目录 上篇：行业分析提要部分 1 I基本分析 1 II基本评价 2 下篇：行业分析说明部分 3 I我国水电建设规划的远景分析 3 一、中国可开发的水能资源背景 3 二、我国水能资源在能源结构中的地位 5 三、2020年我国水电发展的规模将完成装机300GW 5 四、水能资源的开发要有合理规划 8 II水电开发前期工作中应注意的问题分析 14 一、关于水电发展与结构调整 14 二、拓宽水电规划的问题 16 三、水电的滚动开发问题 17 III水电发展中的增值税政策调整分析 19 一、发展水电是可持续发展战略中的一项重点工作 19 二、增值税税负偏高是水电企业经营困难原因之一 20 三、水电企业增值税税负偏高的实证分析 21 四、调整水电行业增值税的政策建议和实施方案 23 IV大型水电工程建设期间再融资方案选择分析 28 一、基本情况分析 28 二、债权融资情况分析 29 三、股权融资-企业上市融资情况分析 31 四、总结分析 35 V东北地区水电开发情况分析 36 一、东北地区水电资源概况 36 二、目前水电开发存在的主要问题 40 三、开发东北地区水电的基本思路及建议 41 VI西南水电将成西部经济发展的助推器 44 上篇：行业分析提要部分 I基本分析 水能资源开发规划理论要创新，指导思想和思维方法都要与时俱进。电力新体制，开发新格局，电网调节新观念，资源化配置新要求，走新型厂业化道路，处理“三农问题”，再造山川秀美环境小康社会。是在未来水能开发规划中要着重考虑的问题。自20世纪80年代以来，一些著名水电规划专家认为，必须选好龙头水库，确定战略性工程，处理奸移民环保工程的规划思想，对水电总体开发，水能规划有指导意义。
水电行业税负重是近几年、特别是西部开发方针提出后，引起水电部门和社会各界普遍关注的一个重要问题。目前水电行业普遍经营困难，影响其生存和发展，对我国经济持续发展产生的负面作用也不可低估。
II基本评价 强 势：目前我国水电发展形势良好，水电总体装机量占世界的39%，居世界第二位，小水电装机占世界的一半，居世界第一位。
弱 势：目前我国水电开发中制约性的因素比较多，在相关的税制和国家政策管理方面都还有很多的工作要做。
机 会：巨大的市场需求空间，丰富的水电资源，良好的水电发展政策。
风 险：水电是投资比较大的项目，资金回收周期长，受自然因素影响比较大。
下篇：行业分析说明部分 I我国水电建设规划的远景分析 新世纪我国水电建设总的要实事求是，为全面建设小康社会和现代化目标提供动力，达到人与自然的合谐，着眼经济发展和生产力的合理布局，充分发挥水能资源优势，实现资源的优化配置。在西部大开发的战略方针指引下，中东部抽水蓄能电站和西部常规水电建设协调发展，大中小并举，以大型为骨干，以战略性、控制性工程为重点，优先开发调节性强、大型龙头水库电站。新世纪水电建设的特点是：工程巨大、技术难度高、水电建设在中国，水电技术进步靠中国，开创水电新纪元在中国。
一、中国可开发的水能资源背景 中国可开发的水能资源总量为526GW，年发电量2280TW.h。
1、可开发的常规水能资源 我国河流众多，流域面积在100km2以上的河流50000余条。水能资源蕴藏量为10MW以上的河流3000余条，水力资源丰富，居世界第一。我国水能资源的研究和勘察开展了60余年，经历了3次大规模普查和8回修订补充工作。在1980年第3次全国昔查基础上，加上近几年河流规划设计过程中对水能资源可开发量的科学估算，以及各省市区中小河流的小水电资源和台湾省的最新统计资料汇总而得，全国水能可开发装机容量为526.3 GW，(中国大陆521GW，台湾省5GW)，相应年发电量2280TW.h(中国大陆2240TW.h，台湾省40TW.h)，2002年又开始第4次全国水能资源复核普查，初步结论是许多河流水能蕴藏量大幅度增加，增加率为10%-30%甚至更多。可以说上述结果是可靠的，可开发水能资源是有把握的。
2、抽水蓄能发电资源 据中国水力发电工程学会2000年抽水蓄能专委会年会统计，个国22个省市(区)的初步勘察普查，对247座抽水蒿能电站站址进行量测估算，总装机规模为310GW。可供近期选址的容量为89-100GW。
3、潮汐能资源 1958年全国普查理论据藏量为110GW，年发电只175TW.h；
1982年又对156个海湾，33个河口，191个电站进行测量。目前可开发资源总装机21.58GW，年发电昼61.9TW.h。
4、水能资源特点 （1）资源与经济发展现状况不匹配。
我国水能资源90%分布在京广铁路以西，其中，云、贵、川、渝、藏就占70%。云、贵、川、渝、陕、甘、宁、青、新，藏、桂等11个省区(经济后进区)水能资源约占全国总量85.1%，中部晋、精、湘、鄂、等省水能资源约占全国总量7.5%，东部14个省(经济发达区)水能资源约占个国总量7.4%，，负荷集中在东部，所以“西电东送”，是必由之路。
(2)水能资源集中在大江大河。
大中型水电站容量占426GW，“水能富矿”集中在某些河段上，所以决定了“基地开发”，进而实现流域、梯级、波动开发的模式，只有这样才能发挥水能资源的整体优势和规模效益。
(3)大多数河流年内、年际径流经济分布不均，丰枯流量相差悬殊，所以蛰建龙头水库、调节性能奸的水库，提高总体水电质量。
(4)西部水电东送，主要要送“基荷”。这样既可达到安全经济，又可为东部抽水持能电站建设提供负荷空间。
二、我国水能资源在能源结构中的地位 2001年我国电力构成中的火电、水电、核电、油电发电量的比重分别为68.9%、24.5%、O.6%和5 8%。水电厂一般服务寿命100年，按火电厂折算，每10 MW.h耗3.5t标准煤，发电2000TW.h，水电使用100年至少可抵70Gt标准煤。剩余水能占全国能源的比重：煤炭114.5Gt、石油3.27 Gt、天然气1.37Tm3、水能年电量2000TW.h，4项共折合147.8 Gt标准煤。水能占我国能源中的比重44.2%，煤炭占52.4%。
三、2020年我国水电发展的规模将完成装机300GW 根据对电力需求的预测，水电装机容量将达到300GW，2020年国内生产总值将在2000年基础上翻1番。电力装机总容量是多少才合适，许多专家都在预测估算。从我国的长期能源需求和GDP增长对电力供应的发展要求，估计2003-2010年社会年用电增长速度将保持在7%；
2011-2020年社会年用电增长速度将保持在5%；
2010年社会用电量达到2700TW.h，相应装机600GW；
2020年社会用电量达到4200TW.hh，相应装机900GW。这个估算数字基于2020年国内生产总值比2000年的翻2番，GDP平均年增长7.18%。到2020年社会用电量4200TW.h，相应电力装机950GW。
水能开发门前现状：不缺资源，不缺技术，不缺资金，不缺工程项目，就缺统一认识。但大多数认为201O年水电装机占电力比重为30%左右为宜。2010年我国水电装机要达到170GW，2020年水电装机容量要达到300GW，才能适应电力发展的需求、即使现在起每年都要新装机11 GW，也仅仅基本实现水电比重达30%的要求。
2050年我国国民经济和社会发展达到发达国家的中等水平，人均占有发电容量至少要达到1kW，人均用电量至少达到5MW.h，相应电力装机全国要达到1 500GW。届时我国常规水电开发完毕，总装机容量达到530GW，雅鲁藏布江大拐弯处的超超大型水电站的“墨脱”，1个电站装机就达43GW，也将建成发电，电流将源源不断输入东南亚电网，前景十分乐观。
