 2000年-2021年欧亚大陆水电装机容量和发电量.666水电的角色转变：挑战和机遇图 B.14 2021年欧亚大陆水电装机容量.67图 B.152022年-2037年欧亚大陆列入开发计划的水电项目.67图 B.16按投产年份统计的欧亚大陆水电装机容量.68图 B.17 2000年-2021年欧洲水电装机容量和发电量.69图 B.18 2021年欧洲水电装机容量.70图 B.192022年-2037年欧洲列入开发计划的水电项目.70图 B.20按投产年份统计的欧洲水电装机容量.71图 B.21 2000年-2021年中东水电装机容量和发电量.72图 B.22 2021年中东水电装机容量.73图 B.232022年-2037年中东列入开发计划的水电项目.73图 B.24按投产年份统计的中东水电装机容量.74图 B.25 2000年-2021年北美洲水电装机容量和发电量.75图 B.26 2021年北美洲水电装机容量.76图 B.272022年-2037年北美洲列入开发计划的水电项目.76图 B.28按投产年份统计的北美洲水电装机容量.77图 B.292000年-2021年大洋洲水电装机容量和发电量.78图 B.30 2021年大洋洲水电装机容量.79图 B.312022年-2037年大洋洲列入开发计划的水电项目.79图 B.32按投产年份统计的大洋洲水电装机容量 .80图 B.33 2000年-2021年南美洲水电装机容量和发电量.81图 B.34 2021年南美洲水电装机容量.82图 B.352022年-2037年南美洲列入开发计划的水电项目.82图 B.36按投产年份统计的南美洲水电装机容量.837目录表格表 1 水电站可提供的电力相关服务.13表 2 全球水电开发潜力.14表 3部分水电站设施设备的使用寿命.28引述资料引述资料1“水电+电池”发电项目示例.43引述资料2 国际可再生能源署电力储能评估框架.46缩略语C 摄氏度BEP 最佳效率点GW 吉瓦IDB 泛美开发银行IHA 国际水电协会IFPSH 国际抽水蓄能论坛IRENA 国际可再生能源署KWh 千瓦时LCOE 平准化度电成本MW 兆瓦O&M 运行和维护PSH 抽水蓄能PWh 拍瓦时TWh 太瓦时USD 美元WETO 世界能源转型展望8水电的角色转变：挑战和机遇报告要点 水电现已成为最主要的可再生电力来源，也是全球能源系统的重要组成部分。尽管尚未开发的水电资源潜力巨大，但在开发过程中必须遵循严格且透明的可持续性准则，以真正实现水电的可持续开发。IRENA的“1.5C情景”表明，如果全球要完全脱碳并实现 巴黎协定所述气候目标，到2050年，包括抽水蓄能在内的水电装机容量需要增加一倍以上。为此，水电年度投资需要增长大约五倍。然而，由于水电项目引资困难，政府及决策者需要创造一个有利于吸引投资的营商环境。大多数水电开发潜力都集中在发展中国家。金融机构需要与政府通力合作，化解、排除当地的风险与限制，找到推进合作的共同基础，继而为这些国家与地区输送急需的资金。水电具有很高的价值，因其不仅能实现灵活的电力生产，还能提供电网辅助等服务，同时有助于改善水资源管理，提升社会经济效益。然而，这些价值并非总能被现有市场所认可。监管框架与市场应充分考虑到所有的水电服务，以减少收益补偿与基础设施建设失调的情况。为吸引所需的近1，000亿美元投资，需要有支持现代化水电运行、并合理重视各种水电服务的价值的市场。大多数水电资产都是几十年前开发建设的，其运行条件与今日已有所不同。电力行业的变化及当前趋势要求我们既要承认水电的价值，也要重新思考其未来的作用。整合波动性电源（如太阳能发电和风电）的需求与日俱增，电网灵活性、调峰服务以及改变水电站运行与维护方式的需求也会随之增加。9报告要点 全球水电设施日益老化，亟需整修改造。此类需求为根据当前电力系统的需求引进新技术、推进水电站现代化提供了机会。虽然水电易受气候风险影响，但做好充分规划的项目也能具备充分的适应力。考虑到日渐严峻的气候风险，必须对现有水电站进行评估并在必要时进行改造，且需要在新建项目的设计中充分考虑这些风险。