在省级政府的权限内，为了对现有存量水电进行保护，叫停增量已是没办法的办法。
今年7月，云南省政府印发《关于加强中小水电开发利用管理的意见》，强调原则上不再开发建设25万千瓦以下的中小水电站，已建成的中小水电站也不再扩容，为该省中小水电建设13年的快速发展进程按下了休止符。
时隔两月，四川省政府也通过了《关于进一步加强和规范水电建设管理的意见》，明确“十三五”期间，除国家管理的主要河流外，暂停省内其他河流水电规划审批，未编制河流水电规划或与河流水电规划不符的水电项目，不得审批核准建设，同时暂停径流式中型水电项目核准，全面停止小型水电项目开发。
作为备受关注的可再生清洁能源，中小水电在十余年的快速发展中，将中国推向世界第一水电大国的同时，也因为其经济性、环保、消纳等备受争议。
川云两省此次缘何刹车中小水电建设?逼近生态红线后的一众企业又将何去何从?
开发落幕
11月8日，怒江州副州长邹松率领州发改委、州工信委、怒江供电局相关部门负责人，来到怒江再峰水电开发有限公司腊门嘎一级水电站调研中小水电的发展情况。
调研组指出，中小水电是怒江经济社会发展的重要支撑，经过十多年的快速发展，以中小水电为代表的能源产业在怒江初具规模。
然而，当前怒江中小水电发展的形势却异常严峻：中小水电的功能定位已逐步调整为在州市内平衡消纳，电力“消纳”存在很大困难;随着电力体制改革的深入以及电力市场化交易的逐步推开，电力供需形势正发生着非常深刻的变化，中小水电发展面临较大的挑战;怒江中小水电基本上为径流式电站，无调节性成最大短板。
“全国水电上网电价最低的地区在云南怒江，中小水电企业长期处于亏损状态。”云南省怒江州水电企业协会秘书长徐振铎透漏。
2013年12月，云南省物价局下发《云南省物价局关于调整完善我省丰枯分时电价政策有关问题的通知》，明确提出将适当提高并规范云南电网中小水电上网电价。38个水电站上网电价统一调整规范为0.27元/kwh，其中，中小水电站上网电价统一调整为0.235元/kwh。
今年以来，云南进一步加大了电改力度，除居民生活、农业生产等公益性用电外，其他用电企业主要通过电力市场交易模式采购电量。根据云南省发改委、物价局提供的资料显示，以水电为主的发电企业平均成交价当前为0.206元/kwh，低于该省燃煤发电标杆上网电价(0.3358元/kwh)0.1298元。
云南水电资源丰富但电价偏低，云南水电送到广东的价格仅为0.39元/千瓦时，这还比不上当地对小水电的保护价。
无疑，与同样是水电开发利用大省的江西、广西、贵州等邻近省市相比，云南的上网电价处于行业洼地。
“怒江窝电现象严重，40%-50%的电发不出来。”一位不愿具名的行业人士反馈说，这是电源建设“多家办电”和电网建设“国家独营”之间的矛盾。不仅丰水期弃水严重，平水期、枯水期也有弃水情况发生。有的年份弃水可高达50%左右。
在其看来，电源建设在先，电网建设具有滞后性这些因素也导致了水电，尤其是小水电企业的“上网难”问题。
“四川水电除了金沙江、雅砻江、大渡河的‘三江’基地外,基本都是以中小水电形式存在,此次叫停,意在保障存量电源的上网小时。”川财证券的一位不愿具名的分析师向记者表示。“结合8月底针对电网公司提前核定输配电价和严控煤价两项举措,国家和地方政府三箭齐发,意在确保存量电源机组的发电利用小时数,对燃煤电厂形成利好。”
没办法中的办法
电力行业对水电规模以单站装机容量大小界定，单站容量大于30万千瓦为大型水电，单站容量5万—30万千瓦为中型水电，单站容量5万千瓦以下的则为小型水电。
1983年，国家启动农村水电初级电气化试点建设，在全国范围内形成了40多个区域电网，600多个县以小水电供电为主，小水电点亮了中国农村。至今，小水电依然广泛分布于31个省市。
30多年过去，小型水电站多达4.7万座。全国4.7万座小水电站，是不是开发多了?
对于这一问题，水利部农村水电局副局长许德志不久前公开表示，“小水电具有就地开发、就近供电优势，是精准扶贫的重要方式。目前，我国小水电开发率为58.6%，远低于发达国家80%左右的开发程度。”
“到2014年底，按电能统计，我国小水电开发率仅为41%。而瑞士、法国的开发率为97%，西班牙、意大利为96%，日本为84%，美国为73%。” 在去年召开的“小水电的生态作用科普论坛”上，水利部农村水电及电气化发展局局长田中兴说。从技术上看，小水电开发已有百年历史，勘测、设计、施工和设备制造都达到国际领先水平。从能源回报看，小水电投入产出比相对较高，发电量更是风电的1.5倍。
既然如此，川云两省地方政府为何此时叫停?