1、“十五”期间水电建设重点项目 “十五”水电建设项目重点放在流域梯级水电站，调节性能好的龙头水库工程先上，借以提高水电整体质量和保障大电网中的安全、经济综合效益，总装机规模30GW左右。(1)龙滩水电站装机容量4.2-6.0GW(龙头水库，调节性能好)；
(2)小沟水电站装机容量4.2GW(龙头水库，调节性能好)；
(3)公伯峡水电站装机容量1.5GW(调节性能好控制性工程)；
(4)三板溪水电站装机容量1GW(龙头水库，调节性能好控制性工程)；
(5)瀑布沟水电站装机齐量3.3GW(调节性能好)；
(6)水布垭水电站装机容量1.6GW(龙头水库，调节性能好)；
(7)锦屏一级水电站装机容量3.2 GW(调节性能好控制性工程)；
(8)构皮滩水电站装机容量3GW(调节性能好控制性工程)；
(9)拉西瓦水电装机机容里4-6GW(关键性工程)。以上(1)-(6)项已开工建设。
2、“十五”期间抽水蓄能电站建设重点项目 已开工和将要开工项目：泰安1.O GW；
西龙池1.2 GW；
桐柏1.2 GW；
琅琊山O.6 GW；
宜兴1.0GW；
张河湾1.0GW；
板桥峪1.0GW；
宝泉1.2GW，共计8.2GW。
3、”十一五”期间水电建设战略项目 水电开发重点放在西部大开发战略性工程，即西电东送后续战略工程上。“十一五”期间我国要开发一系列西电东送的后续战略性工程，依然是调节性好、控制性大的工程，初步安排了10多个大型及特大型电站，总装机容量60GW左右。(1)糯扎渡水电站6.0GW(调节性能好，特大型水库战略工程)，景洪水电站1.5GW，思林1.0GW；
(2)溪洛渡12.6GW、向家坝6.0GW2座电站总装机18.6GW(调节性能好，西电东送战略性工程)；
(3)虎跳峡水电站6.8GW，是我国调蓄水能资源特大型工程，电站调蓄电量为11.87GW.h(西电东送骨干电源)；
(4)白鹤滩12.5GW和乌东德7.4GW2个水电站装机容量近20GW，是金沙江下游一组调节性能好的特大电站(西电东送骨干电源)；
(5)雅砻江2河口水电站2.0GW(龙头水库，是补偿和调节性能好的水电站)；
(6)独松水电站1.36GW，是大渡河的龙头水库（补偿及调节性能好的电站)；
(7)黄河黑山峡水电站2.0GW，是黄河承上启下的反调节水库，也是北部西电东送战略性和治黄的控制性工程。
4、“十一五”期间抽水蓄能电站重点项目 胶东1.0GW；
蒲石河1.2GW；
响水涧1.OGW；
惠州一期1.2GW；
白莲河O.6GW；
洪屏1.2GW；
丰宁1.8GW，共计8.0GW。
综上所述，2002年底我国水电总装机已达84.55GW，“十五”期间再新增常规水电装机30.0GW，抽水蓄能装机8.2 GW，则“十五”末全国水电装机将达到122 GW。根据规划，“十一五”期间还将新增水电常规装机60GW和抽水蓄能装机8GW，再加上其它，到2010年我国水电装机容量有希望达到180GW，届时水电装机占全国电力总装机容量的31%左右。
四、水能资源的开发要有合理规划 水能资源开发规划理论要创新，指导思想和思维方法都要与时俱进。电力新体制，开发新格局，电网调节新观念，资源化配置新要求，走新型厂业化道路，处理“三农问题”，再造山川秀美环境小康社会。是在未来水能开发规划中要着重考虑的问题。自20世纪80年代以来，一些著名水电规划专家认为，必须选好龙头水库，确定战略性工程，处理奸移民环保工程的规划思想，对水电总体开发，水能规划有指导意义。
1、水电规划中的战略任务之一就是选好龙头水库 水库调蓄电能大小应是评价水电站的一项技术经济指标，也是选龙头水库的依据和准则。龙头水库应在规划河段上游，具有调节能力的水库。20世纪70-80年代，我国水电建设中，对水能特点研究不够，对调蓄电能的作用认识不足，忽视龙头水库建设，或多或少对电网运行造成一些被动。
据资料统计：龙羊峡水电站是我国已建成的调蓄电量最大的龙头水库，水库调蓄电量为723TW.h，可增加全梯级总保持出力约2.1GW，增加年可用电量10TW.h。
虎跳峡水电站龙头水库调蓄电量为118.70TW.h，可增加全梯级保证出力14.01 GW，还可提高库容利用系数。
2、战略性工程和选点是水能规划和水电开发首要指导思想 战略性工程是指库容大、调节性能好，可做电网供电和西电东送的主导骨干电源。除已开工和建成的三峡、小浪底、龙滩、水布垭、龙羊峡、宁家峡，五强溪等战略工程外，如：黄河上拉四瓦、黑山峡；
金沙江上虎跳峡、白鹤滩、溪洛泄、向家坝；
雅砻江上锦屏一、二级；
大渡河上瀑布沟、独松；
乌江上构皮滩；
澜沧江上糯扎渡；
怒江上马斯当、布西；
雅鲁藏布江的墨脱水电站均应列为我国水电建设的战略性工程。
3、开发战略性工程，必须要有战略思维，保护珍贵资源，充分发挥水头效益，合理利用再生能源 水能资源利用的一个重要技术经济指标就是水头。选一个坝址是相当不容易的，所以在开发水电中要特别重视有效水头的利用，不要轻易把有效水头或正常高蓄水位做小合适的降低。我国水电建设中，人为的不合理降低工程规模，使一些工程二期加高，以往的教训不少，如：丹江口的加高、龚咀加高、五强溪加高，留下了许多困难。直到目前，找国几乎所有的水电站大坝搞分期建设的还没有成功的范例，特别不要造成龙滩、溪洛渡等工程的二次加高局面。
建议：(1)虎跳峡水电站正常水位应保持2012m，(装机6.8GW)；
(2)溪洛渡正常高水位要保持610m(装机14.4GW，年发电常61TW.h)，白鹤滩水电站正常高水位应保持在820m(死水位770m)；
(3)龙滩水电站正常高水位应保持在400m(装机6.0GW，一次建成)；
(4)拉西瓦水电站正常高水位应保持在2452m(装机容量6.0GW以上)。
正常的高水位，决定了水能资源开发利用程度和水电站能力及水库综合利用的效益。一般来说，当坝址选定，在高山大峡谷中正常开发情况下，正常高水位的变化对淹没损失和生态损害影响并不大，但正常高水位稍降一些，则对电量影响很大，水电站的效率损失更大。如：(1)龙滩水电站正常高水位400m，在正常蓄水位375m时，防洪库容可增加2GM3，使珠江三角洲防洪标准由20年提高到100年，同时优化航运35km，还可对三峡水电站有补偿调节作用；
(2)虎跳峡正常高水位2012m相比1950m时，增加调节库容15 365 GM3，增加全梯级蓄能电量62.5TW.h，增加全梯级保证出力4.8GW，增加年发电量8.4TW.h；
(3)龙滩正常高水位400M相比375m时，增加调节库容9.4GM3，增加梯级保持出力0.45 GW(增幅36%)，增加年发电量3.1TW.h；
(4)溪洛渡水电站正常高水位保持在610m比590m时，多装机2GW，规模相当1个大型电站。可见，科学论证一些大型战略性水电厂程的正常高水位意义重大，只要坝址条件允许经济技术上可能，应尽量取上限为佳，充分合理利用水能资源，是最大的效益。
4、认真研究水电开发与移民关系，完善移民法规 开发水电，修建水库要解决“三农”问题，农村劳动力的转移，产业结构调整规划，使移民走向小康社会生活，移民要分享工程效益。同时，要处理好环境保护，要本着再造山川秀美工程、绿色能源工程、为人类造福工程的宗旨，加快水能资源的开发。
5、水电建设和水能资源开发问题 (1)资源潜力很大。我国目前至少还有450GW(2000TW.h的电量)水电尚未利用。
