水电站市场发展
水电站市场发展范文第1篇
开发公司是随着国民经济的迅速发展对电力工业提出迫切需要而产生的，也是电力建设适应市场经济需要，进行体制改革的产物，是电力建设投资主体多元化、集资方式多样化、产权结构复合化的结果。譬如，以五强溪为基础，组建了五凌公司，建设凌津滩，开发沉水；以隔河岩为基础，组建了清江公司，建设高坝洲，开发清江；以大化为基础，组建了桂冠公司，建设百龙滩，开发红水河下游段；以乌江渡、东风为基础，组建了乌江公司，建设洪家渡，开发乌江；以大峡为基础，组建小三峡公司，开发小三峡(大峡、小峡、乌金峡)；以二滩为基础，组建了二滩公司，建设官地，开发雅碧江；以葛洲坝、三峡为基础，组建了三峡公司，建设向家坝、溪洛渡，开发长江、金沙江，等等。
正当各流域性水电开发公司全力以赴、如火如菜地对整个梯级电站进行规划、筹资、建设、经营、还贷和资产保值增值的时候，开发公司在改革和发展方面遇到了前所未有的挑战。
1挑战：兵临城下
1.1电力市场已经成为制约开发公司发展的关键性因素
经过几十年的艰苦努力，电力工业持续快速发展，已经开始适应我国国民经济发展的需要；再加上国民经济由高速趋于适度增长，实现了软着陆，增长速度回落到10%以内，社会用电总需求增长势头减弱等原因造成目前电力市场新情况，发用电量增幅明显减缓，电力企业经营的外部环境严峻。使开发公司在埋头搞工程建设，构想梯级开发的时候，面临着已建成的电站能否有用武之地的问题。清江公司所属的隔河岩水电站1998年开春以来，持续高水位运行，在汛期来临之前，被迫大量弃水，作为一个年设计发电量仅30.4亿kWh的调峰电站出现这样的局面，不能不引起各水电开发公司的深思。市场这只“无形的手”已开始伸向电力企业。
1.2“竞价上网”将使开发公司所属电厂在竞争中处于不利地位
“厂网分开，竞价上网”是深化电力工业改革的必由之路。电力市场的竞争，在真正意义上是发电环节的竞争，而电力竞价上网机制必然导致电价的下降。问题是，在计划经济时，电厂建设投资靠国家拨款，没有归还贷款的要求，电价较低；投资体制改革以后，拨款改为贷款，电厂为偿还银行本息，上网电价较高，若实行“竞价上网”，所建电厂在竞争中处于不利地位。某些国家的发电公司一小时一报价，有的半小时一报价，电网从低电价开始吸纳收购电力，自然形成了低电价电力担负基荷，高电价电力担负峰荷，达到最高负荷后不再收购。这种情况在1997年的乌江公司已经出现，由于乌江渡电厂是国家全额拨款建设的，电价较低，而上游的东风电厂是贷款建设的，电价较高，造成乌江公司的两个电站在上网竞争中处于不公平境遇。
1.3脆弱的电价承受能力将进一步增大开发公司的负债比重
在倡导发展独立电厂、多家办电的过程中，为了保障投资者的利益，就必须使电厂的上网电价具有偿还贷款的能力，并使投资者获得必要的投资回报。在缺电的情况下，虽然电价上涨，但充足的电力促进了企业生产的发展，给人民的生活带来了方便，群众对电价尚不敏感。但是，当电力生产能够满足社会需要，电力工业从“卖方市场”转向“买方市场”之后，如果电价仍然长期上涨，就会引起社会的不满，因为社会承受电价的能力是有限的。象二滩电站的上网电价达0.5元/kWh，年发电量为170亿kWh，也就是每年有85亿元的发电收入，将对四川省的用电承受能力是一个严峻的考验。电站建设中的市场经济及电站建成后上网电价的计划经济将使各流域开发公司债台高筑，负债比重越来越大。
1.4片面夸大开发公司的滚动能力会影响后续项目的建设
流域梯级滚动开发是水电发展的重要途径，但是在一条河上，第一个电站投产后，对流域进行梯级滚动开发的能力究竟有多大，这是值得研究的一个重要问题。现在，水电开发公司在进行流域发展规划或进行后续水电站可行性研究中，涉及后续项目资金筹措时，为说明资金来源，在测算已建电站上网电价时，对企业年度资金总需求，不仅包含了已建电站生产成本、偿还贷款利息、税费及投资方要求的回报，而且往往将后续项目年度投资也作为年度资金总需求的一部分以此作为确定电价的计算依据，但是这样做，只是一厢情愿地考虑了开发公司自己还贷和发展的要求，而没有从全局考虑电价的可行性。在国家批准一个允许加价的幅度以后，经过电网内各电厂综合平衡，开发公司所属电厂的实际上网电价往往比要求的要下降一大截。这时流域性开发公司实际的年收入，减去税金、成本，连还本付息都难于保证，更谈不上为后续项目提供资金了。以清江公司为例，其隔河岩电站的上网电价是0.399元/kWh，在各流域性开发公司中是较高的，以其投产以来首次达到年设计发电能力30.4亿kWh的1996年为例，发电收入12亿元，减去当年增值税、所得税等各项税金1.9亿元，生产成本3.36亿元，贷款利息净支出3.6亿和营业外支出434.3万元，其他开支0.30亿元，还本1.23亿元，实际利润仅有1.05亿元，这还是还贷利润。事实上自隔河岩1994年4台机组全部投产以来，1995年、1997年都仅发了23亿kWh左右，滚动能力不言自明。一个独立水电厂建成以后往往有10～15年的还贷期，在此期间，把滚动开发的希望寄托在新建水电厂身上不仅是不现实的，而且还会造成一个错觉，以为建成一个水电厂就能自己滚动，而减少国家对水电的投入，反而会影响水电建设的发展。新建的独立水电厂好象一个新生儿，要经过一段“哺乳期”，才能独立走路，这段时期最好“母乳喂养”，也就是国家继续扶持。
