小水电行业调研报告

水电行业发展受我国水资源状况影响显著，当前我国水资源总量下降趋势较明显且分布区域性显著。我国一直重视水电行业的发展，2019年水电建设投资规模达到839亿元;近年来，我国水电行业累计装机容量不断增加，每年新增装机容量凸出下降趋势。未来，我国会继续推进水电行业发展进程，“西电东送”规模将不断扩大。我国水资源总量呈现下降势头水资源是水电行业发展的重要保障因素，其相关项目的推进与水资源紧密相连，因此，我国水资源总量的变化情况会引起行业内的密切关注。据国家统计局发布的数据可知，2014-2018年我国水资源总量呈现出先上升后下降的态势;2016年水资源总量达到峰值状态，为32466.4亿立方米，2018年我国水资源总量为27462.5亿立方米，较2017年下降4.5%。我国水资源分布区域特性显著据水利部统计公布的水资源总量地区划分数据来看，我国水资源总量分布区域特征较为显著，水资源的分布情况会在一定程度影响水电行业产业布局情况。2018年，西藏水资源总量最多，为4658.2亿立方米;其次是四川，水资源总量为2952.6亿立方米。综合来看，我国水资源主要分布在东南部、中西部地区，而水力发电离不开水资源，从而可以得出我国东南部、中西部地区水电资源储能较丰富。我国水电建设投资增长率呈上升趋势水电行业作为输出可再生能源的一种重要产业，一直以来受到国家大力支持。2016-2019年，我国水电建设投资规模增长率整体呈上升趋势。2019年，我国水电建设投资规模为839亿元，较2018年同期增长19.86%。2020年1-4月，我国水电建设投资规模为212亿元，同比下降15.80%，这主要是受新冠肺炎疫情的影响，继全国全面复工复产后，其投资规模增长率下降幅度会有所收缩。2019年累计装机容量和新增装机容量分别为3.58亿万千瓦、0.45亿万千瓦根据中电联数据，2013-2019年我国水电行业累计装机容量逐年增长，但增速逐年下降。2019年，水电行业累计装机容量约为3.58亿千瓦，较上年同比增长1.55%。根据中电联数据，2017-2019年我国水电行业新增装机容量以及增长率均呈下降趋势。2019年，我国水电行业新增装机容量为445万千瓦，较上年同期下降了48.20%，下降幅度较大。“西电东送”规模不断扩大未来三十余年，我国将深人推进水电“西电东送”战略，重点推进长江上游、金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游、南盘江、红水河、怒江、雅鲁藏布江等大型水电基地建设，通过加强北部、中部、南部输电通道建设，不断扩大水电“西电东送”规模，完善“西电东送”格局，强化通道互连，实现资源更大范围的优化配置。更多数据可参考前瞻产业研究院《中国小水电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

如需报告请登录【未来智库】。前言：从中观三维度探讨企业盈利变化与成长性 从商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨企业盈利变化与成长性。本篇报告旨在从商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨水电企业的 盈利变化与成长性。其中，商业模式是企业的盈利模式和增长模式。作 为典型的重资产行业，水电企业的盈利模式中收入取决于电价和发电量 （装机量、利用小时），而成本则主要表现为固定资产折旧（单位投资 成本）和财务费用（融资成本）；增长模式主要通过水电站建设期的高 CAPEX 以获得投产后的充沛 CFO，本质是装机量上的增长。行业空间 可以判断两点，其一是水电行业未来的装机量增速；其二则是增量项目 盈利的边际变化（主要影响因素是单位投资成本和利用小时）。 行业格局 阐述了高投资壁垒如何导致行业高集中度、西电东送如何通过影响水电 企业电价和利用小时进而重塑行业格局。 业绩稳健+高股息率的类债属性仍将是水电龙头的主要特征。从存量方 面看，一方面水电龙头能够在其控制流域内实行多个电站梯级联调，从 而熨平来水波动，在保证消纳的前提下维持利用小时数的相对稳定；另 一方面，随着还本付息压力逐渐减轻，财务费用的不断下降可以冲抵市 场电交易比例扩大带来的不利影响。因此，水电龙头的业绩预计将持续 保持稳健。从增量上看，随着优质水电资源越来越稀缺，当前水电龙头 的 CAPEX 正在不断下滑，企业利润预计将更多的以分红的形式回馈投 资者。稳健的业绩叠加高比例的分红，高股息率的类债属性预计仍将是 水电龙头的主要特征。行业层面：高 CAPEX 构建壁垒，西电东送重塑格局商业模式：典型重资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO 水电站生命周期分为建设期和运营期。水电行业的商业模式属于典型的 重资产行业商业模式，水电站建设主要表现出建设期高资本开支 （CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。其中，运营 期又分为三个阶段：（1）折旧期+贷款还本付息期，该阶段随着还本付 息压力逐步减轻，现金流以及净利润逐渐上升；（ 2）折旧期（还本付息 结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（3）折旧期结束， 该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则稍有回落后 维持稳定。 建设期：建设成本主要为工程费用和水库淹没处理补偿费。目前大中型 水电站的建设期大致在 5-10 年，部分小型水电站建设期略短，大致在 2-3 年（5MW 以下的水电站为小水电站，5～100MW 为中型水电站， 100M～1GW 为大型水电站，超过 1GW 的为巨型水电站）。从建设期的 成本构成看，静态总投资主要包括工程费用（建筑工程费、机电设备及 安装工程费、金属结构设备及安装工程费、临时工程费）、水库淹没处理 补偿费（农村移民补偿费、专项恢复改建费、学校&企事业搬迁补偿费、 库区防护费、库区清理费等）、独立费用以及基本预备费。