(2)工程技术先进。我回水电建设工程技术走在世界先进前列，我国工程帅亲手设计的世界顶级工程：三峡、龙滩、水布垭、小湾、溪洛渡、小浪底水电站和广州天荒坪、西藏羊湖抽水蓄能电站工程均已成功，发挥效益，解决了水电工程诸领域中一系列超高难度技术，不但为世界水电科学技术进步做出了贡献，而且为今后我国水电建设提供了技术支撑。
(3)技术人才济济。我国有大批久经锻炼的工程技术干部队伍和设计、科研队伍。全国水电工程建设队伍拥有科学院、工程院院士40余名，水电系统工程技术及管理人员78000余名，其中高级人才50000余名。
(4)建设施工队伍训练有素、经验丰富。我国有水能资源优势，如把资源优势转化为经济优势，还要依靠强大的水电建设队伍。我国的水电建设施工队伍训练有素，经验丰富。50年来，这支队伍完成了我国大江大河的水电规划，设计了近200GW装机的水电站规划设计。到2002年底建成了50000多座水电站，其中大型水电站230多座，总装机84.55GW，名列世界第一。
在坝工方面2002年底我国已建、在建的30m以上的大坝有4688座，其中在建的254座大坝中，高于60m的大坝86座，高于lOOm以上的大坝33座，数量上占世界在建大坝数量的1/3，工程技术上也排在世界前列。
(5)认识问题。当前，能源匮乏的危机尚十分显现，对水能资源优越性尚未充分认以，因而对开发水电建设重要性缺乏统一认识，以致水能开发规划没有法律保障，因人而异发展水电的政策难以落实，水资源勘测费(一次能源开发费)无固定渠道，前期工作缺乏长远规划等，造成水电开发困难。
回顾我国水电开发走过的路程，分析水电占电力总量比重，可看出水电建设经历的曲折太多。情况是：我国水电从1949年的8.8%上升到1984年的32%，自1985年开始一路下滑至1988年的23.4%，到1999年又回升到24.4%，2000年为24.8%，2002年又下降到23.9%，其中1996年水电开工项目居然为0，被谑称为水电的“黑96”，1997年水电开工项目也仅为240MW。
水电开发前期的资源勘探费(石油、煤炭、核由国家拨款)没有固定渠道。1997年国家开发银行、1998年国家计委相继停止安排和拨款，1999年财政部取消了拨改贷制。自此，水电开发前期资源勘探全部停止，使水电开发规划和前期资源勘探工作也处于停滞状态。为此，水电规划专家罗西北同志上书国务院要求恢复支持水电前期工作。改革开放后，不完善的市场经济制度下，水电建设交纳的税费多达30多种。自税制改革后，水电税赋增加了10倍，国家出台的政策，几乎对电力口的水电发展极为不利，尤其是近几年出台的增值税、耕地占用税、矿产资源税及补偿费(其中开山筑坝的沙石料也交矿产资源费)，场内养路费、货运附加费(场内自备未用公路，运沙、石、水泥也要交养路费)。特别是水电增值税高达17%。水利系统水电增值税却只有6%，大火电的增值税也是6%(扣除进项税后)，三峡水电站增值税也是6%，偏偏电口的水电增值税至今保持在17%。这种规定不利于大水电的开发，限制了水电建设的发展，因此，专家、学者、知名人士和广大水电工作者多年呼吁；
要给予水电建设“国民同等待遇”；
否则，水电建设难以发展，更不要说到2020年翮2番的宏伟目标了。电口水电要求国民同等待遇也是合理的，何况水电造价中包含移民、征地等费用约占近一半，水电开发者很难承担。
6、水电的效益 按原电力部财务核算统计，1980-1996年的17年间，水电售电量仅占总售电量的16.3%，但创造的实际利润却占总售电利润的64.9%，说明水电效益高，是电力系统内创利润的大户。就调峰而言，抽水蓄能电站的启动速度比任何电站都快，大约是煤电的120倍，是燃气轮机的10倍；
在防洪方面，更反映出水电的优越性。根据国家防汛总指挥部不完全统计，全国大中型水库的减灾效益1年就是1 000亿元以上。
7、水电开发的任务决定水电建设的政府行为 水电开发是政府行为，是治水安邦古今中外惯例。我国水电资源优质丰富，开发条件方便，技术经济指标优越，分布集中，便于进行基地建设。水能资源的开发和水电建没是一次能、二次能开发同时完成，井具有多目标的综合效益，这是任何能源资源不可替代的清洁能源、绿色能源、可再生能源。我国特色的水能资源开发，是国民经济和社会发展的必然选择，是建设小康社会，解决“三农”问题，走新型工业化道路，进行清洁生产必由之路，它的开发推动国民经济各个部门的发展，尤其是农民脱贫，农村生产力转移，建筑材料工业及机械装备行业振兴。这即是水电开发的全局性、战略性和规律性。
田此，水电规划和可行性研究，应属政府行为，国家应有相应政策支持和经赞资助，、在市场经济机制不完善条件下，政府不能把水电开发的任务推给企业，因为企业是以企业近期最大利润为目标。水电开发属于国家综合利益，国家长远战略任务。不论什么国家，实行什么政治制度、经济体制都改变不了水电开发作为政府行为的规律。
II水电开发前期工作中应注意的问题分析 一、关于水电发展与结构调整 1、关于发展 水电要在国家西部大开发中，在电力工业发展中，在电源结构调整中加快发展。
国电公司成立后，高严总经理和党组很重视水电的发展，采取了一系列有效措施，使水电开始走出低谷。历史上水电比重最高的是1984年，为32%，但自1985年开始一路下滑，到1998年降至23.4%，1999年开始恢复性增长，达到24.4%。水电近期的发展目标如何确定，大家都很关心，大部分同志认为，2010年水电比例达到30%左右比较合适。为此，水电装机到2010年要力争达到1.55亿千瓦。这样在全国年均装机增长5%时，水电比重能达到30.1%，年均增长6%时，水电比重仍然可以维持在27.4%。如果实现这个目标有困难，水电装机至少也要达到1.45亿千瓦以上，使水电的比重还能达到28.2%－25.6%，使电源结构调整略见成效。如果只按1.25亿千瓦安排“十五”和“十一五”规划，水电的比重就会下降到24.3%-22.l%，那就谈不上电源结构调整了。
要达到1.45亿干瓦以上，经过努力是能够做到的。到2000年底水电装机总容量为7700万千瓦左右。按各分公司、省公司提出的建设项目，和水利系统计划建设的项目，总共可达1.5亿千瓦以上。
2、关于结构调整 水电要加快发展，除了倚重电力发展和结构调整外，应在以下四方面进行调整。其中三个方面是电力系统自身的，一个是相关行业的调整。
（l）从区位上说常规水电的开发重点要由中东部调整到西部。中东部在建、筹建的项目，开发率已达63%，其中河南、湖北、广东、辽宁、吉林已经超过80%。而西部的开发率很低，特别是几个资源大省，西藏仅0.3%，云南4.5%，四川约10%。调整常规水电的重点开发地区是由我国资源分布和开发现状决定的。
（2）常规水电要从主要开发径流电站和调节性能差的电站，转为重点开发年调节以上，特别是龙头电站。过去由于政策导向方面的问题，已建的水电站中3／4都是调节性能差的。要引导电源开发公司优先开发年调节以上的水电站，一定要靠政策，要出台丰枯、峰电价和下游水电站向上游调节性能好的水电站返还部分经济效益等相关政策。
（3）要从过去只注意开发常规水电，调整为重点开发西部常规水电的同时，协调发展东中部地区的抽水蓄能电站。
初步分析，有以下三种情况之一，需要建抽水蓄能电站：
一是缺少水电的电网，包括京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽8个省、市。
二是有水电，但调蓄性能不好的电网，牵涉：河南、江西、湖南、广东、内蒙古、黑龙江、浙江、福建、海南和湖北等几个省、市、自治区。
