水电站市场发展大全11篇

水电站市场发展篇（1）

作为电力项目的建设，总的来说包含电站建设和电网建设两大部分。由于电网运行的特殊性，电网(含变电站)工程一直由国家统一投资或由电力行业主管部门负责贷款和组织建设，并由电力部门负责管理、使用和维护，今后也将保持这种方式。而电站建没则已经经历了3个阶段的变革和发展。

1.1计划经济条件下的电站建设

建国初期至80年代初，我国的电站建设完全由国家根据整个国民经济的发展以及对一电力的需求，采取在国家单一的指令性计划条件下由国家拨款指定建设。电站建设自规划、设i十、施工、到建成后的试运行管理，整个过程完全实行指令性的一汁划任务，电站建设和建设管理与建成后的电厂生产运行管理是分离的。电厂运行管理单位同样按照每年国家下达的发电计划指标及电价组织生产(发电)以及计算产值和上交利润，无需考虑电站建设投资的回收偿还以及上网电价的测算，也就是缺少了目前所谓的市场营销，因此往往不太重视生产运行成本的控制以及企业内部经济成本的核算，形成了生产运行及管理机构庞大，人员偏多，生产效率低下，装机容量几万到几十万千瓦的电站，运行管理人员就上千甚至达几千人。电价也完全由国家计划、工商、物价等行政管理部门根据国民经济发展状况确定，无较准确的科•学依据:.电力行业只注重社会服务和一单一的社会效益，市场电价背离了“电”这种特殊商品的价值规律，电价远远低于实际成本价，对耗用电者而言，变相地享受了国家的补贴。可以说这个时期的电站建设及生产运行管理完全受国家指令性计划的控制，根本谈不上任何的企业经营管理，更谈不上市场营销。这种体制导致了许多难以克服的弊端，企业经济效益低下，有的电厂甚至还亏损。

1.2向市场经济转变阶段的电站建设

进人80年代中期，国家的整个国民经济发展战略和经济政策有了较大的转变和调整，经济发展逐步由i十划经济向市场经济转变。作为电力行业的电站建设紧随国家的大政方针，实行和推行了一系列的改革措施和方法，特别是水电站的建设。在这方面云南省走在了改革开放的前列，先在鲁布革水电站局部试点，继而开创了部、省合资建设装机容量125万kw漫湾水电站的模式，加快和促进了云南省水力资源的开发和转化，为全省国民经济的持续发展提供了可靠的能源保障_漫湾水电站建设为保证投资控制乃至最终的电价成本控制，自电站筹建期开始，便成立了“漫湾水电站工程管理局”，代表当时的业主单位(云南省电力工业局)实行了项目业主负责制。在具体管理方式和管理手段方面，在国内较早地实行了工程招投标制和工程监理制，使电站建设无论是工期、质量还是造价等方面，均得到了很好的控制，最终实现了优质、高效和投资控制的目标。一座百万千瓦的水电站施工期(自筹建到全部机组完全投产发电)仅用了ro年的时间，而总造价仅为35亿元。对电站建设而言，无论是工期、质量，还是投资控制方面，都初步尝试到了市场经济条件下工程招投标的益处。尽管漫湾水电站建设取得了以L的成果，但电站的建设和生产运行管理，仍然实行的是建管分离的模式，但与以往计划经济条件下建设的电厂相比，电厂的具体职责发生r变化，特别是企业的经营管理模式发生了较大的变化。漫湾电站是以部、省合资的方式建设的云南省第一个水电站，建设资金全部由原来的拨款方式改变为贷款，也就是要考虑建贷利息。作为电厂不仅要满足“安全、优质、满发”的生产要求，更要注重电厂的经济效益。因为电厂要具体承担电站建设的整个还本付息，这就要求电厂必须加强内部管理，注重企业的市场营销和经营管理策略，在电站建设成本一定的前提下，从科学合理调度生产等技术方面着手，同时精简内部管理机构和人员，努力降低生产成本。目前，漫湾电厂运行管理人员总数仅为400人左右。按目前上网电价计•算，人均产值近2(X)万元，这在云南全省已经是很高的。尽管如此，目前仍有一些难以解决以致于影响企业按市场经济运转的问题，如上网电价就是其中问题之一。虽然电站的建设目前已经按市场经济在运作，但由于电价的确定仍然按照汁划经济的模式，即由国家计划、工商、物价等行政管理部门控制制定，这样一种半指令性和非完全宏观调控的管理，使得电站上网电价的确定方式和电价水平仍然相对不太合理。如果严格按照市场经济的条件衡量漫湾电厂的运行管理和经济效益，可以说电厂的管理水平已较先进，但经济效益不算很好。在向市场经济转变的条件下按现代化管理建设和运行的大型水电厂尚且如此，更何况计划经济条件下建成的小水电厂的经营状况和经济效益就更差一些。更不可想象大量消耗煤、油等原材料，其生产成本极高的火电厂的经济效益。从目前云南电力行业的整个运行情况来看，经济状况和前景是不容乐观的。目前的漫湾电厂已按现代企业制度改制为有限责任公司，由国家电力公司(代表原电力部出资部分)和云南省开发投资有限公司(代表原云南省出资部分)两股东控股，虽然两股东的主体均代表国家，但市场经济条件下怎样保证国有资产的保值和增值，是两股东的首要任务，这就使得电价的计算标准以及合理电价的确定这个矛盾更加突出。为保障小湾水电站建设资金，实现澜沧江流域的滚动开发，漫湾电厂将进行资产重组，将再次证明云南水电的管理水平和改革力度。

1.3市场经济初级阶段的电站建设

为什么定位于市场经济初级阶段?计划经济向市场经济转变是一个逐步建立和不断完善的过程，真正市场经济的建立和完善需要一个较长的变革和不断完善的时期，以最终达到相对完善市场经济体系的建立，目前的市场经济就处在这个转变和完善时期。在此阶段的电站建设又发生了一个质的飞跃，云南省又一次飞到了前面，这再次充分显示了云南省决策者远见卓识的眼光和经济发展的战略头脑，体现了经营管理的超前预见性。随着人们对禁止吸烟的呼吁和逐步推行的禁烟活动，作为云南经济支柱产业主导地位的烟草将逐步退出历史舞台已成定局。为保障云南经济的持续、快速和稳定增长，必须提前寻找新的经济增长点和支柱产业。根据云南的实际情况，省领导早已看准和选中了云南的经济发展方向和发展目标。电力将与旅游、矿产资源开发加工以及一批高科技产业一起成为云南的几大支柱产业。相信在不远的将来，经过科学合理的开发、扶持和发展，几大新兴支柱产业必将推动云南经济的高速发展。进入90年代初期，为进一步吸引资金，开发云南省丰富的水力资源，使大自然赋予云南省丰富的水力资源发挥其应有的作用，为云南的经济建设乃至周边地区的经济发展提供环保型的清洁能源一水电，于是，一个全新的多渠道集资办电模式再次在云南省诞生了。由国家开发投资公司、云南红塔实业有限责任公司、云南省开发投资有限公司、云南省电力公司4个股东，按5:3:】:1的比例参股出资，严格按现代企业制度组建云南大朝山水电有限责任公司(以下简称公司)。这种跨行业集资办电和建管结合模式，在中国百万千瓦级的水电工程建设史上也是首例:J公司实行项目法人负责制，自电站的设计、建设施工到建成后的运行管理实行一条龙式的控制管理，与第21价段的电站建设模式相比，进一步增强了企业的经营意识和风险意识，与其他电站形成了竞争和竞价上网的势态，市场经济的雏形已经形成。大朝山水电站位于云南境内的澜沧江上，漫湾电站下游，总装机容量6x22.5万kw，概算总投资88.7亿元，年发电量约60亿kw•h，总建设期8年，计划2加1年第一台机组发电，2田3年全部机组投产。这是目前云南省在建和已建电站中最大的水电站，也是目前云南省单项工程投资最大的项目，总股本金为17.74亿元。电站已于1997年11月截流，目前正进行紧张的施工。公司按市场经济条件下的现代企业制度运作，无论是电站建设期的工期、质量、造价管理，还是建成后的生产运行管理，都严格遵循市场经济的规律运作。建设期采取了工程招投标制和工程项目建设监理制。根据市场的变化状况，工程投资控制方法较以往有了很大的改革和改进，实行了投资的静态控制、动态管理，初步取得了显著的效果。在技术控制规律方面，首先转变设一计的技术监督职能为服务职能，从技施设计开始，注重设一汁优化，采用先进的科学技术和管理手段，努力降低实物工程量，精心组织施工，利用世界上先进的P3网络进度控制管理等软件，系统地跟踪和调整分标以及整个电站建设的总进度，实行网络进度的动态控制管理，同时进行资源的合理优化配置，在保证工程质量的前提下总工期会有所提前，初步显示了知识经济的作用，充分体现和验证了科学技术是第一生产力的精确论述。作为投资及投资控制，由于国有银行向商业银行的转变，再加之建设银行原经济监督职能的转变，公司与建行签订了银行企业合作协议，同时注重加强施工合同的管理，大量投人和使用计算机进行工程投资分析控制，主动对承包商施工经济成本进行系统分析，深人了解承包商实际的经营状况，做到经济上的知己知彼，及时结算工程价款，保障工程资金的正常运转，同时也促进了工程的正常运行。到目前为止，工程进度按计划略有提前，而资金的支付和投资控制确很成功。再一次显示了市场经济下按现代化企业制度运作建设水电站的优越性。电站建成后的运营管理，公司总的原则是按无人执班、少人执守的先进运行方式组织和管理，整个电站的运行人员编制仅为135人，这比第2阶段时的漫湾电站又大大地前进了一步。当然，这也同时要求电站的运行控制自动化水平以及生产经营管理水平应相应达到一定的高度。按目前漫湾电站执行的上网电价测算，大朝山电站人均年产值将达500多万元。只有这样，才能满足和适应市场竞争的要求。公司以上所作的一切，目的只有一个，就是尽可能地降低企业产品(电)的生产成本，增强市场竞争力，保证企业的健康持续发展，最终给予用电者以最大的实惠，同时也为了维护股东的合法权益。

水电站市场发展篇（2）

事实上，除了中国三峡集团外，中国水电建设集团、中国葛洲坝集团等在海外水电市场也扮演了极其重要的角色。这些中国水电人在海外从事水电工程建设的同时，还积极稳健地开展金融投资业务，投资建设了水电、风电、煤电等一批优质能源项目和公路、码头、河道整治、供水等基础设施，以及民用建筑等的房地产开发。

拨动地球仪，我们发现，全球各地皆有中国水电人活动的身影。越南、老挝、柬埔寨、缅甸、尼泊尔、孟加拉、马来西亚、印度尼西亚、伊朗、斯里兰卡、土耳其、阿尔巴尼亚、约旦、黎巴嫩、马其顿、哈萨克斯坦、几内亚、赤道几内亚、塞拉里昂、苏里南、喀麦隆、阿尔及利亚、利比亚、苏丹、加纳、马里、突尼斯、刚果(布)、毛里求斯、厄瓜多尔、秘鲁、哥伦比亚……历经60年破茧的阵痛，中国水电终于化蛹成蝶，飞舞在了世界的各个角落。

中国水电人参与国际水电项目建设始于上个世纪60年代的非洲援建，其每一步都与国家的政治外交和经济发展息息相关。直到二十世纪90年代后期，中国水电的技术、设备和项目管理仍不具备竞争优势，中国水电企业承接的海外项目规模都很小，且为多以施工、土建为主的低端项目，所占市场份额较小，在国际水电市场的影响力十分有限。

进入2000年以后，随着国内水电设计、施工技术和设备制造的快速发展，中国水电企业底气足了，在中国进出口银行为“走出去”企业提供出口信贷的支持下，中国水电企业在国际市场的竞争舞台上迅速崛起——国际市场不断拓展，承接项目越来越大，项目管理水平日益提高，承包方式趋于多样化。

如今，一大批世界上难度最大、规模居世界前列的水电站工程先后在世界各地建成。

苏丹麦洛维电站是非洲目前已建的最大水电项目，大坝全长9.8公里，是迄今为止世界上的第一长坝。

马来西亚的巴贡水电站装机容量240万千瓦，面板坝高205米，是目前马来西亚最大的工程项目，库容量是三峡水库的两倍，技术水平和装机规模都居国际工程前列。

埃塞俄比亚的泰克泽水电站建在尼罗河支流的上游峡谷中，坝高188米，是非洲最高的双曲拱坝。

此外，柬埔寨的甘再水电站、缅甸的也瓦水电站、埃塞俄比亚的FAN水电站、印度尼西亚的贾迪格底水电站和阿萨汉水电站、伊朗塔里甘水坝、刚果(布)的英布鲁水电站、老挝的南椰2水电站、几内亚的凯乐塔水电站、塞拉利昂的坡特洛科水电站等一大批水电项目，相继建成或正在建设……

业内人士评价，中国水电产业规划设计咨询、设备制造、工程施工企业已在亚洲和非洲拥有了大部分的市场份额，在南美洲的市场份额也正在迅速扩大，已经形成了从规划设计、设备出口到施工承包的产业化国际经营格局。我们欣喜地看到，中国水电人在海外水电市场已完成了从政府援建到市场竞争，从劳务输出到施工总承包，从低端的施工分包到高端的EPC(设计－采购－施工)、TURN－KEY(向客户提供总体解决方案，工程完工后向客户“交钥匙”)、BOT(建设－经营－移交)、BOOT(建设－拥有－经营－转让)、从承包商到投资商等模式的转变。

