主题：水电提速困局：电价形成机制成最大障碍

水电提速困局：电价形成机制成最大障碍
http://www.sina.com.cn 2011年04月25日 11:14 《财经》杂志

　　水电开发任务迫在眉睫，但地方与企业复杂的利益关系令乱象丛生。加上环保瓶颈和移民挑战，近十年未有变革之意的电价形成机制，又将水电发展引入难解之局

　　《财经》记者 李纬娜 王奇华

　　按照中国在联合国气候变化峰会上的承诺，到2020年，中国的非化石能源在能源消费总量中需占到15%左右。要实现这一承诺，其中水电需贡献1.3万亿千瓦时的年发电量，而2010年全国水电发电量为6863亿千瓦时，“十二五”时期水电提速成为必然。

　　但“十一五”时期制约水电开发的矛盾并未得到缓解。为拉动GDP和财政收入增长，掌握水电电源点分配权的地方政府有意放任企业的无序开发行为，使“未批先建”乱相丛生。

　　发电集团难掩投资冲动，竭力拼抢电源点，导致资源利用效率低下；而一旦出现水库移民稳定和生态环保问题，地方政府和业主则往往失措，一方面坐等中央政府补贴，另一方面借移民和生态问题，水电企业就此要求上调上网电价。

　　国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏曾撰文表示，从战略层面讲，水电开发要提速，就必须改革，其关键就是让电价通过市场交易产生，而不是由政府审批定价。政府按照发电方式及成本等来确定电价，往往致使火电价高，清洁的水电反倒低廉。另外，新建成电厂不论低价和高价上网，均与销售电价水平无关，这与目前终端电价主要通过“煤电联动”与电煤价格挂钩相关，结果造成新增加的水电发电量执行了低电价，全社会却并没有享受到水电低价的实惠。

　　突破最初的政策限制之后，水电产业又落入到一个更难突破的利益困局之中。在市场化的水电开发体系，与发改委主导的水电电价定价机制之间，在不断高企的水电开发成本与电网寡头垄断之间，水电开发体系愈加扭曲。

　　关乎生态可持续发展的达摩克利斯之剑已然悬起：要实现2020年的国家能源调整承诺，水电承担着最大的份额，决定着战略的成败，改革的情势已不容搁延。

　　4月的北京正值春暖花开时节。

　　8日，一场关乎水电开发未来走向的协调会正在国家能源局召开，出席人士包括了国家能源局副局长刘琦、新能源司人士、五大发电集团相关负责人、水电专家和水电大省发改委的主要官员，中国水电行业的主要决策者和参与者悉数到场。

　　会场之内唇枪舌剑——地方政府和水电投资企业打起了“嘴仗”。

　　2010年底，国家三部委联合出台“各地停止执行自行出台的水能(水电)资源有偿开发使用政策”。地方政府明言反对——此举收缩了地方政府权限，打击了西南各省开发水电的积极性，会导致地方扶持力度减弱。

　　水电开发企业针锋相对——地方政府手握水资源开发分配大权，为实现地方利益最大化，放任企业恶性竞争，权力寻租空间日益加大，让投资企业无所适从。

　　争议声中，正在复苏的水电开发进程何去何从？

　　2010年以来，中央政府逐渐释放出“优先发展水电”的信号，受阻四年之久的水电开发迎来转机。但僵局甫破，乱局又显，地方政府与投资企业间利益关系错综复杂，水电开发乱象丛生，不仅无序发展、资源浪费现象严重，环保、移民也多有隐忧。

　　“水电开发现在是一片混乱。如果这种状况持续下去，水电发展将面临很大障碍。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭对《财经》记者说。

　　而根据中央和地方政府的相关发展规划，随着水电开发任务越来越紧迫，业已存在的乱局有愈加迷乱之势，若得不到妥善解决，水电开发将如“笼中困兽”。

　　《财经》记者了解到，上述国家能源局会议结束时，作为中央决策部门代表的刘琦强调要加强“讨论研究”，并部署相关处室会后调研形成报告，但对于地方政府与投资企业之间的争议并未明确表态。

　　会议结束后第四天，媒体盛传刘琦将接任中石油(11.85,-0.04,-0.34%)掌门。但谁将接掌刘琦在国家能源局的工作，尚无权威渠道予以定论。

　　外界担心的是，若国家能源局所担负的化解地方与水电开发企业矛盾的协调工作被搁置，水电乱局的破解将更加遥遥无期。对于水电长期发展而言，更核心的问题还在于，现行的水电电价形成机制，使得水电上网电价长期低于火电，不利于水电产业的可持续发展。

　　至今，水电上网电价仍依照成本核算，下游电价被控制导致电力需求波动无法传导，水电开发亦无法按照市场化原则有效操作。地方政府与水电企业累积的矛盾又在环保、移民等敏感领域彰显。如此反复，水电开发已走入一个越来越难化解的恶性循环之中。

　　“中国最大的优势就是投资不差钱，我们的问题却是体制不顺。”国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏对《财经》记者分析，如果电力体制不进一步改革，不真正建立起电力价格市场化形成机制，水电大发展就是一个难解之局。

　　开发破茧

　　大型水电建设周期一般十年左右，要解减排之忧，2012年是个关键节点

　　“火电做规模，水电做实力，风电作秀。”一位电力央企高层私下里对《财经》记者说，言语间难掩对水电开发的投资冲动。

　　过去四年，这一冲动一直被决策部门压制。

　　2007年，国务院会商五个特大型(百万千瓦以上)水电项目。第一个上报的是一家民企，为渲染项目获批的重要性和紧迫性，报告人毫无隐瞒地介绍了工程进展情况，但其未批先建的违规行为引起决策高层震怒，其余待报的四个项目同时被压下。

　　第二年上述项目预备再过会时，汶川地震发生，“三峡水库、紫坪铺水库造成地震”等传言甚嚣尘上，决策高层备受困扰，项目审批再度搁浅。这一决策倾向传导至国家和地方发改委，百万千瓦以下的大型和中小型水电项目亦获批寥寥，水电开发一片萧然。

　　直至2009年，百万千瓦以上级别的水电项目仍无一获准。2010年，减排压力日渐增大，更环保的水电重归决策者视线。毕竟，水电是目前技术成熟度最高、上网电价最便宜、长期收益最稳定、减排见效最快的清洁能源，是中国不得不做的一个最优选择。

　　企业诉求亦如是。业内人士告诉《财经》记者，目前五大发电集团的赢利均倚仗水电。

　　2010年，五大发电集团平均利润总额达44.3亿元，但因煤炭价格持续攀升导致火电领域大面积亏损。与此同时，国家考核电力企业的可再生能源指标主要是发电量，水电因其利用小时数(设备满负荷运转)较高，故成为各发电集团调整结构的首选。

　　政府也在不同场合不断释放出“优先发展水电”的积极信号。

　　2010年，时任国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝(专栏)多次表示，争取到“十二五”期末，水电在一次能源消费中所占比重达到6.5%左右。照此推算，到2015年，全国水电装机容量将在2009年1.97亿千瓦的基础上增至2.84亿千瓦，年均新增装机容量1450万千瓦。

　　同样在2010年，陆续有十个特大型水电项目获准开工，分别位于四川的大渡河、雅砻江和云南的金沙江、澜沧江，装机容量从200万千瓦至1200万千瓦不等，单个项目的投资额在120亿元以上，最高达568亿元。

　　“中国水电迎来了一个比较好的时期，正逐步从阴影中走出来。”二滩水电开发有限责任公司(下称二滩公司)总经理陈云华对《财经》记者说。

　　国泰君安研究报告亦认为，“十二五”规划中，水电项目开工目标由1.13亿千瓦上调至1.63亿千瓦，提升高达44%，如果兑现，将大幅高于市场预期。

　　按照政府此前承诺，到2020年，中国非化石能源将占一次能源消费的15%。这意味着，到2020年，全国水电装机容量将提升至3.3亿到3.8亿千瓦，较“十二五”时期再增长30%以上。届时，水电将占全国非化石能源三分之二以上，每年将提供1.3万亿千瓦时发电量。