其中，工程费 用和水库淹没处理补偿费是占比最大的两项，合计可占到总成本 90%， 独立费用大致占到 5%左右。水电站的总投资额又由静态总投资额、价 差预备费以及建设期利息支出组成。 建设期：单位投资成本波动范围较大，中位数 9000 元/kw。由于水电站 所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投 资成本范围波动也较大。从我们统计的各上市公司水电站的数据看，单 位投资成本基本在 0.7-1.3 万元/kw 区间内，中位数为 0.9 万元/kw。其中， 静态投资额大致占到总投资的 80%左右，建设期利息及价差预备费大致 占到总投资额的 20%左右。从具体公司数据看，大型水电公司里长江电 力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为 0.93、1.16 和 1.30 万元/千瓦时，长江电力成本优势较为显著。运营期发电收入：由电价、利用小时两因素决定。水电站投入运营后， 运营期的发电收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。目前，水电 站上网电价的主要定价方式主要分为四种： 成本加成法：上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命 周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核 定。其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期贷款利率 并考虑风险因素核定。2001 年 4 月前已投产水电站（曾执行还本付 息电价）、2004 年及之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站 基本都遵循的是成本加成法定价机制。 落地省区电价倒推法：根据 2014 年国家发改委发布的《关于完善水 电上网电价形成机制的通知》，对于跨区送电的水电站，以受电省市 电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣 减输电电价和损耗后的倒推价格。水电标杆电价法：2004 年发改价格相继发布 1037 号、1038 号、1125 号文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。2014 年国家发改委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中 提出，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均 购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本 制定。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上， 根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆 电价。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。 市场化定价法：由于电力市场化改革的不断推进，部分水电站上网 电量陆续开始参与到各地市场化竞争中，由市场供需关系形成电 价。当前参与市场化交易的主要是部分跨省跨区外送的水电站。上网电量的计算公式为发电量*（1-厂用电率）-线损，发电量的计算公 式为装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上 网电量主要取决于利用小时的高低，而利用小时的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水率）以及节水增发能力（流域梯 级联调）三个方面。 运营期成本分析：折旧、财务费用是前两大支出。我们详细梳理了水电 站投产运营后各项费用及其占比。其中，固定资产折旧费在成本中占比 最大，大致在 40%-45%；利息支出导致的财务费用在运营期第一阶段（折 旧+还本付息）是成本中占比第二大项目，其占比随着本金的偿还将逐 步下降；水电站修理费按固定资产的 1%提取，这部分约占总成本的 10% 左右；剩余占比较大的是库区基金费和水资源费，分别按照 0.008 元/千 瓦时和 0.005 元/千瓦时提取，两者合计可占到总成本的 10%左右；剩余 的成本构成包括燃料及动力费、保险费（非强制险种）、职工薪酬、材料 费和其他费用。行业空间：资源开发超六成，有望逐步由流域中下游向上游转移 国内水电资源开发已超六成。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资 源复查结果，我国水电资源理论蕴藏装机为 6.94 亿千瓦、技术可开发装 机为 5.42 亿千瓦。截至 2018 年末我国水电装机容量为 3.5 亿千瓦，占技 术可开发量的 63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到 2.86 亿千瓦，占到可开发总装机量的 53%。、行业装机增速放缓，发电量占比下降。“十二五”期间国家对于水电开 发的政策为推进西部大型水电站开发、因地制宜开发小水电站。然而由 于开发速度过快叠加西南地区电力消纳能力不足导致弃水率上升，水电 的利用小时数不断下降，因此“十三五”期间国家政策转为科学有序开 发大型水电、严格控制中小水电。受此影响，水电新增装机不断下滑， 2018 年新增装机仅为 832 万千瓦；发电量占全国总发电量比重也逐年下 滑，由 2016 年的 19%下降至 2018 年的 17%。 当前在建装机主要集中在金沙江和雅砻江。详细梳理十三大水电基地装 机信息后可以发现，规划装机最大的前五大基地分别为金沙江（7209 万 千瓦）、长江上游（3210.9 万千瓦）、雅砻江（2971 万千瓦）、澜沧江（2581.5 万千瓦）以及大渡河（2552 万千瓦）。