2022年夏季，我国川渝等西南区域发生了持续数日的限电事件。然而，水电大省缺电并非巧合，有高耗能产业持续迁入推高用电负荷等多年问题积累的必然性，也存在极端高温天气等小概率事件的突发性。事实上，这种“灰犀牛”头顶上的“黑天鹅”最危险。对于以水电为基础电源的能源大省，如何发挥存量与增量水电的资源优势，从系统层面消除缺电隐患，对全国层面的新型电力系统建设有重要意义。

  当前，我国正处于新型电力系统建设的加速转型期，面临“双高”特性给系统安全稳定运行带来的双重风险，系统对基础保障能力和灵活调节能力的需求大幅增加。水电是兼具保障性和灵活性的优质电源，不仅具有绿色清洁、出力稳定、启停快捷等特点，可实现不同时间尺度的灵活调节，尤其是跨季节的长周期调节能力对于当前新型电力系统建设尤为紧迫和稀缺。

  激活水电价值的主要挑战在于其现有的收益模式一方面难以满足增量水电不断升高的开发成本，另一方面也会限制存量水电的价值发挥，考虑未来水电降本的空间或有限，我们认为下一步水电发展的重点，可围绕基础保障和灵活调节双重价值，分别从开发、运行等环节打通物理堵点，并给予相应的市场激励，形成科学合理的良性发展模式。

  从基础保障价值看，需着力减少来水对发电能力的影响，加大上游龙头水电开发力度，加强水电自身同流域与跨流域梯级联合调度；同时优化水电中长期合约与现货衔接机制，给予反映不同时间价值的电量相应的市场激励，并同步提高水电的环境收益。

  从灵活调节价值看，需从开发和运行层面尽量贴近新能源，从而提高水电提供灵活性服务的效率，并通过更合理的源网送出模式扩大服务范围；同时，积极探索水电参与现货及辅助服务市场的有效方式，全面释放水电多周期调节价值变现渠道。

  2022年夏季，我国西南地区因极端高温干旱导致水电出力不足，采取限电措施[1]，其影响一定程度延续至今年上半年，云贵等地的电解铝、黄磷等耗电量较大的企业多次接到限电通知[2]。面对夏季用电高峰，今年丰水期来水如何，西南地区乃至全国的电力供应情况如何，社会各界给予了高度关注。鉴于此，本报告从剖析水电大省限电的根本原因入手，深入探讨了水电在新型电力系统建设过程中需要发挥的特有价值，以及推动实现这些价值的途径，并从开发、运行及市场机制等方面提出了系统性建议。

  作为“新型电力系统”系列主题研究的第三篇，本报告继需求侧和电网侧对电力相关投资机遇梳理之后，我们过渡到电源环节，从水电开始逐一深入探索不同类型电源的发展逻辑及投资价值。

  2022年夏季，因极端高温导致长江、雅砻江等多个流域来水不及预期，川渝、云贵等区域水电出力不足，多地频发“错峰用电”、“负荷管理”、“让电于民”等紧急通知。从水文特性看，通常一个流域的来水径流量[3]具有连续性，即如果夏季丰水期缺水严重（期末水位未能显著抬高），则到枯水期很难实现水位回补。所以，去年夏季长江流域的整体性缺水会给今年上半年枯水期西南地区的水电供应带来影响。今年以来，云贵两地电解铝、黄磷等高耗能生产企业多次收到压减用电负荷的通知，最大压减负荷比例高达40%[4]，限电也对当地疫后经济恢复及居民生活造成一定影响。回顾去年和今年上半年西南地区的限电事件，直接原因是短时极端天气引发的“黑天鹅”式的“需涨供衰”[5]。但从更长时间尺度看，产业西移趋势下西南地区用电量的持续增长，以及单一电源依赖的“灰犀牛”风险已长期存在，叠加水电外送合约的刚性执行客观上都增加了限电风险[6]。

  事实上，水电大省缺电并非巧合，有其多年问题积累的必然性，也存在极端天气等小概率事件的突发性。看今年夏季，根据四川省气象中心预测，汛期四川平均降雨量较常年同期略偏少，虽然可能好于去年[7]，但由于去年干旱导致许多水库蓄水不足，今年需要弥补“欠账”。因此，我们预测汛期四川、云南等地电力供需形势依然偏紧。长远看，由于水电出力、电源结构等原因较难改变，西南地区电力供应短期内仍需“看天吃饭”，且在全球变暖大背景下，以前的极端天气未来可能越来越常见，异常高温干旱可能更加频繁，更易出现电力供应紧张的局面。然而，这是否意味着水电今后，特别是在我国新型电力系统建设的过程中，价值在下降呢？答案也许恰恰相反。

  （一）基础保障价值可强化

  西南限电的例子，一定程度上暴露出处于转型期电力系统安全隐患在增加，即支撑能源转型过程中很难在保供、稳价及促进新能源消纳的三方平衡中找到最优解。事实上，随着新能源和电力电子设备接入电网的比例越来越高，系统因基础保障能力不足引发的停电或限电事件，已成为全球电力系统不得不面临的共性挑战（图表1）。尤其对于我国，在能耗双控转向碳排放双控的政策背景下，系统“双高”特性下的安全风险更加凸显。水电固有的出力可控、成本低廉、清洁低碳等特性，恰好可以为破解能源与电力双重“不可能三角”（图表2）难题开出一味“良药”。