2对策：走可持续发展之路
现在所有水电开发公司面临的挑战，是国民经济进一步深化改革，大力推行“两个根本性转变”带来的，直接关系着水电开发公司的存在和发展。水电开发公司如何适应全国经济形势的变化，加快自己的调整步伐，已是一个亟待解决的问题。
2.1开发有调节能力的大型水电站
应该看到，我国的用电水平还很低，目前出现的电力供求缓和，是一种低用电水平下的缓和。到1996年底，我国人均发电装机容量只有0.19kW，在世界主要国家中排名第85位；人均年用电量只有863kWh，不仅远远低于发达国家，而且仅相当于世界平均水平的1.3；居民生活用电占全社会用电的比重只有11%，人均年生活用电只有93kWh。同时，我国还有7200万农村人口没用上电，农村广阔的电力市场还没有真正启动，电力发展的任务仍然十分繁重，电力发展的前景十分广阔。
应该认识到，电力紧张是一种机遇，电力缓和也是一种机遇。抓住这种机遇，就可以解决许多在严重缺电情况下无法解决的问题，促进电力工业的健康发展。许多地方在电力供应缓和的同时，峰谷差在加大，一些电网调峰调频困难，说明电网缺少调峰调频容量。对于一些水电比重比较高的省区，实际情况是径流式水电站比例过大，而缺少调节性能好的大型水电站，导致丰水季节弃水，枯水季节电力不足。总之，电力生产“多中有少”。其“少”，即是市场需求，是电力开发的重点。
通过以上对电力市场供需形势和特点的分析可以看出，当前开发公司水电建设的重点应该是：开发调节性能好的大型水电站。清江公司在隔河岩工程竣工验收，高坝洲水电站1999年10月第1台机组即将发电的情况下，毅然将公司的工作重点转向开发清江流域的龙头工程——水布垭水电站。从资金筹措、人员配置、工作安排上重点保证。因为水布垭水电站位于华中电网腹地，距负荷中心三峡电站和葛洲坝电站较近，而且是华中地区不可多得的一座多年调节水库，电站装机160万kW，保证出力31万kW，多年平均发电量39.2亿kWh，电站总库容46.13亿m3。增加下游隔河岩、高坝洲两个电站保证出力7万kW，年发电2.37亿kWh，水布垭电站还可与葛洲坝电站和三峡电站实行联合调度，使其年增发电量达22亿kWh。现在清江公司正全力以赴地抓好其项目建议书的报批工作和前期施工准备。这是清江公司适应电力市场现状的一大战略举措。
2.2实行梯级水电站统一电价
电站的上网电价，是水电建设与经营者所关心的最终效益。电价的高低，直接关系到企业的发展和生存，也直接关系到其他行业利润的高低和社会的稳定。对流域性公司来说，研究一个既利于社会繁荣稳定，又利于企业发展的电价制订方式是迫在眉睫的大问题。
作为拥有已建成母体电站的流域性公司来说，流域梯级水电站实行统一电价不仅必要而且可行，也是企业取得最大经济效益的前提。流域性公司要想在电力生产上取得最大效益，就必须实行梯级联调,统一调度。而梯级电站实行统一电价，就为梯级联调创造了条件。梯级电站统一调度，可以根据机组效益、机组工况、库水位、来水情况、机组容量、坝工等综合因素，决定梯级电站中各机组的开停。否则，将会出现上网电价低的电站各机组经常开，因而会使水库经常处于无水及低水头状态，上网电价高的电站，其机组经常处于停开状态，夏天会造成大量弃水，冬天则使下游水库无水。像清江公司，由于水布哑是多年调节水库，隔河岩为年调节水库，高坝洲是日调节水库，水布垭建成后，将提高隔河岩的调节性能，但如果后建的水布哑电站电价较高，隔河岩和高坝洲的电价较低，则电网会“顾低避高”，因为电网也是企业，也要讲求经济效益。在枯水期，苦水布垭不发或少发，将会使隔河岩长期处于低水位状况，而隔河岩无水可发时，不出2日，高坝洲也会被迫关机。同时，在目前还贷期相对较短的情况下，将3个电站的电价捆在一起统一测算，无形之中将隔河岩和高坝洲的还贷期拉长了，这对缓解目前各流域性公司资金紧张的压力大有益处。
2.3研究市场，分析当地用电需求和电价状况
在市场经济情况下，市场风险是由业主(投资者)来承担的，有市场、有经济效益的项目才会有人来投资，银行才会给贷款。市场状况如何是投资者首先要考虑的问题，是水电发展的关键性因素。