当前在建项目主要集中在金沙江 和雅砻江水电基地，在建装机分别为 3417 和 1006 万千瓦。其中，金沙 江的在建装机主要是三峡集团的乌东德（1020 万千瓦）、白鹤滩水电站 （1600 万千瓦）；雅砻江的在建装机主要是雅砻江电力（国投电力持股 52%、川投能源持股 48%）的两河口（300 万千瓦）、杨房沟水电站（150 万千瓦）。未来开发趋势预计由中下游向上游转移，可能导致成本上升&利用小时 数下降。随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源 基本上开发完毕，优质水电资源变得日益稀缺，后续水电开发的趋势预 计将更多由中下游向上游转移，由此可能会带来单位投资成本的上升与 利用小时数一定程度的下降。以雅砻江流域为例，可以看到中下游随着 梯级电站高度的增加，单位投资成本存在明显的上升趋势，利用小时数 呈现一定下滑态势。考虑到雅砻江上游靠近西藏，开发成本预计会进一 步升高，由此可能导致水电站开发的经济性（IRR）难以保障。行业格局：集中度高、西电东送重塑行业格局 投资壁垒导致行业集中度较高。当前政策鼓励发展大型水电而大型水电 站的前期资本开支很大且建设期无任何收益，因此行业具有很强的投资 壁垒，导致行业集中度较高。具体看，目前行业前七大企业均为大型央 企，截至 2018 年末三峡集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国电投 集团、国电集团和国投集团已投产水电装机量分别为 49.44GW、 27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW 和 16.72GW；全 国已投产的水电装机容量 341.68GW，CR7 占比高达 55.28%，且后续很 大可能进一步提升。 十三大水电基地开发格局较为稳定。目前十三大水电基地的开发格局较 为稳定，其中金沙江水电基地：上游段由华电金沙江上游水电开发有限 公司负责开发，归属华电集团；中游段共布置龙盘水电站、两家人水电 站、梨园水电站、阿海水电站、金安桥水电站、龙开口水电站、鲁地拉 水电站和观音岩水电站共八座巨型梯级水电站，前四级由云南金沙江中 游水电开发有限公司（华电集团）负责，金安桥则归属民企汉能控股为 主（目前正公开转让），龙开口电站归属华能集团，鲁地拉归属华电集团， 观音岩归属大唐集团。下游段溪洛渡、向家坝由长江电力负责，在建的 乌东德、白鹤滩电站建成后将由三峡集团注入长江电力；澜沧江水电基地主要由华能集团下属华能水电开发；雅砻江水电基地主要由雅砻江水 电公司负责开发，国投电力和川投能源各持有雅砻江水电 52%和 48%股 权；长江上游水电基地主要由长江电力开发；南盘江、红水河水电基地 主要由大唐集团下属的桂冠电力开发；大渡河水电基地由国电电力开发； 黄河上游水电基地主要由国电投集团开发；乌江水电基地主要由华电集 团旗下黔源电力和大唐集团开发。金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江来水情况和节水增发均更强。前文提 到影响利用小时数的重要因素包括了来水情况（自然资源波动）以及节 水增发能力（流域梯级联调）。来水情况方面，图 13 可以看出金沙江（长 江）、雅砻江和澜沧江均起源于西藏地区，其来水由冰川融雪和降雨两方 面决定；而南盘江、红水河则只取决于降雨多寡，因此在金沙江（长江）、 雅砻江和澜沧江上的水电站来水波动会更小。节水增发方面，由于干流 流域较长，且海拔落差较大，因此金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江可以 形成多个能够进行梯级联调的电站以熨平来水波动，实现节水增发以提 升水资源利用率。 西电东送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我国“西电东送”的 基本格局是建设“北、中、南”三大输电通道。其中，北通道包括东北、 华北、山东、西北电网，主要是通过开发山西和蒙西、陕北、宁夏火电 基地和黄河上游水电主送北京、天津、河北南网，并东送山东电网形成。 中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，主要是通过开发三峡水电站、 金沙江梯级水电站、四川省的水电站向东部经济发达且能源紧缺地区送 电，供电主要对象包括华中、华东、福建地区。南通道包括广东、广西、 贵州、云南、海南和香港、澳门电网，其西电东送的总格局是开发贵州 乌江、云南澜沧江和云南、贵州、广西三省区交界处的南盘江、北盘江、 红水河上的水电资源及云南、贵州两省的坑口火电厂向广东地区进行送 电。电价分析：外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆电价。在实行西电东送后，西南地区主流水电站电价便分为两种模式，即外送 电电价和上网标杆电价（成本加成电价各厂各议，因此此处不在讨论范 围之内）。外送电价方面，由于执行落地端燃煤电价倒推，因此送电落 地省份燃煤电价更高，相应的水电站结算电价也会越高。从目前各省市 燃煤电价看，广东省（0.4530 元/千瓦时）和广西省（0.4207 元/千瓦时）优势最为明显，其次是上海市（0.4155 元/千瓦时）和浙江省（0.4153 元 /千瓦时），外送江苏省（0.3910 元/千瓦时）相对不划算。上网标杆电价 方面，根据《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通 知》(川发改价格[2015]116 号文件，四川省内径流式水电站标杆上网电 价为 0.308 元/千瓦时(含 17%增值税，下同)，季调节(含不完全年调节) 水电站标杆上网电价为 0.35 元/千瓦时，年调节和多年调节水电站标杆 上网电价为 0.39 元/千瓦时。根据《云南省物价局关于调整完善我省丰 枯分时电价政策有关问题的通知》(云价价格[2013]139 号，云南省内除 鲁地拉水电站电价为 0.313 元/度；金安桥、龙开口、阿海水电站电价为 0.2893 元/度，龙江等 11 座水电站电价为 0.27 元/度外其余水电站电价为 0.235 元/度。