公司新闻
首页 >>> 公司新闻

中国水能资源利用的现状与前景
－、中国水能资源特点与水电建设成就　　
   中国水能蕴藏量1万kW以上的河流300多条，水能资源丰富程度居****。国内水力资源普查结果表明，我国水能蕴藏量为6.76亿kW，相应的年电量可达6.02万亿kW.ｈ，总计约占世界总量的1/6。国内可划分为12大水电基地（表1）。
　                               12大水电基地的基本情况　                      表1 
序
基 地 名 称
范    围
总 规 模
已建和在建规模
装机容量
年发电量
装机容量
年发电量
MW
亿kW·h
MW
亿kW·h
1
金沙江
石鼓—宜宾
50 330
2 747
0
0
2
雅砻江
两河口—江口
19 440
1 157
3 300
170
3
大流河
双江口—锅街子
17 720
966
1 300
66
4
乌  江
六冲河、三岔河、东风、彭水
7 475
338
1 215
61
5
长江中上游
宜宾、宜昌—清江
28 897
1 363
22 367
1 037
6
南盘江红水河
鲁布革、天生桥—大薛峡
12 392
564
4 982
254
7
澜沧江
云南省境内
22 250
1 108
2 600
121
8
黄河上游
龙羊峡—青铜峡
15 757
564
5 588
237
9
黄河中游北干流
河口镇—禹门口
6 408
191
1 208
34
10
湘  西
沅、资、澧水及主要支流
7 735
315
3 371
148
11
闽浙赣
福建、浙江、江西三省
14 871
418
6 988
212
12
东  北
辽宁、吉林、黑龙江三省
11 983
321
5 129
116
 
合  计
 
215 258
10 052
58 048
2 455
　
　
　
　
　
　
　
   
   
　
　
　
　
    1.中国水能资源的特点
　　中国水能资源有三大特点。
　　一是资源总量十分丰富，但人均资源量并不富裕。以电量计，我国可开发的水电资源约占世界总量的15％，但人均资源量只有世界均值的70％左右。到2050年左右中国达到中等发达国家水平时，如果人均装机从现有的0.252kW加到1kW，总装机约为15亿kW，即使6.76亿kW的水能蕴藏量开发完毕，水电装机也只占总装机的30％－40％。水电的比例虽然不高，但是作为电网不可或缺的调峰、调频和紧急事故簧用的主力电源，水电是保证电力系统**、上等供电的重要而灵活的工具，因此重要性远高于30％～40％。
　　二是水电资源分布不均衡，与经济发展的现状极不匹配。从河流看，我国水电资源主要集中在长江、黄河的中上游，雅鲁藏布江的中下游，珠江、澜沧江、怒江和黑龙江上游，这七条江河可开发的大、中型水电资源都在1000万kW以上，总量约占国内大、中型水电资源量的90％。国内大中型水电100万kW以上的河流共18条，水电资源约为4.26亿kW，约占国内大、中型资源量的97％。
　　按行政区划分，我国水电主要集中在经济发展相对滞后的西部地区。西南、西北11个省、市、自治区，包括云、川、藏、黔、桂、渝、陕、甘、宁、青、新，水电资源约为4.07亿kW，占国内水电资源量的78％，其中云、川、藏三省区共2.9473亿kW，占57％。而经济相对发达、人口相对集中的东部沿海11省、市，包括辽、京、津、冀、鲁、苏、浙、沪、穗、闽、琼，仅占6％。改革开放以来，沿海地区经济高遮发展，电力负荷增长很快，目前东部沿海11省、市的用电量已占国内的51％。这一态势在相当长的时间内难以逆转。为满足东部经济发展和加快西部开发的需要，加大西部水电开发力度和加快"西电东送"步伐已经进行了国家层面的部署。