开发公司当前的一个“通病”就是乐于上项目，对项目建成后的市场情况研究不够。从目前的情况看，流域内尚未开工的其它梯级电站的可行性工作要重新审视。一是重新研究用电负荷情况。如广西红水河流域的龙滩电站，是装机420万kW的特大型电站，在过去的规划里，有相当的电力要送往广东省。现在情况发生了变化，广东的电力相对富余，因此如果不能妥善解决龙滩的供电去向问题，建设龙滩电站意义到底有多大，要慎重研究。二是要重新论证销售电价状况。以前，我们在分析市场时，提出地方电价承受能力的概念。如果当地承受不了电站偿还贷款所需要的电价，电站建成后的经济效益不好，没有一定的投资回报及还贷能力，这样的电站就难于开工。从市场经济的角度看，仅提出电价承受能力是不够的，还要提出电价在当地的竞争力。特别是在现在电力市场相对疲软的情况下，各流域开发公司如不换个思路，盲目铺摊子，争项目，或许会造成“电站投产之时，就是电站破产之日”。清江公司在水布哑电站可行性研究阶段，千方百计降低工程造价，缩短工期，争取提前发电。对那些可建可不建的项目一律不建，能后建的项目绝不先建，在设计阶段就开始节省投资，其电价也由预可行性研究阶段的1.17元/kWh降为目前的0.49元/kWh，以从根本上提高其竞争力。
2.4“竞价上网”应当实行“区别对待，统露兼顾，有利稳定，促进发展”的原则
实行“厂网分开，竞价上网”政策，最重要的是正确规范各流域开发公司和电网的关系，这不仅关系到各流域开发公司的生存和发展，也将直接影响整个电力工业的发展。电站建设“拨改贷”后，新电厂的建设成本远远高于老电厂。如果新老电厂“同网、同质、同价”，新建电厂就根本没有还贷能力，也就失去了建设的可行性。“发展是硬道理”，再好的政策如果不利于发展，就必须根据实际情况加以执行。如果简单地采取按电价自低到高的顺序上网，就会保护落后，阻碍电力工业现代化进程，显然不合理。怎么办呢?“竞价上网”是大势所趋，改革是循序渐进的，各流域性开发公司所属电厂可按设让年均发电量的80%与电网直接签订上网协议，电网只收过网费，其20%的电量进入电力市场，进行市场竞争，这种办法比较稳妥，不要一刀切。而应当以区别对待、统筹兼顾、有利稳定、促进发展为原则，根据不同电厂的实际情况确定上网电价。关于电网调度，主要是处理不同电力企业之间的经济利益协调问题，尽可能做到“公开、公平、公正”，以实现电网综合效益、社会整体效益和环境效益的最佳目标，为进一步发展电力工业，逐步建立更加完善的电力市场创造条件。
2.5实现产业资本与金融资本强强联合，加快企业的段份制改造步伐
国有专业银行向商业银行的转变，为那些资信较高、回报可靠、有偿还能力的大型企业贷款带来了契机。各开发公司目前基本上都有1～2座己建成投产的电站，具有较好的企业形象，在国家存贷款利率反复下调的情况下，要进一步加大银企合作的力度。特别是各开发公司已有一定的电费收入，资金的需求具有间歇性，应充分解决资金融通和资金沉淀的矛盾。因为水电工程是资金密集型工程，所需投资是巨大的，但同时资金的沉淀也是巨大的。例如，从开发银行获得一笔贷款，或收回一月电费，少则数百万元，多则数亿元。筹集的这笔资金，短期内不一定能够全部使用，必然要存入银行。由于金额巨大，存贷利率差别悬殊，其利息损失也是巨大的。货币的时间价值无法体现，那么就应该要求该银行为开发公司提供一定数额、保证一定规模的长期资金和短期资金，以长期资金为主。这同时也是用梯级电站良好的投资效益和开发公司良好的还贷信誉吸引国有商业银行的固定资产贷款资金。
除此之外，开发公司应把注意力重点集中在“盘活存量、营运资本”上。要想真正获得大量、廉价、长期、可靠的流域开发资金，摆脱“开发公司疲于为银行打工”的现状，进行股份制改造，进而成为上市公司，是一条捷径。因为：流域开发的大量资金靠向银行借贷，这种单一的信用形式高度集中于银行，必然形成对银行的依赖，易受国家信贷规模和“银根”松紧的制约，难于适应水电建设“投资大”、“工期长”的特点。同时，大量的银行贷款必然使企业债台高筑，大量效益转化为“财务费用”而流失。而各开发公司通过开展资本营运，对本企业实行股份制改造，发行股票筹集长期的、稳定的建设资金。用股票筹集，不会使企业背上沉重的债务包袱。目前，五凌公司、清江公司都在积极酝酿，抱着“咬定A股不放松”的精神，潜心做好上市的前期工作，希望通过自己的努力在资本市场上真正形成能代表开发公司主体形象的“电力板块”。所以，各开发公司要看准方向，把有限责任公司进一步改造为股份有限公司，这样才能实现各流域性开发公司的初衷。
2.6加大融资力度，拓宽资金渠道