　　目前，水电装机总容量仅超过2亿千瓦，在建项目总装机容量约为7000万千瓦，年发电量保持在六七千亿千瓦时。要实现上述目标，水电总装机容量须在现有基础上翻番。

　　王骏告诉《财经》记者，总量上看，水电建设项目虽不少，但相较减排目标，还远远不够，实现预期承诺很有问题。

　　他表示，鉴于水电减排的递进过程，要达到减排额定数量，起码比预期滞后两年，所以2016年开工的大型水电站对2020年的发电量已无贡献。如果2012年前水电项目不能抓紧开工，届时能否完成建设就存在很大疑问。“未来十年，要在目前的发电量上翻一番，可目前的电量已经是过去61年的总和。”

　　“这两年是关键，如果水电开发中的各种矛盾没有理顺，优先发展水电将沦为空谈。”张博庭对《财经》记者说。

　　地方算盘

　　为拉动GDP和财政收入增长，地方政府放任企业的无序开发，“未批先建”乱相丛生，令开发企业无所适从

　　四川省一位州府领导曾私下“教育”某水电开发企业高层：“你只要开个车过去，把它动起来，哪怕是修一个厕所，我都可以写进政府汇报材料，这就说明落实了工作，可以向上面交代。你老讲什么勘探、设计，讲科学，讲技术，没用。”

　　这位地方政府负责人说，一旦项目工程被写进政府报告，其他企业便无法再抢走，而项目预算投资也可被计入地方当年投资总额，“企业和政府双赢”。

　　地方政府之所以“胆大妄为”，源于其手握水资源分配大权。

　　2002年电力体制改革之际，国务院颁发5号文件，以平衡各发电集团水火资产、水能利用效益最大化为目的，对全国大江大河进行了粗放式划分，提出“一条江以一家公司为开发主体”，鼓励梯级开发。

　　此前，主要干流上均已建立相应的水电流域公司，比照这些公司在电改之后的归属，国务院将主要河流分别划给各发电集团，其中澜沧江归华能、大渡河归国电、乌江流域归华电、红水河归大唐、黄河上游归中电投、金沙江归三峡公司、雅砻江归二滩公司(国家发改委曾单独发文将雅砻江唯一授权给二滩公司)。

　　但文件并未对流域上具体电源点的划分做出更细致安排。在实际操作中，电源点分配权落至各省发改委。

　　一座特大型水电站的建设周期一般需八年至十年，而一届政府的任期最长也不过十年，领导们不愿看见“前人种树后人乘凉”的景象。再加上出于拉动GDP和税收增长的政绩考虑，省政府力推水电站“全面、同步”开发，这显然不是一家投资主体可以包揽，为其他企业蜂拥而入、争相开发提供了条件。

　　目前，水电投资成本约为每千瓦6000元至8000元，一座百万千瓦以上水电站投资至少在100亿元以上。假如一年内同时开工数个项目，一个地区仅水电投资就可能突破1000亿元。

　　同时，水电站在建设期与运行期分别要缴纳营业税和增值税，税率各地不一。在四川，水电建设期需缴纳建安营业税(3.2%)、印花税、个人所得税、房屋租赁税、耕地占用税(今年已提高至24元/平方米)等，一座装机容量260万千瓦的水电站所需缴纳的建设税费超过20亿元。

　　建成后，按30年经营期计算，增值税(17%)、教育附加费、地方附加费等各类上缴税费总计高达407.6亿元，该水电站年均须缴税费14亿元。

　　《财经》记者了解到，由于分税制安排，水电站大部分税费将会缴至项目注册地，这对地处偏远又无大型工业的部分州、市、县而言，是一笔巨额财富。

　　于是，在省发改委“利益至上”分配电源点、鼓励同步开发之后，省以下各级政府亦纷纷为水电建设的全面开花大开方便之门。

　　按照正常程序，水电建设在获得核准前只可进行前期规划设计和“三通一平”(通水、通电、通路，平整土地)、“五通一平”(通水、通电、通路、通气、通讯，平整土地)等工作，待获得核准后才可进行主体施工。

　　但地方各级政府一般都会默许甚至怂恿企业边施工、边申请核准。“地方让你干，没有核准，你也可以干。地方不想让你干，你核准了，也不让你干。”一位从事水电开发的大型电力央企地方分公司总经理对《财经》记者表示。

　　这正是目前舆论关注的水电建设大面积“违规开工”的深层次原因，也直接导致“十一五”后期水电核准的停顿。

　　可是，一旦地方政府的诉求得不到满足，麻烦也就不请自来。

　　2010年9月至12月，国电大渡河公司(下称大渡河公司)旗下大岗山电站便遭遇了来自地方政府的麻烦。同属大渡河公司的瀑布沟电站恰处凉山州和雅安市的界河上，为争抢税源，两地均要求瀑布沟电站在当地注册。雅安市以被淹没土地面积大、牵扯移民数量多为由努力争取，但大渡河公司迟迟没有作出决定。

　　由于瀑布沟电站已投产发电无法干涉，雅安市就对位于当地的大岗山电站的林地、土地、安全、税收等一系列项目进行倾查，随后以“未核准”为由叫停电站建设。据大岗山电站负责人介绍，停工三个月，电站直接损失约五六千万元。推迟三个月发电，间接损失高达数亿元。

　　经此一役，瀑布沟电站终在雅安市注册。注册后，雅安市又提出其他诉求，经四川省政府和国电集团领导亲自协调、满足其要求后，工程以原貌复工。

　　一位业内专家对《财经》记者直言，个别地方政府甚至会不配合移民安置工作或默许移民闹事，促使投资企业满足地方利益诉求。知情人士称，有的闹事移民就是当地县级领导的亲戚或朋友。一些地方政府官员善于拿移民说事儿，实质却是为了自身的利益需求，并不是真正为移民考虑。

　　前述负责人指出，水电工程建设的最大制约来自地方政府，“如果它能给你提供好环境，建设就能顺利开展。反之，企业寸步难行。”

　　电源点争夺

　　倚仗水电赢利的五大发电集团，难掩新项目投资冲动。但竭力拼抢电源点后，留下的却是资源利用效率低下难题

　　“大家私下曾有个约定，你不到我这里来，我不到你那里去。”大渡河公司内部人士对《财经》记者说，但各大发电集团对水电资源的饥渴不言自明。

　　摸清地方政府对水电项目的急切心理后，企业的“君子约定”自然被打破。五大发电集团争相将触角延伸至“他人地盘”，“抢点就是王道”，积极游说地方政府跑马圈水。

　　一位不愿具名的水电开发人士告诉《财经》记者，企业争抢电源点时往往承诺“马上开发”，对于地方政府而言，齐头并进建设所带来的投资与GDP拉动，显然比有序的梯级开发更有吸引力。

　　2003年1月12日，大渡河公司高层与四川省政府签订大渡河开发战略协议，自认为该流域所有电源点均已落袋，可安心推进滚动开发计划。

　　岂料仅过半年，大唐高层入蜀游说，称“将支持四川经济发展，希望省政府能划分站点”，并承诺“马上开发”，长河坝电站和黄金坪电站即被其收入囊中；再过半年，华电高层又以相似理由说服四川省领导，获得泸定电站开发权；紧接着，中旭集团争得龙头石电站开发权。

　　目前，大渡河上共有国电、大唐、华电、华能、中旭集团等五家投资主体，其中的硬梁包电站和老鹰岩电站，因华能与国电争执不下，四川省政府难作取舍，于2009年决定以交叉控股方式交给两家共同开发。