　　三是江、河来水量的年内和年际变化大。中国是世界上季风*显著的国家之一，冬季多由北部西伯利亚和蒙古高原的干冷气流控制，干旱少水，夏季则受东南太平洋和印度洋的暖湿气流控制，高温多雨。受季风影响，降水时间和降水量在年内高度集中，－般雨季2～4个月的降水量能达到全年的60％～80％。降水量年际间的变化也很大，年径流*大与*小比值，长江、珠江、松花江为2～3倍，准河达15倍，海河更达20倍之多。这些不利的自然条件，要求我们在水电规划和建设中必须考虑年内和年际的水量调节，根据情况优先建设具有年凋节和多年凋节水库的水电站，以提高水电的供电质量，保证系统的整体效益。
　　2.中国水电建设成就
　　炎黄子孙为了生存，早在4000年前就开始兴修水利，至春秋战国，水利工程已有相当规模，建设水利也非常先进。但是，现代化的水电建设起步很晚，直至1910年才开始在云南漠泡出口水道（螳螂洲）修建**座水电站---石龙坝水电站，装机472kW。到1949年底，国内水电装机仅16.3万kW，占国内总装机8.8％，水电装机总量居世界第20位。新中国成立后，尤其是改革开放以来，水电事业有了突飞猛进的发展，到2000年底，装机达到7935万kW，占总装机24.8％。20世纪90年代的年均增长达433万kW，更遥遥**于世界其他国家。新中国水电建设的巨大成就主要表现在三方面:
　　－是水电装机容量由世界第20位跃居世界**。新中国成立后，在大规模经济建设的推动下，结合江河治理，我国水电事业持续快速发展。改革开放后，水电建设的步伐进一步加快。除中国外，水电增长*快的其他几个国家，如美国、巳西、曰本、加拿大，年均投产强度只有90－100万kW。而我国自1993年以后已连续7年投产强度超过300万kW／年，其中1994年和1997年，超过400万kW，1998年达到533万kW，1999年更创历史新高，达790万kW。这样的发展速度，在世界水电建设史上是****。截至1999年底，国内水电装机7297万kW，比1982年国内电力总装机容量7236万kW还大，目前在世界的排位仅次于美国，居**位。
　　二是水电建设技术已具世界水平。新中国成立时，我国水电除东北伪满时期修建的丰满、水丰、镜泊湖水电站外，几平没有什么大水电。从50年代起，我国自行设计和建设了浙江新安江水电站、甘肃刘家峡水电站、吉林白山水电站、湖北葛洲坝水电站、四川二滩水电站等一批大型水电站，目前正在建设当今世界*大的长江三峡水电站。50年来，我们修建了5万多座水电站，其中大中型水电站230多座，己经建成发电的百万kW以上的电站就有1８座。我国也是世界上筑坝*多的国家，建设各种类型的拦河坝８万多座。大规模的建设实践使中国的水电技术脐身世界水平，部分领域已进人世界先进行列，如我国正在兴建世界上*大的常规水电站（1820万kW的三峡水电站），已经建成世界上*大的抽水蓄能电站（240万kW的广州抽水蓄能电站），在高坝技术方面也有独特建树。
　　三是初步建立起适应市场经济的、有中国特色的水电开发、建设机制。1982年，吉林红石水电站建设开始试行投资、工期、质量等总承包。1984年云南鲁布革水电站的隧洞施工，**次引用外资，对世界银行贷款实行国际招标，1988年广州抽水蓄能电站建设开始**实施以业主贡任制、招标承包制、建设监理制为主要内容的新的水电建设管理体制。这些体制**理顺了生产关系，解放了生产力。
　
                                二、中国水电建设技术成就