为充分认识水电的价值，加快水电的开发，政策制定者可以采取以下关键措施：创造利于水电招商引资的营商环境。制定并实施相应政策，培育市场，确保水电在电网灵活性及辅助服务方面的价值能够得到充分认可。构建市场框架，鼓励市场不成熟国家的水电更广泛地参与电量与容量交易市场（包括按分钟结算的市场）。制定激励措施及财政支持架构，推动新型水电技术的开发与测试（包括改造与新建项目）。实施相互协调配合的激励措施，简化监管，加快水电开发。以稳健的可行性研究为支撑，遵循严格的可持续性准则，规划一批可持续的、具备融资吸引力的项目。将统筹规划的概念纳入长期发展战略，在保障能源供应的同时，充分考虑气候风险、储能需求以及水资源管理。IRENA的水电合作框架（Collaborative Framework on Hydropower）旨在提高人们对当前水电发展障碍的认识，促进各方开展对话、分享最佳实践，并最终实现能源转型所需的新增水电装机的开发。1001引言一个多世纪以来，水电创造当地就业机会，提供经济且可靠的清洁电力，为全球发展做出了诸多贡献。水电是全世界电力系统中非常重要的组成部分，也是最大的可再生电力来源。它通过提供调峰及灵活性服务，提高了太阳能、风能等波动性可再生电源的渗透率。抽水蓄能（pumped stor-age hydropower，-PSH）是单一最大的储能方式，占世界电力储能容量的95%（DOE，2020）。除电力外，水电还提供其他服务，包括存储饮用水与灌溉用水、增强对洪水与干旱的抵御能力、以及创造娱乐机会等服务。然而，尽管水电是最成熟的可再生能源技术，它也面临着诸多挑战。这些挑战包括：确保可持续性与气候适应能力；解决设施老化问题与新增投资需求；在运维方面适应现代电力系统的要求；更新市场结构和商业模式，让水电在发电以外提供的所有服务得到认可与补偿。克服这些挑战的关键在于进行现代化改造，运用最新的先进技术，同时保障社会与环境的可持续性。由于波动性可再生能源的渗透率日益提升，且水电站越来越多地被要求在超出其最初设计的外部条件下运行，市场与商业模式必须要适应并适当补偿水电在电力生产之外提供的全套服务。本文件参照IRENA 水电合作框架，面向政策制定者及水电行业从业者编制。本文件简要介绍了水电行业的现状，并就如何最大限度发挥和实现水电潜力提出设想。本文件并非要对水电技术进行全面评估。水电的角色转变：挑战和机遇1102水电行业现状根据IRENA最新发布的 世界能源转型展望，水电将在控制全球温升1.5C的目标达成过程中以及为电力系统提供电力、灵活性和可靠支持方面发挥关键作用（IRENA，-2022a）。然而，为了实现这一目标，特别是考虑到由于终端用户脱碳导致的清洁电力需求的预期增长及相应加速的水电机组的老化（见第3.1节），水电的开发速度将需要大幅提高。2.1水电技术水电是一种成熟的可再生能源技术，一百多年以来一直都被用于低碳电力生产。它一般可分为三种主要的子类型：常规水电站 调节式：这是最常见的一种水电站，利用水坝将水拦蓄在水库中。如图1所示，水可以被储存并用于各种用途，但主要是流入水轮机带动发电机运行并产生电力。径流式：此类水电站将水直接从河流引入压力钢管，使水轮机旋转。因此，它蓄水能力较少亦或没有。抽水蓄能电站（pumped storage hydropower，PSH）：此类水电站将不同水电行业现状水电的角色转变：挑战和机遇12高程的水存蓄在下水库与上水库之中。在高电力需求期间，将水通过可逆式水泵水轮机从上水库释放到下水库来发电。在低电力需求期间，进行反向操作，即将下水库的水泵送至上水库。抽水蓄能电站可以是开放或闭环系统。开放系统（混合式抽水蓄能）使用天然水源作为其下水库，闭环系统（纯抽水蓄能）则不使用天然水源。虽然上、下水库都不是在河流或河道中修建的，但一般来说，闭环系统给环境带来的影响更小。抽水蓄能电站可以作为未来电力系统中的一种弹性储能方式发挥关键作用，提高风能、太阳能等波动性可再生能源发电的渗透率。常规及抽水蓄能电站都在本报告探讨之列。