　　大渡河公司内部人士感叹，“和政府签协议，也有效，也无效。”业内人士形容：“谁下手快，谁抢到的站点就多。”

　　如今，黄河上游北干流、金沙江、澜沧江上中游、大渡河、珠江水系干流等主要水域的电源点已瓜分完毕，部分已开工或投产发电，部分正在开展项目前期规划。

　　但这仍无法满足电力巨头的庞大胃口。《财经》记者了解到，华能、大唐、华电、国电、中电投等已在西藏雅鲁藏布江流域展开新一轮争夺，并在四川、云南等西南地区积极洽购中小水电项目，且将触角伸至缅甸、泰国、越南、老挝等周边水电资源丰富的国家。

　　同一个流域，多个投资主体竞相开发的现象引发业内人士忧虑。中国水利水电科学研究院副总工程师郭军对《财经》记者表示，若以一家公司为开发主体，可实现对全流域的水能调度，发挥水资源最大效能。

　　从挪威、美国等水电开发优势国经验看，均为单一主体对一个流域进行整体开发，此举既可统筹考虑电力接入系统和外送规划，改善电网特性，亦可有效解决梯级补偿问题，促进龙头梯级电站建设，实现梯级电站的联合优化调度。

　　一旦不同投资主体抢滩、腰斩江河后，由于不同季节不同时段的电价各异，各家为追求最大经济效益，就会强行按自身要求发电，全流域水能的利用效果将大打折扣，资源利用效率会变得低下。

　　“我们也制定了梯级、滚动开发战略，预备先难后易。”大渡河公司人士说，“无奈其他集团利用时间差，将优势资源抢了去。”

　　该公司大岗山电站就面临与龙头石电站的水头(任意断面处单位重量水的能效果，影响发电量)矛盾，后者多占三米，却因装机容量过小无法达到最佳发电效果，而大岗山电站只能望水兴叹。

　　陈云华指出，一条江由一个有能力和经验的实体进行整体开发，不仅有利于统筹水能资源开发，节省开发建设成本，促进电站优化运行，更有利于流域环境的综合规划，保护流域生态环境和生物多样性。

　　一位水电工程建设人士告诉《财经》记者，为抢电源点，有些企业甚至迫不及待提前动工，在规划和设计上存在天然缺陷，这常常导致后期投入成本增加20亿元甚至40亿元。

　　水电研究专家呼吁，水资源开发权应交由国家统管或有序分级管理，不能任由地方政府权力肆意放大，否则水电无序开发必将影响其可持续发展。

　　核准制悖论

　　审批制改为核准制后，不但未减少行政手续，反而让项目获批难度大大增加，这又给地方政府制造了机会

　　水电开发项目审批制度的变革亦给地方政府制造了机会。2004年，国家投资体制改革变项目审批为核准，但从近几年的情况看，这非但未减少行政手续，反而让项目获批难度大大增加，无形中恶化了水电行业的开发乱局。

　　2005年至2009年，全国水电实际开工量仅为2000多万千瓦，远低于原定7000万千瓦的规划，一个重要原因就是项目核准时程序复杂，困难重重。

　　水电建设项目实行审批时的主要程序包括项目建议书、可研报告审批和开工审批三个阶段。在预可研报告完成后，上报项目建议书，待批准后即可开展可研设计；之后，上报可研报告，批准后即能开展“三通一平”工作，其相应工作完成后上报开工申请；经有关部门批准后，主体工程即可正式开工。

　　从事工程建设的内部人士说，实际操作中，一旦项目建议书获批就可现场动工。

　　以加快流程为目的的制度变革，结果却让水电开发企业不知所措。业内人士向《财经》记者反映，项目由审批制改为核准制后，减少了一些不必要程序，但近几年社会对水电建设负面声音不断增多，国家层面要求的文件也越来越多，设计深度、设计面、设计前期工作相应大幅增加，业主负担不断加重。

　　一般而言，装机容量2.5万千瓦以下的水电开发项目由当地市(州)发改委核准，25万千瓦以下由省发改委核准，25万千瓦至100万千瓦的交由国家发改委核准，100万千瓦以上则由国家发改委报国务院审批核准。特殊项目如跨省界电站、开发涉及国际关系河流电站等，虽装机容量小于25万千瓦，仍须国家发改委核准。

　　《财经》记者获得的一份水电站核准文件目录单显示，一座大型水电站的审查共分规划、预可研、可研核准三个阶段，需准备的审查和核准文件多达55个，需过会的审批机关亦有25个之多，涵盖国家发改委、省发改委、国土资源部、省国土资源厅、国家环保部、省环保局、水利部、国家或省地震局、国家安监局、省政府、市(州)或县政府、移民办、铁道部、铁路局等十余个行政部门。如电站具有特殊性，还需增加一些相应的审批机构及中间流程。

　　上报流程颇为繁复，一座大型水电站在完成最后核准前需经历17道递进式关卡，几乎每一个环节都需取得行政主管部门的批文。只要一个环节遇阻，整个工作就会戛然而止。

　　大渡河公司副总经理付兴友在接受《财经》记者采访时表示，随着国家对基本建设的进一步规范和民生工程建设，审批机构、部门和需要获得的批文只会增加，不会减少。

　　“水电建设期时间长短，依据相关主管部门的审批程序快慢而定。水电建设速度能否加快，取决于国家行政程序的优化。”付兴友说。

　　二滩公司总经理陈云华表示，水电站建设周期性明显，建设黄金期就是枯水期，“有时错过一天就错过了一年”，一旦工程搁浅则损失巨大。

　　“最理想的状态是把准备工作做完即获得核准，中间没有时间差。”前述工程建设人士告诉《财经》记者。

　　付兴友表示，“十二五”期间，要想加快水电开发步伐，就应转变核准方式，完善水电核准并量化有关指标。不妨对核准项目规定一些强制性条款，清楚界定水电正式开工和施工准备期建筑项目，即采用目前火电建设具备条件就发给“路条”的办法。

　　他认为，对于将水资源最大限度优化利用，促进环保、拓展旅游，且带动地方经济发展的水电项目，应先批特批。

　　《财经》记者了解到，审批变核准还导致企业可下达封库令的时间普遍拖延了至少两年。

　　正是在这延时的两年之中，移民问题变得更加复杂。期间，获得消息的库区外百姓会纷纷涌入库区抢建，令移民成本不断提高。抢建者多得到州、县领导的报信，他们常常卡好时点建房栽树，获得的补偿远远高于原住民。

　　不愿具名的移民工程负责人表示，假如前期规划设计时移民数只有100人，往往封库令下达时，移民数就已增至1000人甚至几千人。“按原来测算，我们有能力按最高标准给予补偿，但人数激增后，企业也要考虑开发成本，容易发生群体性事件。”

　　该负责人表示，“其实企业也愿意和老百姓直接对话，愿意按标准上限支付。”但根据国家相关政策，移民只能由地方政府搬迁和安置，企业除支付移民费用外，不得直接参与移民谈判。这亦为地方政府创造了更大的辗转腾挪的空间。



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电价难解结：中国水电产业畸形发展http://www.sina.com.cn 2011年04月25日 11:35 《财经》杂志

　　中国水电产业正处在一个“开发主体市场化、上网电价仍计划”的畸形发展模式中。自2009年以来，多位主管部门高层数次建议，尽快推进水电电价市场化改革。

　　在2002年基本实现“厂网分离” 后，中国电力体制改革即戛然而止。当初制定的“主辅分离、输配分开、竞价上网”目标至今无法攻破。

　　国家发改委原副主任、国家能源局原局长张国宝(专栏)曾明确表示，“如果这一问题不能得到很好解决，就一定会影响到水电的建设。”