当然，我们也清楚地看到，在国际竞争中中国水电企业还面临着诸多困难：国际市场技术标准和运行规则与运行模式仍由西方发达国家主导；西方企业在其强大的金融体系支持下占领着国际承包市场的高端领域；中国水电企业的资金实力、融资渠道和差别化的国家政策的缺乏；人民币汇率的变化对中国水电国际业务的发展也带来诸多不利影响。

水电站市场发展篇（3）

中图分类号：F426.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0130-01

引言

在我国政府对电力企业改革的有效刺激和监督的作用下，我国电力市场的解除管制的进程随之加快，各个省公司的电力市场试点随之相继出现。2015年，国家相继出台了一系列重要的指导性政策，将对我国建立解除管制、引入竞争电力市场起到承前启后的作用。电力市场的加速建设给我国抽水蓄能电站的生存和发展带来了新的机遇和挑战。

1 我国电力市场改革趋势下抽水蓄能电站面临的新问题

目前电力交易环境下，由政府统一制定发用电计划，电量由政府参照“三公”原则进行分配，电厂发电多少主要取决于政府的计划，没有其他可参与的市场。该模式下的电力交易虽然平稳有序，但很难有效体现实际的电力供需关系，容易造成输电损耗的居高不下和资源、能源的过度浪费，这与社会经济的节约、可持续发展的发展目标相背离。

因此，我国的电力市场发展趋势为，削弱企业垄断、引入市场竞争机制，从而逐步过渡到新的电力市场环境，将电能作为一种特殊商品实现商品的自由交易，其中发电量直接由市场交易情况决定，增加电力企业和电力用户的市场参与度，更好地体现电力交易供需关系，促进发挥市场优化电力资源配置的作用，提高全社会的用电效率。

现阶段抽水蓄能电站大多由国家电网公司统一投资建设，或者由电网公司持有大比例的投资股份，其实质归属还是跟电网公司有着千丝万缕的联系。而在传统电力市场的设置大体上只有三种，即电源侧发电企业、需求侧电力用户和电网高速公路管理，抽水蓄能电站在电力市场中的角色和定位需要进一步明确。众所周知，抽水蓄能电站是一个特殊的电源，其不同于传统电源的特点在于其在电网中电源和负荷的双重功能，即抽水时可视为负荷，发电时则充当电源。抽水蓄能电站的这种特点使得其在电力市场中扮演双重角色。其“抽四度发三度”的高发电成本使得抽水蓄能电站很难在电量上竞争上取得优势，而其快速启停、调节灵活的良好性能又是独一无二的。

抽水蓄能电站在目前的电力体制和市场环境下，无法通过市场获取合理回报，影响了抽水蓄能电站的健康有序发展，因此需要针对抽水蓄能电站的特点和优势研究相应的竞争策略，使得其在未来解除管制的市场竞争环境中得以更好的生存和发展。

2 抽水蓄能电站在电力市场竞争下的优势和策略

2.1抽水蓄能电站参与竞价的优势和前景

削峰填谷作用难以替代：机组启停速度快，负荷响应能力强，不仅可以顶峰发电，还可以迎峰发电，抽水的同时缩小了日负荷曲线的峰谷差。在一个成熟的电力系统中，其作用难以替代，提高了其竞价的成功率。

机组可靠性和可用率都很高：竞价上网时，可靠性和可用率是重要的考察因素，抽水蓄能电站控制设备简单，事故率低，可靠性高。其可用率平均在86%左右，高于除常规水电以外的所有发电设备（燃气轮机，火电机组，核电机组）。

调峰电价受一次能源价格变动影响小：抽水蓄能机组原动力来自于负荷低谷的电能，其价格相对稳定，受国际燃煤和燃油价格的影响较小；相反，火电和燃气轮机的电价成本所受影响较大。

2.2抽水蓄能电站参与竞争的相应竞价策略

1） 调峰应依据负荷增量竞价

避免长期满负荷运行的火电机组既减少了煤耗又享受高峰时段的电价。蓄能机组属于启停调峰运行方式，它的全部发电量都应计入峰荷电价。蓄能机组的竞争对手应仅限于网内燃油燃气机组。

2）采用峰谷分时电价

峰谷电价应拉大距离，从整个电力系统的角度看，火电机组的煤耗降低了，整体电价水平随之降低。不仅如此，峰谷分时电价的引入能得到用电者的积极响应，从用电侧缩小负荷峰谷差，提高日负荷率。

3）适当降低低谷电价

迫使一些煤耗高，效率低的电厂停机停炉，最终淘汰出局；同时也迫使一部分新机组尽一切可能地降低成本，达到资源的合理配置。另外，减少中间环节，以期货方式购电，都可以促成蓄能机组买到最便宜的低谷电。

4）延长抽水蓄能电站还贷期限

为使抽水蓄能机组与其他调峰机组站在同一起跑线上竞争容量电价，应延长抽水蓄能电站还贷期限，以减轻还贷压力，从而降低单位装机容量的固定成本。

3 抽水蓄能电站电价核算方法的探索

目前实行的电价机制存在的不足：租赁费制，评价动态效益困难，反映不出抽水蓄能电站在电力系统中发挥的实际效益，不符合电力市场的竞争；单一电量电价，发电企业只有通过电量销售才能实现抽水蓄能电站的投资收益；两部制电价，目前市场下，两部制电价使用范围小，基本电价严重偏低，电度电价偏高，抽水蓄能电站的价值被低估。

抽水蓄能电站在电力市场下竞价方法可以选择边际成本定价法和会计成本法，将竞价分为两部分，一部分参与能量主市场进行电量竞价，另一部分参与辅助服务市场进行容量竞价：

边际成本法：对单独某一电站而言，边际成本定价法制定的电价可以反映电量成本（可变成本），利用该方法进行电量电价的计算，电价随着峰谷段的变化升高或降低，反映供需关系的变化。会计成本法：会计成本定价法能映电量成本和容量成本，但由于电价成本中固定资产还款额比重很大，造成定价高（通常是基荷电价的5～6倍），难以参与能量主市场竞争，因此容量电价利用会计成本定价法，将固定成本分摊到备用容量上求得。

因此抽水蓄能电站可以选择利用边际成本法对电量成本进行核算，同时采用会计成本法对容量成本进行核算，并以此为依据制定合理电价来参与能量市场和辅助服务市场的竞价。本文所谓的竞价方法是指市场经济体制下的买方市场行为，将容量成本纳入到竞争范围，并且是以备用容量（扣除调峰电量）来参与竞价的，可以体现供需关系。

4结论

电力市场化改革为抽水蓄能电站的发展带来了挑战和机遇，即电力市场条件下对电价研究的重视以及对辅助服务及其定价研究的重视。辅助服务的收益与容量电价和边际生产成本有着密切的联系，在电力市场竞争环境中，抽蓄企业必须降低成本，才可以获得更大的竞价空间，从而获取更大收益。电力系统必须依靠辅助服务来确保供电质量以及供电可靠性，对适宜定价的动态功能按照其特点分别制定标准和价格，使抽水蓄能电站能够在电力系统中合理地回收成本，并合理获利。充分补充抽蓄收益也可以激发投资者积极性，加速建设竞争性电力市场，从而有利于电网侧选取优质服务，以更好的服务于电网安全。

参考文献

[1] 赵永生.我国抽水蓄能电站发展问题探讨[J].水力发电，2003，（7） ：71-73

[2] 赵大溥，陈志姚，钟全，等.电力市场环境下辅助服务市场的实现[J].中国电力，2007，40（2）：80-84.

[3] 陈丽娟，许晓慧.区域电力辅助服务市场评价体系[M].北京：中国电力出版社，2011.

水电站市场发展篇（4）

水电作为清洁与可再生能源，运行调度灵活，具有综合开发利用效益，各发达国家都将其摆在优先发展的位置。

水电资源是我国的优势资源，但由于历史及政策的双重原因，开发步伐相对缓慢，开发投资主体比较单一，资源优势没有形成产业优势。随着经济和社会的进一步发展，环保要求的日益提高，电力结构的优化调整，以及西部大开发战略的全面实施，可以预期，我国水电产业新的发展时期已经来临，水电产业大有可为。

1 水电资源的分布特点

我国幅员辽阔，河流众多，径流丰沛，地势起伏变化大，蕴藏着非常丰富的水能资源。据1977～1980年进行的全国水能资源普查结果（不包括台湾省），全国水能资源理论蕴藏量6.76亿千瓦，折合年发电量5.92亿千瓦时，其中可开发水电装机容量3.78亿千瓦，年发电量1.92亿千瓦时。不论是水能资源理论蕴藏量，还是可能开发的水电装机容量，我国在世界上均居第一位。其分布有如下特点：

1.1 总量十分丰富，人均资源量不高

按我国国土面积平均计算，可开发的水能资源为36.2千瓦/平方公里，高于世界平均数16.3千瓦/平方公里；而按人口平均为0.37千瓦/人，低于世界平均数0.48千瓦/人水平。以电量计算，中国约占世界水电总量的15%，而我国人口却占了世界的21%，因此人均资源量并不富裕。按照国家经济与社会发展三步走的战略目标，到2050年，我国要达到中等发达国家水平，如果按人均装机1千瓦计算，全国电力总装机应达到15至16亿千瓦。至此，即使常规水电全部开发出来，加上抽水蓄能电站，水电比例也只占到30%左右。所以，我国的水电资源虽然总量非常可观，但都为国家建设所需要，十分珍贵。大部分水电资源点的开发都将成为电力产业发展、国土资源开发与国民经济上新台阶的重要组成部分。

1.2 时空分布不均衡，与市场要求不协调

从空间分布上看，全国水电资源总量的四分之三集中在经济相对落后、交通不便的西部地区，其中云、川、藏三省(自治区)就占60%。其次是中南和西北地区，分别占15.5%和9.9%。而经济发达、用电负荷集中的我国东部的华东、华北、东北三大地区，包括辽、吉、黑、京、津、冀、鲁、苏、浙、皖、沪、粤、闽等13个省(直辖市)仅占7%左右，而且开发程度较高。所以，水电东送是水电资源分布特性与国家实施西部大开发战略的共同要求。从时间分布上看，我国大陆多属季风气候区，河川径流年内、年际分布不均，丰枯季节、丰枯时段流量相差悬殊，自然调节能力不好，稳定性差，因此，要满足电力市场的实际需求，必须重视具有调节性能的水库电站开发，发挥流域梯级水电站及区域水电站群的联合调度优势，发挥大区域水电站之间的相互补偿优势。

1.3 局部河段或区域资源集中，可形成规模化的水电基地

根据河流特性、水系分布与开发条件等自然情况，我国水电科技工作者规划出十二大水电基地，这就是金沙江水电基地、雅砻江水电基地、大渡河水电基地、乌江水电基地、长江上游水电基地、南盘江红水河水电基地、澜沧江干流水电基地、黄河上游水电基地、黄河中游水电基地、湘西水电基地、闽浙赣水电基地与东北水电基地。十二大水电基地规划的总装机规模2.1亿千瓦，年平均发电量1亿千瓦时。这十二大水电基地是我国的水电资源富矿，或河段集中，或区域集中，各项目的技术经济指标相对优越，便于集中开发，集中管理，集中外送，便于梯级与区域的补偿调节与优化调度，可形成规模优势，实现可持续发展。

2 发展现状

按2000年4月统计，全国水电装机已达7297万千瓦， 1999年度发电量2340亿千瓦时，居世界第二位。但水电资源开发利用程度仍然很低，按装机容量统计，开发程度为19.3%，远远低于工业发达国家50%～100%的开发水平，位居世界第83位，排在很多发展中国家如印度、越南、泰国、巴西、埃及等之后，与中国是世界水电资源第一大国及世界发展中的大国地位很不相称。

我国水电资源的开发程度也不平衡。东部地区，水电资源开发利用率很高，除国际界河外，60%以上的水电资源已得到开发，优秀的水电工程点已经基本开发完毕。而西部地区的水电资源开发才拉开壮观的序幕，现状开发率仅为7.5%。西部地区的河流落差大，河谷下切深，资源集中，淹没损失小，水电站的技术经济指标普遍优于东部，一大批优秀的水电工程点及规模化的水电基地等待开发与建设，西部地区的水电事业大有可为。

经过建国五十多年来的建设实践，我国的水电技术已具国际水平。目前全国已修建了5万多座水电站，其中大中型水电站230多座，建成发电的百万千瓦级以上的水电站有近20座。以长江干流第一坝——271.5万千瓦装机规模的葛洲坝水电站，和目前中国第一、世界第三的240米高双曲拱坝——330万千瓦装机规模的二滩水电站，以及在建的当今世界最大的水利枢纽——1840万千瓦装机规模的三峡水电站等为代表的大型水电项目的建设，标志着我国的水电技术已迈入世界先进行列。

改革开放以来，我国的水电投资与建设管理体制朝着市场化的方向发生了深刻的变化。在投融体制改革方面，由过去单一的中央政府拨款投资，转变为中央、地方、企业、个人、外商等多种主体或主体组合的筹资形式，同时利用银行贷款、设备信贷、BOT、发行股票与建设债券等多种融资手段与融资组合手段进行项目开发建设。在建设管理体制改革方面，全面实施以项目法人为主体的业主责任制、招标承包制、建设监理制。项目的整个运作程序基本走上了市场体制轨道，从一定程度上理顺了生产关系，解放了生产力，并为水电产业领域向更深层次改革与更高层次发展奠定了前提与基础。