加大融资力度，推动流域开发，一是要抓好资本金的筹措。资本金的筹措，要从内部和外部两个方面下功夫。内部主要是要挖潜：①可加速固定资产折旧，将还贷后剩余的折旧费投入流域开发之中；②增大企业税后利润，公司可通过法定公积金、法定公益金、任意公积金、未分配利润来增大公司资金积累额。在外部：主要是抓好如前所说的股本融资，即通过资本市场直接融资，充实企业资本金。其次是继续坚持积极、合理、有效地利用外资。各流域开发公司在其第一个电站建设中都有利用外资的经历，如清江公司利用加拿大政府混合贷款1.08亿美元；五凌公司所属的五强溪水电站利用日本海外协力基金贷款204.9亿日元；二滩电站利用世界银行贷款42.5亿元人民币，都具有成功的合作先例。
二是要抓好债务融资。在当前国际资本相对过剩的情况下，可通过以招标方式选择外商投资电力的直接利用外资办法，筹集企业资本金。各开发公司都还有一定的吸纳债务空间，要充分利用这个空间，利用国内外资本市场，抓好债务融资。象清江公司，坚持用隔河岩电站的优质资产为载体，以湖北省驻港机构的窗口公司为纽带，与新加坡吉宝基建公司建立了先引资合作，后合资上市，开辟了国际引资渠道工作的新思路，围绕资本营运，探索一条以有限期限(20年)出让隔河岩电站经营权引进巨额资金(30亿港币)。以优质资产为依托，建立长期对外融资的渠道。以电建电，以钱生钱的路子。此项工作正在紧锣密鼓地进行之中。
2.7继续向国家争取滚动发展的相关政策
(1)延缓贷款期限。
建议比照世界银行、亚洲银行等国际金融组织的做法，将政策性银行对水电的贷款年限由目前的10～15年延长至20～25年，其中第1台机组发电前为宽限期。或允许开发公司以其资产作为抵押向各类银行以“借新债还旧债”的办法，或确定各流域梯级电站的综合还贷年限，延长还款年限，降低水电还贷期的上网电价，减轻用户的负担，提高水电在市场中的竞争能力。
(2)调整水电的增值税政策。
为鼓励发展水电，并考虑尽量少影响现有的财政收入，对新建和已经建成实行独立核算的水电站，争取比照目前火电和小水电的实际税赋水平，采用6%的增值税税率。具体操作方式可采取先征后返，即先按17%计征，再由财政返还11%。
(3)实行差别利率和贴息。
水电是可再生的清洁能源，除本身发电效益外，还有综合效益和社会效益。但水电投资大、工期长，建设资金利息支出很多。如二滩电站，1995年经国家计委核查，动态总投资330亿元，其中利息高达132.01亿元；清江隔河岩水电站(除升船机外)1998年5月竣工决算，工程总投资50.13亿元，利息高达7.15亿元(仅从1986年12月工程发生第一笔贷款至1993年6月止。从1993年6月4日隔河岩第1台机组发电至1998年5月，共有近13亿人民币建贷利息按规定打入了生产成本)；即将上马的水布垭电站按1997年价格水平估算工程动态总投资为156.5亿元，建贷利息30.0亿元，比例太大。建议对水电实行差别利率和改变目前贴息的办法。
(4)免征或减征工程建设期间的部分税费。
积极向国家争取对大中型水电站免征或减征砂石料开采增值税、矿产资源税、耕地占用税、固定资产投资方向调节税，并规范水资源、库区维护基金、防洪保安费等行政性收费。
水电站市场发展范文第2篇
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。
目前，独立发电的水电公司都在觉醒，不少企业一改过去单一求大的扩张思路，朝着既大又强、全面提高企业核心竞争能力的方向迈进，流域性或区域性的水电公司（集团）如雨后春笋，迅速发展。这些水电企业，虽不少有行政拼凑的成分，大小、层次不一，加上体制不顺、机制不活，总体效益不一定有直接的提高，但其潜藏的能力较大，对未来市场的适应性增强。而一些以现有大型水电企业为母体组建起来的超大规模的流域性公司，正努力实现着几代水电人的大流域开发梦想，显示出我国水电产业领域将出现强手如林的局面。如以乌江渡、东风两电站（装机容量分别为63万千瓦和51万千瓦）为依托的乌江水电公司，潜在装机规模800万千瓦以上；以隔河岩电站（装机容量121.2万千瓦）为依托的清江水电公司，潜在装机规模400万千瓦以上；以漫湾电站（装机容量125万千瓦）为依托的澜沧江水电公司，潜在装机规模2000万千瓦以上；以龙羊峡、李家峡两电站（装机容量分别为128万千瓦和200万千瓦）为依托的黄河上游水电公司，潜在装机规模1500万千瓦以上；以龚嘴、铜街子两电站（装机容量分别为70万千瓦和60万千瓦）为依托的大渡河水电公司，潜在装机规模2000万千瓦以上等。另外，还有以二滩电站为依托的雅砻江水电公司，及以三峡电站为依托的长江上游乃至金沙江水电公司，规模更大。这些公司营造的是我国电力骨干网架的源头与支撑点，其电力产品的价格、质量、市场份额等都具有强大的竞争力，成为电力市场的电源基础与价值尺度。
水电站市场发展范文第3篇
【关键词】城市；变电站；规划；建议
【前言】在我国经济现代化大发展的前提下，我国城市生产、生活用电量与日俱增。为满足供电需要，城区内建设建设一个或多个变电站就势在必行。而变电站建设以及配套设施的建设。和其本身生产工作过程当中污染环境因素的存在。就必然引起了变电站建设与城市规划之间的矛盾和冲突。下面就此问题进行了分析和探讨。
