【摘要】近年来，围绕水资源-能源耦合系统的可持续性评估与协同管理、环境足迹分析、社会代谢视角下的资源效率评价等议题开展了大量研究。。。
我国西北缺水地区火力发电带来的水资源压力显著上升，这些地区煤电基地开发应实行“取水总量控制”措施。9月10日，国际权威学术期刊《Nature Energy》以封面文章的形式在线发表了同济经管与世界资源研究所的合作研究成果“Decoupling between water use and thermoelectric power generation growth in China” (中文：中国实现火力发电增长与用水脱钩)。该文首次建立了我国长时间序列高分辨率火力发电用水地理信息数据库，揭示了2000至2015年间火电取水、耗水及其水资源压力的时空格局演变过程，并定量评估了多种影响因素对火力发电水资源利用效率提升的贡献。该研究对我国制定合理的水资源管理政策和电力工业发展政策均具有重要的借鉴意义。
无论是全球范围还是在中国，火电都是继农业灌溉之后的第二大用水部门。不断增长的电力需求持续刺激和推动火电工业的产能扩张，也造成了水资源竞争日益加剧。目前，水资源风险已经成为影响全球可持续发展的重大风险之一，而水资源也成为继大气污染排放、温室气体排放之后，电力工业面临的又一重要环境挑战。以传统的循环冷却燃煤电厂为例，每发一度电大约需要消耗两升水，其中80%左右在凝汽器冷却过程中蒸发，其余部分主要用于烟气脱硫、除灰冲渣、锅炉补水等各个工艺环节。直流冷却电厂虽然没有冷却塔蒸发耗水，但依赖持续不断的贯流式冷却水源，评论网热效率较低的中小型机组每发一度电取水量可达100升以上，同时排放升温后的温排水，是主要的水体热污染源。
我国拥有世界上规模最大的火力发电装机，2017年总量达11.4亿千瓦(含核电),比美国高约35%。我国火电工业不仅规模增长迅速，电力生产的空间布局也发生着显著变化。近年来，随着“西电东输”工程的推进，西北地区大型煤电基地建设进展迅速，大部分新增火电产能向西北缺水地区转移。火电产能西移的发展态势对当地水资源和水环境的影响，引起了广泛关注。
研究首先构建了一个完整的时间序列发电机组地理信息数据库，约涵盖99%的全国火力发电装机容量，并根据中国发电机组用水样本数据，建立了用水强度多元回归模型，在此基础上，计算了具有详实地理信息的火力发电取水、耗水清单。研究发现，全国范围内，位于水资源高压力区(水资源压力指数大于0.4，该指数反映了流域内取水量与可利用水资源量的比值)的火力发电量从2000年的0.64万亿度(占当年全国火力发电总量58.5%)增长到2015年的2.89万亿度(占66.5%)，增加了3.5倍。在我国十个水资源一级区中，覆盖新疆、内蒙古西部等地区的西北诸河流域增幅近14倍，是新千年以来火电产能扩张最快的一级区。而其中位于以沙漠和戈壁地貌为主的干旱地区的火力发电量，则从不到50亿度增长到近1000亿度。
为了应对产能激增和空间布局变化带来的水资源风险，我国出台了一系列管理政策，促进电力工业用水效率的提升。例如，北方缺水地区新建机组推广空冷技术替代水冷、沿海地区推广海水冷却替代淡水、提高准入标准实现机组大型化、提高火力发电取水定额标准促进节水技术的应用、加快淘汰能源和水资源效率较低的老旧机组等。研究发现，得益于多种政策的共同作用，我国火力发电的技术结构发生了巨大变化，技术效率得以持续改进。全国火力发电的淡水取水总量在2011年达到673亿立方米的峰值，约占当年全国取水总量的11%，此后持续下降，实现了取水总量与火力发电量增长的“脱钩”。与此同时，耗水总量的增幅也明显放缓。在各类影响因素中，冷却技术结构的变化对取水总量“脱钩”的贡献在70%以上。这一点在西北诸河流域体现得最为明显。空冷技术是2007年以后才开始在西北地区发展起来的，到2015年，空冷电厂发电量已经占到西北诸河流域火力发电总量的69%。可以说，在带有强制性的技术政策约束下，西北地区绝大多数新建电厂均采用了这一节水技术。
虽然总体上我国火电工业取得了显著的节水成效，但由于我国水资源的空间分布极不平均，能源开发热点地区的水资源压力仍将持续，潜在水风险不容忽视。研究发现，在2000-2015年间，海河流域大部分地区火电水资源压力指数明显下降，而西北大型煤电基地所处汇水区则显著上升，特别是准东、伊利、哈密等煤电基地增幅最大。个别汇水区的火力发电取水量已经超过了当地多年平均可利用地表水资源量，能源发展与可持续水资源利用的矛盾较为突出。促进能源与水资源系统的协同规划与管理是缓解火电水资源压力的根本途径。
本文的第一兼通讯作者，同济大学经济与管理学院副教授、联合国环境署-同济大学环境与可持续发展学院跨学科教授张超表示，未来我国电力工业的发展将面临越来越多的资源环境约束，目前，大气污染物排放和碳排放的问题已经引起了充分重视，但电力工业的水资源问题直到近几年才开始被关注。国家能源局2018年5月发布的《2021年煤电规划建设风险预警》显示，新疆、内蒙古、宁夏等西北地区煤电开发的资源约束情况全部为绿色。虽然文件指出该指标考虑了大气污染物排放、水资源、煤炭消费总量等因素，但由于缺乏分要素评价结论，无法准确地反映煤电基地所处地区的水资源和水环境承载力信息。另一方面，如果单纯从建设供水工程以保障能源项目用水需求的角度出发考虑问题，容易陷入部门本位思维。在未来规划和管理中，应关注电力工业发展对流域及区域水循环的整体影响，借助更加完善的用水计量手段，在极度缺水地区考虑引入取水总量控制等更加严格的措施，推动水资源管理的精细化和系统化。
本文共同作者，前世界资源研究所中国水项目主任钟丽锦博士表示，一直以来能源部门相关研究和工作人员在面对火电发展对当地水资源影响的问题时，一直期待节水技术改造或者空冷技术革新可以解决当地的用水竞争问题，虽然我国电力工业的节水工作自2000年出台系列政策之后取得了显著效果，但是，该研究通过引入更微观细致的空间分析方法，发现我国电力行业过去的水资源管理中，不仅缺乏系统层面的水资源压力和水资源风险认识，而且也忽视了水资源的空间特性。研究不仅看到微观尺度的技术进步有可能带来宏观尺度的“反弹效应”，同时也揭示了建立能源和水资源管理的跨要素、跨部门协同机制的重要性和紧迫性，从而避免规模增长与布局失当造成的风险转移。
关于电力工业水资源影响的未来发展态势，本文的另一位共同作者，世界资源研究所中国水项目研究员王姣博士表示，考虑到煤电装机增速放缓、技术结构不断优化，以及可再生能源替代效应，我国电力工业取水总量已经越过峰值的研究结论是可靠的。但由于电力装机的空间布局变化，重点开发建设地区的用水量和水资源压力仍有可能进一步增长。从更长远的角度来看，低碳电力大规模发展对水资源的影响如何，取决于发展路径的选择。风电和太阳能光伏发电具备明显的节水协同效应，而太阳能聚光发电、配备碳捕集与封存设施(CCS)的化石燃料电厂、内陆核电站等低碳电力技术的用水强度往往高于目前先进的燃煤电站。