“小水电本身没错，要么错在管理，要么就错在对小水电破坏生态环境的归因。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭向记者表示。
“消纳电量的多条路子被堵死，而风电、太阳能都在增加，此时叫停至少可以遏制小水电不再大幅上涨。”在张博庭看来，川云两省对小水电政策的转变只是整个能源调整大棋局中的一颗棋子。“叫停增量的目的，恰恰是为了保护存量。在省级政府的权限内，为了对现有存量水电进行保护，叫停增量只能是没办法的办法。”
对此，多位受访专家表示认同，“目前西南地区水电过剩只是国家‘西电东送’能源战略受阻造成的表象，究其本质是东部火电严重过剩，加之一些依靠煤炭财政的地方政府对煤电宠爱有佳，从而封杀了‘西电东送’的市场空间。”
事实上，为解决外送通道问题，“十三五”期间四川省建设的首条电力外送通道——川渝电网500千伏第三通道工程已于目前开工建设。该工程总投资11亿元，全长327.5公里，预计于2017年7月底建成。投运后将新增川电外送能力200万千瓦，预计每年帮助外送消纳水电70亿千瓦时，在一定程度缓解“弃水窝电”压力。
水电开发总体放缓
根据最新统计，我国水能资源可开发装机容量约6.6亿千瓦，年发电量约3万亿千瓦时。近年来，我国水电行业发展迅速，目前总装机容量已达3.19亿千瓦，占全球水电装机容量的1/4。
我国水能资源多集中在西南，但由于当地市场消纳困难，必须依靠西电东送这一国家战略保证实施。
然而，由于我国经济新常态的出现，全国性的电力需求增速下降，受电地区的电力市场相对饱和，缺乏接受新增水电的意愿。现实当中弃水、弃风、弃光的现象屡见不鲜。
在11月中旬中国电力企业联合会最新公布的《2016年1-10月份电力工业运行简况》中显示：1-10月份，全国电力供需总体宽松。发电装机容量持续快速增长，水电当月发电量却出现连续两个月负增长。
“1-10月份，全国水电设备平均利用小时3069小时，同比增加80小时;水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、广西、贵州和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低了513、226、225和129小时。”中电联发展规划部副主任薛静向记者表示。
“我国煤电产能的压减速率不可能太快，电力市场容量不足的矛盾将依然存在。因此，无论是风电、光伏还是水电增速，都必须大幅减缓。”薛静说。
11月7日，《电力发展“十三五”规划》如期发布。规划指出，应在坚持生态优先和移民妥善安置前提下，积极开发水电。以重要流域龙头水电站建设为重点，科学开发西南水电资源。坚持干流开发优先、支流保护优先的原则，积极有序推进大型水电基地建设，严格控制中小流域、中小水电开发。争取到2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦。
“规划要求十三五末常规水电装机达到3.4亿，新开工规模0.6亿千瓦，比十二五规划的投产近1亿和新开工1.2亿的要求，降低了大约一倍左右。这种减速和调整，是非常客观和必要的。”对于最新出炉的电力发展“十三五”规划所指方向，张博庭表示认同。
事实上，我国水电开发大幅降速，不仅是规划要求，也是很多相关企业所希。现实中众多难以解决的弃水难题，让很多水电开发企业对未来的投资产生了巨大困惑，甚至是恐惧。已开工水电工程虽然不得不继续进行，但让企业在市场前途未卜情况下去开发新项目，确实有一定难度。
“我国十二五规划要求核准开工1.2亿千瓦水电，最终只完成了一半，在很大程度上也是水电开发企业的一种表态。”张博庭坦言。
对此，早在今年年初举办的2016年中国水电发展论坛上，水电水利规划设计总院院长郑声安便指出，“十二五”期间，我国常规水电新开工规模为5800万千瓦，为规划目标的48%，抽水蓄能新开工规模为2090万千瓦，仅为规划目标的52%。两者均“打了五折”。
“此轮去产能的过程中，出现了川云两省最具竞争力的中小水电首先成为电力产能过剩的牺牲品的怪现象，导致不少企业经营出现了严重的危机，资产价值被市场严重低估。但也应看到，我们仍处在能源革命黎明前的黑暗。未来世界的电力发展方向，中小水电依然是极其重要的组成部分。”张博庭说。