八十年代后期，我国开始探索水电滚动开发机制，组建大型流域水电开发公司。这些公司以已建或在建的水电项目为母体，实行流域梯级滚动开发，基本原则和运作模式大都是“流域、梯级、滚动、综合”。如清江公司、乌江公司、五凌公司、桂冠公司、大渡河公司、澜沧江公司、黄河上游公司等。目前，大部分流域公司均按计划实施着自己的开发目标，并通过前期投入占领着流域项目资源，即按照“一边运行着、一边建设着、一边准备着”的发展轨迹朝着规模化方向扩张，实力越来越大，越来越强。个别公司已成功上市，向社会公众募集资金。 3 存在的主要问题

我国的水电开发虽然成绩斐然，但从产业发展的角度看，存在着许多深层次的问题，阻碍着水电产业的发展进程。

3.1 市场问题

由于历史的原因，我国目前的电力市场是一个由计划经济体制向市场经济转换阶段的畸形市场，需求与供给关系十分复杂，真正的市场机制没有形成。一方面，作为电力产品供给整体的发、输、供三个环节，过去统一由政府电力部门投资建设与控制运行。改革开放后，为改变电力供给紧张局面，国家放开发电市场，走多渠道、多层次、多元化集资办电之路，但实行的是还本付息电价，因此没有形成真正意义上的市场竞争。办电者是眼前第一，什么快来什么，单位投资高、建设周期长的水电，虽长远效益好，也不为投资者所重视。另一方面，国家所控制的电网，售电时目前只执行生活、生产及行业区别电价，没有执行分时电价或峰谷电价，相应的也不分入网电力产品质量，一律执行国家的审批电价，被动吸纳价格与价值背离的各种电力产品，水电站的容量价值不能体现，直接影响了有调蓄能力的优质水电资源点的开发。同时，由于全国性的大规模输电网络或跨大区域的输电网络没有形成，远水解不了近渴，加上局部经济利益驱使，使国家的电力资源不能很好地实现大区域范围上的优化配置，西部的水电资源开发因此受到市场空间的制约。

3.2 政策问题

国家的宏观政策不利于水电产业的发展。一是税收政策，水电税赋过高。其他行业税改前后的税赋水平基本不变，而水电税赋成倍提高。如增值税部分，税改前电力行业约为10%，税改后火电抵扣燃料后约为8%，而大中型水电由于上游无抵扣则全额缴纳17%。又如国家为发展核电，对国内不能生产的核电机组免征进口税，而对国内也不能生产的大型抽水蓄能机组却要全额征收进口税。二是价格政策，价格与价值脱节。我国的电力产品价格由国家控制审批，价格体系是世界上最复杂的，还没有实行《电力法》规定的“同网同质同价”，市场价格与价值不对应，水电站的容量价值不能体现，水电的电量价格也相对偏低，出现“以水补火”现象。据原电力部财务核算统计，1980至1996共17年间，水电的售电量仅占总售电量的16.3%，而创造的实际利润却占总利润的64.9%。显然，水电的价值被“大锅电”平摊。三是金融政策，贷款偿还期太短。国家金融机构没有针对水电产业特性制定相应政策，大中型水电项目的还贷期同其他基础项目一样，这与水电项目一次性投入大，建设周期长，运行年限长的实际情况不适应，造成水电项目还贷期电价过高，影响项目决策与入网。四是淹没赔偿政策，不利于水电发展。新《土地法》、《林业法》颁布实施后，土地及林地补偿政策没有体现水电项目占用土地、林地的特性，而与其他占地“一视同仁”，造成水电项目所处偏远位置的土地价值高估，而其对国土开发的积极意义没有体现。同时，只考虑到水库淹没的林地损失，而没有考虑到水库形成后对自然生态补偿效应。结果提高了水电项目的建设成本，降低了水电的竞争力。五是环境政策，国家没有对清洁能源采取鼓励措施，对火电的烟尘排放限制不到位，水电的环保优势显示不出来。

3.3 认识问题

对水电认识不到位。一方面，由于水电要拦河筑坝，要泄洪消能，要兼顾防洪、灌溉、城市供水、航运、养殖等综合利用任务，所以前期工作相对复杂，一次性投资大，工期较长，人们往往只看到这些难处，而对水电项目建成后的长期效益却认识不足。另一方面，不少人对水电技术的认识只停留在过去的水平上，没有看到经过广大水电工作者的不断实践，近些年我国水电项目的勘测设计、施工组织、建设管理及设备制造水平都有长足的发展，水电项目的建设效率有较大的提高。同时，一些业内人士，受“靠水电项目自身滚动开发”的传统经济理念影响较深，缺乏资本运营意识，对资本市场作用与利用认识不够，资本扩张的手段与方式单一，因此不能走向更广阔的发展空间。

4 水电产业发展趋势

水电产业和其他基础产业一样，其发展趋势和国家的宏观发展方向与要求密切相关。随着我国社会主义市场经济体制的逐步完善，水电产业必将面对一个较为规范的电力市场，其发展必然要遵循这个市场规则，通过竞争与创新赢得广阔的市场空间，从而使产业规模不断壮大，达到消费者、企业、国家、社会都因此受益的目的。可以肯定，未来的水电产业发展将紧跟市场需求与政策导向。总体趋势是：

4.1 促进水电产业健康发展的宏观环境正在改善

经过改革开放二十余年的努力，目前，我国的电力供需矛盾已得到暂时缓和，国家电力系统一方面加快电网建设，扩大输配电能力，另一方面积极优化和调整电力结构。即由过去重点建设电源转为重点发展电网；由过去重点建设火电转为重点开发水电；由过去重点建设见效快的径流水电站转为重点建设调蓄性能好的大型龙头水电站。同时，以“厂网分开，竞价上网”核心内容的国家电力体制改革方案即将出台，竞价上网的原则就是“同网同质同价”与“优质优价”，这就为水电产业发展注入了新的活力，也确定了水电产业发展的市场导向。

由于水电的优势越来越为人们所共同认识，优先发展水电已成为国家的电力建设方针，相关政策一定会陆续到位。在税收政策上，降低水电增值税的呼声越来越高，有关方面正在积极研究与协调，对水电的不公平待遇有望很快得到解决，有理由相信，促进水电发展的这一合理要求将变为现实，预计未来水电增值税在8%左右；在金融政策上，针对大型水电项目建设周期长，运营年限长，工程投资高，运营成本低，收入稳定可靠等特点，随着改革的深入，金融机构一定会改变现行的将水电等同于一般基础产业项目的作法，延长贷款年限，适当降低贷款利率，甚至给予财政贴息政策等。目前国家开发银行已将大型水电项目的贷款偿还期限延长至25~30年，预计有能力的各大商业银行也会推出相应的金融产品；在环保政策上，鼓励清洁能源的开发利用是全球的呼声，一些发达国家规定电力产品消费中的清洁能源必须占有一定比重，中国有保护大气环境，减少温室气体排放的义务，一些有识之士正呼吁我国尽快制定电力市场水电配额制，与此相应的环保立法标准及监督水平的不断提高，将使水电的主要竞争对手煤电成本大幅度提高，优先发展水电的政策将落到实处，这正是水电产业发展的利好趋势。

4.2 水电开发是西部大开发的重头戏

西部大开发是我国经济和社会发展的重大举措。主要解决三个问题：一是解决我国东西部经济发展不平衡问题；二是解决国家资源优化配置问题；三是解决包括江河之源保护在内的生态与生存环境问题，最终实现我国社会经济的可持续发展。因此，无论从哪一方面看，水电在西部大开发都有着独特的地位。

水电“西电东送”是我国能源资源分布特性的必然要求，是我国电力产业发展的指针。国家电网的大区域联网布局正是这一必然要求的体现。根据电网发展规划，我国近期将形成由华北、东北、西北、加山东电网连成的北部电网；由川渝、华中、华东、加福建电网连成的中部电网；由云南、贵州、两广、加港澳电网连成的南部电网。这三大电网实际上就是西电东送的三大通道。一方面，东部的发展需要充足的电力，从全国发展的平衡要求看，东部有义务将电力市场空间尽可能留给西部，充分认识到，东部人口集中，环境容量有限，接受西部清洁能源也是自身可持续发展的需要；另一方面，西部的发展需要将资源优势转化为产业优势，形成经济增长点与经济支柱，水电是西部地区得天独厚的资源，水电开发的移民少，调节性能好，单位造价低，产品具有价格优势，竞争力强。实际上，水电开发投资本身就是拉动西部经济发展及改善西部生态与生存环境的直接因素。所以从一定程度上看，开发水电就是开发西部，水电开发必然要摆到西部大开发的重点位置。

目前，大规模的西部水电开发已经起步，筹划多年的龙滩水电站（装机容量420万千瓦）、小湾水电站（装机容量420万千瓦）、公伯峡水电站（装机容量150万千瓦）、三板溪水电站（装机容量100万千瓦）、洪家渡水电站（装机容量54万千瓦）已经或即将开工；以糯扎渡水电站（装机容量550万千瓦）、构皮滩水电站（装机容量200万千瓦）、拉西瓦水电站（装机容量372万千瓦）、瀑布沟水电站（装机容量330万千瓦）、景屏一、二级水电站（装机容量600万千瓦）、溪落渡水电站（装机容量1200万千瓦）等为代表的一批巨型水电工程点的前期工作正在加紧进行；红水河、澜沧江、川西、黄河上游东送的水电基地雏形已经形成。

4.3 东部地区的水电开发呈现新的特点

随着东部地区经济的飞速发展，电力需求增长很快，一方面用电量连年大幅度增长，年均增值8%以上；另一方面用电峰谷差越来越大，峰谷差的增加幅度快于用电量的增长幅度。调峰与备用容量不足一直困扰着东部电网的安全与稳定运行。从经济角度看，东送的西电又解决不了这一矛盾。市场的现实需求给东部地区的水电开发指明了新的方向，即东部急需调峰电源，调峰水电是东部水电开发的新要求。

由于东部地区常规的优秀水电资源点大多已得到开发，未开发的有一定规模的水电资源点多数淹没损失大，因此，东部调峰水电的开发出现三大趋势：

一是抽水蓄能电站进入大发展时期。

抽水蓄能是一个储存电能以灵活运用的过程，通过电能的转换与再转换，在电网中调峰填谷，从而确保电网的安全与稳定运行。抽水蓄能电站虽不能增加电能供应，相反还要损耗电能，即通常所说的“四度电换三度电”，但其增加的是有效电能的供应，将低价值的电能转换为高价值的电能，提高的是整个电网的运营效率。抽水蓄能电站越来越为电网运营者所重视。抽水蓄能电站主导东部地区现在和未来的水电开发，是市场与资源两项因素所共同决定的。

东部地区目前已建成运行了潘家口（装机容量21万千瓦）、十三陵（装机容量80万千瓦）、天荒坪（装机容量180万千瓦）、溪口（装机容量8万千瓦）、广州（装机容量240万千瓦）等抽水蓄能电站；在建或筹建的有西龙池（装机容量100万千瓦）、泰安（装机容量100万千瓦）、琅琊山（装机容量60万千瓦）、宜兴（装机容量100万千瓦）、桐柏（装机容量120万千瓦）等抽水蓄能电站；另外还有荒沟（装机容量120万千瓦）、蒲石河（装机容量120万千瓦）、张河湾（装机容量100万千瓦）、响水涧（装机容量100万千瓦）、板桥峪（装机容量100万千瓦）等一大批尚在勘测设计的抽水蓄能电站。如按电网中抽水蓄能电站10%左右的经济合理比重计算，东部地区必然迎来抽水蓄能电站的大发展时期。 二是新建的常规水电站均充分考虑其调峰作用。

在东部，未开发的有一定规模的常规水电资源屈指可数。东北地区除国际界河外，仅剩第二松花江上游梯级（装机容量约50多万千瓦）和嫩江上游梯级（装机容量80万千瓦左右）；华北地区仅剩东西结合部、多数项目开发条件较差的黄河北干流水电梯级（装机容量400万千瓦左右）；华中地区剩下的水电资源点也在东西结合部鄂西与湘西地区，包括在建的水布垭水电站（装机容量160万千瓦）在内共剩余装机300万千瓦左右；华东地区剩有的资源点子主要在浙南和闽东两地，浙南有滩坑（装机容量60万千瓦）和大钧（装机容量30万千瓦），闽东有穆阳溪、霍童溪、交溪梯级（装机容量约100万千瓦），加上闽中街面（装机容量30万千瓦）等共有装机300万千瓦左右；广东仅剩乐昌峡（装机容量15万千瓦）、京山（装机容量22.5万千瓦）和东江梯级（装机容量20多万千瓦）。这些资源点多数开发条件差、淹没损失大，但在东部地区显得十分珍贵，满足电网的调峰与备用要求是其开发的首要任务。一般情况下，在东部地区，有一定调节能力的电站，设计的年利用小时数都很低，有的甚至不到2000小时，如滩坑电站年利用小时1600，大钧年利用小时1350，松江河梯级年利用小时1700，街面年利用小时1200 等，这些电站在电网中都要顶尖峰运行。