　　新中国成立以来我国水电事业发展很快，坝工技术也有了长足的进步。除对常规坝型外，重点对碾压混凝土坝和钢筋混凝土面板堆石坝的设计和筑坝技术，开展了大规模的研究和广泛的应用。对在特定条件下建设高坝方面，如复杂地形、地质条件，高地震烈度区，在狭窄河谷宣泄大洪水等，进行过专题攻关。此外，还围绕设计与施工中的关键技术问题，开展了多学科的综合研究，取得了可喜的成就。
　　1.坝型的优选
　　从我国的资源、建筑材料及劳动力优化出发，优选坝型可以达到优化利用资源、改善生态环境、提高社会和经济效益的目的。在碾压混凝土坝、钢筋混凝土面板堆石坝和高薄拱坝等方面，应用广泛，成就突出。
　　（1）碾压混凝土坝。
　　我国自1986年成功地建成**座碾压混凝土坝以来，已建和正在设计的该类坝约有50座。碾压混凝土坝是我国坝工发展有前景的坝型之一。近期已建、在建和即将开工建设的高度100ｍ以上的碾压混凝土坝有龙滩（216ｍ）、江垭（131ｍ）、百色（126ｍ）、大朝山（121ｍ）、棉花滩（111ｍ），其中碾压混凝土量均超过整个大坝混凝土量的60％以上。正在施工的龙滩水电站碾压混凝土量占65％左右，施工月高峰浇筑强度超过25万ｍ3，达到世界先进水平。
　　我国的碾压混凝土筑坝技术，创立了自己的独特经验，以高掺粉煤灰，低稠度、薄层、全断面、快速短间歇连续填筑为特点的我国碾压混凝土筑坝技术在国际上独树一帜。
　　（2）混凝土面板堆石坝技术。
　　混凝土面板堆石坝是近二三十年发展起来的一种新坝型，我国的混凝土面板堆石坝虽然起步晚，但起点高、发展快。10多年来，已建、在建和拟建面板堆石坝坝高在100ｍ以上的就有10多座，如在建的广西区南盘江天生桥**面板堆石坝坝高178ｍ，责州省乌江洪家波面板堆石坝坝高232ｍ。
　　除面板堆石坝和面板砂砾石坝坝型外，我国还**发展出土心墙与混凝土面板坝结合的堆石坝、喷混凝土堆石坝、溢流面板堆石坝和趾板建在深厚覆盖层上的面板堆石坝等新坝型，对建在强地震区的混凝土面板坝（如黑泉面板坝，按８度设防）也有独到之处。
　　（3）高混凝土拱坝技术。
    我国已建成的高度超过30ｍ以上的拱坝已有300多座，是世界上拱坝*多的国家之一。20世纪８0年代以来，我国陆续建成高度大于100ｍ以上的拱坝多座。已建设的双曲拱坝有黄河李家峡（坝高165ｍ、B/H=0.163）、雅窘江二滩（坝高250ｍ、B/H=0.232），在建和拟建的有乌江构滩（坝高225ｍ）、黄河拉西瓦（坝高250ｍ）、澜沧江小湾（坝高292ｍ）金沙江溪浴渡（坝高295ｍ）。尤其是在300ｍ级特高混凝土拱坝专门技术和在高地震烈度区高拱坝的合理体型研究方面，我国在高拱坝应力控制标准、高拱坝建设全过程仿真技术、高拱坝设计判据理论依据、高拱坝孔口配筋理论、设计方法等方面的研究己取得突破性进展，为在我国兴建300ｍ高混凝土拱坝挺供了坚实的科学理论依据。
　　以小湾和溪浴渡为代表的我国建设中的混凝土双曲薄拱坝，代表了世界拱坝技术的*高水平。小湾水电站坝高292ｍ，装机4200MW，泄洪总功率46000MW（比二滩水电站多7000MW），坝体受总水推力170ＭＮ，地震基本烈度为８度。溪洛渡水电站坝高295ｍ，装机容量15 000MW，泄洪总功率为100 000MW，地震烈度为８度。溪浴渡水电站坝体受总水推力为200ＭＮ，比世界*高水平高出2~3倍。
　　（4）混凝土重力坝筑坝技术。
　　在我国的大坝建设中，混凝土重力坝是主要的坝型之一，正在兴建的三峡水电工程大坝（坝高175ｍ）也是实体重力坝。三峡工程重力坝身泄洪量大，泄洪建筑物结构复杂，大坝下泄干年一遇流量是68 000ｍ3／s，万年一遇加10％的洪水也都集中在坝身宣泄。坝身孔数之多、尺寸之大实属罕见。　　20世纪８0年代以来，我国重力坝的设计理论与施工技术取得新的进步，在坝工设计中广泛应用了有限单元分析法、可靠度设计理论、坝体优化、坝体温度应力仿真计算、断裂力学、坝体裂缝及扩展追踪、新的坝体泄洪消能工技术，为三峡工程等重力坝建设奠定了坚实的基础。