图表1：近年来国内外主要停电/限电事件梳理

资料来源：PowerOutage.us官网[8]，胡源等（2021）[9]，当地政府官网（2022）[1]，中金研究院

图表2：水电支撑能源电力双重“不可能三角”示意图

资料来源：中金研究院

  水电的第一个基础保障价值体现在通过水库调节可实现其自身出力相对稳定可控。虽然水电出力会受来水情况影响，但考虑水文特性相对稳定，且通过自带的水库调节，其出力总体相对稳定可控，是可靠的基础保障性电源。尤其在水力资源丰富的地区，水电承担着重要的电力供应保障和绝大部分调峰需求。此外，水电还扮演着黑启动和事故备用等重要角色[10]，在各类“灰犀牛”、“黑天鹅”风险不断上升的背景下，水电的安全保障作用更加凸显。

  水电的第二个基础保障价值体现在其突出的经济性。同风光一样，水电没有燃料成本，且从能量转化的效率来看，水电的资源转化率可达88%[11]，在所有电源品种中最高。叠加水电站技术设备体系成熟、生命周期长等因素，所以从平准化度电成本看（Levelized Cost of Energy, LCOE)，水电的LCOE一直处于较低的水平，经济性优势明显（图表3）。

图表3：各电源平均电力成本及能量转化效率

资料来源：IRENA，王永真等（2021）[11]，中金研究院

  水电的第三个基础保障价值体现在其固有的清洁低碳属性。虽然国际上针对水电开发对环境、生物多样性等的影响尚有争议，如水电大坝可能对当地人居环境、鱼类洄游、河道淤积等造成一定影响[12]，但基于其可再生能源的本质特征，相比于其他化石能源发电形式，水电仍然是相对清洁低碳的重要电源。

  因此，水电作为各类电源中的“三好学生”，其优质特性需重点强化。事实上，从全球范围看，水资源丰富且开发难度不大的地区对水电利用的态度基本是“应开尽开”、“能用尽用”，尤其是欧洲的水电开发程度已高达72%（截至2021年底），远远高于世界其他地区（图表4）。同时水电比重高的国家或地区，如挪威、瑞典等，得益于水电的优质特性，受去年欧洲能源危机的冲击也显著小于其他国家。

图表4：全球水电开发程度（截至2021年底）

资料来源：IHA，中金研究院

  （二）灵活调节价值需激活

  新型电力系统最突出的变化在于发电端高比例新能源接入，配用电端海量分布式电源、电动汽车等新型负荷分散接入，这些新变化的共性要求就是提高电力系统的灵活调节能力[13]。考虑新能源发电和用电负荷均具有短期波动性和长期季节性差异，因此所谓的“灵活调节能力”不仅要满足短周期的快速波动，还需要响应跨周度、季度甚至年度的长周期调节需求。根据欧盟能源监管合作机构（ACER）预测，2025年欧洲对日内、跨周、年度的灵活性资源需要分别为1200亿、960亿和800亿千瓦时，2030年分别增加至1700亿、1300亿和860亿千瓦时[14]。水电可根据水库大小可以实现不同时间尺度的灵活调节，尤其是跨季的长时调节能力，这对于当前新型电力系统建设尤为紧迫和稀缺。

图表5：欧洲灵活性资源需求预测

资料来源：ACER，中金研究院

  水电灵活调节价值的稀缺性和不可替代性在于其兼具长周期（跨月、跨季）与短周期（秒级~日内）的响应能力。从长周期看，水电几乎是今后很长一段时间内唯一能够为系统提供月度以上调节能力的电源类型。由于风光发电与用电存在较为明显的季节性错配[15]，且一旦遇到江南春雨、江淮梅雨等长周期风光低出力的特殊天气时，现有仅能维持日内调节的储能技术基本无用[16]，此时长周期（跨月、跨季）的调节能力就显得尤为珍贵。水电通过水库调节可以实现日、周、季、年甚至多年调节，如年调节水电站可以对一年内各时段来水进行分配，在电力需求低时少发电多蓄水，在电力需求高时多发电，以达到对电力系统进行长时调节的目的。根据国家能源局最新发布的《新型电力系统发展蓝皮书》[17]，“预计2030年抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、热储能等技术满足日内调节需求；2045年可突破以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术，实现日以上时间尺度的平衡调节；2060年才可能取得长时储能技术突破，实现电力系统跨季节动态平衡”。这意味着，在推进“双碳”目标的过程中，水电是提供系统长周期调节能力的为数不多的手段之一（图表6）。

  图表6：水电及主要储能形式调节能力对比

资料来源：国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》(2023)，中金研究院

  从短周期看，水电响应快、可调范围大等灵活调节优势同样显著。当前新型储能装机整体规模有限的情况下，火电和水电承担了绝大部分系统调节任务。相较于煤电，水电调节速度更快，水轮机从静止到满载一般只需2～3分钟，从空载到满载仅需30～35秒，爬坡速率高达每分钟额定容量的50%～100%；且没有额外的排放成本损失，煤电机组通常只有部分调峰能力，发电功率在可用容量40%～100%可自由调节，而低于容量40%时煤电机组将出现工况不稳、能耗上升、排放增加，甚至威胁生产安全，且煤电机组调峰会产生大量额外成本，运营经济性受影响。