一变电站选址的困难和解决
1 变电站选址的原则：
（1）从供电经济性的角度考虑，变配电站应接近负荷中心。
（2）从生产角度考虑，变配电站不应妨碍生产和厂内运输，变配电站本身设备的运输也应当方便。
（3）从安全角度考虑
①变配电站应避开易燃易爆场所，
②变配电站宜设在单位的上风侧，
③在企业中，不易设在容易沉积粉尘和纤维的场所，
④变配电站不应设在人员密集的地方，
（4）变配电站的选址和建筑还应考虑到灭火、防蚀、防污、防水、防雨、防雪、防震以及防止小动物钻入的要求。
2 面临的问题
过去，大型变电站大多位于郊区，如今由于用电负荷的迅猛增长，已经有越来越多的110kV及以上的高电压等级的变电站深入到城市中心，不可避免地建在居民密集区，但是面临以下几个问题。
1)用地紧张，站址难觅，即使能征得用地，面积也非常小，设计难度大、要求高。
2)征地拆迁费用非常昂贵，已远远超出建变电站的费用。
3）由于人们对输变电工程电磁辐射影响的认识差异，位于变电站周边的居民反应激烈，要求变电站远离居民区，阻挠工程建设。
《城市电力规划规范》中明确指出：在大、中城市的超高层公共建筑群区、中心商务区及繁华金融、商贸街区规划新建的变电所，宜采用小型户内式结构；变电所可与其他建筑混合建设，或建设地下变电所。
要解决一般城市变电站占地与城市建筑占地的矛盾，笔者认为：
1）采取变电站与其他建筑联合建设的方案，同时进行物业开发，提高土地利用率，美化城市环境，降低工程综合造价，使城市发展与供电能力增加相适应，取得较好的经济效益与社会效益，上海、深圳等地均有成功实例。城市变电站与其他建筑联合建设能够取得很高的土地资源效益和经济效益，是未来发展的趋势之一；
2）可以充分利用广场、公园等城市公共空间。在城市广场、公园建设变电站，有利于城市公共空间的优化，使得城市设计与变电站设计更易于相互衔接，从而对城市和变电站的综合环境和谐做出实质性的贡献；
3）城市中心往往为繁华的商业用地，土地资源十分有限和宝贵，有着极高的商业价值，可以考虑在地下建变电站，地面上进行物业开发，不失为一种新的途径、新的思路。
二 建筑设计与环境问题的探讨
建筑是依托于环境而存在的，它应该是环境的衍生物，是富有人情味和变化丰富的。一个城市、一块地域都有它自身的形成和发展规律，如何在建筑设计中找到它的精神内涵，并融合工业建筑的特点，就成为我们设计时需要探讨和研究的问题。
变电站虽然是建筑物中的另类，但同样离不开环境的依托。用地环境（人文环境和生态环境）、城市历史文脉是建筑设计之前需要关注的要素，其间涉及的色彩、材料以及肌理的变化、城市元素、城市走向等等都是我们应该关注的问题。将环境因素巧妙地融入建筑，形成具有不同地域特色的建筑风格，提升建筑本身品质是保证设计成功的关键。
三 环境影响及其控制的探讨
1电磁辐射
目前由国内外电力、环保等专业部门出具的测试评价报告称，变电站或其它输变电设施产生的电场与磁场水平均在标准允许值的二、三个数量级以下，只相当于日常家用电器对人类的影响。为此，相关部门应该积极宣传、引导群众正确认识高压输变电设施对环境的影响。
2废污水控制
变电站的废污水主要是生活污水和含油废水。目前，城区变电站均实现了无人值班，生活污水的数量很少，且经过站内的污水处理设施后，排放的废水能达到国家标准的要求，不会对周围环境产生影响。
变电站内均设置有事故油池，以防止变压器故障情况下排出的油造成环境污染。事故油池设置有油水分离系统，经过油水分离后，排放废水的含油量可以控制在标准范围内。
3噪音控制
由于白天城市背景噪音较大，通常感觉不到变电站噪音，但是到了夜晚，则能够感觉到变电站噪音，周边居民意见较大。因此，可以在工程初期通过选择先进的产品来达到要求。
近年来，国内一些城市的户内型变电站采用主变本体与散热器分离布置的形式，并且将主变本体用实体墙封闭在户内，大大降低了噪音。
四 结语
如同文中提到，在我国经济现代化大发展的前提下，我国城市生产、生活用电量与日俱增。为满足供电需要，城区内建设建设一个或多个变电站就势在必行。要解决变电站建设与城市规划之间的矛盾，需要供电企业与当地规划部门通力合作，将电网建设与城市发展规划结合起来，合理科学建设电网，在城市用地中预留变电站建设用地和走廊。通过规划，科学布点，解决城市变电站建设用地难、线路走廊选择难的问题。把变电站的建设融入到城市规划之中，创造文明、和谐的社会环境。
[1] 林月玲,张放. 夏热冬冷地区变电站建筑节能设计[J]. 山西建筑, 2009, (21) . [2] 雷鸣. 新建变电站建筑设计与周围环境结合分析[J]. 广东科技, 2008, (14) .