　　2.高坝大流量泄水建筑物及消能工技术
　　我国水电工程泄水建筑物的特点.一是高水头、大流量、窄河谷、单宽流量大；二是低水头、低佛氏数、宽河谷。这两种泄洪水流的消能技术都是非常难处理的。世界上*大的伊太普水电站的泄洪功率为5亿MW，而我国的大型电站（如二滩、构皮滩、小湾和溪浴渡等工程）消能要求大都是在河床宽８0～110ｍ的范围内，其泄洪功率接近或超过了叫5亿MW，如构皮滩3.16亿MW，二滩3.9亿MW，小湾4.6亿MW，溪洛渡9.8亿MW。
    我国水电工程不仅泄洪功率大，而且泄洪、导流流量也大，泄洪建筑的单宽流量和流速均很大。我国还有多座水头超过200ｍ以上的高坝的泄洪建筑物，流速大于50ｍ／s.，泄洪建筑的单宽流量都大于200ｍ3/s的黄河小浪底水电站，*大含沙量为８00kg／m3以上，泄洪建筑物的消能工设计不仅要考虑水头高、流量大，而且还要考虑高水头高遮水流空化和有泥沙磨蚀的情况。
　　在泄洪建筑物及消能工的研究方面，我国采取了多种途径和方式，如在设计泄洪安排上，采用联合消能工技术为一体，即坝身、坝上、隧洞和水垫塘联合消能，圆满地解决了实践中出现的技术难题。
　　3.钢筋混凝土引水岔管技术
　　在20世纪60年代，我国洪门口水电站引水管就采用了钢筋混凝土岔管。90年代我国建成的广州天荒坪大型抽水蓄能电站，水头高达700～800ｍ，引水岔管主洞直径8～9ｍ、支洞直径3.5～4.2ｍ，由于充分利用围岩的支承作用，钢筋混凝土衬砌体厚仅为0.6ｍ。对抽水蓄能电站钢筋混凝土引水岔管的**进行的大量科学实验，研究清楚了岔管和围岩联合受力，为今后设计和建造数量更多、难度更大的抽水蓄能电站积累了经验。
　　4.高坝地墓及高边坡预应力锚固处理技术
　　在混凝土坝修建过程中经常遇到**地质条件，如断层破碎带、节理、裂隙等密集带或软弱夹层，需要进行处理。我国在坝基**地质处理方面，有代表性的工程之一是黄河龙羊峡水电站坝基的4号断层（G4）。这一断层系伟晶岩劈理带，在经过高压水泥灌浆处理后，又进行环氧化学灌浆和聚氨醋灌浆处理，使劈理带变形模量、抗剪强度、单位吸水率都符合设计要求。其次是铜街子水电站，该工程地质复杂，断层、层间错动发育，含有较多软弱夹层，经过在坝部分全部采用深孔高压喷射冲洗，再进行固结灌浆处理，喷射压力、固结灌浆压力均达到施工要求。在坝基深厚覆盖层防渗处理方面，我国有代表性的工程是四川省南粒河冶勒水电站、二滩水电站上下游围堰河床和小浪底工程，防渗设计均有独到之处。
　　5.岩质高边坡预应力锚固处理
　　我国1965年在梅山水库大坝，**采用顶应力锚索加固坝肩滑动岩体取得成功。大吨位的预应力锚索加固技术，已在水工建筑物中广泛应用，特别是在岩质高边坡处理中应用较多，在龙羊峡、天生桥二级、浸湾、隔河岩、五强溪、李家峡、小浪底及三峡工程上都广为应用。另外，对顶应力锚固结构、锚固体系、内外锚头型式、拖拉设蚤、钻孔工艺、灌浆材料及锚索、锚杆防腐等，也进行许多研究，取
得了良好的效果。
　　6.地下建筑物建设
　　据统计，我国已建和在建的水工隧洞有400余条，长达400ｋｍ，地下厂房40多座。如云南鲁布革水电站，其地下洞室群上下重叠，交错布置，共有42个洞室，总长3.12ｋｍ，开挖量为238万ｍ3，地下厂房尺寸为18m*38.4m*125m。目前在建的二滩水电站，导流隧洞尺寸17.5m*23m，是我国目前开挖尺寸*大的隧洞。溪洛波水电站，两岸各有８条泄洪、引水、交通、变电室等地下洞室群，地下厂房有18台机组，单机800MW，两座地下厂房分别布置在左右两岸山体内，将成为世界上规模*大的地下厂房。