三是风电比较集中的电网如内蒙古、新疆。根据全国700多个气象站的初步统计分析，我国20个省、市、自治区有效风功率47亿干瓦，比水电的理论蕴藏量大得多。但风电的开发受规模、区位、土地等因素制约，经济可开发量小得多，还不足1／10。内蒙古有效风功率15亿千瓦，新疆10亿千瓦。新疆已初步规划的风电场有6500万千瓦，比水电大得多。当这些地方的风电规模开发以后，对一些小的电网会有一定冲击。如果建一些抽水蓄能电站，可以把随机的劣质电变为优质的调峰电量。
这三种情况共牵涉20个省、市、自治区，也就是说我国有近2／3的省、市、自治区的电网，可能需要配置抽水蓄能电站。
（4）大型抽水蓄能机组要由现在全部靠进口，调整为以国产化、本土化为主。抽水蓄能电站土建工程量小，机组占电站总投资的50%左右，国产化、本土化将显著降低工程造价。
可能需要配置抽水蓄能电站的电网，大部分峰谷差在30%左右，如果按10%配置率估算，远景人口近峰值，人均装机1干瓦，抽水蓄能机组的规模将发展到1亿千瓦左右。而现在抽水蓄能电站只占全国总装机的l.8%。这一方面说明抽水蓄能还有很大的发展空间，需要加快发展。另一方面说明市场需求很大，这么大的市场不能都让国外占领。我们呼吁抽水蓄能机组国产化，不仅为降低电站造价，它对我国机电制造业的发展也有裨益。
二、拓宽水电规划的问题 过去电力部门搞水电规划，主要是搞河流水电梯级规划。现在看来太局限了，水电规划至少要分两个层次：
第一个层次是水电资源规划。它应该包括各流域常规水电的梯级规划和有关省、市、自治区的抽水蓄能电站的选点规划。资源规划应该是政府行为。
第二个层次是开发利用规划。包括大规模、跨大区、跨流域的开发利用规划和各大电源开发公司的水电开发经营规划。前者如西电东送规划，这个规划涵盖了多种电源、多个电网，牵涉多个省、市、自治区的经济发展和市场调控，影响国民经济的大局。应该由政府主导。就水电而言，通过规划要明确送电区的哪些河流、哪些电站承担东送任务，送什么电？是送基荷还是峰荷？受电区也要研究电价改革后普遍实行峰谷电价，是要峰荷还是基荷？要配置多少抽水蓄能电站……等等。有了规划并付诸实施，西电东送才能真正落到实处。
各大电源开发公司也要有自己的水电开发规划，实际上是开发经营战略的研究。这个工作对企业来说至关重要，但过去注意得不够，研究得比较粗放，现在是市场经济，企业要以经济效益为中心，需要加强开发经营战略的研究。这是企业行为。
三、水电的滚动开发问题 第一阶段是1997年以前。主要以一厂一公司的模式，组建了一批水电开发公司，对本流域进行梯级、综合、滚动开发。这对加快水电开发淌出了一条新路。
第二阶段是1998年以来，主要是为了适应市场经济，增强水电的竞争力和加大滚动开发力度，开始组建有母体的水电开发公司，也是对本流域进行梯级、综合、滚动开发。
虽然我们已组建了“六大一小’公司，仍然还有一些已经具备条件的流域如汉江、白龙江等尚未组建开发公司、需要我们继续努力。
2005年前后，由于种种原因，一些大型的水电开发公司将面临跨流域、跨地区甚至多品种开发的问题。
如黔源公司，建完引子渡以后，三岔河基本开发完了，六冲河和汗流有乌江公司，所以他们可能要跳到北盘江去开发。
三峡发电以后，三峡公司将转战金沙江，而不是继续开发干流的小海南、朱杨溪或石棚。
清江公司干完水布垭；
龙滩公司干完龙滩和岩滩扩机后，也将面临新的选择。
“十五”电价改革以后，还会有像山东电力集团公司和大唐公司这样，研究把火电站和抽水蓄能电站捆在一起，组织水火互济的电源公司。
一些超远距离送电的水电开发公司，如果送基荷，为了提高公司的经济效益和竞争力，也可能考虑和大唐公司一样，研究是否要在负荷中心建抽水蓄能电站的问题，那将是常规水电和抽水蓄能的组合。
总之，2005年前后，水电的滚动开发将逐步进人有母体、跨流域、多品种的综合滚动开发的新阶段。虽然它还没有到来，但有关公司应该提前研究。现在水电预可研储备严重不足，各公司拟比选的项目可能要从预可研做起，只有提前研究，工程建设才能及时衔接。
III水电发展中的增值税政策调整分析 电力是我国的基础产业，对国民经济发展和人民生活水平提高都有重要作用，同时，我国经济持续稳定增长也为电力工业迅速发展提供了可靠的保证。近年来，我国已经进入世界电力生产和消费大国的行列，电力生产和消费的弹性系数有逐渐增大的趋势，并均已大于1，即发电量和用电量的增长均已快于GDP的增长。但是，目前我国电力供给只是不十分紧张，还远未达到“过剩”的状态。按人均计算，装机容量仅为0.24 kW/人，发电量仅为1 060 kW·h/人，用电量仅为1 045 kW·h/人，均不及世界平均水平的一半，电力发展尚有十分广阔的空间。
一、发展水电是可持续发展战略中的一项重点工作 水力发电是清洁的电力生产，不排放有害气体、烟尘和灰渣，没有核辐射污染。水能是可再生能源，水力发电效率高。火力发电的热效率只有30%~50％，而常规水电站水能利用率达80％左右。水电站的水库可以综合利用，除用于发电以外，还具有防洪、灌溉、航运、城乡生活用水和工矿生产供水、养殖、旅游等功能，经济效益与社会效益很高。
我国水力资源总量居世界首位，具有得天独厚的能源优势。我国常规能源资源探明可采总储量为：煤炭1 145亿t，石油326亿t，天然气11 230亿m3，水力资源19 200亿kW·h。以上4种资源折合标准煤1 551亿t，其中水力资源可开发量占全国常规能源资源探明可采总储量的40%强。水力资源富集于大江大河，主要集中在12大水电基地，这有利于实现流域、梯级、滚动开发，有利于发挥水力资源的规模效益。
我国水力资源已开发总量大，已开发水电装机容量7 935万kW，但开发程度低。优先发展水电是世界各国通行的产业政策。发达国家的水电开发量已达到可开发量的90%，而我国只有20.4%。我国水资源丰富，开发潜力大。因此，应当把发展水电作为“十五”期间和今后可持续发展战略中的一项重点工作来规划。我国《国民经济和社会发展“十五”计划纲要》提出：“进一步调整电源结构，充分利用现有发电能力，积极发展水电、坑口大机组火电，压缩小火电，适度发展核电，鼓励热电联产和综合利用发电”。水力资源主要分布在我国西部地区，我国正在实施西部大开发战略，发展水电与其相吻合，也符合当前的宏观产业政策。但是，在政策的执行过程中，水电行业面临着巨大困难。其中在现行税制设计上未考虑水电行业增值税进项环节基本不能抵扣的问题，造成企业税负过重，有失市场公平竞争原则。如何使税收政策向国家重点产业倾斜，是亟待解决的问题之一。
二、增值税税负偏高是水电企业经营困难原因之一 水电行业税负重是近几年、特别是西部开发方针提出后，引起水电部门和社会各界普遍关注的一个重要问题。目前水电行业普遍经营困难，影响其生存和发展，对我国经济持续发展产生的负面作用也不可低估。
我国水电站的建设及水电业的发展，主要存在以下制约因素：? 一是我国水电站的总体税负较高，其中特别是增值税的税负很重。水电企业由于行业特殊性，增值税的进项抵扣很少，存在没有抵扣的"隐形进项税"，从而造成其增值税实际税负在所有行业中居于高位，负担很重；
这使水电企业在同行业竞争中处于劣势。据对贵州省的调查，各行业现行增值税的实际税负为：水电16%，火电9%，冶金10%，煤炭3%，卷烟10.3%，白酒11%，其中水电是最高的。
二是水电站的前期投入很大，所需的庞大资金大部分由贷款取得；
因此水电企业，尤其是新建水电站的资产负债率均很高，一般都在70％以上。如果水电站的建设贷款均由商业贷款构成，则水电企业不得不承担很高的贷款利息，财务费用数目惊人，这对本来还款压力很大的水电企业来说是一项不小的负担。