图表7：不同电源调节能力特性分析

资料来源：中电联《新型电力系统调节能力提升及政策研究》（2022），中金研究院

  水电价值的充分释放不仅在于增量资源的精益开发，而且在于存量资产的优化盘活。当前的主要制约因素一方面在于优质厂址资源日趋稀缺，导致未来开发成本或持续上升；另一方面在于尚不完善的市场机制难以充分体现水电对新型电力系统而言越来越重要的基础保障和灵活调节价值，不仅难以调动增量水电开发的积极性，也不利于存量水电的优化升级。下一步需要针对两大价值分别从开发、运行、市场机制等维度进行系统性设计。

  （一）水电发展现状及趋势

  我国水电发展已有百余年历史，自2004年以来无论装机还是发电量均保持世界第一[18]。根据2018年复核统计，我国水电技术可开发量约6.87亿千瓦，年发电能力约3万亿千瓦时[19]。截至2022年底，我国常规水电（不含抽蓄）装机已达3.67亿千瓦，其中小水电[20]约8400万千瓦[21]。从发电量看，近年来随着新增水电建设放缓以及新能源的快速发展，水电电量占比有所减少，但仍然是我国仅次于火电的第二大电源。从开发情况看，截至2020年底，在全球水电装机规模前十大国家中，我国保持了约53%的技术可开发率（图表10），高于世界水电协会统计的全球平均值35%约18个百分点。

图表8：我国水电（不含抽水蓄能）及小水电装机规模

资料来源：中电联，水利部，中金研究院

图表9：我国水电发电量及占比

资料来源：中电联，中金研究院

图表10：全球水电装机规模前十大国家技术开发程度

资料来源：夏婷等（2022）[22]，中金研究院

注：水电技术开发程度=水电装机/水电技术可开发量，水电技术可开发量指在当前技术水平条件下，可开发利用的水力资源量

  从提高能源利用效率的角度出发，国家自“十三五”以来放缓了小水电的开发力度，但不可否认，历史上小水电为促进我国农村电气化和脱贫发挥了重要作用。在新型电力系统建设时期，小水电也可以作为分布式电源，成为农村或城镇微电网供电的重要组成部分[23]。2022年6月，位于武汉的全国首个风光水储多能互补微电网项目一期示范项目成功发电[24]，在污水处理厂内利用排污水位差进行水力发电，同时配备分布式风光电源，充分实现多能互补，同时二期工程还规划有落差10米的水箱，建设小型抽水蓄能电站，通过夜间利用低电价抽水蓄能，负荷尖峰时刻泄水发电，消峰填谷。

  从未来趋势看，根据相关规划，我国到2025年和2030年常规水电装机量将达到3.8亿[25]和4.2亿千瓦左右[26]，届时近62%的水电资源将开发完毕。开发率的高位提升，也意味着后期水电开发难度可能逐渐增大，开发成本进一步增高。考虑水电站个体开发成本差异较大，我们按照每5年新投产水电的平均成本去分析未来开发成本的变化趋势。根据《中国可再生能源发展报告2022》公布的数据[27]，我国“十三五”期间投产的水电平均装机成本约13320元/千瓦，“十四五”、“十五五”的水电平均装机成本，我们结合水电水利规划设计总院和国际可再生能源署[28]的相关分析，发现两机构对“十四五”期间投产的水电平均装机成本预测较一致，在14650元/千瓦左右，“十五五”期间投产的水电平均装机成本有较大差异，在16120元/千瓦～19170元/千瓦。如按照“十四五”、“十五五”各4000万千瓦的水电装机目标，则意味着“十四五”后三年、“十五五”期间的年均投资达到640亿元、1290～1530亿元人民币（图表11）。

图表11：我国历年水电投资额及预测投资需求

资料来源：中电联，中金研究院

注：图中2025E表示预测的2023～2025年均投资需求，2030E表示预测的2026～2030年均投资需求

  （二）成本端挑战：持续上升的压力或难逆转

  水电的特殊之处在于其开发和运行都会受到水资源的限制，而这些限制都会反映在其成本端。我国水电经济可开发量仅约4.02亿千瓦[29]，我们按此推算未来可供开发的成本相对可控的水电资源已不足10%；同时，受限于资金、技术等因素，我国已开发的水电资源并未得到充分利用，尤其是大型库容式水电占比较小，直接影响我国水电整体的运行效率。因此，虽然目前水电依然是我国最便宜的电源之一，但未来成本上升的压力或难逆转。

  一方面，随着我国易于开发的水电站址资源越来越少，后期开发难度可能进一步增大。截至2021年底，我国水电站主要集中于金沙江、长江、雅砻江、澜沧江、大渡河等西南主要流域中下游（大部分开发比例已超过70%），上游开发相对滞后，雅鲁藏布江开发程度不足2%，怒江更是“零开发”（图表12）。主要原因是这些待开发站址资源主要集中在西藏、川西等高海拔地区，施工环境相对复杂且生态系统易受污染，大大增加了开发难度。开发难度的增加最终反映在开发成本上，根据目前西南主要流域部分已建或在建的电站投资情况，雅鲁藏布江的水电开发单位投资要显著高于其他流域。