在技术难度具有特色的小浪底工程，其泄洪、排沙、引水、发电、灌溉工程均为地下洞室，集中布置在左岸山体内，洞群密集、纵横交错，堪称世界地下工程建筑奇观。另外，拉西瓦、龙滩、小湾水电站的地下工程的规模及十三陵、天荒坪、广州抽水蓄能电站的地下洞室群工程规模也很大。
  
                                三、21世纪中国水电大发展的决定性因素
　　1.贯彻"十五"计划中"积极发展水电"的电力建设方针
    我国目前的电网发展滞后于电源建设。省际、大区间的联网滞后，网架结构薄弱，输配电能力不足，制约了用电的增长，因此，"十五"期间重点建设电网是完全正确的。但是，就国内而言，2000年我国人均年用电量不足1000kW.h，人均装机仅0.25kｗ，和世界各国相比实属低水平的"供需平衡"。一些发达国家（如美国、加拿大）1998年人均装机就达到3kW以上，人均年用电量1.3万kW.h以上，连西班牙这样的中等发达国家，1998年人均装机达到1.23kW，人均年用电量近5000kW.ｈ。因此，我国的电源建设任务仍然任重道远。从电力行业本身看，只有网、源协调发展，才能提高整体效益。在目前强调电网建设的同时，一定要兼顾电源的协调发展。
　　在电源建设方面，根据中国的资源情况，在可顶见的将来，电源仍然要以煤电为主。由于种种原因，多年来煤电一直发展很快，1995－2000的五年间发电燃煤从4.7亿ｔ增加到5.9亿ｔ。国家电力公司正着手调整煤电结构，带头关停小煤电，煤电建设以大型和坑口（煤炭基地）为主，重视煤电的脱硫、脱氮改造和推广滑洁煤技术。考虑到我国水能资源开发程度很低，风力资源丰富，根据现在国家的经济实力，完全有条件大力发展清洁可再生能源，特别是优先发展水电。在电源结构调整中应努力挺高水电的比重，力争2010年达到30％。
　　加快发展水电应注意进行水电结构调整，常规水电要从主要开发径流电站和调节性能差的电站转向重点开发年调节电站（特别是龙头电站），从过去只注意开发常规水电，转向既重点开发西部常规水电，又根据电网的需求，协调发展东中部趟区的抽水蓄能电站。在资本金筹措方面，应从开发规划、勘测设计、施工建设和生产经背等各个环节注意降低成本，提高效益，加快水电建设的资本积累。
　　2.强化加快水电发展的有关措施
　　水电建设工作周期长，投资大，目前资源普查、各项规划、设计储各和滚动开发机制都相对滞后。因此需要做好以下几方面的工作。
　　做好资源普查。核实资源对宏观指导水电开发至为重要，流域水电资源普查的修订工作在国家计委安排下已开始进行，估计技术可开发量将比1980年普查值加大1/3以上，可能超过5.2亿kW。东部、中部和其他需要建设抽水蓄能电站的省、市、区还应做好相应范围内站址资源的普查。
　　加强规划的编制。水电资源规划包括各流域常规水电的梯级规划和有关省、市、区的抽水蓄能电站的选点规划，这应该是政府行为。开发利用规划包括大规模、跨大区、跨流域的开发利用规划和各大电源开发公司的水电开发经背规划，电源开发公司要从企业战略高度开展水电开发规划工作。
　　增加水电预可研的项目储各。对于事关全局的战略性项目，国家要做好引导，企业要积极参与。完善水电的滚动开发机制。要加快水电开发，需要完善梯级综合滚动开发的机制。
　　3.积极争取国家的政策支持
　　国家需要通过政策法规，调控、引导企业的经济行为，落实"积极发展水电"方针。
　　在税赋方面，其他行业税改前后税赋水平基本不变，惟有水电税改后赋税水平提高了近10倍，严重影响水电的发展。目前，水电要交纳的税费多达30余种，其中不合理又影响较大的有:（1）增值税。水电因无进项税抵扣，17％的税率甚不合理，至少应降到和火电一样（8％），还应力争达到小水电的标准（6％）；（2）耕地占用税。水电站大多有防洪、灌溉、通航、养殖等综合利用效益，应与水利部门修建的水电站一样，免缴耕地占用税。此外，建议国家对在建及还贷期的水电站所得税实施优惠减免政策。