出水口进水口水轮机坝体厂房电网发电机变压器压力钢管图 1 典型的调节式水电站水电行业现状132.2 水电服务与价值水电是一种低碳可再生电源，但其优势并不仅限于发电。实际上，在能源转型、气候变化等大背景下，水电站所提供的许多其他服务也变得越来越重要。如表1所列，水电站能够为电网提供包括调峰及辅助服务在内的非常广泛的服务，而且与其他一些可再生能源相比，还具有更高的容量系数。此外，水电还可以提供防洪、灌溉、供水、废水治理等水利服务。最后，水库区还可以通过配置划船水道、沙滩区、野餐区、步道系统等设施提供娱乐价值。水电站类型径流式调节式抽水蓄能发电调节正向反向辅助服务调频一次正向反向二次正向反向三次调频正向反向非调频电压维持有功功率损失补偿 黑启动表 1水电站可提供的电力相关服务注：绿色圆圈表示电站可以提供此项服务，红色圆圈表示电站不能提供此项服务。正向调节是指向电网提供所需电量以平衡需求波动的能力。反向调节指通过消耗电力以解决供给过剩问题。正向调频是指向电网供能以提高系统频率并消除频率偏差的操作。反向调频需要从电网消耗能量。源自：Gaudard and Romerio(2014)水电的角色转变：挑战和机遇14水电开发潜力PWh/年理论上31-127技术上13-31经济上9-15表 2全球水电开发潜力注：PWh 拍瓦时，即万亿千瓦时。来源：Lehner,Czisch and Vassolo(2005)；Fekete et al.(2010)；Pokhrel,Oki and Kanae(2008)；Zhou et al.(2015)；Hoes et al.(2017)；Gernaat et al.(2017)2.3开发潜力尽管无论从装机容量还是发电量来看，水电都是最大的可再生电源，但其尚未得到充分开发利用。如表2所列，许多研究都对水电的开发潜力进行了估算，结果各不相同，但都证实其仍有相当大的开发潜力。这一发现非常重要，因为水电是最便宜的可再生电力之一，且平准化度电成本（levelized cost of electricity，LCOE）在所有发电技术中也属于最低的一类（见章节2.5）。12019年，化石能源发电的平准化电力供应成本为0.050.18美元/kWh（IRENA，2020）。2 根据生态限制要求，水电站要下泄至少30%的水量，用于维持河流的自然流量，并优先选择小水库。Gernaat等人（2017）对全球水电开发潜力进行了高精度评估，其结论认为，全球水力发电总开发潜力约为50PWh/年。他们还估计，低于0.1美元/kWh1的开发潜力为5.7-PWh/年，考虑生态因素后，低于0.1美元/kWh的开发潜力2为3.3PWh/年。把这些估算数值放到现代背景下来看，3.3PWh/年相当于2018年全球水力发电总量（4.2PWh/年）的四分之三以上。这些水力资源大部分都分布在持续增长势头较强、经济发展前景较好的亚洲、南美洲及非洲地区。水电行业现状15冰川保护无疑是当务之急。在冰川区域进行蓄水可以缓解冰川消退所造成的一些影响，如水资源减少和径流变化。Farinotti等人（2019）的一项研究调查了本世纪内因气候变化导致局部区域冰川消失所带来的水电开发潜力。在这项研究中，他们估计这些地区的理论水电开发潜力为0.8-1.8PWh/年，其中约40%（0.3-0.7PWh/年）是可以实现的。最早到2050年，占新增水库库容四分之三的调查区域的冰川有可能完全消融。在这种情况下，预计新增水库的拦蓄库容可存储上述地区年径流的一半左右。水电还可以通过抽水蓄能配置提供长期储能服务。如图2所示，澳大利亚国立大学在其 全球抽水蓄能图集（Global Pumped Hydro Atlas）中，确定了全球616，000个潜在可行的抽水蓄能电站的场址，其储能潜力为23TWh（太瓦时，即10亿千瓦时）（RE100，-2019）。同样，Hunt等人（2020）估计，低于0.05美元/kWh的季节性抽水蓄能潜力为17.3PWh/年，并证实与传统调节式水电站相比，季节性抽水蓄能的土地需求更少，因此发展潜力巨大。