三是水电站在发电的同时，发挥着巨大的社会效益，承担着防洪、防凌、减淤、供水和灌溉等义务。不少水电站在社会效益与自身的经济效益发生冲突时均毫不犹豫地牺牲了自身的经济效益，顾全了大局，但是再生产补偿严重不足。
四是一些地方政府对“水火”不能一视同仁，没有给予水电应有的支持。由于水电企业建设期长（一般超过一届政府的任期），而火电企业的建设期短，且火电企业的发展可带动地方其他工业（如：煤炭业，运输业）的发展，使得地方的发展政策向火电企业倾斜。有的地方甚至不许低电价的水电上网，而必须使用高电价的火电（本地股东），导致了不公平竞争。
五是电力体制市场化改革滞后，行业垄断和区域垄断仍未很好破除，电源结构不合理的状态仍未改变，电网建设和管理手段落后，“厂网分开”工作没有到位。一些水电企业不能按计划设计能力发电，加大了发电成本；
水电电价未按市场需求定位，被人为压低。
三、水电企业增值税税负偏高的实证分析 3.1 1994年税改前后税负比较 1994年税制改革以前，电力行业缴纳的是产品税，发电环节无论水电、火电均按厂供电量0.01元/kW·h计征产品税，供电环节为销售收入的10%，其中发电环节产品税的67%，供电环节产品税的20%可用来还贷；
1994年税制改革后，对电力行业改征增值税，税率为17%，且增值税不能用于还贷。改革前后水电行业的税负成倍提高。
以湖南五凌公司为例：1997-2001年共销售电量233.3亿kW·h，销售收入64.68亿元（平均电价0.2772元/kW·h）。如果按税制改革前的产品税计算，应缴产品税2.333亿元，税收占销售收入的比率为3.607%；
按17%的增值税税率计算，抵扣进项税后应缴增值税10.897亿元，由于水电行业进项税抵扣很少，税收占销售收入的比率为16.85%。税制改革前后比较，税改后的税负是税改前的4.67倍。由于增值税税负的提高，五凌公司1997~2001年累计多缴纳税款8.564亿元。
税制改革应以“公平税负”为基本原则，不应造成改革前后税负的巨大反差；
这样既不利于水电滚动发展的需要，也不符合国家优先开发水电清洁能源的产业政策。
3.2电力行业内部水电与火电的税负比较 根据有关资料统计，整个电力系统在产品税改为增值税后，在抵扣进项税后的应缴增值税，平均税率为11%，与税制改革之前的10%的产品税率差距不大；
但是在电力系统内部税制改革前后差距却是十分巨大的。水电行业增值税由于进项税抵扣少，其税负一般高于16%，实际税负接近法定税率，大部分企业增值税的税负是改革前产品税税负的3倍以上；
这样的税负水平在国民经济的所有行业中是最高的。
在相同税率下，火电由于其成本构成中的主要燃煤、燃油及其他原材料中已征增值税可以抵扣，且此部分成本在火电成本中所占比例为60%以上，所以通过抵扣，其实际税收负担率仅为6%~10%；
而水电业因需要购进的原材料仅为修理性支出及日常消耗性支出部分，支出所占成本比例仅为1%~3%，占成本比重60%左右的折旧中的增值税进项税额则不可以抵扣。对于销项税而言，几乎没有抵扣，实际水电增值税负担率接近17%，比火电高7~11个百分点左右。
水电行业名为增值税，实为营业税。因为进项税很小，增值税的税率实际上是营业税的税率。从理论上讲，增值税的税基是增值额，营业税的税基是销售额，增值税与营业税相比其优点是无重复征税。但是由于水电行业的特殊性，其在实行增值税时出现了增值税实际税率过高现象。如果按营业税的税率分析，16%的税率是一个很高的数字（各行业营业税税率为：建筑业、交通运输业、邮电通讯业、文化体育业3%，服务业、销售不动产、转让无形资产5%，金融保险业6%，娱乐业20%）。
四、调整水电行业增值税的政策建议和实施方案 我国已经加入了WTO，应根据国际上采用增值税的国家的先进经验，对水电行业增值税进行调整。例如从加拿大水电增值税情况看，该国对水电征收“水税”，税率为2.417加元/（103kW·h）。按1加元=5.24元人民币的汇率折算，合人民币0.0127元/kW·h（与我国税改前0.01元/kW·h产品税相当），此外无须缴纳其他税，如“Goods And Services Tax”（货物和劳务税）和“Provincial Sales Tax”（省销售税）。这两种税相当于增值税，总的税率也在17%左右。由此可见，加拿大水电业的税负是很轻的，有利于水电业的发展。
建议方案一：将增值税税率按小规模纳税人征收，即降为按销售收入的6%征收。
将水电增值税税率按小规模纳税人的税率6%征收，可以降低水电行业的增值税税负，起到公平税负的作用。这样做的优点是，操作简单，对降低水电行业的增值税税负作用较大。理论上讲，降低了近11个百分点。但是这样做也存在问题：因为增值税是一个完整的链条，如果水电增值税的税率下降11个百分点，那么下游行业就会因为少得到11个百分点税款的抵扣，而补缴相应的税款。其结果，国家的税收不会减少，只能是税负在企业之间的转移，以及财政收入在地区间的转移。
建议方案二：适应增值税由生产型向消费型转化的趋势，率先在水电行业试行增值税转型。
水电行业的增值税负担问题，不在于税率的高低，因为同一产品都是相同税率，水电没有多少进项税额可以抵扣，是因为水电的成本构成中，固定资产折旧和财务费用占了很大比重，远远超过了其他行业，按照增值税的征收原理，这部分的税收是应该可以抵扣的。
鉴于水电行业增值税的现状，可考虑在水电行业采用消费型增值税，这样有助于降低水电行业增值税的税负；
其不足是：由于水电行业的前期固定资产投入的比重较大，折旧费用较高，加上在水电投资上一般采用银行贷款投资方式，其财务费用较大，可能造成增值税销项税额低于进项税额的现象。
从鼓励发展水电的角度考虑，要彻底解决水电增值税税负偏重的问题，最好的办法是增值税扩大税基和转型的改革同步进行，即把建筑安装业纳入增值税征收范围的同时，将现行的生产型增值税改为消费型增值税。
这种改革方案对税务机关来说，不仅方便了征收管理，还可以有效防堵建筑安装业原来某些体制性的税收漏洞；
对企业来说，增值税税负下降，能有效刺激固定资产投资的扩大。但是，这种改革会涉及中央和地方税收分成问题，其操作难度很大。从目前的情况看，水电行业在增值税转型改革中先行一步的方案似乎最为可行，等时机成熟时，再扩大税基，把建筑安装业纳入增值税的征收范围。
增值税的转型改革在水电行业率先试行，具体方案可选择"抵转投"模式，即允许其抵扣新增固定资产中已征的增值税，再按增值税分成比例，将所抵扣的增值税分别转为中央和地方的资本金。
但是，由于增值税转型改革受制于国家财政承受能力，受制于建筑安装业尚未纳入增值税的征收范围，所以，下一步实行的增值税转型改革，准许抵扣的范围不会太大，很可能限制在机器设备范围内。这样一来，水电行业增值税转型改革中受益程度就会大打折扣。
建议方案三：为保持增值税链条的连续性，对水电行业可采取增值税先按17%的税率征收，再根据消费型增值税或6%生产型增值税计算的增值税，将高出部分由财政给予返还。
这样做的优点是保证了增值税下一环节的进项税的足额抵扣，使整个增值税链条保持完整；
缺点是给征收管理造成了麻烦，而且在时间上可能会造成企业运营资金的暂时困难。
建议方案四：根据水电企业的特点，在不同时期采用不同的税收政策。
水电行业具有典型的行业特征：其生产初期投资大，固定资产折旧额高，加上现行的投资体制，水电企业投资大部分靠银行贷款，前期还贷压力大，财务费用占成本的比重较大；