为减少淹没损失，充分发挥梯级电站的联合调度与补偿调节作用，采用“一库带一串”的建设模式是东部地区水电开发的有效手段。这就是通过修建调节性能好的龙头大库，充分调节径流，以下分级低水头开发，减少淹没损失，从而以龙头大库为主体，实施整个梯级的联合调度与补偿调节，共同满足电网的调峰与备用要求。如吉林的松江河梯级，浙江的紧水滩、石塘、玉溪梯级，福建的芹山、周宁、闽东梯级，福建的街面、板面、水东、汶潭、雍口梯级等。

三是通过已建水电站的扩机增容提高调峰能力

东部地区的已建成的水电站，特别是大型水电站多在国家电力、电量都紧缺的时期建设的，其年利用小时一般在3000小时以上，如白山、丰满、新安江、湖南镇、柘林、新丰江、枫树坝等，这些电站都有高坝大库，调节性能好，具有年调节或多年调节能力。为充分发挥这些水电站的调节作用，满足电网的调峰与备用要求，对这些电站进行扩机增容甚至安装抽水蓄能机组是必要和经济的。对常规水电站进行扩机增容，能增加的发电量很少，但增加了市场需要的电力。就其经济性来说，扩机增容利用现有的水库，只需增加引水发电系统，一般不需征地和移民，所以单位容量造价都很低，不到新建常规水电站水平的一半，比新建抽水蓄能电站的单位容量造价也要低，所以比较经济，有竞争力。如东北电网相继进行了水丰扩机（原装机容量63/2万千瓦，扩机13.5万千瓦）、白山二期（原装机容量90万千瓦，二期增加60万千瓦）、丰满二期、三期两次扩机（原装机容量55.4万千瓦，两期分别扩机17万千瓦和28万千瓦）。为充分发挥白山高坝的作用，东北电网最近又在研究增设白山抽水蓄能大泵经济意义；安徽电网为改变水电调峰容量不足的矛盾，在响洪甸电站（装机容量4万千瓦）增建抽水蓄能机组（装机容量8万千瓦）；华东电网正在筹备新安江扩机，扩机规模80万千瓦，是原装机66.25万千瓦规模的120%；华中电网进行了柘林扩机（原装机容量18万千瓦，扩机20万千瓦）。另外，一些早期建成的水电站还通过机组机型的技术改造，提高机组效率，提高电站出力，从而达到增容的目的。

应该说，以市场需求为导向、以市场竞争为比照的老电站扩机与技术改造增容同样是水电产业发展不可忽视的组成部分。

4.4 水电产业投资主体增多

目前，我国水电产业投资主体多元化程度甚至比火电还高，但是非政府投资主体的投资总量比重较小。原因是：水电项目的大小分布连续，档次、类型齐全，大到成百上千万千瓦装机，项目在大江大河流域开发治理中具有举足轻重的地位，总投资以百亿、千亿元计，只能由国家“包办”；小到几十、几百千瓦，投资几十、几百万元就能建成发电，使得那些身在水电之乡对水电产业有好感的先富起来的人们，以及通过“内引外联”衔接上的各色商家都能找到合适的投资机会。同时水电又是一个专业性较强、投资回报相对缓慢的冷门行业，加上国家相关政策不到位，一段时期内，国内那些有一定规模的企业老板都争相追逐商业大潮中投资热点去了。这就形成了现实中的水电投资主体两头大、中间小的局面，真正的水电投资热潮并没有形成。

从当前的局势来看，经过商海的大浪淘沙，那些已站稳脚跟，在高风险、高回报的创业时期完成了资本原始积累，而自己也折腾的身心疲惫需要稳定一回的实业家们；那些手握巨资，很难找到更好的商业投资机会的战略投资家们；那些原本开发水电，但受传统思维模式影响较深，只会产业经营，不谙资本运作的“行家们”，一旦他们都将水电产业基础的运作规律与资本运营的积极意义研究透彻，为国家产业政策与西部大开发战略所支持与倡导、回报稳定且长久的水电产业很容易成为他们的驻足与发展之地。而我国加入WTO后，外资很可能大规模进入水电产业。可以预期，新投资主体不断加入水电产业领域是一个必然的趋势，这既是水电产业发展的需要，同样也是资本增值的选择，一个新的水电投资热潮正在形成。

4.5 流域性或区域性的水电公司逐步形成壮大

在国家电力体制为厂网一体时期，电厂只是电力企业（电管局）的一个车间，是成本控制中心。独立发电商的出现及厂网分开后，电厂成为独立的企业法人，是利润中心，电网成为电厂的用户，发电端的市场竞争随之出现，赢得竞争优势是电厂的共同追求。

电力产品的竞争优势无非三个方面：即价格、质量与市场占有率。在价格方面，虽然我国目前执行的是电价审批制度，但电网本身也是独立核算的企业，提高电网运营效率与降低销售电价是电网经营管理者的追求，所以吸收低价位电力产品入网是电网的利益所在。在质量方面，虽然电力产品的质量高低是客观存在的，但目前并没有明确的价值衡量标准，只有电网管理当局最清楚哪一家电厂的产品更符合电网安全、稳定运行及灵活调度的需要，从而对电力产品质量有一个定性的认识。对于市场占有率优势，应从两个方面去理解，一方面，市场占有率高表明企业的市场地位高，对于产供销一次完成的电力这一特殊商品来说，较高的市场份额甚至意味着对市场的主导与控制；另一方面，市场占有率高意味着企业内部互补优势强，企业可以通过内部调剂，合理安排市场所需产品的发电机组布局，优化资源配置，提高运营效益。

成立流域或区域性的水电公司，发挥水电的梯级联合调度优势与区域补偿优势正是水电企业为取得竞争优势的共同与必然要求。

水电站市场发展篇（5）

关于三峡工程的各种讨论仍时有发生，但大坝真正的运营主体――中国最大的电力上市公司和全球领先的水电企业，长江电力（600900.SH）却显得颇为低调。

如今的长江电力已不再仅仅拥有三峡、葛洲坝水电站，随着2016年成功收购金沙江流域另外两座大型水电站――溪洛渡、向家坝，长江电力已成长为名副其实的电力龙头企业。

2015年以来，长江电力在震荡的市场行情中，始终保持了良好的市场表现，市值稳定在3000亿元左右。

“作为央企控股上市公司，我们一直坚持走价值追求之路，既要让国有资产保值增值，又要有股东认可的投资价值。”长江电力总经理张定明告诉《英才》记者，服从国家发展战略、紧跟时展步伐是长江电力不断发展壮大的关键。 “滚动开发”

资本市场是人们认识长江电力最直接的渠道之一。长江电力的前身是上世纪80年代的水电“老大哥”葛洲坝电厂。

2002年葛洲坝电厂完成股份制改革成立中国长江电力股份有限公司。以改制为契机，长江电力完成了经营机制的彻底转变，建立了一套完善的F代企业制度，并借助资本市场实现了快速发展。

15年来，长江电力走过了发行上市、首批股权分置改革试点、首单公司债发行试点、收购三峡电站千亿级发电资产、一次性收购溪洛渡、向家坝两座世界级水电站等历程，在资本市场上长袖善舞。

15年来，长江电力的装机规模从最初的271.5万千瓦增至4549.5万千瓦，年发电量由158亿千瓦时增至逾2000亿千瓦时，年利润总额由几亿元增至250多亿元，年复合增长率超过20%，成功实现国有资产保值增值，一举完成从传统电力国企向大盘蓝筹上市公司的转型。

从长江电力的发展历程来看，其最大的成就在于为中国资本市场开创了一套大型在建工程借助资本市场实现筹融资的新模式。改制成立长江电力之初，资产总额不到300亿元，发展至今却已坐拥世界前十大水电站中的三座，资产总额约3000亿元，实现10倍于自己体量的发展。

据统计，三峡工程原测算动态总投资2039亿元，工程最终动态总投资约1800亿元。长江电力上市之初，三峡工程刚刚实现左岸首批4台机组发电，距完建还有6年工期。为了有效化解水电工程长周期建设风险，长江电力陆续通过6次收购三峡投产机组，于2012年完成了对三峡全部发电资产的收购，累计为三峡集团公司提供资金约1546亿元。2016年，长江电力通过非公开发行股份和支付现金的方式，一次性收购了川云公司（溪洛渡、向家坝电站）100%股权，价值约797亿元。至此，长江电力为三峡集团滚动开发长江动态提供资金总额累计约2343亿元。

对三峡工程的建设主体――中国长江三峡集团公司而言，通过长江电力这个资本运作载体，实现了在建工程阶段性实物资产的提前变现，把未来收益变为即期收益，有效避免了工程建设期的巨额债务风险。

长江电力利用资本市场融资平台，建立起将社会资金转化为工程建设资金的良好机制，实现了自身规模的快速增长，同时也为集团公司建设三峡工程和滚动开发长江提供了充足的资金。这是我国大型工程建设利用资本市场融资的体制创新，有效解决了长周期大型工程建设过程中的资金运转难题，具有相当的借鉴意义。

从账面上看，国家从三峡基金中拨付约1378亿元给三峡集团。2003-2016年，投产发电后三峡电站累计上缴国家的所得随、增值税及附加共约657亿元，净利润744亿元，合计贡献利税1401亿元，已收回全部原始投资。

“母公司三峡集团开发水电站后，注入上市公司，再用变现拿到钱去做新的开发，长时间以来三峡集团开发长江过程中从来没有为资金的事担心过，这个模式现在证明还是很成功的。”张定明说。 “增长破局”

长江电力业绩节节攀升，公司管理层却开始思考一个看起来有些悲观的问题：原有的增长模式还能不能持续？怎样让企业保持又好又快的发展？

电能作为商品，也有着商品的一般属性，就是从供不应求到供过于求。

张定明和他同事的担忧并非空穴来风。数据显示，2016年全国发电设备平均利用小时数已经降到1964年以来的最低水平，不说火电，就连清洁能源也出现了严重的弃水弃风弃光问题，而2017年还将面临用电增速仅3%的需求端萎缩。

更为重要的是，随着售电侧改革的逐步深入，电力降价诉求此起彼伏，对发电企业的冲击首当其冲。张定明和他的团队意识到，过去大水电的营销模式难以为继，而且长江电力梯级电站处在同一河流，其发电量受来水影响成倍增加，主营业务的经营风险在不断加大。

面对金沙江资产收购时的市场承诺和企业自身确立的发展目标，长江电力利润总额必须保持每年6%以上的高速增长。如何破局？这是摆在长江电力管理层面前的一大难题。

过去十余年中，长江电力主要通过收购三峡集团投产机组和成功的资本运作，实现了利润持续高增长。“十三五”期间，长江电力暂无可以收购的投产机组，而仅靠资本运作实现效益增长存在很大的不确定性。

“我们拥有丰富的长江水资源优势和部级的信用优势，这是一般企业所不具备的”。张定明说，“如何让这两大优势产生经济效益？前者为我们主业挖潜提供一定的空间；后者使我们具有强大的低成本融资能力，充沛的现金流为适时开展资本运作和开辟第二主业创造了条件。”

面对电力市场化改革逐步深入，长江电力推出“水流-电流-现金流”价值链市场化转型战略，将市场因素导入价值创造的各个环节，让同样多的水流产生更多、更好的电流，让同样多的电流产生更多现金流。“用好每一方水，调好每一度电，流域梯级调度能力是我们向资源争效益、向市场争效益的关键。”2016年，在三峡水库来水偏枯9%的情况下，长江电力仍然创造梯级电站发电新纪录，科学的梯级调度和市场因素的引入发挥了十分重要的作用。

目前，长江流域已建和在建大型电站已有几十座之多，如果实行流域梯级统一调度，潜力更大，水资源利用率将整体提升，长江流域就形成一体化的清洁能源生产基地。张定明说，“我们努力通过市场化的机制，推进流域梯级统一调度，实现信息共享和利益分享，以更好地服务于长江经济带战略。”

推行产业链延伸是长江电力又一策略。在国家全面推进售电侧改革的大局下，进军配售电行业成为长江电力的不二选择。在企业经营思路上，长江电力可谓先人一步。

当重庆成为国家首批售电侧改革试点区域后，长江电力抢先布局，积极参与重庆售电侧改革，并与重庆市共同推进地方电网融合，并将其列为混合所有制改革试点。

“作为全球最大水电上市公司，无论是响应国家‘一带一路’战略，还是企业自身发展的需要，长江电力都要走出去。”张定明说。长江电力管理着世界前十大电站中的三座，拥有强大的巨型电站与巨型C组的运行管理能力和流域梯级调度能力。目前，长江电力已在马来西亚、巴西、巴基斯坦等多个国家开展水电站管理与技术服务，寻求合作的国际水电企业日益增多。

“国际化发展，我们只做自己擅长的事情，发挥好自己的技术、管理和信用优势，同时还要把风险控制永远放在第一位。”张定明说。

2016年，长江电力抓住融资利率处于全年低位的发行窗口，成功发行了5年期、3亿美元和2亿欧元的双币种可交换债券，实现在境外零利率融资，创造了中国企业境外融资多项记录，显示了长江电力强大的国际融资能力。同年7月，成功以1.9亿欧元收购了德国海上风电项目30%股权，半年时间内就回笼资金1200多万欧元。 “引领水电”

无论是资产规模、经营业绩，还是行业地位、生产指标上，长江电力让同行经营者仰慕不已。在发展基数大、规模增长面临瓶颈、电力市场化等重大挑战面前，长江电力怎样去赢得未来？这也是张定明领导的团队一直思考的问题。