图表12：我国西南八大流域水电开发情况（截至2021年底）

资料来源：周建平等（2022）[30]，相关水电公司官网，中金研究院

  另一方面，我国具有大型调节水库的电站较少，对主要河流的调控能力有限，整体效率有待进一步提高。河流调控能力指梯级水电开发所获得的调节库容与河流年径流量之比，其值越高则表示对水资源跨时间分配能力越强[31]。我国河流年径流量约2.7万亿立方米，截至2022年底总库容9853亿立方米，总调控能力约36%；而美国2013年河流年径流量约3.0万亿立方米，总库容高达14598亿立方米，总调控能力约49%[32]。具体到主要河流上，我国主要河流调控能力与美国、加拿大等国也有较大差距（图表13）。以水电装机第一大省四川为例，四川水电整体开发程度较高，但省内龙头水库电站建设缓慢，2021年省调水电机组装机中径流式电站占比66.4%，具有季调节以上能力的水库电站仅占33.6%，因此四川“丰余枯缺”矛盾突出[33]。同时，对于早年建设的水电站，受限于当时的技术水平，对水能利用率有限，通过技术改造增加水电有效容量的空间较大，据相关测算，如对我国已建水电站增容改造，可增加发电能力超过1亿千瓦[30]。

图表13：我国与美国、加拿大主要河流调控能力对比

资料来源：王亦楠（2018）[34]，中金研究院

  （三）收益端挑战：相对滞后的电价机制较难覆盖成本

  目前，我国水电主要以电量收入为主，参与市场化交易较晚且程度有限，因此收益渠道较窄。在当前成本端相对可控的环境下，尚可持续盈利，但未来成本端一旦进入上涨趋势，水电整体的经济收益或承受更大压力。我国电力市场建设经历三十余年积累，目前已初步形成“管住中间，放开两头”的总体架构[35]。然而，水电由于其自身涉及防洪、灌溉、航运等多个行业部门，刚性运行约束较多，因此参与市场化交易较晚且程度有限，仅在四川、云南等水电大省形成以月度/年度及以上中长期交易为主、短期交易为辅的交易体系（图表14）。从价格看，从早期的“一厂一价”，到目前相对刚性的中长期合同，都没有反映水电相对可控的电量价值和系统灵活性价值。

图表14：我国电力体制改革与水电参与市场路线图

资料来源：肖丹萍（2016）[36]，四川电力交易中心，中金研究院

  按照经典的成本收益分析逻辑，作为典型的“重资产、轻运营”行业，水电的生命周期基本包括四个阶段：投入建设期、偿贷期、折旧期、净回报期，除前5～10年的建设期需要大规模资本投入外，在其后长达50年甚至更长时间的运营期内，更多考虑固定资产折旧和财务费用，无需考虑燃料费用，所以运营成本越来越低（图表15）。因此，从成本端看，水电主要是投资成本，如果折算到LCOE（公式1），可以理解为投资形成的大量固定资产和债务在运营期表现为折旧和财务成本，两者约占总成本的50%～65%[37]。从收入端看，水电当前收益由上网电价乘以发电量决定，而上网电价不管是以优先发电量结算，还是当前以中长期合同为主的市场化电价，都相对稳定，议价空间不大；而发电量主要由水资源和当年来水情况决定，也相对稳定。

图表15：水电典型的生命周期及成本构成

资料来源：长江电力（2022）[37]，中金研究院

  折算到度电看，假设未来开发成本以每5年10%的速度增长；根据我国现行水电上网电价机制，如果未来水电上网电价继续保持在0.2～0.3元/千瓦时区间内；当开发成本在2035年前后升至18800元/千瓦，现有的上网电价已无法有效覆盖（图表16），或对水电发电和建设的积极性造成一定制约。

图表16：水电LCOE测算

资料来源：水电总院（2023）[27]，长江电力（2022）[37]，中金研究院

  （四）激活水电价值的途径

  考虑资源限制下，水电成本端持续上升的压力或难逆转，只能通过合理管控尽可能抑制成本端过快增长。未来无论是增量水电的开发，还是存量水电的优化，其重点均可能放在收益模式的改进，即围绕重要性日渐突出的基础保障和灵活调节的双重价值，在现有成本效益分析框架基础上，从开发、运行等环节打通物理堵点，并分别针对价值特性给予相应的市场激励，形成科学合理的良性发展模式。

图表17：基于成本收益分析的水电价值体系研究框架

资料来源：中金研究院

  围绕基础保障价值，其核心是实现水电不同时间尺度的电力电量价值基础上，增加水电的环境价值。电力电量价值实现需要从量和价两方面共同努力，量的方面主要是提高发电的稳定可控能力，即从物理上尽可能减少水力对电力的约束；价的方面主要是打破现有水电电价收益模式中相对刚性的部分，通过合理分配水电参与中长期、现货市场及优先发电的比例，实现水电不同时间尺度的电量价值变现。同时，还原水电绿色电源属性，充分挖掘其环境溢价，将水电纳入绿电交易，体现其环境价值。

  围绕灵活调节价值，其核心在于接受灵活性服务的主体并不是单独某一个或某一类，而是从系统层面实现灵活性资源的共享，这不仅需要物理层面开发和运行模式上的优化，也需要从机制层面丰富灵活性服务的产品和配套价格机制。考虑当前系统的灵活性需求的快速上升主要由新能源的大规模接入引起，所以可以通过水风光一体化开发和联合运行，如依托水电站建设风光基地，尽可能拉近水与风光的物理电气距离，提高灵活性服务的效率；同时，通过特高压等输电技术将水电的灵活调节能力通过更合理的送电曲线送至负荷中心，实现清洁电量和灵活性服务的大范围优化配置。在市场机制层面，针对当前主打灵活性的现货和辅助服务市场都处在起步阶段，相关机制有待进一步完善，亟需针对水电长短皆宜的调节能力，设计相应的灵活性服务产品，更大程度激活水电的灵活调节潜力。