后期固定资产折旧额较小，特别是过了还款期以后，水电企业的运行成本大幅度减小。针对这种情况，根据水电行业的生产特点，在税收政策上可考虑采用不同的政策。在水电企业建设期和投产的前5~10年，采用低税收政策，或采取部分免税政策，或采用先征后返或者即征即返的税收政策。
为解决固定资产折旧费较大问题，可以在税法上规定与企业会计上不同的折旧率和折旧年限，对财务费用也在税法上规定一个摊入比例。
其他相关政策选择。
为鼓励水电企业进行后期滚动开发，可规定水电企业用税后利润再投资的投资税收抵免。
从水电企业资产结构分析，其负债比例较高，初期财务费用较大，还款压力大，建议由国家担保，发行水电企业债券。在债券的设计上，充分考虑到水电站建设的周期长、后期运行成本低的特点，宜发行企业长期债券，并在税收上，对投资水电企业长期债券的收益，减按15%征收企业所得税，并在一定时期内免征个人所得税。
借鉴国家对风力发电的税收政策。为鼓励风力发电产业的发展，国家日前已出台了对风力发电实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。风力发电的成本主要是固定资产投资，约占总投资的85%以上。我们认为对水电行业同样也存在风力发电类似抵扣不足的情况，为公平税负，也可考虑选择像风力发电的政策，对水电企业采取同样的税收优惠政策。
通过以上不同政策方案的研究分析，我们认为，解决当前水电行业困难最好的决策选择是应当从如下两个方面入手：
一是尽快调整增值税政策，宜实行“即征即退”办法。经测算每年水电增值税征收约108亿元，即使全部退税也只相当于我国全部电力蒸汽热水生产供应业增值税征收额的1/5，在近年税收收入每年增收千亿元的情况下，对财政影响不大，但对水电行业的发展却是很大的支持。
二是从支持水电业的滚动发展看，宜发行企业长期建设债券，用于投资；
或者从国债发行中拨出专项投资用于水电建设也是可行的一种办法。随着水电业的发展也可实行减免企业所得税或再投资免税等政策。
此外，在其他配套政策上国家对水电业也应给予相应的支持，如：国家为立项建设的水电站提供政策性贷款，可采取免息、低息和贴息等多种方式；
对于建设中的水电站在社会效益方面的投资，国家应作为基础建设给予投资优惠；
在水力资源蕴藏量丰富的省份，国家要监督其水力资源的开发状况，给予一定的政策扶持，并作为地方政府的一项业绩考核标准；
同时电力行业要采取积极措施使电网与电厂完全分离开来，尽快创造出一个公平的竞争环境，真正实现“竞价上网”。
我们认为实行对水电增值税的调整政策是一项成本小，效果大的措施，建议不论采取哪种方案都应尽快实施。
IV大型水电工程建设期间再融资方案选择分析 一、基本情况分析 大型水利水电工程施工和装备等技术极其复杂，工程建设规模庞大，施工期很长。为保证工程建设顺利进行，及时、足额筹措工程建设资金十分重要。同时为了降低建设成本，制订合理的筹资方案，也很必要。
（一）SX工程的总投资及资金来源 某大型水电工程 SX工程，施工期17年，工程动态总投资为2039亿元人民币，包括：
----静态投资900.9亿元 ---价差调整740亿元 ---贷款利息398亿元 SX工程建设资金筹措方案中的资金来源为：? ---国家投入的股本金1 000亿元 ---银行贷款300亿元 ---发电厂发电利润100亿元 ---SX电厂发电收入670亿元 （二）资金缺口及解决措施 SX工程建设期间分年度现金流如图1所示。
从上面显示的数据可以得出，从1995年至2008年SX工程资金缺口达300亿元人民币。
如何解决建设期间资金缺口，目前有债权融资和股权融资两种方案选择。下面作具体计算分析。
二、债权融资情况分析 SX工程发行企业债券进行融资的条件优越。从图1看出，目前的资金缺口主要集中在1995～2005年，2005年后SX工程将有巨大的现金流入。
图1 SX工程的现金流 由于目前利率处在较低的水平上，再加上利息的减税效用，使得SX工程使用债券进行融资的成本较低，具体可应用税后加权平均资本成本(WACC)公式计算。首先计算原SX工程总体资金筹措方案中的融资总体安排的资本成本：
WACC=RDX(1-Tc)XD/V+RE×E/V 式中：
RD为长期债券利率，取4%；
Tc为税率，取33%；
RE为水电上市公司的平均ROE，取8%(见表4)；
D为融资总体安排中的负债部分，取269亿元；
E为融资总体安排中的权益部分，取1770亿元；
V=D+E=2039亿元。
代人上述公式，可得WACC1=7.3%。
再计算使用长期债券对300亿元的资金缺口进行融资的新方案的资本成本，在此RD为长期债券利率，取4%；
Tc为税率，取33%；
RE取表中所示的水电上市公司的平均ROE，为8%；
D为原融资总体安排中的负债，加上新发企业债券，即269+300=569亿元；
E为原融资总体安排中的权益，减去新发企业债券，即1 770-300=1 470亿元；
V=D+E=2 039亿元。
代入上述公式，可得WACC2=6.5%。
因此，使用企业债券对资金缺口进行融资，资本成本可降低。
WACC1-WACC2=0.8%，考虑到SX工程的总投资2 039亿元，资本成本可降低16.3亿元。
显然，Sx工程使用债券融资有显著优点。由于单个工程所发行债券的额度受到限制，目前的债券发行规模远不能满足全部解决工程建设期间资金缺口的需要。
三、股权融资-企业上市融资情况分析 自从中国的资本市场之门向股份制企业开启以来，上市融资已成为中国企业进行巨额项目资金筹措的一种首选方案。由于目前国内居民的投资意识增强和投资渠道相对较少的特点，使得目前中国企业在国内上市融资的条件极为有利。
先从分析中国的水电上市企业人手，再对SX22程上市融资进行分析。
（一）水电上市企业分析 从第一只股票上市以来，中国股票市场已发展了10年。到目前为止，共有32家电力企业上市公司，其中7家是水电上市公司。对水电上市企业的分析见下表所示。
从表2看出，水电上市企业的资金筹集倍率为3.3，即相对每1元原始股东权益，可在股市筹集资金3.3元，上市平均发行价格为7.23元。从表4中所看出，平均净资产回报率ROE为8.04%。
表2 水电上市公司股本发行情况 代码（1） 名称（2） 总股本（百万股）（3） ?? 流通股（百万股）（4） 发行价 （元/股）（5） 发行日期 （6） 募集资金 （百万元）（7）? 资金筹集 倍率（7）/［（3）-（4）］ 0975 乌江电力 185 ?80 6.6 04/2000 513.76 4.89? 0993 闽东电力 300 100 11.5 07/2000 1150 5.75? 600101 明星电力? 61.823 29 1? 06/1997 29 0.88 600116 三峡水利 158.88 50 6.38 07/1997 319 2.92? 600131 岷江电力 138.12? 35 5.25? 03/1998 175.69 1.70? 600236 桂冠电力 675.36? 110 6.41 03/2000 705.1 1.24? 600644 乐山电力 51.54 10.9 1 ?04/1993 10.9 0.26? 平均 3.3? 表3 水电上市企业的市场表现 代码 名称 每股收益? 每股斗争资产（元） 股价 （元） 总股本 （百万元）? 市值 （元万元）? 市净率 市盈率? 0975 乌江电力 0.2? 3.75 14.61 185? 2702.85? 3.90 73.05 0993? 闽东电力 ?0.15? 