中小水电管理存在的问题及管理对策（闫大庆）

一、当前电力状况

截止2006年底，全国发电装机容量达到6.2亿千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到1.28亿千瓦，约占总容量20.67%；火电达到4.84亿千瓦，约占总容量77.82%。

从电力生产情况看，全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%。 2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。

随着大批电源项目的相继建成投产，电力供需形势进一步缓和，发电设备利用小时数较2005年大幅回落。其中，水电设备利用小时数为3434小时；火电设备利用小时数为5633小时。

2006年全国煤炭产量21.9亿吨，发电用煤占煤炭产量比例49.7%。煤耗为366克/千瓦时。

二、中小水电的作用和地位

中小水电是绿色的可再生能源，生态效益明显，它以多、小、灵的特点遍布于全国１／２的地域、1/3的县（市）。特别是中西部地区、老少边穷地区，有了中小水电的带动，社会经济发展和人民生活都发生了很大变化。据统计，中小水电丰富的地方，特别是农村水电初级电气化达标的县（市），基本实现了国内生产总值、财政收入、农民纯收入、年人均用电量５年翻一番、10年翻两番的目标。中小水电的发展，已成为贫困山区、少数民族地区、革命老区经济发展的重要支柱、地方财政收入的重要来源、农民增收的有效手段，是农民脱贫致富奔小康的重要途径，是实现农业和农村现代化的重要条件。实践也证明，发展中小水电的政策是正确的。中小水电既是水利工作的重要组成部分，也是电力工业的必要补充，既是农村能源工程，又是农村、农业基础设施工程和扶贫开发性工程，也是生态建设工程。

三、目前中小水电管理存在的问题

1、管理主体含糊、政策不配套

水电建设管理的职能既然从水行政主管部门划出，而又规定水行政主管部门负责行业指导，没有管理哪来的指导？谁是真正的管理指导者？不清！中小水电有其特别的优点，国家鼓励大力发展中小水电，对中小水电制定了一系列行之有效的方针和优惠政策，如“中小水电要有自己的供电区”。但电力体制改革后，发、供分开，农网改造又要求中小水电原有的供电区硬性无偿划拨给电力公司，实行一县一公司的统一经营管理，何来自己的供区？农业银行又对单机容量１万ｋＷ以下的小水电不予贷款支持，小水电四处碰壁，寸步难行。

2、难以行使有效的行业管理

在水电站建设管理方面，由于实行股份制开发，多元化投资办电。股份制经营管理，资产属股东所有。在建设方面，由于缺少电站建设和长期运行的经验，在建设过程中往往会有投资过度和投资不足的现象（例如：变压器与发电机匹配不合理导致过多的投资；节约工程投资导致水头不能充分利用带来的效益损失等等），给今后电站安全运行常常带来隐患。在水电站运行管理方面，统计结果反映不了客观真实，缺少有效的运行分析。渴望生产、注重营销、缺少管理是中小水电站经营管理的特点。

3、电力市场中的弱势群体

中小水电站大多调节性能差，受季节影响大，然而电力产品的特殊性就决定了中小水电站在电力市场中的地位。主要体现在中小水电站的上网电价方面。电站依据有关规定和政策，按保本微利、维持正常生产的原则测算出应得的上网电价，上报物价部门审批，但阻力重重，要么受电网制约，要么限量上网，甚至零报酬上网，常常需要政府出面交涉调解。

四、加强中小水电管理的对策

1、成立协会

针对目前中小水电管理存在的问题，借鉴国内现有有关协会的管理经验，如消费者协会、个体劳动者协会等。要想把中小水电管理好，更好地为中小水电发展服务，应该成立中小水电协会，以协会的形式对中小水电进行指导和维权管理。

2、对中小水电的再认识

小水电从容量角度来说处于所有水电站的末端，随着我国电力工业的发展，电网覆盖面的扩大，中小水电解决区域供电的地位发生了根本性变化。从能源供应的角度看它只能是补充，在电力供给小于需求的市场情况下，火电更能够提供可靠的电力，小水电不可避免的受到市场的歧视。

然而，从我国的电源结构看，火电达到4.84亿千瓦，约占总容量77.82%。2006年全国煤炭产量21.9亿吨，发电用煤占煤炭产量比例49.7%。目前中国二氧化碳排放量已位居世界第二，2005年２月16日，《京都议定书》正式生效。这是人类历史上首次以法规的形式限制温室气体排放。