  水电作为清洁、可控、廉价的优质电源，在资源、技术允许的前提下，需做到“能开尽开，能用尽用”。按照前文成本收益分框架分析，在未来增量空间或有限的前提下，着力提高存量水电的利用效率，加大上游龙头水电开发力度，加强水电自身同流域与跨流域梯级联合调度，从物理机理上更大程度减少来水对发电效益的影响，同时给予相应的市场激励，同时提高水电的环境收益。

  （一）开发层面：加强龙头电站建设，从源头减少来水影响

  水电的特殊之处在于其发电能力与来水情况密切相关，而流域上下游之间有着紧密的水力联系，想要减少来水对电站（尤其是下游电站）发电能力的影响，需要增强上游水力的调控能力。龙头水电站通常指位于流域中上游，配有大型水库，可以对下游水电站起调节作用的大型电站。在上游兴建龙头水电站可以显著提高流域整体调节能力，增加全流域梯级水电站发电量，提升电能质量，综合效益显著。因此，下一步无论是增量水电资源的整体性开发，还是提高存量水电发电能力，加大上游龙头水电站的开发力度可以从源头上提高水电效益，其中重点加快金沙江龙盘、岗托，澜沧江如美、古水，怒江松塔、马吉等主要流域控制性水库开发进程。以金沙江中游龙头水库龙盘水库为例，据测算当有龙盘水库时金沙江中下游梯级电站、三峡、葛洲坝及雅砻江梯级电站发电能力和保证出力[38]均有大幅提升（图表18、19），效益十分显著[39]。

图表18: 龙盘对下游电站发电量影响

资料来源：翁文林（2014）[40]，中金研究院

图表19: 龙盘对下游电站保证出力影响

资料来源：翁文林（2014）[40]，中金研究院

  （二）运行层面：加强水电同流域与跨流域梯级联合调度，扫除水电参与现货市场物理障碍

  同一流域的水资源如能实现统一调度管理，将有利于统筹上下游关系、协调左右岸能力以及兼顾干支流联系，增强流域整体水资源利用效率和调控能力。然而，我国水电站的隶属主体差异较大，利益诉求多有不同，信息共享不及时、不充分，且水电站的管理涉及多个部门，很难做到统一联合调度。以金沙江～长江流域为例（图表20），24个大型梯级水电站分属于6家中央或地方大型能源企业，各电站间独立调度运行，不利于梯级电站整体调节和发电能力提升。

图表20：金沙江～长江流域已建/规划电站隶属主体情况

资料来源：相关企业公司官网，中金研究院

  尤其是对于水电参与电力现货市场，考虑水电站参与现货市场出清会受到流域水文特性的物理影响，更需要打通上下游的一体化调度。以上下游水电站参与现货出清为例，可能会出现3种难以协调的情况：①上游中标而下游未中标，则上游电站发电泄水，下游电站水位较高时会有弃水风险；②下游中标而上游未中标，可能出现上游电站不泄水，导致下游没有足够水量发电；③上下游同时竞标成功，但中标电量难以协调，即产生介于①和②之间的情况。此时，如果上下游电站是同一经营主体，或由公立第三方实现一体化调度，将有助于协调各方利益。下一步可通过一体化项目、相互参股等企业联营或上下游战略合作协议等方式，促成上下游电站的利益合理分配，从而逐步疏通联合调度的运行堵点。当然，联合调度也不限于同一河流，还可以通过电力联系实现不同河流间的水电互济。事实上，对于四川、云南这样的水电大省存在水电站群密集外送至同一受端地区的情况，涉及多条流域，相当于通过电力联系将不同流域的水电站紧密联系起来。

  （三）市场机制：优化中长期与现货衔接机制，增加水电环境收益

  电力市场环境下，水电的基础保障价值主要通过其传统的电量价值体现，只是需要考虑其自身丰枯期出力差异及市场供需结构进一步细化其电量价值，即通过市场化手段实现其不同时间尺度下保障性电量的合理价格，这就需要在其以中长期合约为主的交易体系下，适当放松中长期合约的刚性考核，同时增加其参与现货比例，尽可能在不同环境下引导这种优质电源“应发尽发”；另外，还需要尽快从实操层面推进水电进入绿电交易，通过环境溢价实现增收。

  （1） 制定更加灵活的中长期合约

  中长期合约电量直接关系水电企业的经济收益，但很难准确把握合理的签约量。由于中长期来水预报精度有限，根据长江委水文局统计，开展汛期长江流域洪水预报4~10天预见期的中期流量预报平均误差约8%~20%，逐月滚动水情预报的准确率仅在50%以上，年度水情预测精度亦不理想[41]。因此，对水电企业而言，很难准确把握中长期合同的合理签约量，无论多签还是少签均存在较大风险（图表21）。

图表21：水电企业中长期交易电量分配策略分析

资料来源：三峡集团电力市场研究中心，中金研究院

  另外，中长期合同天然缺乏灵活性，执行较为刚性。如部分大型水电站要求丰水期电量须全部外送，枯水期也有严格的电量分配比例。这样虽然可以锁定相对稳定的收益，但在供需条件发生较大变化时也错失了在现货市场追求更高收益的可能性，同时加剧送端地区的供需矛盾。如2022年夏季水电缺发时，四川仍需优先履行刚性的电力外送合同，这也是导致省内限电的原因之一。