因此，从上述数据可以看出，实行西电东送后水电电价的 高低次序分别为外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆 电价。 市场化折价分析：外送电广东地区竞争激烈，就地消纳云南省压力更大。 西南地区水电出力主要有两种消纳途径，其一主要是外送华东地区（江 浙沪）和广东地区，其二则是当地消纳（主要省份为云南省和四川省）。从外送格局看，送广东地区的电站包括了长江电力、华能水电、华电集 团以及国投电力等 19 座水电站，竞争较为激烈；华东地区方面送上海的 主要是长电的向家坝和葛洲坝水电站、送浙江的主要是长电的溪洛渡水 电站、送江苏的则是国投电力下属的锦屏一级、锦屏二级和官地水电站， 基本上不构成竞争关系。此外，从广东省和江苏省市场电折价数据看， 广东省市场电让利幅度较大，虽然自 18 年初开始不断收窄，但目前让利 幅度仍在 3 分钱/千瓦时左右；而江苏省市场电让利幅度则一直稳定在 2 分钱/千瓦时左右。从当地消纳格局看，一方面近年来云南、四川两省发、 售电量差值呈现扩大态势，其中云南省差值更大，侧面说明其外送需求 更为迫切、省内消纳压力更大；另一方面从国家能源局公布的 2017 年前 三季度弃水报告看，四川省水能利用率为 88%而云南省水能利用率为 87.3%，相较四川省低 0.7pct，也从侧面说明云南省内消纳的格局相比四 川省压力更大。投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显 利率预期随经济增速下行。经济增长是投资回报的重要来源，理论上说 利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速 持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖 融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大 量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来 随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国 内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。 高股息资产价值性凸显。经济高速增长时期，货币政策放水带来资产价 格的上涨，盈利主要来自于资产的资本利得；而在当前经济增速缓慢下 行预计带动利率趋势向下的大背景下，想要获得资产的资本利得将会变 得越来越困难，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背 景下无疑显得更为珍贵。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、 十年期利率分别为 2.59%、2.82%、2.96%和 3.21%，相比之下水电龙头 3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸显了水电龙头的战略配置价值。价值性凸显的结果是抬升标的估值。从出发点上看，购买业绩稳健、高 分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股 息率。但是从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资 产的估值产生持续抬升作用。未来水电龙头估值抬升的驱动力预期分为 两种：（1）国内利率趋势向下导致水电龙头的价值性不断凸显，从而 带动国内资金增配；（2）在利率水平较低的海外市场，类似长江电力、 华能水电等盈利稳定、高股息率资产（如香港中华煤气、粤海投资、中 电控股等）均具有较高估值，当前水电龙头的估值距离海外同类型公司 估值水平仍存在一定差距，有望持续吸引外资增配。新能源行业空间广阔，水电龙头受制平台约束无法涉足 优质水电资源稀缺，新能源行业成长空间广阔。前文提到截至 2018 年 末我国水电装机容量为 3.5 亿千瓦，占技术可开发量的 63%，水电资源 开发已超过六成，且随着国家政策转变，优质水电资源已经较为稀缺， 行业增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下。反观新能 源行业，风电、光伏在逐步平价的过程中成长性不断提升，19 年新增装 机有望分别超过 25GW 和 40GW。当前新能源运营行业面临的主要问题 仍然是前期高补贴项目补贴拖欠导致的企业现金流紧张，而水电充沛的 现金流刚好可以与新能源形成良好互补，形成双赢局面。多数水电龙头公司受制平台约束。对于目前的水电龙头企业而言，由于 背靠的集团较为庞大，因此集团内部对于业务的分工较为明确，导致多 数水电龙头基本仅拥有集团的水电资产。例如三峡集团中，长江电力拥 有集团的水电业务，而风电、太阳能发电业务则属于三峡新能源以及长 江新能源；华能集团中，华能水电拥有集团的水电业务，华能国际拥有 集团的火电业务，风电、太阳能发电业务则属于华能新能源（港股上市）。这种模式的优势在于集团承诺公司为水电业务的唯一平台，避免了同业 竞争问题，但与此同时随着水电资源不断开发、优质水电资源变得稀缺， 不能涉足新能源发电业务使得水电龙头的成长性略显不足。投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的 投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的。当前经济 增速缓慢下行预计将带动利率趋势向下，业绩稳健且愿意回报股东的权 益资产价值性不断凸显。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资 产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股息率。