　　当下，在各地方政府和各大发电集团的合力推动下，中国水电投资和建设飞跃发展。可水电电价的市场化改革仍是一潭死水，水电产业一端系着市场，一端连着计划。

　　国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏在接受《财经》记者采访时指出，水电发展常常遭遇移民和环保问题，尤以移民问题居多。“只要出一点事，水电开发就有可能暂停。而在移民闹事的背后，却是电价不顺。”

　　至今，企业发电价格仍由发改委根据水电站建设成本和利润核算来审批决定，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。

　　在电力销售环节，电网公司则处于绝对垄断地位，是全部电力的唯一购买方和销售方，依靠发电企业上网电价和终端用户电费之间的价差实现赢利。

　　这样一来，发改委定价，电网公司压价，水电开发企业受此夹攻，话语权极小。于是，面对地方政府不断扩大的利益诉求，有“成本天花板”的水电开发企业不得不在移民和环保上下功夫，要么细抠成本，要么“偷工减料”。

　　事实上，移民和环保一直与水电产业相生相伴。在中国目前的体制下，却被计划的电价倒逼市场化的企业将压力顺势迁移，并逐渐扭曲、变形，这让水电产业仿如行走在一根随时会断裂的钢丝之上，战战兢兢，步履艰难。

　　王骏直言，电价形成机制不改革，电价不实现市场化，中国的水电大发展便是一条死路。

　　扭曲的电价

　　“电网公司占据绝对主动，他们甚至可以直接调度到每台机组。”一位水电开发业主告诉《财经》记者，新建水电站投产前后，是电力市场营销人员最忙的时候，为得到更高电价，他们常常要请电网公司的人喝酒，给领导做工作。

　　目前，四川计划内电量的水电标杆电价为0.288元/千瓦时，超发电量部分最低被电网公司压至2分钱接收。对于一些大型水电项目，仍是一厂一价，在丰、平、枯等不同季节和峰、谷、平等不同时段实行分时上网电价政策，上浮或下浮的幅度在25%至60%之间。

　　但实际上，一位从事水电开发的民企负责人对《财经》记者描述，电网公司并没有完全按照核准电价执行，收购电价每度往往压低几分钱。

　　此种环境下，水电要想改善人为制造的低价困境，要么坐等“恩赐”，要么以个别项目、个别理由，想方设法做大成本，一分钱一厘钱地讨要电价。

　　但成本增加亦有“天花板”，国家发改委价格司规定，同一地区的水电上网电价必须低于火电上网电价。

　　知情人士告诉《财经》记者，由于水电电价总低于火电一两毛钱，所以大家都从紧控制水库移民和生态环境保护方面的支出，导致移民和环保事件频频发生。

　　二滩水电开发有限责任公司总经理陈云华直言，从企业角度，肯定想降低投资成本，但一旦投入减少，电价随之降低，若成本抬高，企业又不划算，且建造过程中电价仍是未知数，也不敢任意加大成本，“企业很矛盾”。

　　水电开发企业相关负责人亦坦承，由于缺乏主动权，一旦出现水库移民稳定和生态环境保护问题，项目业主宁愿坐等国家发改委提高相关水电站的上网电价，“涨多少价、干多少事”。若电价提涨幅度不够，则等待下次再提价，像“挤牙膏”一样慢慢来。

　　王骏直言，水电定价行政审批机制已使水电移民遗留问题越积越多，矛盾反复发作，也是水电工程移民安置和库区生态环境保护工作长期陷于困境的直接原因。

　　“水电开发成本高，而传导到下游的电价又被控制，这就是个死局。”王骏指出，电价改革势在必行。

　　国务院2003年批准的《电价改革方案》提供了电价改革的基本思路，首先对电网企业实行单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价最终形成市场价格。

　　王骏依此开出的“药方”是，区分面向电力资源配置的输电设施和面向用户供电的配电设施，划小电网企业财务核算单位，按照“合理成本加规定利润”规则，通过在同类企业之间进行资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输配电所有路径的过网电价。

　　之后，按照用电户的电压等级和用电变压器容量，从高到低，逐级限期，规定由用电户与发电企业通过双边和多边直接交易，签订各类购电合同，自行确定电力、电量和电价。所签合同交付电力调度机构执行后，再由用户按国家规定向电网企业缴纳过网费。

　　这亦是英、美等电力发达国家的普遍做法——放开两头，只管中间，对电网单独定价。即不管上网电价和销售电价，将这两个价格交给市场决定，而只管住输配电价。通过核算电网的运营成本，由监管部门定出一个合理的输配电价标准。

　　业内人士指出，一旦上网电价放开，水电产业即可通过电力需求测算出自己的利润率，并依照预期收益率来计算和合理安排先期投入成本，“赢则上马，亏则放弃”，既有利于电力资源的优化配置，亦可为水电建设过程中的移民、环保环节提供充足资金保障，有效避免了地方政府“敲竹杠”。

　　看不到曙光

　　行政审批电价这个死结若能被解开，移民困扰也将迎刃而解。

　　王骏指出，形成市场化电价定价机制后，可以取消销售电价中包含的各类附加收费，诸如三峡基金及南水北调重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等，然后将上述所需资金来源全部转为征收环境影响税，实现“多排放多收税，少排放少收税，不排放不收税”。

　　对待老水电站的水库移民遗留问题，则可以由项目业主和省级地方政府一起，以电价实行市场机制为基础条件，按项目重新建立责任制，让每个发电企业自始至终对其拥有的所有水电项目的水库移民工作负责，以自己经济效益好的项目支援自己经济效益差的项目，“以丰济欠，以赢补亏”。

　　但是，“对于电力体制改革，我却越来越看不到曙光了。”2003年《电价改革方案》的执笔人对《财经》记者说，厂网分开后，电力体制改革的核心任务——电价市场化形成机制的改革一直止步不前。

　　“改革初期比较天真，以为拆拆分分就可以，实际上根本达不到竞争和改革的目的。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强(专栏)对《财经》记者评价。

　　2004年底，当时的电力改革领导小组曾拟定《电力主辅分离改革实施意见》提交至国家发改委，发改委随后将第一份成形的主辅分离改革方案上报决策层。然而，就在方案出台前夕，“电荒”开始蔓延中国并持续达两年之久，该方案被迫流产。

　　2007年，由国资委主导的《电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》再次上交，提出将电力设计、送变电施工等从电网公司划分出去。这一方案在各大部委间达成一致，随后提交至国务院。

　　岂料第二年南方遭遇雪灾，消息人士称，两大电网公司紧急向国务院递交报告，称电力设计、施工、修造等电建企业与电网关系紧密，不应作为辅业剥离，否则面临突发情况将无法高效抢险，影响到国家正常的电力建设和维护。高层对此批示“进一步论证”。

　　国家发改委亦在2007年和2008年两度就输配电价发文，公布的却是2006年和2007年各省份的输配电价标准，时间上的滞后和可操作性的缺失使得这两个文件从未得以实施。

　　而国务院在2007年批准试点的《节能发电调度办法》，也因没有改变按发电成本定价的模式，至今无法推行。

　　多位电力专家表示，如果电力体制改革不触及价格，国家发改委仍不放开上网电价，其他任何类型的改革无异于隔靴搔痒。“没有市场化的电力价格，电力体制改革只会在畸形中发展。”

　　2010年底，国家发改委价格司曾提出一份《水电价格形成机制改革研究》，下发地方能源主管部门和相关电力企业征求意见。知情人士介绍，该份文件将水电价格再次定位在“行政审批”“成本加成”“高成本高电价”“低成本低电价”的逆竞争机制旧轨道上，始终在为维持成本审批定价方式寻找依据。不过，因争议过大，该方案已被暂时搁置。

