水电及新能源生态环境保护现状及问题调研

　　核心观点：水电开发深入，剩余开发资源相对较差、生态敏感因素相对较多；新能源大规模、基地化开发带来生态与污染问题，随着国家生态环保要求的趋严，水电及新能源生态环境问题越发突显。调研组梳理出四方面重要问题：一是生态保护红线划定科学性合理性有待提升，地方红线制度主管部门有待进一步明确；二是生态环保监管频次偏高，“口头”执法、过度执法、随意执法等问题仍然存在；三是水电项目生态环保成本传导机制有待畅通，技术瓶颈和理论缺失制约水电生态环保发展；四是新能源项目退出机制有待健全，废旧组件、危险废物回收处置产业尚不完备。

　　提出促进水电及新能源生态环保协同发展的政策建议：一是建议地方政府尽快明确生态保护红线责任部门，科学划定生态保护红线，充分征求相关方意见建议，与现有环保政策协调衔接，与相关红线图库协同一致，及时公开红线划定和调整情况。二是建议环保监管严格执行相关法律法规标准，利用先进技术优化监管手段，严格依法依规执法，约束环保执法行为。三是建议畅通水电环保成本疏导机制，推进水电生态环保关键技术示范应用和重要理论探索与创新。四是建立健全新能源发电项目退出或置换机制，制定产业政策引导新能源废旧组件和危险废物回收处置。五是建议加强水电及新能源项目开发建设全过程生态环保管理和环境风险管控。

　　尽管水电及新能源发电具有清洁低碳优势，但在开发建设、生产运行、退出报废等阶段对生态环境均有影响，如水电开发建设使流域自然环境、生态环境发生改变，造成水土流失，大坝抬高水位淹没土地等；又如风电、光伏基地占用大量土地，开发建设造成生态破坏，施工过程产生扬尘、废水、固废、噪声等环境污染。随着水电及新能源发电进一步开发利用，以上生态环境问题越发突显，提早调查、研究对策十分必要，有利于促进电力行业低碳转型与生态环保协调发展。

　　一、发展现状及趋势

　　1.中国水电及新能源发电规模稳居世界首位，技术装备水平处于世界先进行列，为进一步发展奠定了坚实基础。中国水电、风电和太阳能发电装机规模分别从2004年、2011年和2015年开始稳居世界第一。截至2021年9月底，全国水电装机容量为38353万千瓦，其中，抽水蓄能3319万千瓦，分别占总装机容量的16.7%和1.4%；并网风电、太阳能发电装机分别达到29727万千瓦和27835万千瓦，分别占总装机容量的13.0%和12.1%。中国水电在规划设计、施工安装、设备制造、运行管理、投资融资等全产业链的综合技术和管理水平处于世界先进行列；风电技术水平和制造规模位居世界前列；太阳能发电更新迭代加速，多晶硅、光伏电池、光伏组件等光伏组件产量世界领先，同时制造成本快速下降。

　　2.“双碳”目标下中国水电及新能源发电展示出强大发展优势，生态环境保护与应对气候变化协调发展十分必要。为落实“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统，提高非化石能源消费比重、落实新能源装机容量发展目标，需要因地制宜开发水电、大力发展新能源。水电方面，随着开发深入，剩余资源条件相对较差，敏感因素相对较多，移民安置、生态环保压力加大；新能源方面，大规模、集中式开发建设带来的生态环保与污染治理问题值得重视。为推进水电及新能源发电持续健康发展，应统筹推进应对气候变化与生态环境保护，协调处理好减污降碳关系，否则将造成生态环境次生问题，不利于生态文明建设和美丽中国实现。

　　3.中国生态环保政策制度体系已经形成，为指导和规范水电及新能源绿色清洁低碳发展奠定法律基础，项目开发利用全过程需严格执行生态环保和污染治理相关政策，减轻生态破坏和环境污染。我国环保事业起步于20世纪70年代初，经历近半个世纪发展，环保思想理念、政策制度、机构组织等方面取得长足发展，特别是在环保政策方面形成了较为完善的制度体系，针对水电及新能源发电工程项目在规划选址、开发建设、生产运行、退出报废等各环节的环保行为提出全面要求。针对水电及新能源生态环境保护，我国已形成了以法律为基础、以行政法规为支撑、以部门规章和标准为约束、以地方性法规政策为补充的生态环保政策制度体系，从规划选址、开发建设、生产运行、退出报废等各环节对项目生态环保工作进行约束。总体来看，在项目规划选址阶段严格按照开发规划、生态环保规划、规划环评、项目环评、水土保持等要求开展项目环境影响的研究、论证和评价工作，最大限度预防项目对环境的潜在负面影响；在开发建设阶段，严格落实生态环保工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用，做好环保水保竣工验收，减少施工期间废气、废水、废渣等污染物的产生，降低对周围环境的影响，做好移民安置工作等；在生产运行期，严格落实各项防污染措施和生态环保措施，接受各级环保主管部门生态环保督察；在退出报废阶段，做好设备拆除和生态恢复等。