但从 结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生 持续抬升作用。目前拥有稳健业绩+高分红率的水电行业龙头股息率大 致在 3.5%-4%区间内，极具吸引力的高股息率有望带来公司估值的持续 抬升，具备战略配置的价值，推荐长江电力、华能水电、桂冠电力。此 外，当前全国水电资源开发已超六成，且优质水电资源变得稀缺，行业 增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下，而多数水电龙 头受制集团平台约束，成长性略显不足。我们看好不受集团平台约束的 国投电力，公司作为国投集团的唯一上市平台，未来有望在水电和新能 源发电两个领域提升装机以获得高成长性。重点企业（略，详见报告原文）长江电力：乌、白电站预期注入，业绩稳健+高分红的行业龙头华能水电：新机组投产带来量价双升，股息率预期大幅提升桂冠电力：股息率位列行业首位，凸显配置价值 国投电力：雅砻江水电资产优质，成长性不受平台约束 ……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：中泰证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

调研组在资兴市程江口水电站查看电站生态流量监测设施运行情况。红网时刻4月24日讯（通讯员 朱炎华 樊智辉）为贯彻国家部委和省委省政府关于小水电清理整改工作的要求，尽快完成小水电清理整改任务，4月23日至24日，水利部国际小水电中心副主任付自龙一行6人来资兴调研小水电生态流量监管工作。4月23日，调研组先后到资兴市程江口水电站、鲤鱼江水电站、湖南虹基水电发展有限公司等现场，实地察看了电站生态流量监测设施运行情况、小水电生态流量监管平台运行情况。4月24日上午，调研组召集资兴市水利局、资兴市小水电协会召开座谈会。会上，调研组听取了资兴市水利局关于小水电清理整改工作进展情况、存在的问题及困难，小水电生态流量核定、泄放监测设施落实情况，小水电生态流量监管系统建设情况，以及资兴市现行上网政策、电价水平和相关工作建议等方面的汇报。调研组充分肯定了资兴市在小水电生态流量监管中所做的工作，同时表示在下段工作中将充分考虑与会人员的建议意见。

秦岭，陕西省南部、渭河与汉江之间的山地，绵延1600多公里，与淮河一起构成了中国地理上最重要的南北分界线。这里也是黄河、长江最大的支流——渭河与汉江的发源地，再加上秦岭调控着南北方降水，让秦岭有了“中央水塔”的美誉。不过在漫长的历史中，“中央水塔”腹地的乡村层饱受缺电之困，秦岭地区丰富的水资源将小水电推向前台，成为纾解秦岭南北两麓用电难题的关键。长期以来，小水电在供电、防洪等方面发挥了重要作用，如今它们的命运却变得岌岌可危。2018年，陕西省开展了秦岭生态环境保护专项行动，并颁布了一系列政策法规。2019年1月，陕西省政府发布《秦岭生态环境保护行动方案》；9月，陕西省人大修订了《陕西省秦岭生态环境保护条例》；2020年7月，陕西省政府再度印发《陕西省秦岭生态环境保护总体规划》。在这场雷霆之势的环保风暴中，秦岭地区400余座小水电站业主已然陷入惶恐。从2019年开始，西安市率先对境内的秦岭小水电开启整治工作，52座小水电站如今仅余2座还在运行。更让小水电业主们担心的，是目前正在征求意见的《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》。根据这一文件，陕西省发改委下属的陕西省秦岭生态环境保护委员会办公室将参照《交通安全法实施条例》中的分类计分方案，对每个水电站以满分12分的方式进行扣分评价。12分扣光，水电站需要退出或拆除。“如果按照征求意见稿的评分标准，秦岭范围内的小水电站，几乎没有一个能保留下来。”秦岭多家小水电业主告诉《能源》杂志记者。在调研中，《能源》杂志记者发现，陕西省各级政府在有关小水电整治的政策文件中，部分内容甚至存在前后矛盾的问题。而且在政府整治工作中的许多细节，政府与小水电业之间也存在着颇多争议。秦岭小水电的整治到底存在着哪些争议？在这场秦岭生态治理行动中，小水电又该如何自处？“十不存一”的整治秦岭地区的小水电整治是先从西安开始的。2019年3月11日，西安市印发了《西安市秦岭生态环境保护区小水电站清理整治工作方案》（西安市2019年81号文）。根据该文件阐述，西安市共有秦岭小水电52座，总装机容量86263千瓦。按整治文件要求，需要立即关停拆除电站2个，限期关停退出电站36座，整治提升电站14座。2021年1月14日，陕西省秦岭生态环境保护委员会办公室发布《陕西省秦岭区域小水电站目录》，根据该目录西安市境内的52个水电站已经拆除了50座，仅余2座还在运行之中。两份文件中存续小水电的数量相差甚多。“这实际上就是对小水电进行无差别关停和退出。”已经被拆除电站的业主祁英民告诉《能源》杂志记者。最让小水电业主无法理解的是西安市长安区6个电站的拆除。在长安区的7个小水电站中，除石砭峪一级电站位于秦岭重点保护区，其他电站都位于一般保护区。根据《陕西省秦岭生态环境保护总体规划》和《陕西省秦岭生态环境保护条例》，重点保护区内已建成或者在建的水电站，由县级以上人民政府依法组织限期整治或者退出、拆除，恢复生态。所以西安市2019年81号文才明确长安区6座水电站整治提升，保留原因是综合利用。西安市长安区小水电站情况“但是现在大峪和石砭峪的电站只拆除了发电设备，大坝因为还有灌溉、供水的功能，所以保留了下来。”一位知情的秦岭小水电业主告诉《能源》杂志记者，“如果说拆除小水电站是减少对生态环境的负面影响，那么只拆除发电设备、保留大坝完全没有改善生态的作用。”而同样具有供水作用的黑河坝后水电站和李家河水库坝后电站，却能保留发电设备继续运行，更加剧了小水电业主们对于执法标准不统一的疑惑。电站的拆除却并不是结束。根据81号文，电站的清理拆除要首先进行资产评估和方案编制。资产评估是政府实施拆除补偿的重要依据，由区县政府委托专业机构承担形成资产评估报告。再以此为依据，编制水电站关停退出实施方案，确定补偿费用。拆除费由市、区县两级财政按照一定比例分担。2020年2月24日，西安市水务局、西安市财政局印发了《西安市秦岭生态环境保护区小水电站清理整治关停拆除类电站资产补偿费确定办法的通知》。