这一潜力远远超过了能源转型所需的储能量，大致相当于全球发电总量的80%，这对灵活性及调峰能力价值日益显现的水电行业来说极为重要。此外，水电站并非总被单独看待。一些场址具备综合开发利用的可能（如水风光一体化开发），存在进一步提高可再生能源规模的可能性。一项研究（Lee等人，-2020）表明，在全球现有水库上安装漂浮式光伏的技术可开发量能够达到4.2-10.6PWh/年，相当于全球总发电量的三分之一以上。AUUSanAKUL Shutterstock水电的角色转变：挑战和机遇16图 2按区域列出的储能潜力GWh/百万人口01 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 0009 00010 000世界澳大利亚新西兰美拉尼西亚玻里尼西亚加拿大美国中美洲加勒比地区南美洲北非西非中部非洲东非南部非洲北欧西欧东欧南欧西亚中亚东亚南亚东南亚注：GWh=吉瓦时。来源：RE100(2019)水电行业现状172.4开发现状水电是最成熟的可再生能源技术，第一批水电项目可以追溯到19世纪末期。如图3所示，水电项目建设已取得重大进展，2000-2021年，常规水电装机容量增长超过了75%，数值超过了1，230GW（吉瓦，即100万千瓦）。另一方面，抽水蓄能装机容量在同一时期增长超过了50%，在2021年达到了130GW。两者合计占全球可再生能源装机容量的50%以上。图 3 2000年-2021年各年水电装机容量GW(常规水电)GW(抽水蓄能)00204060801001201408006004002001 4001 2001 0002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021常规水电抽水蓄能注：GW=吉瓦。来源：IRENA(2022b)从地理分布来看，如图4所示，全球大部分水电装机容量都集中在亚洲（42%），其次是欧洲（17%）、北美洲（15%）、南美洲（13%）、欧亚大陆（7%）以及其他地区（6%）。值得注意的是，在大多数地区，抽水蓄能在水电总装机容量中的占比都能达到9-13%；但在拉丁美洲，除南美洲的少数几个电站（1GW）之外，几乎没有抽水蓄能电站。水电的角色转变：挑战和机遇18图 4 2021年各地区水电装机容量GW(常规水电)GW(抽水蓄能)0020406010305080400200500300100600非洲亚洲中美洲及加勒比地区欧亚大陆欧洲中东北美洲大洋洲南美洲常规水电抽水蓄能注：GWh=吉瓦时。来源：RE100(2019)Rodphothong Mr.Patchara Shutterstock水电行业现状19水电也是全球最大的可再生电力来源。如图5所示，2019年，全球水电发电量约为4.3PWh，相当于所有可再生能源发电总量的65%，或所有发电量的16%。因此，无论是作为主要可再生电源，还是对于全球电力系统，水电都极为重要，特别是水电还能为电网提供清洁的灵活性与调峰服务。中国是全球最大的水电生产国（1.3PWh/年），其次是巴西（0.4PWh/年）、加拿大（0.4PWh/年）以及美国（0.3PWh/年）。图 52000年-2019年全球水电发电量TWh (常规水电)TWh (抽水蓄能)00204060801001201405004 5001 5002 5001 0003 5002 0003 0004 00020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019常规水电抽水蓄能注：TWh=太瓦时。来源：IRENA(2022c)如图6所示，除所列数字之外，还有约650GW的水电项目已被纳入规划，并计划在未来25年内投产，其中包括136GW的抽水蓄能3（S&P Global，2022）。这些项目绝大多数都将在亚洲开发，包括全球60%的常规水电以及超过50%的抽水蓄能。3 中国电力建设集团非正式宣布，其计划在2025年前投建装机容量达270GW的抽水蓄能电站（Bloomberg，2022）。