　　二、生态环保现状及问题

　　一是生态保护红线划定科学性合理性有待提升，地方红线制度主管部门有待进一步明确。主要体现在：部分地区生态保护红线划定不科学，与现有环保政策要求不一致，红线划定过程未充分征求相关企业或建设项目意见，部分环保手续齐全、运行规范的在役项目因生态环保红线划定被迫纳入，面临移建或拆除风险，如贵州某风电项目于2012年8月核准并办理环保合规性手续，项目所在地区于2013年9月经批复成为省级自然保护区，2019年8月省环保督察组要求限期整改，拆除自然保护区内所有风机并进行生态恢复；个别地区生态保护红线政策执行不合理，多地存在“一地两证”问题，对项目开发建设、环境影响评价、环保合规性手续办理等造成影响；地方层面生态保护红线主管部门不明确、管理责任不清晰、协调机制不完善；地方各级政府是生态保护红线的责任主体，但具体发挥牵头或协调作用的责任部门不明确，由于生态保护红线涉及多个领域、多个部门，电力企业遇到生态保护红线具体问题时，仅与某政府部门沟通协调无法解决问题，而与多部门协调难度较大、周期较长，不利于企业解决实际问题。

　　二是生态环保监管频次偏高，“口头”执法、过度执法、随意执法等问题仍然存在。主要体现在：不同层级、不同部门过多环保监督检查增加企业迎检负担；部分地方环保主管部门监督检查时仅有口头执法要求，无书面执法文件；执法尺度过高，对生态环保措施提出过高要求，缺乏科学依据和必要论证；事前监管预防不及时，后续整改措施往往需要拆除设备，造成资源浪费；环保污染责任主体认定不合理，如水电项目面临上游倾倒浮渣的问题，由于源头难以界定责任和执法，地方政府要求水电站处理浮渣，增加负担和成本。

　　三是水电项目生态环保成本传导机制有待畅通，技术瓶颈和理论缺失制约水电生态环保发展。主要体现在：现行水电价格机制下，增加的环保成本传导不畅通；水电分层取水、集运鱼系统、部分珍稀物种保护存在技术瓶颈；大型水电项目碳减排效益认定缺乏科学论证，尚未制定相关技术标准或方法学，低碳价值无法体现。

　　四是新能源项目退出机制有待健全，废旧组件、危险废物回收处置产业尚不完备。主要体现在：老旧风电、光伏项目设备更换、退出（退役）报废后续机制尚不明确；国内尚未形成具备合法资质、专业能力和良好竞争性的废旧风、光组件回收产业；危险废物处置存在制约。

　　三、政策建议

　　一是建议地方政府尽快明确生态保护红线责任部门，科学划定生态保护红线，充分征求相关方意见建议，与现有环保政策协调衔接，与相关红线图库协同一致，及时公开红线划定和调整情况。

　　二是建议环保监管严格执行相关法律法规标准，推进生态环保正面清单制度，利用在线、遥感等先进技术优化监管手段，严格依法依规执法，约束环保执法行为。

　　三是建议畅通水电环保成本疏导机制，依托水电项目开展水电生态环保技术创新与试点应用，探索建立水电生态环境效益评价认证制度和大水电碳减排效益评估机制或方法学。

　　四是建立健全新能源发电项目退出或置换机制，将新能源废旧组件回收与处置产业纳入国家鼓励类指导目录促进产业发展，制定财税、价格等激励性政策促进危险废物回收处置企业优化运行、提高效率。

　　五是建议加强水电及新能源项目开发建设全过程生态环保管理和环境风险管控，建设施工单位严格执行生态环保“三同时”制度，加强生态环保监督管理和环境风险管控，重视项目退出报废后生态补偿等。