不同国家由于资源条件和发展阶段不同，对于小水电根据容量规定的划分水平也不同，中国将单站装机容量小于50MW的电站定义为小水电，与国际上通常将小于10MW的设定略有差异。纵观中国小水电历时70多年的发展，从1949年不到30座电站，到80年代初迅速扩展至覆盖近1600个县，再到近年来在“双碳”政策引领下实现4万余座的高质量发展，小水电正逐步由“增量扩张”向“绿色改造、智能运维与生态协同”转型，呈现出数量趋稳、质量提升的新格局。

小水电自2017年开始，曾一度因生态、水资源争议而被压缩，但当前在部分区域，其定位正在悄然发生转变。根据国家能源局数据，截至2023年，全国小水电装机容量稳定在约80GW，约占全国水电总量19-20%。随着“十四五”中后期对分布式能源协同调节能力的重视，小水电因其“本地消纳能力强、运行稳定性高、生态影响可控（尤其在已有堤坝基础上改建项目）”等优势，重新进入政策鼓励视野。

此外，云南、四川、重庆等西南地区已具备良好的项目积累与运营经验；而在东部山区，如浙江、福建，也出现部分国企与地方合作开发的先行案例，逐步形成“小水电+农村电网+抽蓄调节”的区域微网示范。

目前，一些主流央企（如国家能源集团、三峡集团、中节能集团以及水利系统相关企业）在小水电布局上正体现出“补齐调节能力短板”和“生态绿色改造”的双重考量。

一方面，由于火电调峰资源趋紧、生风光电波动性加剧，小水电正被视为在夜间和可再生能源高峰期提供“自然调节”能力的可行选项；另一方面，在推进区域能源融合发展中，多地鼓励探索“小水电＋储能＋配电网升级”的园区或县域级系统集成模式，以提升能源自供稳定性，并增强项目的回报率与绿色融资可获得性。虽然这一协同布局尚处起步阶段，但正符合国家倡导的“源—网—荷—储”协同发展方向。

从政策层面来看，新建小水电项目审批仍属严格范畴，特别对生态敏感区域审批门槛较高。然而，在国家推动存量小水电提效升级，以及在生态红线之外探索“绿色改造”试点的框架下，小水电在生态合规与技术改造方向有望获得边际政策支持。例如，在《“十四五”水安全保障规划》及生态保护红线整改背景下，地方开展绿色改造试点工作，推动电站生态泄流设施提升与水资源管理优化。

综合来看，当前小水电的发展正从规模扩张阶段转向提质增效和生态融合，其作为我国清洁能源体系中“分布式稳定调节源”的独特价值正重新受到关注。随着政策重心从“一刀切清退”转向“分类治理、绿色升级”，小水电或将在构建多元化能源结构、服务乡村振兴与实现“双碳”目标中扮演更加精准和可持续的角色。