　　“我满怀信心地一步步推进改革，可只要碰到价格就全都要搞行政，为什么这个问题我们要一再讨论、辩论、争论，为什么业内提出上百条建议意见，一条意见也不采纳？”前述执笔人说。

　　这位人士指出，电力体制市场化改革和运作，是真正承担起水电战略性大发展的必要条件，推动改革的力量不在企业、不在地方，而在中央政府、在国家行政机关。若不摒弃价格管制，“水电发展就是一个死结，已经完蛋了。”

国家能源局最快７月出台分布式发电管理办法
来自：中国能源报
《经济通通讯社２１日专讯》据《上海证券报》报道，中国国家能源局制定的分布式发电管理办法最快７月出台，将通过资金补贴、多余电网向电网出售等措施大力刺激分布式能源发展。此举将有利于合理控制能源消费总量。该办法目前已进入征求意见阶段，标志着发展分布式能源最大的障碍将被扫清。　　
　　报道引述能源局有关人士表示，如果分布式发电量达到现有发电量的５％，即可替代７０００万吨标煤，相当于少建６４台６０万千瓦大型燃煤机组。　　
　　所谓分布式发电，是指建在用户附近，所生产电力除自用外，多余电力送入当地配电网的发电系统或多联供系统。其主要特征是多用新型发电技术，有利于环保，能源利用效率高，可达６０－９０％等。　　
　　中国分布式能源发展刚起步，以天然气分布式发电为例，目前装机容量约５００万千瓦，不到全国总装机容量１％。能源局去年曾提出到２０１１年拟建设１０００个天然气分布式能源项目，到２０２０年在大城市推广使用分布式能源系统，装机容量达到５０００万千瓦，较２０１０年增长十倍。

　　国家部委加速起草相关法规 分布式能源发展进入快车道

　　分布式能源的理念正快速渗透到强大的电力系统。但发展分布式能源的最大障碍是并网和上网，其中阻力就来自于电力系统。现如今，在“十二五”促进能源生产与利用方式转变的大好形势下，电力系统的态度正快速发生转变，由先前的担忧与排斥变为积极主动地迎合参与。分布式能源在中国正迎来大发展，不难预见，先前阻碍分布式能源发展的，无论是体制、技术还是利益掣肘等必将消解。

　　“自去年4月国家能源局下发《发展天然气分布式能源指导意见征求意见函》之后，国家能源局又起草了《发展天然气分布式能源指导意见》，目前正在走内部审批流程。”4月12日，国家能源局油气司油气处处长杨雷在北京“2011冷热电三联供技术研讨会”上介绍。

　　相关法规正加速起草

　　在去年12月由国务院研究室、国家能源局联合召开的分布式能源专题研讨会上，国家能源局总工程师吴贵辉给出建议，政府和企业要共同努力，像支持高铁一样加快分布式能源建设。

　　虽然分布式能源的发展战略已列入了国家“十二五”发展规划，但是到目前为止，国内还没有专门关于分布式能源或天然气分布式能源的政策。国家相关政策缺失与现有电力体制不允许并网、上网的制约，导致10多年来分布式能源在中国的发展相当缓慢。

　　今年3月1日起，由住建部批准公布的《燃气热电三联供工程技术规程》开始实施。该规程适用于以燃气为一次能源，发电机总容量小于或等于15MW、新建、改建、扩建的冷热电分布式能源系统的设计、施工、验收和运行，并规定联供系统的年平均综合利用率应大于70%。

　　近来利比亚危机与日本核电站事故促使中国政府不得不重新考量调整新能源规划与利用比例。根据国家能源局先前的规划，未来十年天然气分布式能源装机容量将增至5000万千瓦，而据专家透露，为弥补核电建设的“放慢速度”，此目标有望在“十二五”提前实现。

　　记者获悉，目前国务院法制办《能源法》，国家能源局油气司《天然气基础设施管理条例》与《天然气分布式能源管理规定》以及国家能源局新能源司《分布式发电管理规定》等都在加速起草中。

　　电网企业积极响应

　　受国家能源局油气司委托，国网能源研究院于去年完成了《我国天然气分布式能源发展相关问题研究》。记者了解到，由中国电力企业联合会编制的《“十二五”热电联产规划与分布式能源规划》目前已完成初稿，与此同时，西南电力设计研究院也已编制出一套发展分布式能源的相关规划。遗憾的是，由于缺乏实际支撑，上述规划均有美中不足，还需进一步修正。

　　吴贵辉指出，电网公司要提高认识，为分布式能源上网创造条件。近来电网公司的积极表现，也正印证着他们对分布式能源的态度。

　　据悉，国家电网企业标准《分布式电源接入电网技术规定》（Q/GDW4820—2010）已于去年8月发布并开始实施。这样的技术标准在国内尚属首次，标准规定了通过35kV及以下电压等级接入电网的新建或扩建分布式电源接入电网时应满足的技术要求。

　　根据国网北京经济技术研究院、中国电机工程学会热电专业委员会高级工程师王振铭的介绍，国家电网公司在对分布式电源接入电网的相关技术进行研究的基础上，还制定出《分布式电源接入电网技术规定》。 目前该规定已上报国家能源局进行审批，若发布将成为国家标准指导分布式能源行业发展。

　　根据该规定，分布式电源接入电网系统的原则是，电源并入网后能有效输送电力并能确保电网的安全稳定运行，当公共连接点处并入一个以上电源时，应总体考虑影响，原则上电源总容量不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。其中200kV及以下分布式能源接入0.37kV电压等级电网；200kV以上分布式电源接入10kV以上电压等级电网。

　　另有更具体的技术标准规范，“包括分布式电源并网特性测试系列标准、分布式电源并网运行系列标准、分布式电源监控系统功能规范、分匝式电源监控设备等已经制定规划，将分别于2011—2013年发布。”王振铭说。

　　除此之外，南方电网公司也正积极参与分布式能源站的建设工作，并于近期投资数千万元在广东佛山建成一套分布式能源站，供佛山供电局大院三座办公楼用电和制冷，该项目目前仍在投产后测试期。

　　发电集团纷纷涉足

　　根据国家“十二五”电力发展规划提出的电力发展思路，要求优化发展煤电，积极推进新能源发电。预计今后每五年煤电发电比重将降低4—5个百分点。在这种情况下，素来以煤电业务为主的发电集团不得不提早转型谋新路，天然气随即成为佳选。而以天然气为主的分布式能源日渐旺盛的发展势头越来越不容小视。

　　事实也正如此，五大发电集团正大力试水分布式能源项目。

　　据王振铭介绍，华电集团于2007年就成立了新能源发展有限公司大力发展发布式能源，投资建成广州大学城天然气分布式能源站，该项目已于2009年10月投运。此后，华电又分别在中石油管线途经的我国经济相对发达的地区（天津、上海、南昌、沈阳、长春等）开展了10多个分布式能源站的前期工作，预计总容量近10万kW，部分工程将于年内开工。

　　华能集团与广东惠州东江高新科技开发区签订了总投资约60亿元的4×39万kW的冷热电联供燃气机组分布式能源项目。

　　国电集团也将分别在广东深圳、浙江舟山规划建设分布式源站；中电投在上海高培中心也成功运作了“分布式供能系统项目”，此外广东省发改委已核准了中电投珠海“横琴冷热电联供能源站”项目，项目被列入去年横琴新区四大重点建设项目之一。

　　另外，大唐集团四川分公司也将在该省广元市纺织服装科技产业园投建天然气分布式能源，目前正开展前期工作。

　　可以看出，“上述情况表明我国电力系统已对分布式能源开展了一系列工作，在能源发展的大好形势下，电力系统的态度正在发生变化，情况正向好的方向发展。”王振铭说。

能源局长刘铁男：今夏绝不允许拉限居民用电http://www.sina.com.cn 2011年04月25日 19:39 新浪财经
　　新浪财经讯 4月25日晚间消息，针对目前煤电油气运供需矛盾，国家能源局局长刘铁男表示，将从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手应对，全力做好电力迎峰度夏工作，绝不允许拉限居民生活用电。