“长江电力不发展绝对不行。作为央企，我们责无旁贷要为保增长多做贡献；作为上市公司，我们还要为股东创造更多价值、利润，员工的收入增长才有保障；作为市场主体，市场竞争日趋激烈，不发展就很快被市场淘汰；作为行业龙头，引领行业发展也是我们的职责。”张定明说。

十三五初期，长江电力就提出“做世界水电行业引领者”的愿景目标，并将在市场化转型、产业链延伸和国际化发展方面有所作为。

作为水电行业的龙头企业，长江电力一直把水电运营管理作为企业核心能力，不仅是管理几座巨型电站的现实需要，也是“走出去”的重要资本。张定明说，“长江电力将通过不断优化水电管理、积累管理经验，通过输出‘三峡标准’助推行业发展，同时通过科技创新、新技术应用，为解决行业难题、提升整体管理水平做出贡献。”

从国外发达市场来看，“发电-配电-售电”一体化的电力企业更具有市场竞争力。今后一段时间，长江电力将坚定不移推行市场化转型和产业链延伸。张定明认为，“我们一定要跟上电力市场化步伐，不等不靠，尽早使长江电力成为真正的市场竞争主体；要果断培育发展新动能，推进‘发电-配电-售电’产业链延伸，形成三大业务互为支撑、协同发展的新产业链。同时，要为国家深化电力改革主动作为，摸索经验”。

水电站市场发展篇（6）

二．开展电子商务促进果品产业的持续发展

果品行业发展电子商务的意义，首先是突破果品产业发展瓶颈的需要。我国果品产业总量的发展已有可观的规模，而且生产能力还可以进一步扩大。1978年，全国水果产量仅为657万吨，2004年已达到8394万吨（含瓜果的产量为1.5亿吨）。2004年比1978年增长11.8倍，产值达到1500亿元。从1995年起，我国水果产量一直稳居世界各国首位。同时，从消费水平发展看，市场潜力巨大。但近年来，许多水果品种出现卖难现象，阶段性买方市场明显。其原因是多方面的，而信息不灵、渠道不宽、流通不畅是主要原因。果品行业发展电子商务可以扩大市场的时空范围，未来的发展可以加快加大果品市场的信息流、商流、资金流和物流，一定程度上突破销售不畅造成的行业发展瓶颈。

其次是扩大出口的需要。目前我国水果出口连年大幅增长，进出口贸易顺差超过10亿美元。未来几年，国际水果市场发展潜力大，特别是我国水果出口价格竞争力强，我们发展电子商务，就可以更好地实现国内和国际市场对接，促进果品行业的整体发展。

第三是节约交易成本，扩大经营规模，促进企业增效和提高企业管理水平的需要。一些企业通过努力取得了效果。例如，四川惠农生态农业发展有限责任公司开展电子商务，建立自己的网页，树立公司形象，网上洽谈，改变以往盲目跑市场的情况，节约了成本，增加了定单，2005年的柑橘购销量是去年的1.5倍，利润有望翻番。四川蒲江杂柑合作社开展电子商务以来，推广当地优良柑橘品种作用明显，经营规模和经济效益连年取得好成绩。

三．果品行业发展电子商务的对策

水电站市场发展篇（7）

1 城市变电站的选址要点分析

城市变电站在选址的过程中应注意，在建设前应注意选址的地质结构情况，检测可能存在的塌陷等情况；同时应对其地下基础设施的情况进行了解，防止其对变电站出现负面影响；对土壤的电阻率进行检测，如果不能满足设计需求应采取措施进行处理；场地尽量平整，减少施工中的土方量等；对场地的选择尽量选择开阔场地方便线路进出。

线路通行走廊方面，应与城市规划部门进行联合考察与规划，将电网规划与城市建设相互结合起来，要么对线路走廊进行预留或者对其进行改造为地下线路，主要是提高变电站的安全性同时降低对城市规划与群众生活的影响。

做好对环境保护的措施，在变电站建设中应考虑噪声、电磁辐射、废物排放等对其周边的负面影响，所以应在选址与措施采取的时候着重对这些项目进行控制。在控制对环境干扰的时候还应从经济效益、社会效益、环境效益三者之间完成统一，并需要建设与之相配套的环保措施。

2 城市变电站在选址中遇到的问题

城市的发展导致人口的密集，随之带来的是电力需求的猛增。当城市发展到一定程度的时候，电力供应的要求与负荷也就随之增加，如果仅仅依靠郊区的或者城市的变电站是不能满足城市发展的，同时城市的扩张也必然会影响变电站的选址与建设，如选址与建设不能跟上城市发展，就会导致供电质量降低，从而会影响城市的供电。如果设计不合理就会占有宝贵的城市用地并且会对空间资源产生干扰，如水电、通信等网络的正常铺设与运行。如果仅仅采用郊区或者边缘供电则会消耗过大的成本，进而导致供电价格的提高，无疑会增加社会用电的成本。所以当城市发展到一定阶段的时候，各个城市都会在城市核心区域设置变电站，在保证与城市规划和环保要求的前提下着无疑是一个解决城市供电矛盾措施。低电压等级的供电设备与资源的限制，其供电能力与线路走廊的限制不能满足城市用电的需求，因此需要建设变电站才能满足城市密集区域的供电需求，而变电站的选址则首先面对的是城市规划的干扰，其主要涉及到这样几个问题：

2.1 变电站建设在居民密集的区域，必然会导致居民对此产生讨论与反应，因为城市居民对生活质量要求不断提高，会担心电磁辐射影响生活，所以要求变电站尽量远离居民区，从而影响工程正常选址。

2.2 城市核心区域的用地十分紧张，变电站选址比较困难，即使可以利用征地来选址但是其面积也十分有限，设计难度较大。

2.3 目前城市土地稀缺，其征地费用要远远大于建站的费用，因此成本问题将直接影响城市变电站的选址。

为了解决此类问题，就需要将变电站的选址与城市规划有机的结合起来，在城市规划的时候就开始将变电站选址与建设结合到城市建设中，具体看，可以充分的利用公共资源，如广场资源、公园等使其成为变电站的隔离带，在城市的广场与公园的规划区域建设变电站，这样可以满足变电站对场地空间的需求，同时也可以降低辐射对居民区的干扰，使得城市规划与变电站的设计相衔接。另外，还可以将公共建筑与变电站相互结合，这样可以提高土地的利用效率并可以降低工程的造价，使得城市建设不会受到影响；最后还可以采用地下变电站，即不占用土地资源，也可降低污染对城市空间的干扰，形成一个相对独立的地下建筑，也可方便电网的建设。

3 变电站设计应配合城市建筑

在协调城市规划与变电站建设的时候，还应对变电站的设计重点提升，尤其是需要依托于环境而存在。特别是在用电密集区进行变电站建设，整个设计都应当符合城市规划与环境性的需求，既要富有人情味也要有丰富的变化。城市发展与建设中，应研究一种适应城市核心区域的变电站设计与建设的模式，不论采用何种方式存在都应当符合城市规划的需求，尤其是注意对人文环境、自然环境等城市元素的保护，突出的是适应性原则。

4 增强对环境干扰的控制

4.1 降低噪音干扰

城市用电的集中区域往往是城市的核心，白天当然不会因为噪音而影响人们的生活，但是夜晚随着城市本身噪音的下降，变电站的噪音将成为影响附近居民的重要干扰源，所以在设计中应考虑采用低噪音、隔音设计等对噪声进行处理，如采用主变压器与散热器分离的设计，采用低噪声智能轴流风机或者利用密封建筑对其进行隔离，可大大降低了噪声污染。

4.2 电磁干扰控制

电子辐射是变电站固有的污染形式，但是其干扰远远没有人们传说中的那么严重，所以应正确的对电磁与电磁辐射认识，在我国按照先关的规范进行检测与衡量，变电站与其输电设备产生的电磁符辐射的数值在符合标准的数量级内，仅仅是常用家庭电气的电磁辐射水平，不会对身体产生负面影响。因此应消除居民对电站辐射的恐惧心理，同时采用增加距离或者隔离措施对电磁辐射进行屏蔽，将辐射指数进一步降低。

4.3 对污水的控制

变电站会在出现生活污水与含油废水，这些都会对周围的水源产生影响，目前的城市变电站大部分已经无人值班，生活污水已经很少，而且经过站内污水处理设施的处理后已经可以排放，不会对周围的环境造成影响。而对于含油污水则通过设置的事故油池进行防控，当变压器故障的时候才会有含油的污水排入，油池设置有油水分离的系统，将含油污水处理到可以排放的水平。

5 结束语

城市的发展要求变电站必须进入到城市的核心地带为供电服务，但是随之带来的用地、环境、成本等矛盾也给变电站的选址与建设提出了难题。为此应将电力建设与城市建设协调起来，利用合理的规划与协调为变电站建设提供方便，从而满足城市供电的需求。

参考文献：

水电站市场发展篇（8）

据不完全统计，2010年我国拥有占地面积 1 万m2以上的纺织服装专业市场近 700 家，市场经营总面积超过 9 000 万m2，市场店铺总数 100 多万个，经营商户总数 93 万多家，市场成交总额 1.56 万亿元。纺织服装专业市场已经成为我国扩大内需、促进就业、增进市场繁荣的重要流通力量。

近年来我国互联网用户和网购用户规模的快速扩大，为传统行业，尤其是纺织服装行业向电子商务的商业模式转型提供了良好的土壤。数据显示，2010年服装网购市场规模达 903 亿元，比2009年网购额 506 亿元增长 78%，是垂直电子商务领域交易额最大的行业。

中国纺织工业协会流通分会2011年1 ― 3月，对 200 多家纺织服装专业市场（以下简称专业市场），针对电子商务建设与应用，进行问卷调查，经筛选把其中 50 份问卷作为样本，进行整理、统计和分析。根据抽样调查统计，纺织服装专业市场凭借实体和品牌汇聚的优势，大力打造电子商务平台，为商户拓展营销渠道，降低交易成本，取得了较好的成效。

1专业市场电子商务应用状况

1.1 半数以上专业市场开展电子商务

2010年，专业市场自建门户网站的比重占到了 50%，但是，这类网站并不全部具备完善的电子商务功能，仅有 27%的专业市场拥有网上支付功能，另外 23% 的专业市场网站为信息服务型。一些市场看准第三方平台低投入、高人气、操作简单的优势，与其合作开展电子商务。

1.2 专业市场电子商务成长空间巨大

在涉及调查，开展电子商务的专业市场中，2010年电子商务总成交额超过 10 亿元，但只占这些市场年交易总额的1%，而2010年中国网上零售市场交易规模达 5 131 亿元，同比增长 97.3%，约占全年社会商品零售总额的 3%。由此可见，专业市场的电子商务发展速度相对缓慢，但作为批零兼售与日常生活息息相关消费品的市场，不管电子商务是采取B2B还是B2C，都存在巨大的发展空间。

1.3 专业市场商户开展电子商务的比例不高

调查显示，在 90% 的市场中，商户电子商务应用比例低于 50%。受制于硬件环境、文化素质、传统经营模式和电子商务意识等因素，商户在电子商务应用上还需要较长的历程。

1.4 电子商务在区域和成交水平上发展不平衡

在开展电子商务的专业市场中，近 70% 的市场分布在北京和东部经济发达地区，30% 分布在中西部地区，这与东部地区电子商务意识强，相关知识普及率较高有关。对于中西部地区，电子商务开展缓慢，市场的信息化程度目前还属于高期望低水平的状态，部分市场尚未认识到电子商务能给他们带来的机遇。此次调查中，电子商务成交额超过 1 000 万元的市场有 6 家，其成交总额占电子商务总交易额的 87%，其中超过 1 亿元的仅有 2 家。由此可见，电子商务发展相对集中于少数市场，大部分市场在这方面有待加强。

2专业市场开展电子商务已是大势所趋

2.1 市场希望建立自己的电子商务网站

调查结果显示，在尚未开展电子商务的市场中，85% 的专业市场有计划在2011年开展电子商务，其中计划自建电子商务平台的专业市场占到了 60.42%，说明市场希望拥有自己专属的电子商务网站，能够最大程度地为商户提供服务。市场管理者们已经清楚地认识到，电子商务平台是提高市场竞争力、扩大市场辐射面的有力武器，也是提高市场服务水平的有效手段。

2.2 市场希望打造“1＋1”模式的电子商务

从市场的角度来说，电子商务平台发挥的作用，首先是商户产品信息，覆盖了 93.75% 的商户，即实体商户与电子商铺一一对应，实体商户的产品信息通过互联网的电子商铺，展示给广大消费者；其次是传统营销渠道的补充，通过网络了解消费者需求，捕捉市场的一手信息，为商户发展更多的下游采购商，这覆盖了 60% 以上的商户。线上和线下市场协同发展，既是专业市场得天独厚的优势，也是电子商务发展的有力保障。

3市场在电子商务开展过程中遇到的问题

3.1 商户使用率低是目前各大市场最棘手的问题

统计显示，70% 以上未开展电子商务的市场担心商户使用率低，达不到预期目的，同时这也是很多已经开展电子商务的专业市场遇到的问题。

由于专业市场商户对电子商务知识缺乏全面系统的理解和认识，不能积极配合市场使用电子商务平台，导致商户产品内容更新不及时、平台人气不足、浏览量低。另一方面，市场中的商户大多为商或经销商，定价权和供应能力受制于上游的品牌商，下游分销商担心与传统渠道产生冲突，这也是影响专业市场电子商务应用的主要原因之一。