文件规定，对于符合补偿条件的水电站，由区县人民政府和企业进行商谈，补偿标准最高不超过资产评估报告的80%。但小水电业主们则担心，补偿费用大部分都压在区县财政中，很可能会导致补偿迟迟无法落地。如，西安市周至县境内有30座小水电站，拆除了29座，占西安市小水电站总数的一大半。但周至县直到2020年才摘掉了贫困县的帽子，小水电业主们对补偿款拖欠的担心不无道理。就在西安市大规模拆除小水电的时候，《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》（征求意见稿）的出台无疑让整个秦岭地区的小水电业主们陷入焦虑之中。这份文件将决定除西安外其他秦岭区域的小水电整治工作，它又引发了哪些争议呢？90%的潜在拆除率2020年12月25日，陕西省秦岭生态环境保护委员会办公室发布《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》（征求意见稿），这已经是第二次征求意见了。尽管文件对部分内容进行了细化，但小水电业主们却认为两份征求意见稿并没有实质性的变化。最大的争议是这份《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》提出“参照《道路交通安全法实施条例》的分类计分方法，采用扣分制，满分12分。”小水电业主们认为12分扣分制有着很多不合理之处：扣分应当针对已经发生的违法行为，小水电是否对环境有影响、是否违法是没有确定的；评分标准没有得分项、加分项，只有扣分项，无法真实客观反映小水电的情况；即便是采用评分制，12分总量太少，很多一票否决的标准存在争议……根据相关机构的测算，如果按照《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》现在征求意见稿的内容实行评分制，秦岭区域小水电将拆除超过90%。这也正是让小水电业主们非常不理解的地方。在征求意见稿中，明确了秦岭小水电的治理按照“能拆尽拆、能退尽退、能改尽改”的原则（这也是《陕西省秦岭生态环境保护总体规划》的要求）进行。“但是几乎没有电站能满足12分扣分制和扣分标准。这不就是无差别的一刀切么？”小水电业主无奈地说。按照《陕西省秦岭生态环境保护总体规划》和《陕西省秦岭生态环境保护条例》，秦岭核心保护区的水电站执行“限期退出、拆除，恢复生态”；重点保护区的水电站“限制整治或退出、拆除，恢复生态”。对于一般保护区的现有水电站，两个文件并未给出明确规定。根据《陕西省秦岭区域小水电站目录》，位于一般保护区的水电站数量就多达264座，占到所有小水电站的57%。按照征求意见90%的高拆除率标准，不仅意味着核心保护和和重点保护区的小水电将全部被拆除，而且一般保护区的小水电也将拆除7成以上。2018年，水利部、国家发改委、生态环境部、国家能源局联合印发了《关于开展长江经济带小水电清理整改工作的意见》。截至2020年底，清理整改工作已经接近尾声。浙江9月底就率先完成了整改工作，小水电站退出率12.4%。长江经济带中小水电退出率最高的是四川，为20.7%。在整个长江经济带小水电整改工作中，退出比例约为14%。相比于长江经济带，秦岭小水电未来潜在的退出率无疑要高得多。小水电业主们认为，这一巨大差异的根源，并非是秦岭地区小水电站更加违规或对生态环境的负面影响更大，而是过分严苛的12分扣分标准。争议12分标准在目前的《陕西省秦岭区域小水电站工程整治评估指标与标准》（征求意见稿）中，规定了若干项秦岭小水电的一票否决标准，即一次性扣12分。包括：位于核心保护区，无立项审批文件，无设计审批文件，无移民批复验收文件等。其中部分一票否决项目的设立，在小水电业主看来，并不认为是合情合理。例如，有关环保验收和竣工验收的问题就是争议的焦点之一。征求意见稿中规定，2002《建设项目竣工环境保护验收管理办法》施行以后竣工投产运行且无竣工环保验收相关证明文件的小水电扣 12 分，1990年《建设项目（工程）竣工验收办法》施行之后竣工投产运行且无竣工验收相关证明文件的小水电扣12分。水利部2003年开始要求各地对“四无电站”（无立项、无设计、无验收、无管理）进行了清理。2016年，陕西省对环境保护违规违法项目进行了清理整顿。小水电业主们认为，在过往小水电的清查整顿中，已经完成整改、继续投运的小水电站不能因为缺乏前置手续就一律拆除或退出；相关政策法规出台之前建成投产的电站，更不能因为缺乏证明文件就被扣分。还有一些则是历史遗留问题。在目前秦岭地区的小水电站中，历史最悠久的可以追溯到1958年，在运小水电站最早可追溯至1963年。大量的小水电站早期由村、乡镇建设，企业性质为村办、集体企业，使用集体土地、林地，未按照建设用地办理征用手续。这些企业最终出售或改制为公司，手续不齐全一直延续至今。现在，土地审批、林地征用等手续不完善的问题均一票否决，这自然让小水电业主们难以接受。除了一票否决，很多其他的扣分项也让小水电业主不能认同。例如有关河流连通性的标准中，就规定“无重点保护的水生野生动物河流上，无过鱼设施且无增殖放流的水电站，扣1分”。但很多完成了环评和竣工验收的小水电站，当地环保部门并没有要求它们设置过鱼设施，白白丢失1分。另外，水电站直接影响的河流长度与河流总长度的比例小于20%（即：水电站直接影响的河流长度/河流总长度< 20%）即扣2分，也就意味着所有小水电站最少也要扣去2分。如此种种不难看出，这些评估指标与标准足以用严苛来形容。“最让人不能理解的是标准里的第17条：政府明确要求拆除或退出的，扣12分。”区域内一家小水电业主说，“这一条存在是不是意味着即便符合其他标准，但政府要求拆除就必须拆除？那政府提要求的标准又是什么呢？”缺少小水电加分项、过多且不合理的一票否决、大量不切实际的扣分项。这一系列因素不可避免的让小水电业主们产生了“政府本意就是一刀切清理小水电”的结论。不过小水电业主们在一开始并没有这种感觉。不断变化的小水电整治标准2018年10月，陕西省水利厅、陕西省发改委、陕西省环保厅与陕西省林业厅联合印发了《陕西省秦岭区域和全省自然保护区小水电站问题整改及生态治理工作指导意见》（以下简称《指导意见》）。