图6不包括该数字，仅考虑了中国40GW的抽水蓄能规划装机容量（译者注：根据中国抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），发展目标是到 2025 年，抽水蓄能投产总规模62GW以上，到2030年，投产总规模120GW左右）。水电的角色转变：挑战和机遇20纳入规划的常规水电中，南美洲及非洲分别占总装机容量的14%与12%。抽水蓄能方面，欧洲及北美洲紧随亚洲，分别占总装机容量的21%与17%。与前述观察结果类似，除了智利的300兆瓦（MW）项目之外，拉丁美洲的规划项目中几乎没有任何抽水蓄能电站。附录B 按区域汇总列出了上述数字。2.5成本及投资趋势水电成本水电成本因地制宜，具体取决于项目的规模与规格，其中最大的成本组成是土建工程，约占成本的45%，包括坝体、隧洞、渠道、发电厂房、以及进图 6 2022年-2037年已被列入开发计划（纳入规划）的水电项目亚洲南美洲非洲亚洲非洲欧洲欧洲北美洲欧亚大陆北美洲欧亚大陆中美洲及加勒比地区中东中东大洋洲515 GW常规水电136 GW抽水蓄能注：GW=吉瓦。基于：S&P Global(2022)水电行业现状21入现场所需的任何基础设施的建设。其次是机电设备的采购成本，约占总成本的33%（IRENA，2022d）。如图7所示，在过去十年中，新投产水电站的装机成本不断上升。2021年，全球新建大型水电项目的加权平均装机成本为2，135美元/kW，小型项目为2，000美元/kW。导致装机成本上升的部分原因在于，最好的水电站场址已开发完毕，各国目前都正试图在不太理想的场址开发水电站项目，其装机成本高于平均水平。另一个重要原因是新建项目在不同地区的占比和成本各不相同（如大洋洲、中美洲以及加勒比地区的大型水电装机成本最高，而中国及印度的成本则最低）（IRENA，2022d）。图 7 2010年-2021年全球水电项目加权平均装机成本1510装机容量(MW)装机容量(MW)60080020040010小型(10MW)1 2911 2611 3431 5851 6551 5011 8721 9271 7791 5121 9342 1351 3881 4851 6051 7952 3991 8672 3283 3302 6172 3492 0002 5482010201120122013201420152016201720182021202020192010201120122013201420152016201720182021202020192021 美元/kW5 0004 0003 0002 0001 0000注：kW=千瓦；MW=兆瓦。来源：IRENA(2022d)水电的角色转变：挑战和机遇22尽管水电属于资本高度密集型产业，但它是最便宜的电力来源之一。如图8所示，2010年至2021年，全球大型水电的平准化度电成本加权平均值仅为0.048美元/kWh，低于任何一种化石燃料发电，仅略高于陆上风电。平准化度电成本的变动范围非常大，一方面由于投资成本受场址影响，另一方面也受电站的设计运行方式（提供基荷或峰荷、辅助服务等）以及所能达到的容量系数的影响（IRENA，2022d）。有关水电成本的全面分析，请参阅IRENA最新发布的 可再生能源发电成本报告（IRENA 2022d）。图 8 2010年-2021年全球规模以上可再生发电加权平均平准化度电成本2021 美元/kWh0.10.20.30.40.502010 2021 2010 2021 2010 2021 2010 2021 2010 2021 2010 2021 2010 2021生物能源地热水电光伏光热海上风电陆上风电化石燃料成本范围0.0780.067 0.0500.0680.0390.0480.0480.4170.1020.0330.1880.0750.3580.114第百分位第百分位装机容量(MW)100 1200 300注：kWh=千瓦时；MW=兆瓦。