3.2 市场商户在电子商铺经营方面的培训缺乏

市场商户目前急需培训的内容为“网店营销技巧及网店产品推广方法”，这解决了目前专业市场开展电子商务遇到的部分问题。

3.3 专业市场电子商务网站的推广方法和力量不足

70% 以上专业市场希望借助成熟电子商务平台的专业性和知名度，提高用户流量，宣传推广自己的电子商务平台。

4专业市场电子商务发展建议

4.1 注重电子商务人才培养，打造专业的服务团队

电子商务平台的建设是一项系统工程，需要优秀团队共同完成。这一方面，要重视人才，应制定中长期人才引进战略，完善人才激励与约束机制；另一方面，研究人才开发战略，立足内部，从转变员工的观念和提高员工素质入手，不断进行员工培训，逐步形成一支专业化的素质高的工作团队。

4.2 借助成熟的第三方电子商务平台，宣传推广产品

电子商务也是眼球经济，初创的电子商务平台要与成熟的、有知名度的第三方电子商务平台合作，分享人气流量，提高交易量，达到初步的宣传推广作用。

4.3 加强商户的培训力度，提高应用电子商务的积极性

全方位多角度提供电子商务课程培训，提高商户的电子商务应用意识和能力。培训内容丰富，形式多样，使多方广泛参与。

4.4 创新服务模式，提高电子商务服务水平

专业市场电子商务平台的建立，为商户提供的不仅是网站维护和线上推广的服务，更重要的是要参与商户的电子商务活动中去，甚至有些服务要对商户进行全程指导，为商户提供有力的服务保障。

4.5 提高重点商户电子商务运营能力，树立实践榜样

水电站市场发展篇（9）

一、**区基本情况

**区辖7乡1镇2个街道，93个村民委员会，9个社区居民委员会，居住有汉、傣、彝、拉祜等23个少数民族，总人口30.36万人。全区国土面积2652平方公里，其中山区半山区面积占98.4%。境内有5公里以上的大小河流58条，分为两大水系，即澜沧江水系和怒江水系。澜沧江水系径流面积为1186.98平方公里，怒江水系径流面积为1465.02平方公里。南汀河流域是恕江水系最长支流，也是全区最大河流，发源于博尚镇，至羊头岩出区外，全长70.9公里，区内流域面积1191.4平方公里，多年平均流量26.64m3／s水能储量为9.16万千瓦。

截止20xx年底全区已建成大小水利工程3546件，其中蓄水工程42件（中型水库1件、小一型水库6件、小二型水库21件、坝塘14件），总蓄水量5013万立方米；引水工程3372件（流量0.3m3／s以上的42件，0.3m3／s以下的3330件）；人畜饮水工程98件；闸坝及其它水利工程34件。

二、产业发展现状及规划

历年来，**区高度重视水资源开发利用，在60-70年代就建成近40多座农村小型水电站（装机多为30-200千瓦），对改善农村生产和生活条件，促进经济社会发展具有重要作用。随着社会的进步和经济的不断发展，对不适应改革和发展需求的电力设施进行了更新改造，对全区的水能资源开发利用进行了调整和规划。

（一）发展现状

目前，全区已建成蓄水工程42件，总蓄水量5013万立方米；其中：中型水库1件（博尚水库）；小一型水库6件（小道河水库、马鹿坑水库、柳树河水库、锅底塘水库、中山水库、铁厂河水库、）；小二型水库21件（茨通林水库、团山水库、大坡头水库、大子良水库、丫口田水库、跃进水库、界牌水库、横山水库、道河水库、豹子洞水库、滑石板水库、石板桥水库、大沙地水库、新蓄水库、大浪坝水库、小板桥水库、小龙塘水库、幕布水库、蛤蟆塘水库、羊厩房水库、白花箐水库）；坝塘14件（松树林坝塘、阮家田坝塘、前哨坝塘、大村坝塘、吃水箐坝塘、小水槽坝塘、户远坝塘、小水塘坝塘、小塘房坝塘、田心坝塘、三叉箐坝塘、干龙塘坝塘、山头坝塘、幕布小中山坝塘）。

全区已开发利用的水能为29550千瓦，建成电站10座，其中：怒江水系建博尚坝后电站，装机为2×250千瓦；细嘎电站，装机为1×500千瓦；南汀河三级电站，装机为3×1000千瓦；南汀河四级电站，装机为1×1000＋1×20xx千瓦；大柏树电站，装机为2×3200千瓦。澜沧江水系建有梅子箐一级电站，装机为1×500千瓦；梅子箐二级电站，装机为1×1250千瓦；梅子箐三级电站，装机为2×6500千瓦；官山一级站：装机为2×500千瓦，官山二级站，装机为1×400千瓦（糖厂内部使用）。建成漫临线110千伏、220千伏输电线路及变电站1座，变电容量为6万千伏安、9万千伏安，建成35千伏变电站8座；正在博尚镇曼来山建设500千伏变电站，建成后将大幅度提高临沧电网的输送能力，为吸纳日益发展的地方小水电打下坚实的基础。

在建水电站3个，总装机2260千瓦。其中：遮奈电站，装机9600千瓦；临江一级电站，装机5000千瓦；临江二级电站，装机8000千瓦。

（二）发展规划

布局：**区的水能资源开发重点区域为怒江流域的博尚、忙畔、凤翔、蚂蚁堆水力资源聚集区，辖区内横穿国道214线，交通便利，与城市中心相距较近，具有较好的区位优势。结合当前的发展状况和电源结构，集中资金开发城市周边及公路沿线具有区位优势的水能资源，实行有计划、有步骤、规范化的开发利用。

目标：**区水资源丰富，根据水能资源优势及径流的分布情况，规划建设（改扩建）蓄水工程6件，增加1352.1万立方米。其中：马台大沙坝水库，蓄水60.4万立方米；平村白沙田水库，蓄水100.7万立方米；忙畔鸭子塘水库，蓄水1070万立方米；马台乔地坡水库，蓄水8万立方米；风翔兰花箐水库，蓄水7万立方米；改扩小龙 潭水库，蓄水达114万立方米，目前蓄水8万立方米。规划开发建水电站10个，装机总量45200千瓦。其中：怒江水系可建小高桥电站，装机2500千瓦；昔铺河电站，装机20xx千瓦；铁索桥电站（西河电站），装机4000千瓦。澜沧江水系可建官山三级电站，装机1×1000千瓦；大付寨电站，装机3200千瓦；马台一级电站，装机3200千瓦；马台二级电站，装机7500千瓦；马台三级电站，装机12800千瓦；马台琅琊电站，装机5000千瓦；那招帮公电站，装机4000千瓦。

（三）水电产业运作机制

根据**区水能资源优势及径流的分布，针对当前小水电开发缓慢和利用率偏低问题，在充分考虑用电单位和群众生产、生活用电需求的前提下，尽可能做到合理有效利用水资源，按照“谁建、谁有、谁管、谁受益”的原则，结合统筹规划小水电开发速度，提高利用效率，创造并发挥经济效益，切实做到建好一处、管好一处、用好一处。水电产业开发主要有以下程序：

1.项目建设单位依据《临沧市各流域水能规划》与区政府签订开发协议，正式协议签订前要征求水利部门的意见，正式协议签订后将原件报发改、水利等部门备案。

（1）2.5万千瓦以下的水电站可依据《临沧市各流域水能规划》开展项目前期工作，不再另行编制规划。不在《规划》范围内的应另行编制规划。

（2）2.5万千瓦及以上水电站依据《临沧市各流域水能规划》进行修订编制报市水利部门提出意见后，再报市政府批准。

（3）国际界河、市、区（县）界河的开发协议不论装机大小，由市水利局提出审查意见报市政府审批，核准实施的流域水能规划报省发改委、水利厅备案。

2.核准权限

装机规模在2.5万千瓦及以上电站由市发改委转报省发改委核准。装机规模在2.5万千瓦以下的电站建设由市发改委核准。

3、报建程序和所需报送材料。项目申报单位在向项目核准机关报送申请报告时，需根据国家法律法规的规定报送以下文件：

（1）水利行政主管部门出具的水资源论证报告、水土保持方案审查意见。

（2）环境保护行政管理部门出具的环境影响评价的审批意见。

（3）国土资源行政管理部门出具的项目用地的预审意见。

（4）林业行政管理部门出具的林地征占预审意见。

（5）电站设施的相关安全意见。

（6）电网部门有关上网的意见。

4.项目核准。项目核准机关根据《云南省企业投资项目核准实施办法》（试行）以及水利、环保、国土、林业、安监、电网等部门的意见，组织有关部门和专家对项目可行性研究报告进行审查，依据专家组审查意见，对电站建设项目给予核准。项目核准文件有效期二年，项目核准后建设业主发生变更，必须经当地政府同意并报项目核准机关备案；装机规模发生变更、梯级电站合并开发，建设单位必须报项目核准机关进行变更核准。

5.初步设计报告。由建设单位委托有相应设计资质的设计单位设计，经区水利局转报市水利局组织评审，根据专家组审查意见予以批准。初步设计发生变更建设单位必须报原批准机关审查批准。

6.工程招标。符合《工程建设项目招标范围规模标准规定》（国家计委令第3号）的规定项目，必须进行招标。招标由项目业主组织，招标前应将招标备案表、招标文件、招标公告、评标办法等报水利局备案，招标后将招标结果报水利局。

7.质量监督。水利水电工程质量实行强制性监督管理。由临沧市发展和改革委员会委托水利水电工程质量监督站对市级核准的水电工程进行监督管理，建设单位在开工前必须到市水利水电工程质量监督站办理监督手续，签订工程质量监督书，并缴纳质量监督费。不办理质量监督手续，按有关规定进行处罚。

8.开工许可。电站建设开工前，由建设单位提交：项目核准文件、初步设计批准文件、工程质量监督书、项目建设单位资质、工程监理资质、设计方法代表资质等相关手续。经市发展和改革委员会审查许可后方可开工建设。

9.工程验收。水电站工程验收实行分类验收制度。截流前验收、重要隐蔽工程及基础处理工程验收和单位工程验收由项目法人负责，市（区）发改、水行政主管部门参加；工程蓄水验收由水行政主管部门组织；机组启动验收由项目法人与接入电网的经营管理单位共同组织，市（区）发改、水利行政主管部门参加；环境保护设施竣工验收，由环境保护行政主管部门负责；安全设施验收由安监部门负责；电站主体工程完工，各单项验收完成，可投入试运行；竣工验收在试运行满一年后，由项目业主提出申请，项目核准单位组织验收。竣工验收合格，由水行政主管部门审批核发取水许可证，电站才能正式投入运营。

10.电网建设、电价

（1）电网建设根据负荷需求、电源点发展情况适时建设，35千伏及以下电压等级的电网工程由市发改部门核准，110千伏及以上电压等级的电网工程由国家或省发改部门核准。电网主干线由供电部门负责建设和维护管理，各电站上网的线路由电站开发单位与供电部门协商解决。

（2）电站的上网由电站业主与供电部门协商并签定上网协议，上网电价按省有关规定执行。

11.建后管理。区经济、水利、安监等部门按照各自的职责负责电力企业的生产经营、协调服务、安全监管工作。

四、当前存在的问题

**区水电产业建设虽然取得了一定成绩，但开发程度较低，在发展过程中面临着多种困难和条件制约，难于将资源优势转化为产业优势。

（一）市场格局单一。**区没有独立的地方小水电电网，国家电力部门垄断经营。垄断经营的市场缺乏有效的监督和约束，导致小水电和电网之间严重不平等，成为全区小水电发展的“瓶颈”。当前，小水电上网受到两个方面的制约：一是上网电价不统一，不同水电企业，上网电价不同，如玉带河公司的梅子箐三级电站，直接上网供电局，年平均上网价0.195元/度；官山电站原直接上网供电局，后因某些原因，上网给玉带河公司，玉带河公司再上网给润达公司，最后由润达公司上网给供电局，这其中就造成了官山电站上网电价被压低（年平均上网价0.15元/度）。二是电费不能按时结算，电站上网的转接，使企业重复纳税。如官山一级电站上网电费已两年没有回收，区内部分村寨电费也有两年没上交。

（二）手续多而繁杂。小水电开发项目需开发商到省、市、区多个相关职能部门办理开发手续，水电开发的相关职能部门对水电开发投资缺乏协调管理、跟踪服务，投资者办理手续较难，委托中介机构编制的报告较多，加大了开发项目投资成本。如土地、林地、环保等手续需到省级或市级部门办理。

（三）管理体制不健全。目前，水电开发既有盲目性，又有滞后性。盲目性主要表现在水电开发处于高潮时期，争先恐后的建设开发，其中亟待解决的问题较多，诸如各项手续、上网问题、现有网络的输送能力等。滞后性主要体现在管理体制滞后，没有形成统一的市场平台。

（四）产业自身的限制。小水电产业发展建设成本高，电站规模较小，多数是径流式电站，导致电量生产有限，生产成本偏高，如与大规模生产的常规能源竞价上网，将会受到很大的冲击。此外，小水电因季节因素导致水资源丰枯矛盾对电力输出影响大。

（五）补偿问题处理难度大。小水电站建设只有妥善处理好涉及到的土地、林地、移民安置等相关问题，才能保证小水电站建设工作的顺利开展。但在土地征用、经济林木占用补偿、移民安置处理难度较大。