  因此，面对当前紧平衡可能常态化的电力供需格局，一是放松水电的中长期合约签订比例限制，鼓励水电企业更多参与现货市场。二是考虑逐步弱化中长期合同的刚性约束，制定更为柔性的量价条款，将外送协议电量纳入到全国统一电力市场体系中，借助市场力量来调配资源[41]。三是在交割结算时，考虑水电的来水预测不可控、水利部门的综合运行约束等，建立适合于水电特点的电力电量偏差考核机制。

  （2） 积极推进水电参与现货市场

  现货市场的本质是通过价格调整实现供求差异的有效平衡，这对于电力这种需要实时平衡的重要特殊商品尤为重要，因此现货市场的建立也被认为是整个电力市场化改革的基础和依据，甚至形成了“无现货，不市场”的部分共识[43]。水电参与电力现货市场可以更好地实现不同时间段的基础保障电量价值，但也面临中长期合约与日前及实时市场的衔接问题，主要体现在何时启动现货市场以及水电参与现货的电量比例等方面。这方面国内外水电资源较丰富的国家或地区，已做了一些积极探索并形成了一定可参考经验。

  从国际经验看，巴西采用“中长期合同全覆盖需求”的市场机制，即水电电量都签中长期合同，现货市场仅用于完成中长期合同偏差量的交易，由国家电力中心以成本最小为原则统一调度，按系统实时边际出清价格结算。在此模式下，水电企业无需申报量价信息，为其参与市场提供了较好的便利性；同时统一调度有利于长周期水力资源优化配置，提高了系统稳定性和可靠性，避免了水电参与现货电量空间难以确定和梯级水电站协调的问题[44]。加拿大则充分考虑不同水域及电站特点，按照水电类型（尤其是调节能力）制定相应市场机制。调节能力强的水电站可以自主参与市场报价，调节能力弱或没有调节能力的水电站则作为价格接受者参与市场，从而避免调节能力弱的水电站成交结果无法执行[45]。若上下游均为具有一定调节能力的梯级水电站，则设置梯级水电日前可以修改的交易模式，确保梯级调度结果可执行（图表23）。北欧挪威等国虽然水电资源也很丰富，但并未在市场机制设计中针对水电作“特殊处理”，一方面由于挪威大部分水电都带有调节性水库，有效平衡了丰枯期发电能力，使得水电参与市场的风险相对可控；另一方面，挪威的水电与瑞典的核电、芬兰的生物质、丹麦的风电形成了很好的清洁能源互补，不仅区域内促进交易，并打包输送至欧洲大陆，与欧洲大陆市场形成了良性互济。当然，欧洲电力市场场外丰富的期货、期权等金融衍生品，也为水电规避因电量不确定性带来的市场风险提供了对冲方案[46]。

图表22：巴西电力市场交易流程

资料来源：国家电力调度控制中心[46]，中金研究院

图表23：加拿大不同类型水电参与市场模式

资料来源：李华取等（2022）[47]，中金研究院

  从国内探索模式看，四川考虑来水差异建立了丰枯分期的现货市场模式[48]。在丰水期来水较多，水电站大部分达到或接近满发，流域耦合关系变弱，此时水电站可公平参与电力现货市场；在枯水期来水不足，水电站上下游发电能力联系紧密，供不应求矛盾突出，此时认为水电不具备参与现货市场的条件，则以水电不产生弃水为目标进行全额消纳。此外在现货出清阶段四川考虑水库水位约束、流量约束、来水预测、上下游关系等约束条件，保障出清结果符合水力、电力约束要求，为市场的平稳运行和解决上下游电站中标电量不匹配奠定了良好基础。四川丰枯期两个市场模式和考虑水库水力、电力联系的出清模式较好地解决了水电参与市场上下游匹配问题，但考虑水力约束到何种程度也增加了调度出清的复杂度，同时人为划分丰枯期节点使市场分割，导致丰枯期价格信号不衔接，丰水期可能出现超低报价，不利于最大化资源利用，不一定适合其他市场。

  总体看，不同国家在水电参与电力市场方面并无固定模式。这一方面反映水电作为相对特殊的电源品种参与市场化交易受到约束较多，本身问题较为复杂；另一方面，也体现出各国在推进市场化进程中的思路差异，如何在确保安全稳定的前提下，利用市场化手段激发各方主体的参与意愿是我国电力市场化改革的核心。因此在后续完善水电参与现货市场机制的过程中，需要在充分借鉴国内外经验的基础上，探索符合我国的具体方式。如在现货市场建设初期，可借鉴加拿大市场经验对水电进行分类，根据调节性能制定不同的市场参与模式，同时建立梯级水电日前二次报价机制，确保交易结果可执行；随着现货市场日趋成熟，可以探索梯级水电代理机制，实行梯级联合签约、协商统一竞价等方式参与市场；对于径流式电站占比大的地区，可参考四川丰枯分期的市场模式，充分考虑丰枯期来水差异设计不同的现货市场机制。