4.72 14.17? 300? 4251.00? 3.00 94.47? 600101 明星电力 0.532? 3.96 17.09? 146.44 2502.66? 4.32 32.12? 600116? 三峡水利? 0.22? 3.44? 16.58? 158.88? 2634.23? 4.82? 75.36? 600131 岷江电力 0.159? 1.49? 13.06? 273.47 3571.52? 8.77? 82.14? 600236? 桂冠电力 0.348? 3.48 16.8 675.36 11346.0? 4.83? 48.28 600644 乐山电力 0.19 2.87 12.86 155.83? 2003.97? 4.48 67.68 平均 0.26? 3.39? 4.87? 67.59 表4 水电上市企业的财务状况 代码 名称 总资产 （百万元） ROE（%） 资产 负债率 流动比率 每股经营 现金流量 （元） 收益现金 保障倍数 0975 乌江电力 804.049 5.37 0.13? 7.34? 0.17? 0.85 0993 闽东电力 2029.402? 3.02 0.28? 2.74 -0.08 -0.53? 600101 明星电力 663.013 14.32? 0.12 3.95 0.54? 1.02 600116 三峡水利? 1102.132 6.43 0.48? 1.55? -0.03 -0.14 600131? 岷江电力 811.875 10.65 0.50 2.58 0.16? 1.01 600236 桂冠电力 2946.224 9.99 0.19 2.67 0.53 1.52? 600644? 乐山电力 1036.82 6.50 0.54? 0.99? 0.25 1.32 平均 1341.93 8.04 0.32 3.12 0.22? 0.72? 表5 水电上市企业的经营状况 代码 名称 销售额 （百万元） 经营收入 （百万元） 利息费用 （百万元） 利息费用 /经营收入? 经营利润 （百万元） 经营利润率 （%） 净利润 （百万元） 0975 乌江电力 96.645 63.669? 3.994 6.27%? 53.804 55.67 37.37? 0993 闽东电力 179.997 98.711 17.046 17.27% 54.475 30.26? 43.52? 600101 明星电力 206.839 100.074? -2.406 -2.40%? 89.163 43.11? 83.11? 600116 三峡水利? 250.323 78.696 8.262 10.50% 23.936 9.56? 35.36 600131? 岷江电力 101.574 63.667 8.195 12.87%? 44.482 43.79 43.47 600236 桂冠电力 647.183 406.907 30.812? 7.57% 349.282 53.97 235.63? 600644 乐山电力 265.786 76.604 17.596? 22.97%? 37.969 14.29? 29.12 平均 249.76 126.90 11.93? 10.72% 93.30 35.81 72.51 （二）SXT程上市融资的有利条件 由于国家扩大内需、刺激消费、调整经济结构的影响，未来10年国民经济增速可望达到7%左右。按电力需求的增长速度与国民经济的增长速度之间的弹性关系，全国电力行业售电量未来10年可望保持平均5%～6%的增长速度。电力企业上市公司显示出“蓝筹股”的形象。大多数水电上市企业财务状况稳健，平均资产负债率为32%，平均流动率为3.12，经营利润率和利润均稳步增长。
目前电力领域内的电力系统改革将对电力企业产生深刻的影响。在竞争的电力市场中，电力企业的竞争主要是价格竞争，电力企业具有显著的规模经济，发电机组规模越大，电力成本越具优势，水电企业的成本优势尤其显著，因此拥有大型机组和装机容量的水电公司将受益于电力系统的改革。
（三）SXT程上市融资的初步方案分析 上市目标为筹集填补建设资金缺口300亿元人民币。按平均资金筹集倍数3.3倍来计算原始股东权益，即300/3.3=90.9亿元。
使用平均发行价，即7.23元/股，计算发行的流通股即300/7.23=41.5亿股(面值)。
因此，SX工程业主只需拿出90.9亿元的盈利资产(如工程的发电机组和厂房等)上市，SX工程业主拥有上市公司57.5/(57.5+26.3)=68.6%的股份。
股票一级市场分析：由于目前一级市场申购资金为6 200亿元，所以申购中签率应为4.8%左右。? 四、总结分析 大型水电工程发行债券融资的条件较为优越，还可降低加权平均资本成本，但有时由于工程的资金缺口数额较大，目前的发债规模难以满足工程的资金需求。
当股票市场股价处于高估状态时，股票可以较多的溢价发行，上市对企业筹资极为有利。目前水电上市公司的市净率和市盈率分别为4.87倍和68倍，对原始股东说，每投入l元的原始股东股本，可上市筹集3.3元资金。因此，为解决大型水电工程的巨额资金缺口，将工程的部分盈利性资产如电厂在国内上市是一个值得研究的融资方案。
V东北地区水电开发情况分析 一、东北地区水电资源概况 （一）常规水力资源 东北地区可开发的水电站共有500余座，总装机容量约15100MW。其中10MW以上的水电站有140座，装机容量14200MW，年发电量404亿kW。h，约占全国10MW以上可开发资源的2%。
东北地区各省(区)10MW以上可开发水力资源统计 省(区) 电站座数 装机容量／MW 年发电量／亿kWh 全区比重／% 装机容量 年发电量 辽宁 15＋3／2 1390 47.7 9.8 11.8 吉林 35＋16／2 4100 100.9 28.9 25 黑龙江 41＋12／2 7160 206.1 50.5 51.1 内蒙古(东部) 18＋7／2 1530 48.9 10.8 12.1 合计 116＋24／2 14180 403.6 100 100 注：分数为省或国际界河，按1／2计 （二）抽水蓄能资源 80年代中期，开展了全国性的抽水蓄能资源普查，根据“七五”期间初步普查成果，东北地区抽水蓄能资源比较丰富，且尚未开发。其中，前期工作达到规划设计深度及以上的站点有8处（辽宁和黑龙江省各3处，吉林2处），装机容量达10000MW。