　　在电价改革方面，应建立合理的、科学的上网电价机制。除了发电和输配电分别许价外，上网电价应改变目前单一的电量计价的方式，按不同腋务内容和质量计价。实施分时电价（峰谷和洪枯）、各种动态效益（调频、调相、事故答用）分别计价等措施，在竞价上网中可进一步争取做"零电价报价"，即水电按同类服务，中标的*高火电价计价。只有这样，才能体现国家的电力建设方针，促进水电、特别是调节性能好的水电开发。
　　在投资分摊方面，要建立合理的投资分摊机制，做到"谁受益，谁分担"。防洪灌溉等以社会效益为主的投资应由中央或受益地方的政府进行财政拨款投资。通航超过现有标准过多的部分，应由航运部门投资。建议出台水电站调节效益分配办法，具有年调节以上性能的水电站，其下游各梯级所取得的调节效益应合理返还。
　　建议重新设立水电前期工作基金，为改变前期工作滞后的局面，希望国家一方面加大水电前期工作经费的拨款，另一方面将回收的国家投人的预可研的经费，一并纳人基金滚动使用。
　
                                四、"西电东送"中的水电开发
　　"西电东送"战略对我国东、西部地区自然资源和经济资源的差异性互补重构具有重要意义。对西北、华北联网工程和西南水电能源基础地建设的研究，主要围绕西部水电开发规模、时序、可能外送电力的能力、流向，以及其经济合理性和技术可行性开展。加强国家的产业、行业政策引导，实施多元资源互补策略，将促进"西电东送"事业的发展。
　　1."西电东送"的水电来源
　　我国地域辽阔、资源丰富，但资源分布与地区经济发展极不平衡，客观上存在着东、中、西部三大经济地理带。我国能源的两大支住一煤炭和水能资源，分别集中分布在华北和西部地区，西部的常规水能资源蕴藏量及技术可开发量分别占国内的82.5％和84％，东部仅占7.3％和7.2％，东部的煤炭储量也只占国内的约11％。为使东部的技术经济资源和西部的能源资源进行区位交换，优化资源配置，重建整个东、中西部地区内的经济关系和资源新格局，促进国内经济的协调发展，"西电东送"势在必符。改革开放以来，国家和各主管部门相继制定了《中国能源政策研究报告》、《国家能源技术政策》等，"西电东送"工程开始起步，云南、广东、贵州、广西四省（区）联合开发了红水河天生桥一、二级水电站，华东电力集团公司也计划参加金沙江溪浴渡、向家坝电站的开发。这种东、西合作办电表明，市场导向型的区际资源双向流动、优势互补具有强大的生命力。
　　中西部水电资源比东部丰富，但大部分省、市、区人均资源量并不富裕，仅够自用。从长远看，能输出水电的主要是云、川、青、藏四省区，近期鄂、黔、桂三省也可以根据自身的经济发展和开发情况适当输出。这些省、区的人均可开发资源量及可输出量的大致如表2所示。
               人均可开发资源量及可输出量                    表2
项    目
长 远 可 输 出
近 期 可 输 出
省    区
云南
西藏
四川
青海
合计
湖北
贵州
广西
合计
人均可开发资源（kW/人）
2.06
26.81
1.12
3.43
 
0.498
0.45
0.35
 
可输出量不少于（万kW）
7 000
7 000
4500
1500
20000
送华东720
500
500
1720
　　从河流看，能输出电能的主要是金沙江雅鲁藏布江、雅窘江、澜沧江、怒江和黄河上游青海段。近期长江干流、乌江、红水河（含上游）均可视情况适量外送.