[3] 莫振贤. 变电站建设过程中的典型问题分析及对策[J]. 科技创新导报, 2009, (03) . [4] 陈永慧. 浅谈现代城市规划模式[J]. 四川建材, 2009, (01) .
[5] 李勇,刘宁. 城市电网规划中若干问题的探讨[J]. 供电企业管理, 2008, (06) .
[6] 王成芳,杜天苍. 城市变电站选址面临的尴尬及其对策思考[J]. 规划师, 2008, (02) .
水电站市场发展范文第4篇
摘要：在社会主义现代化建设中，水利行业也要走可持续发展道路，努力改革水力发电站的运行机制，更好的为国民经济的可持续发展做出贡献。而实现水利行业的可持续发展较为困难，因为影响水利可持续发展的因素较多，其中一个就是水力发电站的运行机制。本文浅要分析了基于水利可持续发展的水力发电站的运行机制。
关键词：可持续发展；水力发电站；运行机制；
引言
全面建设小康社会的必然要求是坚持以人为本，树立全面、协调、可持续的发展观，促进经济社会和人的全面发展，近年来我国水利部门全面贯彻国家的方针政策，进行一系列探索，来实现水利行业的可持续发展。目前，水资源贫乏和水污染问题尤为突出，成为制约我国经济发展的重要因素，实现水水利行业的可持续发展对我国经济的发展具有重要意义。而水力发电则是实现水资源可持续发展的一个方向，既不污染环境又提高资源利用率，是一举两得的好事。但我国水力发电站与发达国家相比还存在一定差距，还有较大的进步空间。本文主要探讨一下基于水利可持续发展的的水力发电站运行机制。
一、水利发电站运行机制改革的必要性
首先 ，可持续发展水利是要求在水资源的永续利用和水环境承载能力基础上满足人类社会持续发展的需求，注重提高资源利用率。水是人类赖以生存的不可替代的物质，在经济社会发展中起着基础性作用，但水资源又是一种稀缺资源。由于水污染和水资源浪费等各种原因，我国水资源的利用率非常低。想提高水资源利用率必须节水和优化配置水资源。在市场经济条件下，我们可以发挥水资源的商品属性，将水资源由产业性投资发展成为商业性投资，为实现水利的可持续发展奠定基础。在这种大背景下，水力发电站的运行机制必须进行改革，以适应时代的发展需求。
其次，当前我国的水利发电站的运行管理体制中存在许多弊端，严重影响了水利的可持续发展。目前我国对水资源实行人为分割管理的方法，这种管理方法混杂易乱，无法科学合理的分配水资源，无法达到优化水资源的目的。我们应当充分利用社会主义市场经济的优势，发挥市场对资源配置的作用，建立市场进行交易，提高水电资源利用率和效益，也提高人们的节水节电意识。
最后，满足社会发展到需要。电是人类更好发展的必不可少的的物质，首先要先满足人类生活用电安全。再者电还是经济社会发展的重要组成部分，必须要满足生产用电安全的需要。所以为了提高能源利用率，促进国民经济健康快速发展，更好的方便人民生活，水力发电站的运行机制必须进行改革，走可持续发展道路。
二、水利发电站运行机制的缺陷
现阶段水力发电站的运行机制还存在许多缺陷，影响水利的可持续发展和经济社会的可持续发展。首先，缺乏技术培训制度。水力发电站是技术密集型企业，水力发电站的内部员工要按规范安全生产。生产能力和经济效益对企业起着决定性作用，良好的效益要求有较高素质的员工。随着经济的发展，企业引进一些先进的设备，但水电站的人员知识水平低，文化水平和技术能力无法跟上形势的发展，业务操作技能低，无法安全使用新设备，不能安全生产。此外，一些员工职业道德水平低下，不按原则进行生产，不遵守操作流程，影响效益。
其次，水电站运营安全管理制度缺失。许多水电站的安全管理制度不健全，存在许多不足，不能保证职工安全，工作环境差，严重影响职工的工作状态，生产效率得不到提高，致使水电站无法取得较好的经济效益。必须明确安全管理的目标，重视安全生产管理，提高生产效率。
还有市场不完善。由于水利具有公益性、资源性特点，在很长一段时间，所有的经营和发展只按计划经济的原则运行，只管投入不顾输出，只讲求社会效益，忽视行业的经济效益，造成价格偏差，影响其良性循环。过多的用行政手段解决问题，缺乏市场观念，忽视用经济手段和市场机制解决问题。
三、基于可持续发展的水力发电站的运行机制措施