（六）缺乏机制的管理权。**区水资源开发利用效率较低，水电开发投资渠道单一，国家先后虽出台了一系列鼓励建设开发的政策，但这些政策大部分是计划经济条件下制定的，在当时对发展小水电站起到了很好的推动作用。随着社会主义市场经济体制的建立和电力体制改革的深入，小水电站政策环境发生了很大变化。同时，区级政府对电站的生产、运行、上网、营销没有实质的控制权，对电力行业的运作管理机制作用不大。如供电部门实施的“无电工程”，在线路改造中，只改照明电，不改动力电，若要改动力电每户农户要交1000元的改造费，线路改造后，收费由电力部门负责，债务由乡、村负责。

（七）安全生产监管难度大。水电产业开发的相关手续由省、市、区的相关部门审批，开发地的党委、政府对开发商在开发水电过程中没有实质的管理权限，管理难度较大。尤其是安全生产管理工作，按照安全生产工作属地管理原则，当地党委、政府对开发商安全生产工作管理中矛盾多、意见大，难以管理。

五、下步工作建议

（一）加大水资源的开发利用，组织人力物力进行小水电站研究开发，做好项目规划工作，加大招商引资力度，优化水电产业发展环境，对可开发的水电资源走市场化运作方式，面向社会公开夺标。

（二）建立健全相应的联动机制，理顺小水电站管理体制，保障安全生产、地质灾害、生态环保等方面工作。结合实际情况，建立一整套可再生能源配额制，优惠上网电价，系统效益收费，对消费者进行补贴以及灵活的融资机制等激励政策。

（三）针对小水电站自身的弱点，加强小水电站新技术的研究和开发，改善技术装备，促进新技术商业化、市场化运作，提升市场竞争力。

水电站市场发展篇（10）

截止底全区已建成大小水利工程3546件，其中蓄水工程42件(中型水库1件、小一型水库6件、小二型水库21件、坝塘14件)，总蓄水量5013万立方米;引水工程3372件(流量0.3m3/s以上的42件，0.3m3/s以下的3330件);人畜饮水工程98件;闸坝及其它水利工程34件。

二、产业发展现状及规划历年来，××区高度重视水资源开发利用，在60-70年代就建成近40多座农村小型水电站(装机多为30-200千瓦)，对改善农村生产和生活条件，促进经济社会发展具有重要作用。随着社会的进步和经济的不断发展，对不适应改革和发展需求的电力设施进行了更新改造，对全区的水能资源开发利用进行了调整和规划。

(一)发展现状目前，全区已建成蓄水工程42件，总蓄水量5013万立方米;其中：中型水库1件(博尚水库);小一型水库6件(小道河水库、马鹿坑水库、柳树河水库、锅底塘水库、中山水库、铁厂河水库、);小二型水库21件(茨通林水库、团山水库、大坡头水库、大子良水库、丫口田水库、跃进水库、界牌水库、横山水库、道河水库、豹子洞水库、滑石板水库、石板桥水库、大沙地水库、新蓄水库、大浪坝水库、小板桥水库、小龙塘水库、幕布水库、蛤蟆塘水库、羊厩房水库、白花箐水库);坝塘14件(松树林坝塘、阮家田坝塘、前哨坝塘、大村坝塘、吃水箐坝塘、小水槽坝塘、户远坝塘、小水塘坝塘、小塘房坝塘、田心坝塘、三叉箐坝塘、干龙塘坝塘、山头坝塘、幕布小中山坝塘)。

全区已开发利用的水能为29550千瓦，建成电站10座，其中：怒江水系建博尚坝后电站，装机为2×250千瓦;细嘎电站，装机为1×500千瓦;南汀河三级电站，装机为3×1000千瓦;南汀河四级电站，装机为1×10001×千瓦;大柏树电站，装机为2×3200千瓦。澜沧江水系建有梅子箐一级电站，装机为1×500千瓦;梅子箐二级电站，装机为1×1250千瓦;梅子箐三级电站，装机为2×6500千瓦;官山一级站：装机为2×500千瓦，官山二级站，装机为1×400千瓦(糖厂内部使用)。建成漫临线110千伏、220千伏输电线路及变电站1座，变电容量为6万千伏安、9万千伏安，建成35千伏变电站8座;正在博尚镇曼来山建设500千伏变电站，建成后将大幅度提高××电网的输送能力，为吸纳日益发展的地方小水电打下坚实的基础。

在建水电站3个，总装机2260千瓦。其中：遮奈电站，装机9600千瓦;临江一级电站，装机5000千瓦;临江二级电站，装机8000千瓦。

(二)发展规划布局：××区的水能资源开发重点区域为怒江流域的博尚、忙畔、凤翔、蚂蚁堆水力资源聚集区，辖区内横穿国道214线，交通便利，与城市中心相距较近，具有较好的区位优势。结合当前的发展状况和电源结构，集中资金开发城市周边及公路沿线具有区位优势的水能资源，实行有计划、有步骤、规范化的开发利用。

目标：××区水资源丰富，根据水能资源优势及径流的分布情况，规划建设(改扩建)蓄水工程6件，增加1352.1万立方米。其 中：马台大沙坝水库，蓄水60.4万立方米;平村白沙田水库，蓄水100.7万立方米;忙畔鸭子塘水库，蓄水1070万立方米;马台乔地坡水库，蓄水8万立方米;风翔兰花箐水库，蓄水7万立方米;改扩小龙潭水库，蓄水达__万立方米，目前蓄水8万立方米。规划开发建水电站10个，装机总量45200千瓦。其中：怒江水系可建小高桥电站，装机2500千瓦;昔铺河电站，装机千瓦;铁索桥电站(西河电站)，装机4000千瓦。澜沧江水系可建官山三级电站，装机1×1000千瓦;大付寨电站，装机3200千瓦;马台一级电站，装机3200千瓦;马台二级电站，装机7500千瓦;马台三级电站，装机12800千瓦;马台琅琊电站，装机5000千瓦;那招帮公电站，装机4000千瓦。

(三)水电产业运作机制根据××区水能资源优势及径流的分布，针对当前小水电开发缓慢和利用率偏低问题，在充分考虑用电单位和群众生产、生活用电需求的前提下，尽可能做到合理有效利用水资源，按照“谁建、谁有、谁管、谁受益”的原则，结合统筹规划小水电开发速度，提高利用效率，创造并发挥经济效益，切实做到建好一处、管好一处、用好一处。水电产业开发主要有以下程序：

1.项目建设单位依据《××市各流域水能规划》与区政府签订开发协议，正式协议签订前要征求水利部门的意见，正式协议签订后将原件报发改、水利等部门备案。

(1)2.5万千瓦以下的水电站可依据《××市各流域水能规划》开展项目前期工作，不再另行编制规划。不在《规划》范围内的应另行编制规划。

(2)2.5万千瓦及以上水电站依据《××市各流域水能规划》进行修订编制报市水利部门提出意(来源：文秘站 ）见后，再报市政府批准。

(3)国际界河、市、区(县)界河的开发协议不论装机大小，由市水利局提出审查意见报市政府审批，核准实施的流域水能规划报省发改委、水利厅备案。

2.核准权限装机规模在2.5万千瓦及以上电站由市发改委转报省发改委核准。装机规模在2.5万千瓦以下的电站建设由市发改委核准。

3、报建程序和所需报送材料。项目申报单位在向项目核准机关报送申请报告时，需根据国家法律法规的规定报送以下文件：

(1)水利行政主管部门出具的水资源论证报告、水土保持方案审查意见。

(2)环境保护行政管理部门出具的环境影响评价的审批意见。

(3)国土资源行政管理部门出具的项目用地的预审意见。

(4)林业行政管理部门出具的林地征占预审意见。

(5)电站设施的相关安全意见。

(6)电网部门有关上网的意见。

4.项目核准。项目核准机关根据《云南省企业投资项目核准实施办法》(试行)以及水利、环保、国土、林业、安监、电网等部门的意见，组织有关部门和专家对项目可行性研究报告进行审查，依据专家组审查意见，对电站建设项目给予核准。项目核准文件有效期二年，项目核准后建设业主发生变更，必须经当地政府同意并报项目核准机关备案;装机规模发生变更、梯级电站合并开发，建设单位必须报项目核准机关进行变更核准。

5.初步设计报告。由建设单位委托有相应设计资质的设计单位设计，经区水利局转报市水利局组织评审，根据专家组审查意见予以批准。初步设计发生变更建设单位必须报原批准机关审查批准。

6.工程招标。符合《工程建设项目招标范围规模标准规定》(国家计委令第3号)的规定项目，必须进行招标。招标由项目业主组织，招标前应将招标备案表、招标文件、招标公告、评标办法等报水利局备案，招标后将招标结果报水利局。

7.质量监督。水利水电工程质量实行强制性监督管理。由××市发展和改革委员会委托水利水电工程质量监督站对市级核准的水电工程进行监督管理，建设单位在开工前必须到市水利水电工程质量监督站办理监督手续，签订工程质量监督书，并缴纳质量监督费。不办理质量监督手续，按有关规定进行处罚。

8.开工许可。电站建设开工前，由建设单位提交：项目核准文件、初步设计批准文件、工程质量监督书、项目建设单位资质、工程监理资质、设计方法代表资质等相关手续。经市发展和改革委员会审查许可后方可开工建设。

9.工程验收。水电站工程验收实行分类验收制度。截流前验收、重要隐蔽工程及基础处理工程验收和单位工程验收由项目法人负责，市(区)发改、水行政主管部门参加;工程蓄水验收由水行政主管部门组织;机组启动验收由项目法人与接入电网的经营管理单位共同组织，市(区)发改、水利行政主管部门参加;环境保护设施竣工验收，由环境保护行政主管部门负责;安全设施验收由安监部门负责;电站主体工程完工，各单项验收完成，可投入试运行;竣工验收在试运行满一年后，由项目业主提出申请，项目核准单位组织验收。竣工验收合格，由水行政主管部门审批核发取水许可证，电站才能正式投入运营。

10.电网建设、电价(1)电网建设根据负荷需求、电源点发展情况适时建设，35千伏及以下电压等级的电网工程由市发改部门核准，110千伏及以上电压等级的电网工程由国家或省发改部门核准。电网主干线由供电部门负责建设和维护管理，各电站上网的 线路由电站开发单位与供电部门协商解决。

(2)电站的上网由电站业主与供电部门协商并签定上网协议，上网电价按省有关规定执行。

11.建后管理。区经济、水利、安监等部门按照各自的职责负责电力企业的生产经营、协调服务、安全监管工作。

四、当前存在的问题××区水电产业建设虽然取得了一定成绩，但开发程度较低，在发展过程中面临着多种困难和条件制约，难于将资源优势转化为产业优势。

(一)市场格局单一。××区没有独立的地方小水电电网，国家电力部门垄断经营。垄断经营的市场缺乏有效的监督和约束，导致小水电和电网之间严重不平等，成为全区小水电发展的“瓶颈”。当前，小水电上网受到两个方面的制约：一是上网电价不统一，不同水电企业，上网电价不同，如玉带河公司的梅子箐三级电站，直接上网供电局，年平均上网价0.195元/度;官山电站原直接上网供电局，后因某些原因，上网给玉带河公司，玉带河公司再上网给润达公司，最后由润达公司上网给供电局，这其中就造成了官山电站上网电价被压低(年平均上网价0.15元/度)。二是电费不能按时结算，电站上网的转接，使企业重复纳税。如官山一级电站上网电费已两年没有回收，区内部分村寨电费也有两年没上交。

(二)手续多而繁杂。小水电开发项目需开发商到省、市、区多个相关职能部门办理开发手续，水电开发的相关职能部门对水电开发投资缺乏协调管理、跟踪服务，投资者办理手续较难，委托中介机构编制的报告较多，加大了开发项目投资成本。如土地、林地、环保等手续需到省级或市级部门办理。

(三)管理体制不健全。目前，水电开发既有盲目性，又有滞后性。盲目性主要表现在水电开发处于高潮时期，争先恐后的建设开发，其中亟待解决的问题较多，诸如各项手续、上网问题、现有网络的输送能力等。滞后性主要体现在管理体制滞后，没有形成统一的市场平台。

(四)产业自身的限制。小水电产业发展建设成本高，电站规模较小，多数是径流式电站，导致电量生产有限，生产成本偏高，如与大规模生产的常规能源竞价上网，将会受到很大的冲击。此外，小水电因季节因素导致水资源丰枯矛盾对电力输出影响大。

(五)补偿问题处理难度大。小水电站建设只有妥善处理好涉及到的土地、林地、移民安置等相关问题，才能保证小水电站建设工作的顺利开展。但在土地征用、经济林木占用补偿、移民安置处理难度较大。

(六)缺乏机制的管理权。××区水资源开发利用效率较低，水电开发投资渠道单一，国家先后虽出台了一系列鼓励建设开发的政策，但这些政策大部分是计划经济条件下制定的，在当时对发展小水电站起到了很好的推动作用。随着社会主义市场经济体制的建立和电力体制改革的深入，小水电站政策环境发生了很大变化。同时，区级政府对电站的生产、运行、上网、营销没有实质的控制权，对电力行业的运作管理机制作用不大。如供电部门实施的“无电工程”，在线路改造中，只改照明电，不改动力电，若要改动力电每户农户要交1000元的改造费，线路改造后，收费由电力部门负责，债务由乡、村负责。