中小水电是可再生能源，国家于2005年2月份颁布的《可再生能源法》，鼓励包括小水电在内的可再生能源的开发。环境保护和CDM市场给中小水电带来了广阔的前景。

3、理顺管理关系

在“大家办电厂，国家管电网”的精神推动下，不少投资者进入了中小水电行业，他们在之前有做地产的，有做贸易的等等。投资了电力行业后，就有一个管理关系的问题，是委托经营？承包经营？还是自主经营？这里就需要投资者依据自身的主营业务以及人力资源配置重新理顺关系。

4、确立管理目标

电力生产企业一般应有的目标及管理：

（1）生产计划目标：用发电量、供电量来表示。它是一种结果控制目标。

（2）市场管理目标：其具体内容有电力调度管理、电价、电力电量。

（3）安全及可靠性管理目标：以《安全性评价》、《可靠性管理办法》、《设备定期预防性试验》等管理制度来实现目标。它是一种过程控制目标。

（4）主要指标控制目标：由于电力生产的特点，对设备的安全性和可靠性要求很高，根据多年来的实践提出了对主要指标进行控制的目标。如：设备完好率、保护正确动作率等。

（5）电力生产管理目标：它用一系列规程制度来控制。如：《安全工作规程》、《运行规程》、《事故调查规程》、《检修、维护规程》等。它是一种日常控制目标。

（6）经营目标：利润目标或成本控制目标。

（7）保值增值目标：设备检修、更新改造、技术推广等。

5、增容改造内部挖潜

一般来讲，中小水电技术比较落后，具有增容改造的可能性。东方电机技改服务有限公司在国家专利局申请了相关的专利保护。到目前为止，采用这种方式对机组进行增容改造的电站，全国有南桠河、绿水河、梅山、陈村、耿达、以礼河等十几个电站，均获得了成功，取得了很好的经济效益（详细数据见附表）。

下面就洛东水电站的实际情况为例，分析增容给企业带来的经济效益。洛东电站1970年元月开工建设，水轮发电机组系前苏联五十年代的产品，装机容量为2×20MW，1971年4月和12月两台机相继投产发电。1993-1994年，由于发电机已运行二十余年，绝缘严重老化，因此在更换定子线圈的同时进行了增容改造。改造后线圈每匝导线总载面积增大30%以上。这样，发电机额定出力已从20MW增加到25MW，电站年平均运行时间近4000h，每年增加发电量约为2000万度。

九十年代开始，电力行业进行机组的自动化改造，洛东电站机组励磁系统由直流励磁机励磁改为静止可控硅励磁。但是无用的励磁机还得跟着机组一起空转，因其上端还连接有供调速用的永磁发电机，增加了不必要的机械损耗和维护工作量，同时也成为机组运行的一个不安全因素。2004年东技改公司通过对洛东电站实际水力运行情况的分析，在水轮机的出力还有裕度的情况下，提出了提高水资源利用率，二次增容的方案――在原励磁机的位置加装一台同轴副发电机，增容容量为2500KW。与增容前相比（1993年），每年由于改造增加的发电量约为3000万度，约占原主机年发电量的37.5％。

对于中小型的老式机组，由于上个世纪七、八十年代的设计水平和生产制造水平，很多老式机组的水资源的利用率都不高。随着科学技术的发展和进步，现在很多电站还可以通过对水轮机的改造达到增容的效益。近年来，新转轮的研发和制造生产，其出力和效率都高于原转轮的出力和效率，能够达到大幅度增容的效果。

因此，纵上所述，对老机组进行技术改造、提高机组出力和效率，不失为电站提高经济效益的一种最直接的方式和方法。

附表：

四川南桠河电厂：原装机40MW/台，平均年运行时间5000h。1994年机组增容800KW，每年增发电量约400万度/台。

云南绿水河电厂：原装机15MW/台，平均年运行时间7700h。1995年机组增容1000KW，每年增发电量约770万度/台。

安徽陈村电厂：原装机50MW/台，平均年运行时间3500h。2003年增容3000KW. 每年增发电量约1050万度/台。

新疆大山口电厂：原装机20MW/台，平均年运行时间3500h。2003年增容2000KW。每年增发电量约700万度/台。

四川耿达电站：原装机40MW/台，平均年运行时间5500h。2005年增容2200KW。每年增发电量约1210万度/台。

云南以礼河电厂：原装机8MW/台，平均年运行时间5000h。2005年增容1000KW。每年增发电量约500万度/台。

广西洛东电站：原装机20MW/台，平均年运行时间5000h。1994年增容5000KW。每年增发电量约2500万度/台。2005年再次增容2500KW，每年增发电量约3750万度/台。

（本文作者系华睿集团运营管理部总经理闫大庆）

来源：中国农村水电及电气化信息网