首先，在水电站生产过程中，工作人员的综合素质和技术水平非常重要，因为他们控制着处于运行状态的设备和各种影响生产的因素，直接负责设备的安全运行。由于不断更新设备及引进新技术，所以对员工的技术掌握能力要求不断提高。这要求必须对员工进行教育培训，并充分肯定运行工作的价值，提高员工积极性，只有这样才能提高整体利益。其次，在水力发电站的规划、设计、工程、管理、科研等探索上，要大胆使用先进理论、先进方法、先进模式及先进工艺，不断更新设备，提高技术水平，提高水力发电站的运行水平。再者，要加强可持续发展的宣传教育工作，提高公民的可持续发展意识。将保护环境和水资源的相关措施成为人们的一种行为规范，自觉去遵守实施。节约用电、用水，提高能源利用率，提高生态效益率，向节约型社会发展，促进水利的可持续发展。
还有，加强技术监督及设备维护管理。定时检修维护设备，提高工作人员发现问题和处理问题的能力，并制定事故应急准备和预处理方案，这是一种在事故发生时的一种有效处理方式。工作人员要负责的检查设备，及时了解操作设备的运行状态，做好设备的维修和保养，确保设备运行情况良好和安全生产。工作人员要相互监督，详细记录发生在工作过程中的问题，详尽记录工作过程，互相监督技术学习，加强技术研究交流，设备维护要定时，只有这样才会提高运行质量。最后一点是解决好水的问题。水力发电是以水为基础的，只有解决好水的问题，才能提高运行效率和质量，通过法律保障、体制保障、机制保障、人才保障等各个方面解决好水资源问题，为水力发电站的稳定安全运行奠定基础。
结语
可持续发展的观念提出后，水利部门积极响应政策，在推进水资源的可持续利用和促进经济社会可持续发展上进行了一系列探索。水力发电则是一个较好的探索方向。水力发电站对促进国民经济的健康发展做出了较大的贡献，如何在可持续发展的道路上提高水力发电站的运行效率，上一个值得探讨的问题。
参考文献
[1]宋继革.基于水利可持续发展的水利经济运行机制研究[J].水利经济.2007（03）
水电站市场发展范文第5篇
湖南省河流密布，大小河流5341条，水力资源非常丰富。湘、资、沅、澧四水流域干支流的理论蕴藏量为1532万千瓦。已查明可开发量达1299万千瓦，其中10万千瓦以下的中小水电可开发量达683万千瓦。按地区分布，水能资源理论蕴藏量主要分布在湘南、湘西，其中怀化市345万千瓦，湘西自治州187万千瓦、郴州市153万千瓦、永州市133万千瓦、邵阳市98万千瓦。目前已开发水电装机623万千瓦，占可开发量的48%。到2002年底止，全省已建成小水电站5000处左右，装机300多万千瓦。
近几年来，随着小水电开发社会化，融资方式市场化，从根本上解决了制约小水电发展资金问题，有效地促进了小水电开发，在湖南省部分地区掀起了水电开发高潮。尤其是湖南省的郴州、永州等地小水电开发势头强劲。目前，郴州市小水电装机达到了57万千瓦，在建电站90多处，装机20多万千瓦。汝城县截至2002年底，全县水电装机总容量达到了9万多千瓦，目前在建电站18处装机达6万多千瓦，总投资达3.8亿元。永州市的江华、江永和蓝山三县目前在建电站装机容量达17万千瓦，总投资7亿多元。邵阳市在建电站73处，装机14万千瓦。但是，湖南省各市(州)在小水电开发方面发展很不平衡。湘南发展较快，湘西发展较慢，有的地区基本处于停顿状态。
小水电开发的社会化日益成熟。从小水电本身的效益来看，投资小水电具有经济效益好，回报稳定，风险小的特点。因此，在当前湖南省小水电开发市场上，资金来源多样化，既有国家的、集体的，也有个人的。这样一种多形式、多渠道筹资体系保证了小水电开发的资金来源。据不完全统计，湖南省在建水电站中，外地投资商独资或合股开发电站约占在建总规模的20%，国有合资的占20%，私人集资入股办电的占52%，其它方式投资的约占8%。
二、小水电开发的经验
近年来，湖南省小水电之所以能够快速发展，在短短的几年时间内取得令人瞩目的成就，主要归功于有好思路、好政策，日益成熟的市场化投融资机制以及良好的发展环境。我们可以把其归纳为一句话，就是“政府引导、政策扶持、统一规划、市场运作、股份制开发”。
第一，政府引导，政策扶持为小水电的发展提供了政策支持，也是促进小水电发展的源动力。发展小水电首选要有好的思路。好思路是小水电快速发展的前提条件，没有好的思路，就不会有积极的行动。正是因为有了好思路，看到发展小水电的好处，一些县市解放思想，大胆创新，将发展小水电作为振兴县域经济的支柱产业来抓，积极探索加快小水电发展的措施和办法，寻找合理的政策支持。正如怀化市的领导同志所说，怀化市“过去靠水电起家，现在靠水电当家，将来要靠水电发家”。郴州市提出“以林兼水、以水发电、以电促工、以工富县”的水电开发发展思路。