　　“今年一季度，国民经济形势开局良好，煤电油气运供需稳定，但由于需求过旺，在生产供给增速高达两位数的情况下，部分地区煤电油供应仍出现趋紧的状况。”国家发展改革委副主任、国家能源局局长刘铁男在4月23日召开的全国经济运行工作会议上表示，未来趋势不容乐观。

　　在此背景之下，刘铁男建议各级经济运行调节部门，既要努力做好煤电油气运供应，又要抑制不合理需求，合理控制能源消费总量，促进节能减排和结构调整。

　　刘铁男表示，将确保重要领域、关键时段、重点地区煤电油气运供应。在资源供给增长有限的情况下，通过控制不合理消费，稳定市场、稳定价格。

　　同时，全力做好电力迎峰度夏工作，早研判、早准备，对可能出现的供应缺口，制定周密应对措施，做好有序用电方案。“确保居民生活和重点领域用电，绝不允许拉限居民生活用电。” 刘铁男表示。

　　此外，刘铁男还提及，将充分利用能源资源约束增强形成的市场倒逼机制，加强电力、天然气需求侧管理，合理控制能源消费总量，提高能源利用效率；加快推进煤炭应急储备、能源价格形成机制改革等经济运行调节长效机制建设；加快推进应急物资储备建设，完善应急预案，加强应急物资保障综合协调，提高应急反应和物资保障能力。(华艳 发自北京)

小水电电价之痛
编者按

　　继本报3月28日推出《小水电上网电价何时翻身》之后，记者亲赴湖南省实地采访，获得大量一手资料的同时，采访了湖南省能源局、物价局等相关部门，小水电电价之争渐渐凸显轮廓。本期推出《小水电电价之痛》，力求以客观真实反映问题的态度，管窥当前小水电因电价而起的生存与发展难题。

　　全省有多少个100千瓦的电站？物价局管得了这个芝麻事吗？他们就是牢牢抓着这个权力不放。

　　人间四月天，草木芳菲正当时。

　　然而，3月30日—4月2日，当记者在湖南省走访小水电企业时，看到的却是小水电资不抵债、连年亏损，要求提高上网电价的焦灼表情。

　　“我们的联名请愿信已经递上去快三个月了，行或者不行也要给个答复，把问题都拿到桌上来谈，不能视而不见。”一位娄底市新化县的小水电业主向记者抱怨道。不止如此，在湖南省小水电集中的永州、邵阳、岳阳、株洲和怀化，小水电业主也纷纷通过不同渠道反映小水电上网电价过低的问题。

　　原来，今年1月12日，一份由615名湖南省小水电业主联名盖章的要求提高上网电价的请示文件递交给了湖南省委、省政府等相关部门。

　　“我们现在之所以还没请愿，就是本着一个原则，能在长沙解决的问题就不要跑到北京去，如果我们跑到北京去了，那也是逼上梁山的。”一位不愿透露姓名的小水电协会副会长这样说道。

　　电价乱象：

　　“八仙过海，各显神通”

　　“我们湖南省的小水电电价乱得很。”某小水电协会会长称，目前湖南省执行的电价五花八门，他们最为不解的是一个100千瓦的电站也要报到省物价局来核价。“全省有多少个100千瓦的电站？物价局管得了这个芝麻事吗？他们就是牢牢抓着这个权力不放。”

　　湖南省物价局2010年发布的157号文，规定了原由国家投资的水电项目上网电价为0.225元，非国有投资的电站，其电价在文件附表中注明，电站因新老、大小等情况制定不同的价格。

　　记者在文件附表中发现，共548座电站，共出现了15种价格，从最低的0.25元到最高的0.346元不等。湖南省物价局电力价格管理处处长冯萍在接受《中国能源报》记者采访时表示，基于装机容量大小、年发电量、新投产电站还本付息等多重因素考虑，目前湖南省的定价分为5个档次。

　　冯萍介绍，原国家投资的电站由于水电工程和水利工程往往是合二为一的综合性工程，灌溉任务重，水费收不上，以电养水的情况比较多，电站的发电成本实际上是包括了水库运营成本和电站运营成本的两部分成本在内，核定电价的时候只考虑了电站运营这部分的成本。

　　冯萍告诉记者，为了避免“一厂一价”给人“自由裁断权过大”的嫌疑，2004年湖南省曾出台一个“创新”文件，将1000瓦以上的电站执行一个价格，1000瓦以下的执行一个价格。

　　然而，记者在157号文中发现，新投产项目1000千瓦以下定在0.28元，1000千瓦以上的价格却在0.31元到0.346元不等。

　　记者还看到，在改扩建发电项目一栏中，娄底市新化县装机100千瓦的小洋电站价格被定在了0.28元。而同样属于改扩建项目的邵东县石湾水电站，装机400千瓦，价格却被定在了0.26元。

　　对此，冯萍的解释是：“按照省里的政策来讲，就是鼓励改建，老电站经过一段时间运行以后，需要进行改扩建，这部分电站采取老容量部分老价，新容量部分就是新价格，这样一来种类就多了。”

　　业主们对于权力部门给出的答复深表不满：“他们认为改扩建的项目，老容量老价，新容量新价，核算起来特别麻烦，就折中之后给了一个价格。”业主们认为，这个价格有人为随意定价的嫌疑。

　　据了解，如今湖南全省小水电达到了2838家，每座电站平均要提供7份申报电价的材料，这些材料作为证明电站合法与合规的依据来申报电价。冯萍告诉记者，目前由省物价局核定电价的都是上省网的电站，那些不上省网的电站由县市当地核价之后再上报省物价局。

　　于是，各小水电站开始了“八仙过海、各显神通”的“跑电价”马拉松。于是湖南省小水电圈子里就出现了这样的情况：有的弄虚作假抬高成本之后得到了高电价；有的自行与电网公司协商价格，计划外超比例分成；有的电站因为涉及到国家电力体制改革，前后几经易主、资料不全，没有跑到电价，另外执行一个价格……

　　以上油溪电站为例，2010年上网电量是171.8万度，结算电费39.2275万元，折合0.228元/度，电站全年亏损10.0084万元。这座1991年11月投产的水电站，因电站资不抵债、欠银行贷款200多万，不得不于2003年拍卖。电站现在的法人代表康文君原来是电站职工，搞技术出身，为了保住饭碗，2003年同另外7名职工花135万将电站买下。现在康文君正在搜集资料，搜齐之后准备去跑电价。“跟我一样的电站，跑过电价的日子就比我好过。”康文君说。

　　记者在实地调查中发现，一些非国有投资的电站也执行了省物价局给定的0.225元的价格；有的地方执行的价格高于0.225元，达到了0.235元。

　　命运堪忧：

　　不可或缺又不显眼

　　当记者走进太平水库管理所的电站厂房时，哗啦啦的水声将记者的视线牵引到发电机的进水闸门，工作人员正在试图用一块毛巾堵住往外喷涌的水，这台1975年投产的设备因为没钱维修几近报废。管理所所长戴文超说，这个季节不能发电，他们就要干等，等水库水位再上升2米就可以发电了。

　　一位小水电业主给记者算了一笔账，按照发2亿度电、每度电0.20元计算，一年下来能为当地增加280万元的财政收入。

　　截至目前，我国小水电总装机容量5800多万千瓦，年发电量2100亿千瓦时，全国水电装机三分天下有其一。由于我国小水电多分布在山区农村，在农村供电和农村经济发展中功不可没。