根据指导意见，秦岭区域小水电将执行“树立标杆一批、改造提升一批、规范运行一批、关停一批”的原则，具体的分类处置办法则按照一站一策的方法进行整治。2019年3月出台的西安市81号文虽然关停小水电的比例较高，但也保留了约四分之一的整改小水电站。政府态度的变化还要追溯到2019年5月。2018年11月3日至12月3日，中央第二生态环境保护督察组对陕西省第一轮中央环境保护督察整改情况开展“回头看”，针对大气污染问题统筹安排了专项督察，并于2019年5月13日正式反馈了督察意见。在中央生态环境保护督察“回头看”反馈意见整改任务清单中，明确提及省水利厅等部门在推进小水电站整治工作中走捷径、搞变通，用调整保护区范围和功能区的方式代替整改。《指导意见》更是被直接认定为“没有组织严格论证”。2020年5月，根据《关于落实省秦岭生态环境保护委员会全体会议部署重点工作的通知》，原本由水利厅主导的秦岭区域小水电整治工作，交由省发改委牵头负责。“整治工作启动之初，秦岭办（陕西省发改委下属部门）专门委托中国水利水电科学研究院水生态环境所对全省小水电进行核查和清理。”上述小水电业主说，“而且根据秦岭办2020年55号文件，对于小水电的退出、拆除、整改方案，也都是一站一策，从实际情况出发。”秦岭办2020年55号文件是由陕西省秦岭生态环境保护委员会办公室发布的《秦岭区域小水电整治工作方案》。根据该文件，秦岭区域小水电的整治时间表应该是：2020年11月中旬前，制定《秦岭区域小水电工程整治评估指标与标准》；2020年11月30日前，水科院专家开展实地核查；2021年1月31日前，制定《秦岭境内水电站工程清理整治清单》；2021年4月30日前，制定《秦岭区域小水电“一站一策”工程整治、退出、拆除方案》；2021年9月30日前，全面完成秦岭区域水电项目退出、拆除、整改工作。“本来大家对这个时间表都很支持，但事情突然就起了变化。”祁英民很无奈地说，“2020年10月底，大家得到通知要准备配合水科院专家的核查工作。但是11月6日西安市就突然要求年底拆除境内几乎全部的水电站。”《能源》杂志记者专门就秦岭小水电整治工作的评价标准等问题采访陕西省发改委下属的陕西省秦岭生态环境保护委员会办公室相关工作人员。记者仅被告知《秦岭区域小水电工程整治评估指标与标准》（征求意见稿）是在省委省政府指示下，由水科院等专门机构组织编订。之后，秦岭办就不再回答记者的问题了。何去何从?大面积的拆除小水电，除了让项目业主直接受损，地方政府与地方供电局也是头疼不已。在西安市全面拆除小水电的过程中，就有陕西省地方电力（集团）有限公司西安供电分公司建议保留部分骨干水电站的情况。从《能源》杂志获取的材料来看，西安供电分公司对部分电站提出保留建议给出了3点理由：区域变电站没有了水电站补充，供电可靠性难以保障，新建110千伏输电线路投入产出比太小，而且会产生新的生态环境影响；大部分小水电已经恢复了自然生态，而且可以通过加强流量监测解决生态水流下泄河道的问题；水电站建设审批手续齐全，拆除会增加地方财政负担和就业压力。这也是许多区县地方政府十分矛盾的地方。一方面生态保护没有讨价还价的余地，另一方面小水电拆除会给区县政府带来供电压力、就业压力、招商引资压力和社会诉讼信访压力。据不完全统计，秦岭地区小水电总资产规模约150亿元，2019年发电总收入超过10亿元。因此小水电对于地方政府的意义不仅仅局限于供电稳定性，也是地方经济发展不可或缺的一部分，当然还有近万人的就业问题。尤其是对于很多刚刚脱贫的区县来说，这些社会效益更为重要。业主们坦言，很多建设年代久远的水电站没有考虑最小下泄生态流量的问题，造成河段断流河道干涸，同时部分电站还存在废机油泄露造成水体污染、库区富营养化等问题，确实曾经对秦岭地区的生态化就造成了很多影响。“但是从2019年开始，整个陕西省的小水电站都落实了生态流量，90%以上为无节制下泄。目前秦岭地区所有小水电生态流视频监控都接入了水利部门监控平台。”上述小水电业主说，“至于废机油问题，目前小水电已经落实国家危废处理规定，每座电站厂房都设有废油处置间，废机油完全可以进行二次精滤重新变废为宝。电站库区富营养化可以通过养殖鱼类、人工清理等方式预防。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭认为，以生态环保的名义对小水电实行一刀切的拆除、退出，表明政府还没有意识到符合环保要求的小水电对于碳中和的重要意义。“符合环保标准的小水电是可再生清洁能源项目，不仅能够助力碳中和，还可以为发电出力波动较大的风电、光伏提供调峰、调频。而且很多小水电不仅仅具有发电的功能，还有防洪、灌溉、供水等综合效益。仅仅拆除发电机组的行为不仅对保护生态环境没有任何意义，还白白损失了碳中和的效益。”截至2020年底，陕西省可再生能源装机规模已经达到了2415万千瓦，超过全省发电装机三分之一，年发电量364亿千瓦时，在全社会用电量占比超过五分之一。陕西省未来的目标是实现可再生能源装机规模占比50%，发电量占比40%。如此高比例的可再生能源渗透率，需要足量的调峰、调频能力。如果电化学储能没有解决成本问题，小水电又因为生态环保红线被大规模拆除，那么可以为陕西省风光发电提供调峰、调频的只有煤电机组。“小水电在全球范围内都是绿色、环保、可持续的可再生发电电源。”张博庭说，“中国用了几十年的时间成为全球小水电领域的主导者。我们更应该积极发挥小水电的减排作用，推动符合环保标准的小水电继续健康、快速发展。这样才符合国家的碳中和战略。”作者/来源：能源杂志声明：版权归原创所有，转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。

2020年10月25日，水利部农水水电司司长陈明忠一行来怀督导调研了怀化市小水电扶贫及小水电清理整改工作。调研组抽取了会同县高椅、小洪、若水电站进行督导调研，查阅了会同县农村水电开发建设情况及小水电清理整改资料，现场检查了高椅、小洪、若水电站生态泄流监测平台建设和运行情况，核查了小洪小水电扶贫项目建设进展情况。陈明忠司长对怀化小水电清理整改工作给予了充分肯定，认为怀化小水电清理整改工作领导重视、措施务实、成效显著；对小洪水电站建设进展情况十分满意，认为该项目完全具备承接小水电扶贫项目的条件；陈明忠司长还表示，怀化水能资源丰富，水电建设管理规范，支持怀化开展“绿色水电示范市”创建。省水利厅、怀化市人民政府、怀化市水利局和会同县人民政府、县水利局负责人陪同调研。【来源：市水利局】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