　　从远景看，"西电东送"2亿kW的水电将使东部沿海11个省市的人均电力增加0.36kW，这对保证东部能源供应的**、稳定，促进东部的发展具有重要意义。"西电东送"距离遥远，即使不考虑西藏电力的送出问题，各主要电源电到达京津唐、华东、广东的直线距离都在2500～3000kｍ以上，如此远距离的送电应以输送电量为主（即送基荷）。这样可以缩小西部电源和输电线路的建设规模，减轻输电通逍的压力，相应地减少东部紧急事故蚤用的保安电源。其国民经济评价可能优于以输送电力为主（即送峰荷）的方案。因此，在受电区的负荷中心需要配置相关的抽水蓄能电站，以解决东部调峰和事故紧急备用。
　　2.水电.西电东送的三条大通道
　　我国西部水能资源主要集中在西甫的长江干支流（包括金沙江、雅窘江、**河、乌江等）、澜沧江和雅鲁藏布江等几条大江大河上，其汰分布在红水河、黄河上游和湘鄂水系。结合国内电网发展规划，西部水电能源大体上将从北、南、中3条大通道分别东送或引入东部各电网：北路为黄河上游的水电东送至华北电网，形成西北、华北电网；中路为长江上、中游的水电东送至华中、华东电网，形成西南、华中、华东三大区联网；南路为甫盘江、红水河干流梯级电站和澜沧江中下游梯级电站东送电力至华南，形成粤、桂、漠、黔四省（区）的南方电网。
    北路将以开发黄河上游和中游北干流丰富的水能资源为基础。在己建的刘家峡、龙羊峡、八盘峡、青铜峡、盐锅峡、天桥等水电站和在建的李家峡、大峡、万家察、小浪底等水电站的基础上，开工建设公伯峡、黑山峡、拉西瓦、碾口等大型水电站，加上青海尼娜、直岗拉卡、甘肃小峡、乌金峡等中型水电站，以及八盘峡和盐锅峡等电站的扩建，预计到2020年北路总装机容量可达1800万kW。
　　中路之一是在长江葛洲坝和清汇隔河岩电站业已竣工的基础上，清江高坝洲水电站和三峡电站全部建成后，2010年前水布姬电站相继投人运行，加上丹江口、黄龙滩、潘口电站扩机等，2020年前预计共可投产水电总容量2437万kW。中路之二是在金沙江下游开始建设溪浴渡和向家坝水电站，2010－2015年兴建中游的金安桥、观音岩水电站，预计2020年总装机可达2200万kW。
　　南路的近中期基础是红水河、澜沧江和乌江各主要梯级水电站。红水河上现己建成鲁布格、大化、恶滩、岩滩、天生桥地、二级和百龙滩水电站，加上龙滩电站的立项建设和2010年内兴建长洲和大藤峡电站，2020年前后各梯级陆续建成投产（除桥巩电站外），共有装机容量1319万kW。澜沧江干流15个梯级中，近期先开发功果桥以下８级电站，共有装机1520万kW，在2020年全部建戚满湾、大朝山电站、小湾水电站、糯札波和景洪电站5个中下游梯级电站后，可新增1390万kW。乌江干流11个梯级电站总装机868万kW，在目前已建乌江渡、普定、东风电站的基础上，计划2010年前后建成龙头水库洪家波和构皮滩二级，2020年前开发思林、彭水电站，总装机可达732万kW。
　
                                   五、高度重视抽水蓄能电站建设
　　抽水蓄能电站既是水电站，又是电网管理的工具，今后的发展机制和管理模式可能多样化。可以由电网投资、管理（如广东），可以由火电厂或以火电为主的公司投资兴建和管理（如山东电力公司），实现调峰填谷和水火互济。对于一些超远距离送电的水电开发公司，为了提高公司效益和竞争力，也可能需要考虑在负荷中心建抽水蓄能电站，即常规水电和抽水蓄能相组合。电价改革将出台峰谷电价，调频、调相、事故各用等动态效益付费后，抽水蓄能电站也可以独立存在。
　　从抽水蓄能电站资源看，国内22个省、市、区除上海外都有一定的资源储备，已查明抽水蓄能站址247座，规模约3.1亿kW。总之，我国抽水蓄能电站的资源丰富，完全能够满足电网配置的需求。　　