图表24：国内外水电参与市场机制对比

资料来源：李华取等（2022）[47]，中金研究院

  （3） 增加水电作为绿电的环境收益

  当前，国际上主要通过绿色电力证书（以下简称“绿证”）[49]和绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）[50]两种方式兑现可再生能源环境收益。我国分别从2017年和2021年开始相关试点，并于2022年10月后两种机制逐步打通，目前已形成绿电交易中的绿色电力消费凭证与绿证统一，绿证作为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，由国家发改委等多部委组织并授权国家可再生能源信息管理中心开展绿证核发与注销，由电力交易机构负责交易、结算等各流通环节。“双碳”目标下能耗双控、碳双控等国内政策的趋紧叠加欧盟碳关税等国际贸易规则的潜在约束逐步显现，可能加剧各类用户对绿电的需求。然而，考虑当前我国绿电交易的供给主体仍为实现平价上网的集中式风电和光伏项目[51]，导致供给规模有限从而影响交易活跃度，按照中电联数据，2022年全国省内交易电量中绿电交易为227.8亿千瓦时，仅约为当年新能源上网电量的2%[52]。

  水电能否作为绿电享受环境溢价尚存在一定争议，主要来自两方面：一方面是水电自身的“绿色”纯度，其在开发过程中可能对生态环境、生物多样性等存在一定影响[53]，但早在2002年的世界可持续发展高峰会上，与会的192个国家领导人已就鼓励发展大型水电达成共识[54]。另一方面，水电自身价格相对低廉，大量进入绿电交易，可能引发绿证价格降低，挤压平价上网的风光机组生存空间，影响我国新能源发展及“双碳”进程。

  随着我国绿电交易相关机制不断完善，水电纳入绿电交易大势所趋。事实上，2023年8月国家发改委等三部门发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知（发改能源〔2023〕1044号）》中，已明确将包括常规水电在内的所有可再生能源发电项目纳入绿证核发范围；但同时强调“对存量水电暂不核发可交易绿证，2023年新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证”[55]。这也意味着目前水电纳入绿电交易尚处在政策层面，在未来实操层面，还需要针对存量和增量区别对待。但长远看，通过绿电交易享受环境溢价有望成为水电增加收益重要手段之一。

图表25：我国绿电交易制度演进历程

资料来源: 国家发改委，国家能源局，中金研究院

  水电作为相对稳定且具备调节能力的可再生能源，其不同时间周期的灵活调节价值会随着风光等新能源接入电力系统的比例升高而日益凸显，这一价值需要从系统层面尽早挖掘并给予合理激励，从而促进水电与其他可再生能源一同开发、协调运行，达到系统效益最优。

  （一）开发层面：推进水风光一体化建设，优化源网配套送出模式

  大力发展水风光一体化清洁能源综合基地。水电站通常周围有较好的风力或光照资源，适合建造大型可再生能源基地，同时利用水电灵活调节能力可有效平抑风光出力波动性，因此从源头上进行多能互补是理想的基地开发模式。我国依托长江干流六座巨型梯级水电站，已建成了世界上最大的“清洁能源走廊”[56]，未来可以依托西南丰富的水电资源，科学规划水风光综合基地建设，进一步挖掘周边的风光资源潜力（图表26）；同时充分利用已建、在建水电外送通道闲置空间，积极开发消纳新能源。事实上，国家相关能源主管部门已经在着力推进雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地建设[57]。

图表26：西南八大流域近区风电、光伏资源分布

资料来源: 刘泽洪等（2023）[58]，中金研究院

注：合计数据中，除技术可开发量外，其余数值为平均值。

  优化源网配套送出模式，适当增加“网对网”打包送电。特高压直流具有输送容量大、损耗小、造价低等特点，是我国“西电东送”的主要方式之一，尤其是大型水电基地几乎全部通过特高压直流进行外送。事实上，输送水电或“水+风光”的模式不仅有效保证了输送清洁电量的比例[59]，而且补齐了风光出力不稳定的短板，提高了输电线路的整体利用率。根据国家能源局发布的“全国可再生能源电力发展监测评价报告”，我们统计了2018年～2021年全国主要特高压直流输电通道利用情况（图表27），总体看，除新投产的输电通道外，输送水电或“水电+风光”的通道利用小时数更高，而较高的小时数也意味着相关通道较好的输电效率和经济效益。

图表27：全国主要特高压直流输电通道利用情况

资料来源: 国家能源局，中金研究院

  当然，“水电+直流”的输电模式并非“一劳永逸”，尤其是超大型水电站或水电群的集中送出，意味着更加密集的输电通道、更加复杂的电网结构，如溪洛渡、乌东德、白鹤滩等左右岸各配套不同的高压直流送往不同的受端地区。如此大规模的源网配套送出，需要在满足电网安全稳定运行的基础上，进一步考虑水电出力特性与接网方式及送出或留存比例等，选择“点对网”或“网对网”输电模式，并且需考虑具体输电曲线与送受端电网调峰需求相协调一致。以四川水电送华东为例，复奉、锦苏、宾金等特高压直流均采用“点对网”方式送电，即大多数水电站电量直接入特高压电网外送，仅个别电站与当地电网连接，且与当地电网负荷中心仍有较远的电气距离，导致电力输送非常有限，因此，2022年四川夏季供电紧张时期，即便是水电不外送，能够发挥的紧急支援作用也会受限。这就需要一方面加强四川自身的网架建设，另一方面改变水电外送交易转向“网对网”模式，从而在来水不足等特殊情况下通过水电自留的方式实现保供。