5月29日，省水利厅调研组到沾益区调研指导小水电清理整改工作。调研组先后到德泽水库坝后电站、天生坝电站查看电站生态流量泄放及泄放设施运行、泄放流量监测监控情况，了解水电站清理整改进度和安全生产情况。据了解，沾益区有装机容量5万千瓦（不含）小水电站7座，总装机2.67万千瓦。自2019年8月工作启动以来，沾益区及时开展小水电清理核查工作，厘清各电站立项审批、环境影响评价、环保验收、生态流量措施及林地、用地、大坝安全鉴定、是否涉及生态红线等情况。经综合评估，确定保留类电站1座、整改类电站5座、退出类电站1座。依据分类成果和《云南省水利厅等6部门关于云南省小水电清理整改“一站一策”的指导意见》编制完成整改类和退出类小水电“一站一策”整改、退出方案。目前，已进入整改落实阶段。通过实地查看和听取相关情况汇报，调研组对沾益区小水电清理整改综合评估、清理整改进展给予充分肯定，尤其是德泽水库坝后式电站要以清理整改和安全生产达标为契机，积极申报国家绿色小水电，促进和带动沾益区小水电可持续发展。同时，要继续高位推进小水电清理整改工作，确保2020年底全面完成整改任务。通讯员：沾水轩

10月16日下午，婺城区委副书记、区长黄国钧带队深入一线调研小水电清理整改工作。黄国钧强调，小水电清理整改工作是贯彻落实习近平生态文明思想的重要举措，要全力加快小水电清理整改步伐，推动生态环境持续改善，走好生态优先、绿色发展之路。副区长赵燕华参加调研。黄国钧一行先后实地察看了罗店镇库口水电站、弹子下水电站和白龙桥镇郭力垅水电站，向水电站负责人详细了解水电站的建设年份、具体规模、装机容量、年供电量、人员安排等基本情况，就水电站下泄生态流量工程措施、监控措施、自动化操作等提出切实可行的意见建议，并听取了全区小水电清理整改工作总体情况的汇报。黄国钧强调，小水电清理整改工作关系婺城区生态环境的进一步改善，我们必须全力打赢这场硬仗。要树立保护生态环境的意识，算大账、算生态账，坚定不移做好生态保护工作；要以小水电清理整改为契机，推进自动化进程，促进行业规范管理；要强化组织领导，统一整改标准，明确时间节点、工作措施，认真落实小水电整改要求，确保全面完成小水电清理整改工作，为保护河流生态系统奠定坚实基础。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星水力发电网讯:11月24—26日，田学斌副部长带队赴湖南省调研检查灌区节水和小水电清理整改工作。田学斌一行先后查看了韶山灌区银河渡槽、楠竹长虹渡槽和北干渠三湘分流工程枢纽，以及黄材灌区总干渠与铁冲河交叉的五平交道工程枢纽、养鱼塘渡槽等工程情况。这些工程都是灌区的关键咽喉工程，控制下游灌溉面积20万亩以上，由于大多建于上世纪60年代，目前均存在不同程度的渗漏、支架沉降、混凝土碳化、槽身开裂等老化破损、超期服役、安全隐患等问题，迫切需要在“十四五”期间提档升级，推进现代化改造建设。（来源：微信公众号“中国水利” ID：mwrPRC）调研中，田学斌详细询问灌区管理体制机制改革、农业水价综合改革、人员队伍建设等情况。在黄材灌区与当地政府、水利部门、灌区管理单位及基层单位干部职工座谈交流，就灌区工程存在的突出问题、节水环节和重点、“两费”落实、水价制定与执行、人员结构等情况进行了深入交流和探讨。田学斌指出，大型灌区是我国农业农村现代化发展的重要基础设施，担负着保障国家粮食安全的重任，既是城镇生活、工业以及生态需水的水资源配置工程，也是改善地区生态环境的人工生态水利工程。在灌区的发展中，一要高度重视节水，加快灌排工程除险加固，减少输水损失，提高输水效率，因地制宜采取滴灌、喷灌等高效节水灌溉技术，建设节水型灌区；二要大力推进灌区信息化建设，配套完善量测水设施，加强用水调度和骨干工程监测，全面提升灌区管理能力和服务水平；三要深化管理体制机制改革，大力推进农业水价综合改革，落实人员经费和工程维修养护经费，确保工程运行管理良性机制的建立，同时注重灌区管理人才培养，采取“订单式”培养计划，改善人员结构，提高管理水平。在宁乡市和桃江县，田学斌一行先后随机抽查了沩丰、黄材水库、沩溪、白竹州、碧螺等5个电站，发现个别电站生态流量监控设施安装位置不合理、“一站一策”方案还未完全对症下药等问题。在与市县同志交流时，田学斌要求，小水电清理整改要以问题为导向，按照积极稳妥、尊重历史、务求实效、避免出现二次环境破坏和社会风险的原则。要把综合评估报告、“一站一策”方案、整改实际结合起来分析评判、对标对表，看核查问题是不是精准，评估分类是不是恰当，整改措施是不是有针对性，验收销号是不是规范。他强调，小水电清理整改工作是一项政治任务，不能有丝毫含糊，目前已经到了最后的收官阶段，必须坚决落实落地，按期保质完成任务。免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

红网时刻4月26日讯（通讯员 欧立）4月23日至24日，水利部国际小水电中心副主任付自龙等一行6人来郴州开展小水电生态流量监管工作专题调研。调研组对汝城县满天星水电站、资兴市程江口水电站、鲤鱼江水电站进行了调研和现场指导。同时分别在汝城和资兴召开了座谈会，与省水利厅、市水利局、汝城县水利局、资兴市水利局及水电站管理单位就小水电生态流量核定、小水电生态流量泄放监测设施及监管信息化系统建设的现况、存在问题、工作建议等方面进行了详细的分析、讨论和研究。会上，调研组一行充分肯定了郴州小水电的建设成就，指出面对新的发展形势，要充分认识到小水电转型和绿色发展的重要性紧迫性。要高度重视小水电清理整改工作，完善小水电相关手续，科学核定小水电生态流量，完善小水电生态流量泄放监控设施设备。各地要创新监管方式方法，创造条件建设好市县小水电监管平台，把握住小水电监控的主动权。要学习先进地区好的经验做法，建立健全小水电生态流量监管考核长效机制。