　　从抽水蓄能电站的开发现状看，截至2001年6月，我国己在9个省、市建成11座抽水蓄能电站，装机容量约570万kW，占国内装机比例的1.8％。其中大型4座，即广东（240万kW）－、浙江天荒坪（180万kW）、北京十三陵（80万kW）和河北的潘家口（27万kW）。中型电站5座，分布在江苏、浙江、安徽、湖北、西藏等5省区。目前在建项目1项，即山东泰安（100万kW）。已经审批了项目建议书并陆续开始筹建的还有浙江的桐柏（120万kW）、山西的西龙池（120万kW）.江苏的宜兴（100万kW）、河北的张河湾（100万kW）和安徽的琅耶山（60万kW）。这些电站预计在"十五"和"十一五"建成。届时，"西电东送"规模扩大，各电网峰谷差加大，抽水蓄能电站的比例虽有所提高，除溯北、拉萨外，可调峰的水电（含抽水蓄能）只占电网总容量的3％～7％，仍难满足调峰和紧急事故蚤用的需求。因此，加快东部和中部抽水蓄能电站建设，势在必行。
　　初步分析，具有以下三种情况之一的电网，都可能需要配置抽水蓄能电站。至于具体是否需要配置，何时配置，配置多少，要根据各个电网的具体情况分别研究论证。
　　一是没有水电或水电很少的电网。东部、沿海各省市，特别是京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽、内蒙古８个省市、自治区，近期年凋节以上夏季可供调峰的水电容量小于3％，远景人口达到峰值，人均装机1kW时，比例将降到1％以下。他们不仅缺少水电，大都缺少能源，因而都是"西电东送"的受电区，需建抽水蓄能电站以调峰、调频、调相和紧急事故备用。接受远距离送电的受电区从**考虑，也必不可少地要建设一定数量的保安电源，在电价改革和实施峰谷电价后，受电区从经济效益考虑，也需要配置抽水蓄能电站。
　　二是虽然有水电，但调蓄能性差的电网。粤、赣、闽、湘、琼、黑、豫、晋等9个省，夏季为减少弃水，季调节以下的水电往往承担基荷，这佯的电网应研究配置抽水蓄能电站。远景年调节以上水电站全部开发完毕后，除湖北夏李调峰水电可以达到10％左右，其余各省都在6.2％以下，难以满足系统调峰的需求，需要考虑建设抽水蓄能电站。
　　三是风电比例高的电网。内蒙古、新疆二区可开发的风电资源分别达到1亿和6500万kW左右，需要建设抽水蓄能电站，把随机的电量转换为凋峰容量。建设相应容量抽水蓄能电站，既可解决瞬时电力的冲击，又可以缓解凋峰电力不足矛盾。初步框估上述情况，远景抽水蓄能机组的建设规模可能达到0.89～1.04亿kW
　
                                    六、21世纪我国水电发展展望
　　21世纪是中国水电大发展的世纪，西部大开发和"西电东送"战略任务将支撑着我国水电事业的腾飞，中国水电技术也将因此走在世界前列。
　　《**中央关于制定国民经济和社会发展第十个五年计划的建议》明确指出电源建设要发展水电、坑口大机组火电，开工建设龙滩、小湾、水布姬、构皮滩、三板溪、公伯峡、瀑布沟等大型水电站，抓紧长江上游溪洛渡和向家坝水电站开发的前期论证工作，力争"十五"期间向广东送1000万kW。国务院和国家计委在有关的"西电东送"工作会议上，明确"西电东送"要以水电为主，优先发展水电；要求在做好批准开工水电项目工作的同时，抓紧做好龙滩、小湾、索风营的建设和一些后蚤项目的前期工作，争取在"十五"末或"十一五"都能开工建设，满足"西电东送"需要。这表明，"十五"期间党和国家对大力开发水电给予高度的重视，把大力开发水电作为实施西部大开发和"西电东送"战略的重要组成部分，为加快水电的开发创造了良好的机遇。按照设想，2001～2010年期间，三峡、龙滩、小湾、公伯峡、水布迹等一大批常规水电站将建戚、发电，东部及部分中部缺少水电或接受西电的省、市、区还要建设一批大型的抽水蓄能电站。到2010年，也就是中国开始水电建设100年时，水电装机容量应力争达到1.55亿kW以上，我国的水电装机容量将超过美国居****，完成从资源**大国到生产**大国的转变。2011－2049年，我国达到或超过中等发达国家的水平，人均装机以1kW计，国内总装机约15亿kW。这时基本完成常规水电的开发，开发率达到85％－90％左右，装机约4.3亿kW。西电东送的规模超过1.叫乙kW，东中部受电区和风电发展比较集中的地区，抽水蓄能电站也将相应得到发展，装机规模将达到0.7亿kW。水电装机总量达到5亿kW，占总装机的比例约为33％。中国的水电技术将达到世界**水平，进一步由生产数量上的水电**大国，成为水电数量、质量、科技、管理、效益等方面****、真正意义上的水电**大国。
上一篇：内蒙古一电厂失火　施工人员5死5伤
下一篇：呼和浩特热电：励精图治 开拓前进