　　然而正是这样功在当代的小水电，作为中国能源大军中既不可或缺又极不显眼的一员，正面临倒闭破产的命运。

　　据了解，太平水电站是湖南省新化县水利局下属的国营性质的企业，领导由水利局指派，职工15人由人事部门安排。入不敷出，工资发一个月是一个月，没发的欠下来慢慢发，即便是这样还要靠向水利局要补助接济才能维持运行。（太平水电站2010年收入支出见表一。）

　　冯萍认为，造成这部分国有投资电站经营困难的主要原因是人员超编。据了解，小水电在地方被认为是效益稳定的企业，当地政府部门就会安插亲朋好友到企业工作，造成企业运营成本的增加。以常德市三江口电站为例，该电站曾因亏损严重向省物价局要求提高上网电价，提价当年就盈利2000多万元，接着当地政府安排了200多人到该电站，致使电站运行不到一年又出现了亏损。

　　不仅如此，那些非国有投资的电站经营状况也每况愈下。

　　据了解，非国有投资电站大致分为两种，一种是纯民营资本投资的电站，也就是靠银行贷款或其它借贷等渠道融资建设的电站；一种是当地农民或者原电站职工集资修建的电站。

　　以记者调查的双林电站为例，这个属于集体集资125万元修建的电站，装机1140千瓦，每年发电700万度。现有职工27人，人均工资620元，每年还银行长期贷款利息12万元、短息贷款利息10多万元，每年净亏损10万元。2010年5月6日的山洪，机组被泥沙掩埋，50多天没有发电。

　　1986年投产的上团电站坐落在湖南省正在打造的奉家古桃花源，电站的龙钟老态与外面生机盎然的春天形成了强烈的反差。与桃花源的小桥流水人家、落英缤纷的诗意景象不同，记者看到的是锈迹斑斑的变压器、引水管和一身农民装束的电站负责人邹传贵，以及穿着拖鞋值班的工作人员。

　　这座电站装机200千瓦，目前还欠着银行30万元、短期贷款10万元。1998年12名职工平均月工资只有250元，直到2000年才增加了50元。1998年增容改造后年发电量80多万度，上网40万度，30多万度供当地老百姓使用，不够用的100多万度电还需要从大电网倒送过来，送出的电价和倒送回来的电价差距达0.3元还多。“我们发三度电才能还电网一度电。”邹传贵说。

　　除面临洪灾威胁以外，这些电站平均海拔在1000米，因此几乎每年都要遭受冰灾。

　　来自国家水利部的统计数据显示，我国农村水电一年的发电量相当于节约标准煤5600多万吨，相当于减少二氧化碳排放1.4亿吨、二氧化硫排放70多万吨。应该说，小水电在增加能源供应、改善能源结构、带动农民脱贫致富、保护生态环境、减少温室气体排放方面做出了重要贡献。

　　一线生机：

　　增效扩容试点

　　“现在谁还来投资小水电，谁就是癫子！”一位小水电协会会长说。

　　以建设3000千瓦的小水电站为例，受审批手续复杂、土地征用、工农开发矛盾的处理、工资、原材料价格上涨等因素的影响，目前平均每千瓦造价在1万—1.2万左右，因此总投资最少在3000—3600万元左右。如果发电量在900万度—1200万度左右，电价以0.31元计，一年电费收入在279—372万元。（投入和支出见表二）

　　记者调查的湖南省小水单业主普遍认为，造成如今小水电全面亏损的主要原因还是电价过低。此外，执行丰枯、峰谷考核机制之后，实际上是变相地降低了水电上网电量的结算价格。因此他们要求：提高上网电价、实行水火同价；取消丰枯、峰谷考核（见表三）。

　　水利部农村电气化研究所所长程夏蕾在接受《中国能源报》记者采访时说：“现在小水电上网电价偏低已经是全行业的共识，肯定是偏低的。”

　　然而记者在采访湖南省物价局时却得到了另外的说法。

　　冯萍认为近年来水电亏损的原因主要是：部分电站人员超编，近两年湖南境内的自然灾害影响了经营，再加上近几年业内“水火同价”的舆论刺激，以及电网企业与发电企业职工待遇的不平等造成水电企业的心理不平衡。

　　据介绍，由于小水电绕不开的丰枯季节性差异问题，尽管湖南省水电装机占电力装机比重达到了46%，其上网电量却只有30%。因为目前的调度原则并不是按照“来水就发电”的模式操作，而是根据用户需求来调度，因此丰水期发电量占全年的电量比重大，也就是说低电价结算的电量占全部结算电量的比重大，从而造成整个结算电价降低。另外，省物价局担心提高上网电价之后会传导到销售价格端，影响到湖南省经济发展速度和工业企业与周边省份的竞争力。

　　但记者从另外的渠道了解到，冯萍所说的46%和30%这两个数字是包含了大水电在内的，实际上湖南省小水电电量不会超过其全部电量的5%，因此物价部门所谓的怕影响工业企业竞争力的说辞是站不住脚的。

　　新建小水电站没人去投，已经投产的电站哀鸿遍野，成为了当下小水电行业的真实写照。如何保证现有水电站的利益，同时让这些电站更好地服务三农，这成为了业界更为关心的话题。

　　据了解，在浙江、广东、福建等沿海省份的部分地区，已经尝试了采取政府与私营业主共同出资改造的办法，将电价定在0.5元，比当地销售电价还高出0.02元。在浙江，一个电站一年给当地百姓人均分红就达到1000元以上，电站还能拿出一部分收益用于所在村组60岁以上老人的养老保险、道路硬化或自来水等基础设施建设。

　　水利部水电局副局长刘仲民在接受《中国能源报》记者采访时表达了这样的无奈：实际上目前已经有许多小水电的性质已经脱离了原先服务三农的道路，变成了私人老板所有的私营企业。因此当这部分业主去向政府要求涨价时，由于没有相关政策支持无功而返。

　　然而，针对小水电行业存在的普遍亏损，目前水电局正在努力争取财政资金，在全国范围内开展小水电增效扩容项目试点。这个项目试点范围包括产权归国家所有的电站、集体股权集资管理的电站和承担“以电代柴”功能的电站。据悉，该项目有望在今年内获得财政拨款。

　　更进一步，水电局还将会同物价部门探讨在西南小水电资源丰富的地区实行公私合营，也就是在调动社会资金服务三农的同时，调动政府解决电价问题的积极性。

　　或许，这不失为突破电价重重迷雾的一线生机。

小水电上网电价何时翻身 - 中国能源报-人民网
　一份由615个湖南省小水电站业主单位联名盖章、名为《湖南省部分县（市）小水电企业强烈要求提高小水电上网电价的请示》的文件（以下简称《请示》）于今年1月12日分别送达湖南省委、省政府、省发改委、省电监会、省水利厅、省物价局等政府部门。

　　今年春节过后，《中国能源报》记者从湖南娄底市新化县明珠小水电技术协会得知了这一消息。“一并寄出的还有浙江省、广东省、江西省、湖南省的上网电价文件，但是目前还没有明确答复。”新化县明珠小水电技术协会副会长陈平益对《中国能源报》记者说。

　　举步维艰的小水电

　　根据娄底市物价局2010年6月发出的《关于调整我市新化地方电网内小水电站上网电价》的通知，对部分老旧电站上网电价进行了调整，新老电站平均上网电度结算价格调整至0.23元/度左右。

　　但众所周知，小水电是径流式电站，靠自然降雨维持发电，自然降雨不能人为控制，但由于执行尖峰平谷电价，加上线损、高价倒用电等，实际电价比目录电价降低了20%左右。

　　以运行10年来连续亏损的湖南省新化县奉家镇上团电站为例，其2010年上网148728度，电费28753.8元，折合0.193元/度；2009年上网125072度，电费18487.38元，仅折合0.148元/度，明显低于国家政策规定的电价。