来源：IRENA(2022d)水电行业现状23投资趋势可再生能源开发的增长极为迅速，在2013年至2018年期间吸引了1.8万亿美元的投资（IRENA and CPI，2020）。然而，尽管水电是最便宜的可再生电源之一，但如图9所示，在过去十年中，水电投资远不及光伏及风电投资。在这五年间，水电投资约为720亿美元。该数额相当于可再生能源投资总额的4%左右。这个数额相对较小，尤其考虑到水电是一项成熟的技术，且生产了全球约65%的可再生电力。图 9 按技术列出的2013年-2018年可再生能源年度资金投入十亿美元040045030025020015010050201320142015201620172018光伏光热发电陆上风电海上风电水电其他生物质生物燃料地热来源：IRENA and CPI(2020)水电的角色转变：挑战和机遇24图10所示为2013年至2018年水电年度资金投入概况。可以看出，水电投资从2013年到2016年逐年减少，2017年大幅增加。2017年和2018年的水电投资总额分别为260亿美元和150亿美元，超过了此前四年的投资总额。另外，从资金来源来看，在2013年至2018年所投资的720亿美元中，75%属于公共投资，而私营部门的投资仅占同期总投资的四分之一（IRENA and CPI，2020）。图 10 2013年-2018年水电行业年度资金投入十亿美元030252015105201320142015201620172018来源：IRENA and CPI(2020)Mihai_Andritoiu Shutterstock当前的挑战与机遇2503当前的挑战与机遇尽管水电是最为成熟的可再生能源技术，但它也面临着诸多挑战。这些挑战包括：由气候变化所导致的河流变化；社会及环境影响；发电机组老化；以及不断变化的电力系统需求这些需求不断要求水电以与初始设计不同的方式运行。这些挑战需要额外投资，通过改造、扩容等方式实现水电现代化发展，满足当前及未来的电力系统需求。考虑到水电开发的特性和周期，吸引资金就成为了一大挑战，本章将对此进行讨论。构建新型商业模式与市场结构也同样重要。它们可以合理补偿水电提供的非发电类服务，比如价值越来越高的灵活性和调峰服务。3.1老化的发电机组一个多世纪以来，水电一直在世界各地提供可再生电力，这意味着大量的水电站不可避免地因服役时间过长而设备老化。从历史上看，水电站的使用寿命有长有短，从10年到100年不等。对全球水电机组进行的一项分析表明，运行中的水电站平均服役年限接近40年，而已退役的水电站平均寿命约为60年（S&P Global，2022）。水电的角色转变：挑战和机遇26图11所示为按投产年份统计的全球水电装机容量明细。其中数据也佐证了上述观点，表明水电站设备确实已经陈旧。该图同时也表明，全球超过50%的水电装机（约620GW）服役时长已超过30年，约25%的水电装机（约275GW）运行超过50年。这些数值仅供参考，因为其中一些水电站已被改造。要详细而准确地概述全球水电机组的剩余使用寿命，就需要对水电站逐个进行评估。但很明显，老化机组已经对一些国家造成了现实挑战，最终也会成为困住其他国家的难题。Andritz（2019）估计，在全球各地安装的一次及二次设备之中，有50%的设备使用寿命已超过40年。图 11 按投产年份统计的全球水电装机容量GW03025405035452015105N/A189010%20%30%40%50%60%70%80%90%100%18951900190519101915192020002005201020152020192519301935194019451950195519601965197019751980198519901995已退役运行中注：数据包括抽水蓄能。没有调试日期的数据点被归为N/A。带有百分比值的绿色竖线表示某年之前投入运行的水电装机占当前水电总装机的份额，例如，全球10%的装机容量是在1960年之前投产的。GW=吉瓦；N/A=不可用。基于：S&P Global(2022)当前的挑战与机遇27如图12所示，目前老旧发电机组对各个地区的影响并不相同。