(七)安全生产监管难度大。水电产业开发的相关手续由省、市、区的相关部门审批，开发地的党委、政府对开发商在开发水电过程中没有实质的管理权限，管理难度较大。尤其是安全生产管理工作，按照安全生产工作属地管理原则，当地党委、政府对开发商安全生产工作管理中矛盾多、意见大，难以管理。

五、下步工作建议

(一)加大水资源的开发利用，组织人力物力进行小水电站研究开发，做好项目规划工作，加大招商引资力度，优化水电产业发展环境，对可开发的水电资源走市场化运作方式，面向社会公开夺标。

(二)建立健全相应的联动机制，理顺小水电站管理体制，保障安全生产、地质灾害、生态环保等方面工作。结合实际情况，建立一整套可再生能源配额制，优惠上网电价，系统效益收费，对消费者进行补贴以及灵活的融资机制等激励政策。

(三)针对小水电站自身的弱点，加强小水电站新技术的研究和开发，改善技术装备，促进新技术商业化、市场化运作，提升市场竞争力。

水电站市场发展篇（11）

在当前经济社会快速发展和安全事故频发的情势下，以新安全观为指导，紧密联系农村水电实际，认真做好农村水电工作，确保农村水电安全生产，有着十分重要的现实意义和长远的历史意义。多年来，张家口市农村水电主管部门，按照《安全生产法》《水法》《电力法》和上级水电部门的要求，注重从现有水电实际出发，坚持以人为本改革创新，坚持综合治理与时俱进，坚持建立高效保障体制和科学运行机制，实现了水电站连续安全生产无事故，促进了规模水电站经济效益逐年提升，加快了农村水电事业持续发展。同时，为市域经济社会实现跨越发展提供强有力的电能支持，在河北省农村水电行业处于领先水平。市级水电主管部门对农村水电安全生产工作如何加强监管，张家口水务局在实际运作中主要采取以下做法。

一、注重情势加强安全组织建设

现实安全情势和安全动态发展决定水电安全组织建设。在对农村水电安全生产监管过程中，水电主管部门一定要把安全组织建设摆在水电工作的首要位置一抓到底，决不能放松。张家口市水务局在实际操作中着重抓了“三到位、二调整、一确保”；市、县、站三级农村水电安全组织建设到位、人员分工职责明确到位、多项安全制度建设到位；紧随经济社会快速发展和工作重点不断转移，对三级安全组织进行及时调整，以达到优化结构、突出重点、提高效率、保障安全之目的，对外调离岗人员进行及时充实调整，做到人员结构总体平衡，确保各级水电安全组织有序高效运行，有利推进农村水电安全生产工作。市、县、站三级安委会的法人在水电安全组织建设运行中处于核心位置，严明职责，做到行使职能和应尽义务有机结合。第一，从实际出发快速建立和健全本级农村水电安全生产工作责任制，运作到位确保安全。第二，真正成为《安全生产法》《电力法》《水法》的忠实执行者，坚决做到依法确保安全。第三，因地制宜制定出本部门的农村水电安全生产规章制度、操作规程、运行规程、行动指南，自觉执行。第四，切实加大围绕安全生产的常态化有形投入。第五，严格程序，开展定期和不定期的水电安全生产检查，做到警钟长鸣。第六，提前制定本级水电安全生产的防洪度汛应急救援预案。第七，紧密围绕“安全生产落实年、安全生产月、安全生产周”等中心安全活动，着力安排好本单位的安全措施。第八、发生人力不可预测和无法抗拒的不安全事故时，在第一时间赶赴现场开展紧急抢救，确保后续安全早发电。

二、依法行政着力监管

笔者在多年水电安全生产工作实践中深切感受到，无论在什么情况下，只有坚持依法行政，才能有效加强监管，切实确保水电生产安全。为保障农村水电事业持续科学发展，市水电主管部门加大依法行政力度，着力加强监管，切实保障到位，取得了可喜成绩。一是全力管理好有限的水能资源，为建设新农村保驾护航。近年来，紧随着市场经济快速发展和投资主体多元化的逐步深化，民营资本进入农村水电开发的步伐日渐加快，出现了跑马圈河、无序乱开发的不正常、不和谐现象。对此，张家口市水电职能部门，根据有关法律和法规，着力加强监管，对主要河流水能开发和水资源利用按照国家批准开发规划严格运作，对规模水电站开发按照省水利行业建设规定严格执行。二是全力抓好现有投入运行的规模水电站的安全生产。对拦河大坝、引水渠洞、发电厂房、升压站等水利硬件工程，进行全天候监管。对全年发电任务和生产计划提出指导意见和保障措施，对规模以上水电站主要负责人进行调整时加强监管，确保领导班子有序运行；对新进水电行业青年职工开展岗前技能培训，对非常时期和突况下的跨流域水能资源调度实施科学监管，以保证水能利用率最大化；对老电站更新改造和超过经济使用期的报废电站实施重点监管，以防止水电国有资产流失；对多元经济投入开发的规模水电站按《安全生产法》实施全程监管，做到整体推进不留尾巴。

三、紧扣中心开展宣传

在现实工作中要真正确保农村水电安全生产，促进规模水电站持续科学发展，其中很重要的一项内容就是紧扣中心，开展水电宣传，营造有利氛围。在实施运作中，一是从长远和大局出发，把水电安全宣传摆在突出位置；二是领导带头亲自抓水电安全工作，宣传可重视程度高；三是市、县、站三级水电行业整体联动开展水电宣传，针对性强、提高快；四是充分利用电视、报纸、广播、网络等四大新闻传媒，多批次、多内涵的水电安全宣传活动，可使公众认识升华、推进社会联动、实际收效明显；五是紧紧围绕国家安监部门安排和部署的“安全活动周、安全活动月、百日安全整治”的要求，紧扣市域水电实情，迅速开展水电安全宣传，力求做到目标明确、时效性强；六是紧紧盯住市、县两级安委会“文化广场安全生产宣传活动日”的有利时机，对农村水电积极推介，发放安全材料；七是以规模水电站为载体开展形式多样、内容充实，特点鲜活的水电宣传活动，主要有安全生产宣贯会、演讲会、知识竞赛、反事故演练，开辟“我是农村水电人、安全永远驻心中”安全专栏，设立“水电安全天地”，制作宣传图板陈列在安全活动室，从网络下载相关安全资料装订成册，职工人手一册。

四、开拓思维创新理念

农村水电行业同其他部门一样，在过去很长时间里，各级主管安全生产的主要负责人思维陈旧、理念滞后，开展安全生产的措施有很大局限性和不可操作性。对此，自2002年11月1日《安全生产法》施行来，张家口市水电主管部门紧紧围绕市场经济，不断深化轴心，着力开拓思维，主动创新理念，采取多项措施促进农村水电安全。一是水电安全必须无条件服从和服务于经济社会大安全。事实上只有社会不断进步、经济快速发展、用电全面快速增长，才会给农村水电发展创造良好机遇，实现规模和效益双增长。二是水电安全必须有效置于社会安保联动体制和运行机制之下，保障安全增加效益。在此情势下，水电行业的各级部门一定要服从各级政府统筹安排，进而实现整体推进和协调联动。三是水电安全必须同国土、交通等部门协调一致，全力营造安全环境。张家口市同全国农村水电一样，水电站大多数建在山势险要紧靠公路边的主河道旁，其特殊地形决定了安全运行的特殊性和不可预见性。为确保水电站安全发电，张家口市大胆创新，与当地国土和交通部门积极沟通，形成了有效的联动处置保障机制。国土部门将水电站发电厂房周边山坡危石列入重点监控范围，制定应急处理方案，一旦发生可能险情快速启动预案加以处理。交通部门在水电站上下侧1km处分别设立了慢行警示标牌，过往车辆放慢行车速度，有效避免了大货车失控撞向发电厂房，以确保安全生产。

五、提前谋划统一部署

张家口市在对各县区规模水电站安全生产监管工作中，始终注意提前谋划早作安排，从而有力地保障和推进了三级水电站安全。首先，在每年的1月份根据部、省农村水电安全生产工作中心和重点并结合市域水电实际情况，编制全年水电安全计划，以正文形式及时下达，成为全年全行业行动指南。其次，对维系全局和关键性的安全举措加强统一部署。基于每年一次的水电站防洪度汛的特别要求，每年针对性地开展大量前期调研，主动到上级气象部门了解信息，对县区和规模水电站的防洪预案进行统一部署。第三，充分利用给北京调水的有利机遇，保障重点，增加发电，提高效益。近年来受公害影响，华北地区持续干旱，首都北京生活和生产用水受到极大影响。对此，市水电主管部门充分利用调水时机，抓奸设备检修保运行、做好人员培训保发电、抓好水量调度保到位、抓好水电上网保效益。每年增加发电量在20％以上，收到了很好的经济效益。第四，抓住汛期降水集中基流大的特点，开足设备多发电。张家口市同华北其它地域一样，每年6～9月的汛期来水量占全年降水量的75％。由此，我们采取一切可行措施，全力保证汛期发电。多年来，张家口市由于组织工作有力，多项措施到位，实现了每年汛期多发电、雨季增效益的目标。

六、有效举措常抓不懈

在推进农村水电持续和谐发展的工作中，最关键的是及时出台和认真实施一系列科学举措。一是紧紧抓住以人为本的三级水电安全组织结构的优化调整，以适应新形势、新产业政策、新行业安全的要求。二是全力抓住以《安全生产法》《电力法》《水法》《可再生能源法》为重点的三级普法，使市、县、站三级广大干部职工的法律意识和自我保护能力不断提高。三是根据上级有关农村水电的规定，制定和出台本市农村水电安全管理的相关规定和办法。四是认真抓实以“二票、三规、四制”为主体的安全生产程序运作。五是从张家口市径流式水电站冬天不完全发电时间间隔较长的实际出发，认真组织好发电前的岗位技能培训。六是对规模水电站机电设备大、中修计划给予预前指导，既要按期完成检修又可少花钱保证设备质量。七是认真组织实施好“三查”。三查的中心内容是，第一季度末防凌汛是否到位；六月前防洪度汛是否到位；立冬前防冰冻是否到位。八是全力组织好在岗人员专业技能培训，全员集中培训两年1次，每批次培训时间1周左右，通过考试签发上岗证，并将其列入人力资源管理的重要考核内容。九是及时开展以防洪水、防跳闸为中心的反事故保安全演练。十是组织水电安全非定期大联查活动，检查前精心准备，检查中严肃认真，检查后适时总结。最后是搞好设备测试和设备定级。

七、关口前移制定预案

实施关口前移就是在农村水电安全生产中，对特别安全举措的制定出台，进行预先谋划、预先设想、预先研究、预先决断。近年来，我们在对国内外水电站正反两方面安全监管经验教训研究的基础上，就保障水电站实现安全生产的关口前移进行了大胆实践和不懈努力，有了一定突破，在实际运用中取得了可喜成绩，极大地保障了水电站安全生产。第一，在水电站建设工程的前期技术阶级，确保安全设施配置的“四同时一不变”：同时规划、同时设计、同时建设、同时投产，保障安全设施主性能不变。项目建议书、可行性研究报告、初步设计，是水电前期技术阶段的“三步曲”，务必抓住每一个环节，保证不遗漏。山区防雷电场保安系统，紧急甩负荷调压井和压力前池泻水通道保安系统，消防灭火引水保安系统为“四同时”主题设施，一定要高度重视。第二，在水电站建成投产发电转入正常经济使用期，更要抓好安全关口前移以确保安全生产工作。多年来，我们始终坚持“预先安排，一抓到底”原则井运用到具体工作中。列入水电关口前移、制定预案的主体有：水电人力资源有效开发利用、水电中长期安全规划及年度安全计划、水电三级安全组织建设及有效运行、水电多项安全举措有力实施、水电安全机制不断创新等。

八、重心下沉服务一线

只有找准定位，才能明确方向，全面推进农村水电科学发展。市级水电主管部门作为行政区内政府职能部门，其工作重点一定要放在水电站，服务方向定位在水电站。基于这一理念和牢固树立以人为本新安全观的要求，张家口市水务局在多年水电安全生产进程中，始终坚持工作重心下沉，坚持服务水电一线，坚持全力打造基础。一是改变电费结算运作形式为水电站真情服务。前些年，各规模水电站电费结算在县供电部门，由于电网结构、重点负荷、县域经济水平和实际承担水平不同，有的县不能按期结清电费，影响到水电站安全生产优化运行。对此，市水电主管部门经与张家口供电部门联系，改由市水电主管部门统一结算电费返还电站，逐月上报，按期结算，如数下拨，实际效果不错。有力地支持了各县区规模水电站安全生产工作。二是优化电网调度，确保水电多发电提升效益。基于个别县区一批规模水电站发电量较多而当地电网负荷区难以消耗的实际，为确保水电站有水可发电、发电可上网、上网可销售，市水电主管部门加强同张家口供电公司的有效沟通，市供电部门给规模水电站最优调度，使其发挥出可再生能源的最佳经济效益。三是组织有资质的检测机构对水电站开展一年一度的机电设备安全检测，发现设备问题，现场修复更新。在完成检测的基础上，适时开展设备定级，一类设备为主投，保障其安全高效化，二类设备需监管，投入运行多发电，三类设备速淘汰，尽快更新。

九、抓住难点实事求是