　　“上团电站运行10年来，不但未还贷款本金，还只能靠从信用社、银行借款度日。”上团电站工作人员向本报记者表示，“2008年电站进行了一次改造，电站员工入股16.5万，如今也只有每年6%的股金利息，严重低于信用社的贷款利率，职工没有办法上养老保险。”上团电站2009年的员工工资仅为500元/月。

　　由于电网电费结算不公，导致上团电站正常年度的渠道、大坝无法维修，设备无法更新，更糟糕的是，微薄的工资直接造成电站人心不稳，无人值班的现象时有发生。

　　在新化县另一座全部由股东集资入股、未花国家一分钱修建而成的川坳水电站，本报记者看到其2010年4月员工工资平均值仅为600元左右，而工资最低的一名员工仅领到了258元。

　　在湖南省另一个小水电站密集的永州市祁阳县，其小水电协会常务会长陈建华这些天非常焦躁。由于又有三个小水电站无法偿还银行的长期贷款利息，小水电站面临着关闭的危险。“利息都还不清了，何况是贷款呢，我们都知道小水电要投资必要的安全生产设备与设施、水土保持和环境保护、提高职工的劳动报酬和改善福利待遇等等，基本的维修运营顾不上，还怎么还本付息！”陈建华对本报记者说，这些日子他一直在和银行周旋。

　　陈建华告诉本报记者，目前祁阳县装机1000千瓦以上的水电站上网电价为0.305元，1000千瓦以下水电站上网电价为0.28元。根据陈建华提供的资料，祁阳县45家小水电企业中，亏损的39家，停建的4家，倒闭和频临倒闭的2家，无一家赢利。例如，祁阳县内下电站、祁阳县人民电站、祁阳县大江水库电站、祁阳县棕树坪电站和祁阳县华湘电站2008年分别亏损17693474元、5791548元、3918404元、1075346元和408754元；2008年实际单价成本已分别达到0.57元／千瓦时、0.46元／千瓦时、0.63元／千瓦时、0.66元／千瓦时和0.79元/千瓦时。

　　“前几年最困难的时候，祁阳县人民电站20多个月发不出工资来。”陈建华对本报记者说。

　　在我国，小水电处于如此困境的不止是祁阳，也不止是湖南，而是全国比较普遍的现象。例如，2008年贵州习水县32个电站，2008年度全部亏损；2005年陕西岚皋县19个电站，亏损的13个；江西小水电站经营情况则为“三分天下”，即三分之一微利运营，三分之一保本经营，三分之一亏损坚持。

　　电价低加剧入不敷出

　　根据祁阳县小水电协会计算的投资水电站的简单效益模型，一个装机100千瓦的小水电站的投资总额为60-100万元（年利息6-10万元），以电价0.25元/千瓦时、机组年利用小时2500小时来算，机组年发电量为25万千瓦时，年收入仅为6.25万元，税后年收入仅能给一半的工作人员开出工资。

　　《中国能源报》记者在此前的报道中曾经计算过，根据水利部颁布的农村小水电人员定编要求，运行维修企管人员在装机200千瓦的水电站需要5人；装机800千瓦的水电站需要8人……装机16000千瓦的水电站需要15人。人员工资及各种保险、费用支出、奖金福利等大约每人每年25000元，此外加上企业经营管理办公费用、水资源费、对当地农村农民的综合补偿费、修理维护费用等，在这种情况下，只有装机容量达1.6万千瓦的小水电站才能实现薄利（投资利润率5.20%）。要使装机容量200千瓦的水电站保本经营，上网电价将高达0.50元/千瓦时以上。”

　　实际上目前的小水电站的年运行时间远远达不到5000小时，大部分只有3000小时左右，加上电价也远远达不到物价部门批准的目录电价，实际效益也远达不到上面假设的效益。

　　陈建华认为，当前的小水电低上网电价引起的各种问题，是小水电站的“四无”（ 无立项、无设计、无监管、无验收）现象产生的主要原因，也是近年小水电行业安全事故频发的最主要根源。而由于缺乏资金，实际上存在的问题还远不只这“四无”。

　　曾经是投资者“香饽饽”的小水电，近年来却纷纷亏损。陈建华给记者算了一笔账，如果一个小小的100千瓦的水电站倒下，一年就要少发25-50万千瓦时的电能，多消耗25-50万斤原煤。“目前还有多少个100千瓦以上的已开发的小水电站可能正在要倒下，又还有多少个100千瓦以上的未开发小水电站等待着我们去开发？”陈建华对记者说，“如果祁阳县的122075千瓦小水电都倒了，那么国家一年就要多损失3-6亿斤原煤。如果全国的都倒了，那后果是不可想象。”

　　同网同质就应该同价

　　《请示》提出，以单个电站成本定价的“还本付息电价”政策，对小电站、老电站和非统调电站的歧视性低电价政策，使小水电远远低于火电的“水火不同价”的电价政策，希望规范小水电上网监管核定行为，强化标杆电价的作用，不搞单个项目电价核定，把现行“一厂一价，一机一价”的做法改成“一网一价，同网同质同价。”

　　“装机容量大的电价高，装机容量小的电价低；跑了关系的电价高，没跑关系的电价低；电力部门投资的电价高，非电力部门投资的电价低；火电的电价高，水电的电价低，甚至一个县有十几种电价的不合理的电价乱象……”说到这些，一位连年呼吁提高小水电上网电价的小水电协会会长变得十分激动。

　　据了解，湖南省周边各省现行的小水电上网电价分别为：广东省2008年小水电上网电价0.395元/千瓦时（不含税）；河北省2009年小水电上网价为0.38元/千瓦时；江西省2009年小水电上网价最低为0.32元/千瓦时；而湖南2010年小水电上网价最低为0.225元/千瓦时。因此，《请示》认为，制定合理的小水电上网最低保护价，最低应不低于江西小水电上网价0.32元/千瓦时，并要开展供电成本定期监审制度，建立有效的供电成本约束机制。

　　根据《中华人民共和国电力法》第五章第三十五条：“制定电价应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设”； 第三十七条“上网电价实行同网同质同价”。

　　《可再生能源法》、国家发改委等8部委《关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知》也要求“实现水电全额上网，同网同价”。

　　在今年的全国两会上，民盟中央也建议要依据《电力法》“同网同质同价”的规定，制定小水电上网最低保护价；允许小水电借网向附近工业企业或城镇直接供电，尽快出台《水能资源开发利用管理办法》，实行水能资源开发权有偿出让制度；国家在安排资金时，应充分考虑部分具有农田灌溉、防洪等公益性功能的小水电站所。

　　但发电领域一直没有执行1996年颁布的《电力法》规定的“同网同质同价”这个最基本的电价原则，而采取按成本审批电价的机制。国家能源局新能源与可再生能源司司长王骏认为，“水火同价”的实质，是指各种不同的发电方式所生产的电力，都是同样的商品，给使用者带来的效用是相同的。至于成本高低，对于从事竞争性业务的企业来说，完全是自己产品竞争力的问题，用不着行政部门去管。即使商品的成本没有任何变化，也常常会因消费需求变化引起市场价格变化。

　　“这种上网电价乱象的实质是电力行业利润分配不均，富了电网而穷了电厂。现在这么多小水电企业要求提高上网的电价，实际上只是在电力行业内部均衡一下利润分配，不影响销售电价。”水利部水电局一位官员对本报记者表示。

　　据了解，这份《请示》向上递交之后，湖南物价局表示将在近期对小水电运营情况进行调研。“总说调研，也不知道什么时候能来，不知道是不是时间一长，又不了了之了。”上述的一位小水电协会会长对这样的答复显然提不起兴趣。

泱泱大国靠奥斯卡奖怎么可能搞好？低电价决定了泱泱大国必定成为世界高能耗产业转移的基地，所谓的节能减排只不过是口号而已。

积重难返还是乱则思变