欧洲、北美洲及大洋洲等地区的发电机组要比非洲、亚洲、中东及南美洲等地区的机组老得多，后者大部分的水电资产都是在过去30年中投产的。在这方面，发达经济体与发展中经济体之间似乎有着明显的区别发达经济体较早开始开发水电资源，翻修改造需求也更加迫切。然而所有地区最终都会遇到机组老化的问题及改造的需求。水电站投产时间较长的国家需要尽快采取行动，对其发电机组进行现代化改造。由于部署必要的资源可能需要一些时间，即使是发电机组相对较新的国家，也可以开始规划并为实现水电站现代化做好准备。图 12 按地区统计的水电机组年龄明细GW百分比020406080100020%40%60%80%10%30%50%70%120320340360非洲亚洲中美洲和加勒比地区欧亚大陆欧洲中东北美洲 大洋洲南美洲30+3060+注：数据包括抽水蓄能。GW=吉瓦。基于：S&P Global(2022)水电的角色转变：挑战和机遇28全球水电机组正处于一个转折点，很大一部分装机容量需要升级、改造或退役。为保证电站正常运行，无论是扩容或维护，都需要大量的投资。同时还要注意到，不同的设施设备具有不同的使用寿命，如表3所示。IRENA的“1.5C情景”表明，如果全球要在2050年前完全脱碳并实现巴黎协定 所述气候目标，水电装机容量应达到约3，000GW，包括420 GW的抽水蓄能（IRENA，2022a）。如图13所示，考虑到现有水电装机容量（1，360GW）、目前规划装机容量（652GW）以及到2050年的可能退役的水电站装机容量（630GW）4，新增与/或改造的装机容量需要达到1，545GW。经济寿命(年数)技术寿命(年数)机电设备发电机、变压器25-4030-60高压开关设备、辅助电气设备、控制设备20-2530-40电池、直流设备10-2020-30水力机械水轮机轴流转桨式水轮机、混流式水轮机30-4030-60水斗式水轮机40-5040-70水泵水轮机及蓄能泵25-3325-50闸门、蝶阀、专用阀门、起重机、辅助机械25-4025-50土建工程坝体、渠道、隧洞、洞室、水库、调压室60-8080-150发电厂房构筑物、汇水区、溢洪道、沉砂池、压力钢管、钢衬、道路、桥梁40-5050-80表 3部分水电站设施设备的使用寿命来源：Goldberg and Espeseth Lier(2011)4 假设水电站的平均使用寿命为60年。当前的挑战与机遇29基于这个数据来看，列入开发计划的水电项目平均装机容量为160MW (S&P1Global，2022)，这意味着在未来几十年，到2050年之前，全球需要以每年53GW的速度新增开发数千座水电站。鉴于水电项目规划、建设的时间较长，若要实现巴黎协定所述之气候目标，各国都需要在短期内开始进行大量投资，增加水电装机。即使如此，并非所有装机都一定要依托新建项目。比如，可以基于现有设施进行扩容，或对非电力生产水坝进行发电改造。研究估计，通过这两种方案大约可以增加78GW的容量(Garrett，McManamay and Wang，2021)。全球大部分水电机组的老化确实是一个紧迫的挑战。但这也是利用最新先进技术进行现代化改造的绝佳机会，如引入可以提高水电站效率、灵活性和可持续性的先进组件。此外，还可以借助数字化、人工智能以及大数据改善运行与决策。这些做法有助于水电适应当前及未来高比例可再生能源电力系统日益复杂的需求，并持续提供有价值且可靠的能源服务。图 13 有必要在2050年前新增的水电装机容量GW20212037年计划潜在退役*新增和翻新2050年1.5C情景常规水电抽水蓄能05001 5002 5001 0003 5002 0003 000注：*深灰色表示常规水力发电能力的潜在退役。浅灰色表示抽水蓄能容量的潜在退役。这是假设水电站的平均寿命为60年计算出来的。GW=吉瓦。基于：IRENA(2022a，2022b)；S&P Global(2022)水电的角色转变：挑战和机遇303.2变革的电力系统近几十年来，可再生能源发电装机容量大幅增加。如图14所示，到2012年，可再生能源发电增量已经超过了非可再生能源发电增量。