  （二）运行层面：加强水风光协调互补运行，持续优化送出模式

  全清洁能源供电或100%可再生能源供电(100% renewable energy power system，100% REPS)是当前电力系统追求的理想模式和终极目标[60]。然而，由传统以化石能源发电为主的电力系统转向100%可再生能源供电，意味着具备灵活调节能力和转动惯量支撑的火电机组100%退出，以及海量以风光为代表的随机性、波动性电源的并入，物理结构的改变将从技术、政策、经济性等维度给系统带来多重挑战（图表28）。

  构建100%REPS，水电可以说是当前最佳解决方案之一。鉴于前文提到的水电优质调节特性及自身可再生能源的天然优势，水电成为构筑100%REPS的基石。根据IRENA的统计，无论是巴拉圭、刚果等目前已经实现100%REPS的国家，还是挪威、加拿大等近乎实现100%REPS且地理范围较大的国家或地区（图表29），其共同的特征就是水电占比较高（除冰岛外，基本超过90%）。

图表28：构建100%可再生能源电力系统面临的主要挑战

资料来源: 文云峰等（2020）[61]，中金研究院

图表29：实现或接近实现100%REPS的国家和地区及其发电结构（2022年）

资料来源: IRENA，加拿大统计局，国家统计局，中金研究院

  我国也积极推进100%REPS示范省建设，于2017年～2019年，在青海创造了省域范围的连续7天、9天、15天全清洁能源供电纪录[61]。之所以选择青海，除了其自身丰富的水电资源外，也考虑到其丰富的风光资源、与西北电网主网架较好的互联情况及相对平稳的负荷特性，兼具100%REPS的示范意义及可操作性。虽然水风光本身具有一定互补性，但实际运行的复杂程度仍需要电力系统源网荷储各环节协同发力，如图表30所示，青海省利用水电的快速调节能力和电网跨区互济能力，保证了本省100%可再生电力实时平衡，且从三年的实际运行效果看，在负荷变化不大的情况下实现了更多的风光电量高效消纳，为我国下一步更大范围推广水风光互补协调运行，甚至100%REPS提供了理论基础和实际经验。

图表30：青海电网绿电实践典型日曲线

资料来源：董凌等（2020）[62]，中金研究院

  通过灵活调整送电曲线，平衡送受端地区调峰压力。除送端地区凭借优渥的资源条件实现高比例清洁能源甚至100%REPS外，近些年受端地区对外来电的“成分”也提出更高要求，清洁能源占比高的外来电显然更受欢迎。同时，送电曲线通常较为僵化，如特高压直流通道运行曲线多采用分高峰—低谷的“二段式”，一定程度上参与受端区域调峰，但调节频次和幅度基本固定，且基本不考虑送端调峰需求，这就容易加剧送受端供需矛盾，如按照原有的既定方案，白天都是满送，但突然天气原因风光无出力，导致送电曲线改变，就会同时使送受端本地的供需形势承受较大压力。从这两点出发，主送水电或“水电+风光”的输电通道有天然优势。一方面可保障清洁性，另一方面，水电高灵活调节能力有助于改变相对刚性的送电模式，更有助于根据送受端电网的供需形势更加灵活的调整送电曲线，尽可能匹配两端需求（图表31）。

图表31：特高压直流送电曲线优化方式示意

资料来源：张晋芳等（2017）[63]，中金研究院

  （三）市场机制：积极探索水电灵活参与现货与辅助服务市场有效方式，全面释放水电灵活调节价值潜力

  水电机组在为电力系统提供调峰、调频、备用等调节服务方面具有天然优势。然而，不管是解决调峰服务收益问题的现货市场或专门的调峰辅助服务市场，还是提供其他调节服务的辅助服务市场，我国都处在起步阶段，相关机制仍有待完善。尤其是针对水电长短皆宜的调节能力，亟需探索水电参与现货及辅助服务市场的有效方式，找到对应的价值变现渠道。

  对于调峰服务，国外成熟市场主要通过现货市场平衡相关经济利益，但我国现货市场尚在试点阶段，更多地区（如东北）通过调峰辅助服务市场缓解新能源高比例并网带来的调峰压力[64]。无论哪个市场，对于短时调峰，针对水电启停快、爬坡速度快等特点，有条件的地区可提高响应速度和精度的服务单价，从而进一步激发水电的调节主动性，增加收益。对于长周期调节，可以考虑拉大季节的基准电价，从而鼓励库容式水电站在丰水期留存更多电量以应对江南梅雨等特殊天气下长时间风光无出力的情况，同时适当放宽现货价格上下限，鼓励有调节能力的水电更多保留现货电量裕度，追踪更高的市场电价，进一步提高收益。另外，适当放宽省间现货价格限制，鼓励跨省区输送的水电利用不同区域市场电价差异，合理安排自身电量分配，提高梯级电站整体收益。

  对于调频、备用等服务，更多体现在短时、快速的响应能力上，这一点水电有优势，可从丰富服务品类，完善相应价格机制等维度增加水电参与辅助服务市场的积极性。从国外经验看，在部分市场机制相对成熟的地区，辅助服务市场已成为水电等灵活性电源的主要收入来源之一。如在美国PJM市场，2017年～2019年水电在现货的交易量占比较小（仅1.3%），但通过辅助服务市场的调频、黑启动、备用容量等，可实现稳定的收益（约占市场份额的15%～20%）[65]。我国四川等地也积极探索水电参与辅助服务市场的有效模式，通过自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）调频服务，可每月为相关水电机组增加约900～1000万元的调频辅助服务收益[66]。下一步，需进一步丰富辅助服务的相关产品，不断拓展水电的灵活性变现渠道。