其次要有好的政策。好的政策可以营造优越的投资环境，好的投资环境可以大量吸引投资，从根本上解决农村水电开发的资金问题。湖南省水能资源主要分布在一些老少边山穷地区，经济相对比较落后的地区。解决资金问题，是加快小水电开发的关键。最有效而且切实可行办法就是制定优惠政策，优化水电产业发展环境，吸引投资。湖南省有二十多个市、县地方政府出台了加快水电开发的优惠政策。如郴州的汝城县、宜章县、临武县、永兴县、桂东县、资兴市，永州的江华县、江永县、蓝山县、道县，株洲的炎陵县，怀化的溆浦县等。郴州市委、市政府对水电资源开发非常重视，以文件的形式把机关干部职工入股办电站与不允许机关干部职工经商办企业严格区分开来，鼓励机关干部职工带头参股办电站。各地出台的优惠政策主要从水电建设项目的审批立项、办电形式、上网电量电价、用地、税收等各方面给予政策优惠。最关键的优惠政策主要体现在以下几个方面。
一是优惠的税赋政策。有许多市县对新建小水电站实行6%的增值税政策，在县级政府权限内减免一些收费项目，降低投资者的生产经营成本；
二是优惠合理的上网电价和电量。从湖南省几个水电开发较快的县来看，在保证新建小水电站电量上网的前提下，制订合理的上网电价。据我们了解，上网综合电价一般在0.2元/千瓦时左右，较高的达到了0.25元千瓦时左右；
三是优化服务，营造良好的投资环境。搞好服务，营造良好的投资环境是促进水电开发另一重要环节。地方政府着眼于水电事业的长远发展，既不越权干预水电企业的内部事务，又认真履行政府的自身职能，搞好服务，大力整治和规范水电开发的外部环境，为水电开发营造良好的投资环境。如溆浦县在新办水电企业的审批上，水电、计划等部门采取“一个窗口报到、一并式审批、一条龙服务”的办事制度。并规定各有关部门未经县政府批准，不得随意到水电企业检查、收费或摊派。对阻挠、破坏水电开发建设和生产经营的行为，各级政法部门可依法从速从严给予查处。汝城县狠抓经济发展环境治理，积极推行水电项目“投资前、建设中、投产后”的三段式服务体系，认真抓好重点项目建设的跟踪指导工作。随时掌握电站进度，及时解决电站存在的困难，为电站建设做好后勤服务工作，确保投资者投资放心，建设舒心。有些市县政府还把所有经过可行性论证的电站项目通过多种形式向社会进行公布，实行公开竞争。
第二，市场运作，股份制开发是解决小水电开发资金问题的关键。随着小水电开发社会化程度不断扩大，需要按照市场经济规律，改革了过去计划经济条件下形成的投资体制和经营机制。在小水电开发过程中，充分利用市场对资源的优化配置功能，面向社会，面向市场，按照精简效能，效益优先的原则，积极推行以股份制和股份合作制，吸纳社会民间资金。引导和鼓励各种投资主体参与水电开发，从根本上解决了小水电开发的资金问题。如桂东县利用股份制这一符合现代企业制度的企业组织形式，通过机关干部带头参股，鼓励职工参股，国家、集体、个人一起上，促进小水电开发的效果十分明显。据统计，从1998年至2001年，桂东县国家投入小水电建设资金只有370万元，但通过市场途径融资达2.6亿元。
第三，统一规划，加强管理是促进水电有序开发手段。为保证水能资源科学、合理、有序开发，按照水资源优化配置，发挥最大综合效益，必须严格执行流域规划，按照“流域、梯级、滚动、综合”开发的原则制订小水电发展规划，防止水能资源浪费。
三、教训和问题
1、有些地区在小水电开发问题上思想不够解放，思想观念比较落后。有些地区在小水电开发上，还抱着等、靠、要的思想，希望国家或政府投资开发小水电，不会利用市场这一广大的融资渠道，因而小水电开发迟迟启动不起来，开发的面推不开。
2、过去，小水电开发完全靠政府包办，由于资金没有完全到位，匆忙开工，造成一些半拉子工程，既影响了资金效益的发挥，又造成了不良的社会影响。因此，在今后的小水电开发过程要避免类似的事情发生。
3、信贷渠道不畅，导致建设资金不足，是制约了农村小水电发展的一个关键因素。
4、小水电上网电价不合理，电力销售市场发育缓慢，上网电量得不到保证，阻碍了小水电发展。
5、部分地区对水资源统一管理有待加强，资源开发未严格按照流域规划进行，审批程序不严，无序开发等现象时有发生。
6、由于一些项目业主盲目追求节省投资，将工程项目交给一些不具备相应资质的设计单位、施工单位设计和施工，给工程项目的设计和施工带来诸多技术和安全问题。