2020年，近90%的净新增容量来自于可再生能源，其中光伏及风电占比近90%。虽然这一趋势标志着电力行业在脱碳方面取得的巨大进展，但它也意味着电力系统及其管理方式需要发生重大改变。随着波动性可再生能源在电网中份额的不断增加，它们需要更灵活的电源来确保电网的可靠性。由于波动性可再生能源（variable renewable energy，VRE）的来源不可调度，其供给在时间上可能不一定与实际电力需求相匹配。例如，太阳能发电量在中午达到峰值，而电力需求可能不会在那时达到最高水平。因此，电力系统运营商越来越需要依靠水电等可调度电源进行频率控制、储能以及峰荷供电。图 14 2001年-2020年可再生能源与非可再生能源净新增容量对比光伏风电其他可再生能源非可再生能源可再生能源份额GW新增装机容量中可再生能源的份额00%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%5030015025010020020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020注：GW=吉瓦；PV=光伏；RE=可再生能源。来源：IRENA(2019，2022b)；IEA(2021a)当前的挑战与机遇31随着越来越多的波动性可再生电源入网，供给调节需求不断增加，供过于求的风险也会随之增加，而且在需求低谷时还可能会出现弃电的情况。为了说明所谓的“鸭形曲线”（duck-curve），图15描绘了美国加利福尼亚州净需求（总需求减去波动性可再生电源满足的需求）的演变过程。该州拥有大量波动性可再生电源，有时可满足75%以上的电力需求。调节需求在加州的增加非常明显：2013年三小时调节需求不到3GW，而2020年春季的三小时调节需求却已超过13.5GW。运行影响大多数水电站当初规划、设计及建造时的运行条件与现在都大不相同，不可避免地会受到电力系统不断变化所带来的影响。历史上，水电一直作为基荷而发挥作用。但如今，水电越来越多地被用来提供调峰及电网辅助服图 152020年美国加利福尼亚州春季日负荷曲线图GW0302520151051:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:00年净需求年净需求年净需求年月年净需求每日增加发电负荷至峰值的平均时间为小时(年)增加发电负荷至峰值的平均时间为小时年GW年月.GW注：净需求是指太阳能或风能无法满足的需求。GW=吉瓦。来源：CAISO(2022)水电的角色转变：挑战和机遇32务，导致水电站不得不更加频繁地在非满负荷的情况下运行，启停频率也大幅提高。水电运行模式的这种变化会增加磨损与损耗、缩短了水轮机等电站重要部件的使用寿命、增加了停机时间及运维成本。为了说明这种情况，Seidel等人（2020）比较了混流式水轮机的基荷与电网稳定方案（见图16），发现后一种方案使水轮机的疲劳寿命缩短了大约一个数量级。财务影响这种运行模式变化还会带来财务影响。许多水电项目的设计已经过时，并会影响到其营收来源与盈利能力。停机时间增加、运维成本上升以及发电量减少也都是影响因素。从抽水蓄能来看，大多数水电站都是在几十年前以昼夜套利商业模式5建造的，目的是与基于油气的调峰容量相竞争。然而，在燃料价格下降运行模式启动 周期/日空载%低部分负荷%部分负荷%BEP附近%高负荷%基荷110254925系统稳定10424242424注：基荷情况考虑一天的工作周期。BEP=最佳效率点(即是水轮机以最高效率运行时的流量)。来源：Seidel et al.(2020)图 16 不同运行情景对混流式水轮机的损伤影响基荷系统稳定0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00启动空载低部分负荷部分负荷BEP附近高负荷5 译者注：昼夜套利模式，即白天发电晚上储能的模式。当前的挑战与机遇33且燃烧效率提高之后，昼夜套利可能无法使抽水蓄能具备足够投资吸引力（ANL