（三）水电开发利用现状 1、水力资源开发现状 东北地区各省(区)水力资源开发现状统计 省(区) 可开发容量／MW 已开发容量MW 开发比重% 备注 辽宁 1390 1092 78.56 辽宁省高岭、金坑水电站址145MW受引水影响无法开发 吉林 4100 3700 90.13 黑龙江 7160 769 10.74 内蒙古东部 1530 13 0.85 合计 14180 5574 39.29 注：辽宁省如不考虑高岭和金坑两电站，则开发比重达89% 2、已建、在建10MW以上水电站 东北地区各省(区)已建、在建10MW以上水电站统计 省(区) 电站名称 装机容量MW 年发电量亿kW。h 备注 辽宁 水丰 630／2 39.3／2 中朝界河 太平湾 190／2 7.7／2 中朝界河 长甸 135 0.86 桓仁/回龙山 223/72 4.97/2.74 一厂两站 太平哨 161 4.3 小水电 90 2.15 地方建管 小计 1092 38.52 吉林 白山/红石 1500/200 20.4/4.4 一厂两站 丰满 1004 20.4 云峰 400／2 17.5／2 中朝界河 渭源 390／2 12.0／2 中朝界河 松江河 510 8.4 (在建)省局管 小水电 91 3.07 地方建管 小计 3700 71.42 黑龙江 镜泊湖 96 3.13 省局管 莲花 550 8.0 省局管 小水电 122 3.56 地方建管 小计 768 14.69 内蒙古(东部) 察尔森 12.8 0.27 松辽委建管 合计 5574 124.9 3、拟建的常规和抽水蓄能电站 (1)第二松花江。拟建的水电站主要是位于第二松花江上游的二道江梯级电站。东北勘测设计研究院(下称“东勘院”)于1990年提出的《二道江水资源开发利用规划报告》已通过了审查。审定的开发方案为干流三级开发及支流一级开发，即干流上的两江、四湖沟、西金沟电站，支流富尔河上的西江电站。装机容量分别为60、150、30及20MW，梯级总装机容量为260MW，多年平均发电量为6.41亿kW。h。第一期工程为四湖沟和两江电站，工期分别为4a6个月及4a。其中，两江电站于1992年开工。
(2)鸭绿江。临江电站位于鸭绿江上游干流上，装机容量为300MW(中朝各半)，初步设计已通过审查，总工期7年，电站经济指标优越，具备开工条件。
(3)牡丹江。东勘院于1991年提出《牡丹江下游莲花以下河段水力资源开发规划报告》，并通过了审查。开发方案及顺序为：二道沟、白虎哨、长江屯3座电站，装机容量分别为80、56、69MW，多年平均发电量分别为2.05、1.6、1.96亿kW。h。总工期初步考虑为6a。目前，二道沟电站可行性研究设计已基本完成，装机容量确定为100MW，设计年发电量为2.1亿kW。h。
(4)黑龙江。黑龙江是世界上最大河流之一，地跨中、俄、蒙3国，全长约4300km。水力资源开发方案确定为漠河、连NFDA1、欧浦、呼玛、黑河、太平沟等6个水利枢纽组成的梯级开发方案，总装机容量为8100MW，发电量为269亿kW。h(中俄各半)。第一期工程为上游的漠河和下游的连NFDA1水利枢纽，装机容量分别为2000MW和100MW。
黑龙江支流沾河上的新鄂水电站，装机容量为100MW，设计年发电量为1.838亿kW。h。该工程初步设计报告已审查并得到原电力工业部批准。
(5)嫩江。嫩江流域已完成规划阶段工作的水电站有干流上的尼尔基、固固河、支流上的柳家屯和毕拉河口。其中尼尔基水库为以供水、灌溉、防洪为主，是兼顾发电的综合利用工程，装机容量为250MW，也是北水南调的第一期工程，已完成可研报告。固固河和柳家屯电站装机容量分别为175MW及125MW，毕拉河口电站装机容量为150～225MW(预留1台75MW)，已完成初设。
(6)抽水蓄能电站。东勘院于1990年先后提出了《辽宁省和黑龙江省抽水蓄能规划选点报告》并通过了审查。辽宁省的规划站点为蒲石河、青石岭(2500MW)、步云山(1000MW)，蒲石河电站一期工程装机容量为1200MW，二期为1200MW；
分别完成初设和预可研；
国务院已批准其为利用世界银行贷款项目，项目建议书已上报国家计委。黑龙江省的规划站点为荒沟、五常(2000MW)、三间房(900MW)，荒沟电站为一期工程装机容量1200MW，目前正在进行初步设计，拟利用日本海外协力基金贷款，项目建议书已上报原电力工业部。
吉林省选出了红石、松江河抽水蓄能电站(600MW，已完成预可研)。红石抽水蓄能电站作为第一期工程，装机容量为1200MW，由日本政府提供赠款、日本电源株式会社负责进行可研设计，1998年提交了报告，拟利用日本海外协力基金贷款建设。
二、目前水电开发存在的主要问题 （一）资源问题 东北地区常规水力资源可开发量仅占全国资源的2%，且开发较早，比较好的站点大多已开发，开发比重接近40%，剩下资源基本在黑龙江省中俄界河和内蒙古的嫩江流域上，开发难度较大。
省(区)际河流电站站址的开发在不同程度上也受到了部门之间和各地方之间利益冲突的影响，有大量的协调工作要做。
（二）资金问题 新建项目的主要问题是资金的落实，特别是筹集资本金问题。如蒲石河、新鄂、四湖沟等项目。水电站一次性投资较大，建设工期较长，大部分投资方对此还有所顾虑。
（三）电价问题 东北地区同全国一样，水电的开发均面临上网电价过高问题，这与国家政策、贷款条件、项目财务评价方法等有关。对某一个项目而言，只能从降低自身工程造价、缩短工期、寻找优惠贷款等方面着手，以降低上网电价，争取立项开工。
（四）对水电的作用和效益的认识 东北地区水电容量在电网中主要承担调峰、调频和事故备用作用，有很大一部分投资被用于增加装机容量上，所发电量基本上是峰荷电量，这就决定了水电设备利用小时较少，但功能多、作用大。而现行电能核算体系是仅考虑以发电量为计算基数，峰谷电价只能解决调峰效益，而不能解决调频、事故备用等其他动态效益，因而目前其动态效益尚无法定量化，水电的优越性未能体现出来。
三、开发东北地区水电的基本思路及建议 根据东北地区常规水力资源开发程度较高、剩余资源主要位于界河，开发难度越来越大和地区负荷对调峰容量需求迅速增长的实际情况，今后国家电力公司东北公司对水电建设的基本思想应是以提高全网总体经济效益为中心，以满足系统调峰要求为目标，重点开发抽水蓄能资源，不失时机地对现有水电站和流域梯级电站进行挖潜改造，增容增效；
以及积极做好常规水电站的前期工作，条件成熟一个建一个。具体建议有以下几个方面。
（一）开发抽水蓄能资源进行老厂挖潜改造 东北地区抽水蓄能电站资源的开发还是一个空白，目前尚停留在前期规划设计阶段。其中前期工作较深的项目有蒲石河(初设)、荒沟(初设)抽水蓄能电站、红石(预可研)和双沟混合式(预可研)电站。4个项目装机容量(除双沟外)均在1200MW以上，具备在2000～2010年期间开工建设的条件。如果4个项目能在2000年以后连续施工建设，届时，可以初步缓解电网调峰矛盾。因此，应尽可能保证蒲石河工程在2003年开工，2008年第1台机组发电。
东北地区抽水蓄能资源普查工作做得较早，但由于受当时的认识水平所限，普查工作较粗，达不到资源普查深度。因此，有必要对重点地区(如沈、抚、本、鞍地区等)近期进行复查。
东北电网现有主要调峰水电站14座(水丰、长甸、太平湾、桓仁、回龙山、太平哨、云峰、渭源、松江河、白山、红石、丰满、镜泊湖和莲花)，总装机容量约4900MW。大部分电厂具备改扩建条件，其中，桓仁和红石电厂扩建工程设计达到了可研深度；
回龙山和云峰电厂完成了扩建工程论证报告；
白山电厂完成了抽水蓄能泵站工程可研，争取2000年开工，2003年发电。
（二）积极协调，广开财路，共同开发 目前，东北地区未开发的水电站点开发条件相对较差，仅靠一家投资开发难度很大。因此，调动各方积极性(包括电站所在地政府、水利部、电力部门、银行和其他企业等)，共同开发，合理分担投资，并按资本金比例享受利益是至关重要的。
建设抽水蓄能电站是电网安全运行、保证供电可靠性和供电质量的需要，也是电力行业的责任和义务。但是在当前还不完善的市场经济体系下，由电力行业独家开发是不现实的。国家应优先安排优惠的国外、国内贷款；
物价部门应给予调峰电量以还本付息电价或进入电网综合电价。有了良好的还本付息能力才能吸引资金，使调峰电厂的建设进入良性发展阶段。
（三）优化设计，降低工程造价 由于地形地质条件的影响，水电工程各具特色，可以完全套用的设计几乎没有。随着科学技术水平的进步和观念的转变，设计单位应尽力优化设计，提高科技含量。项目业主在设计过程中应提供必要的资金用于支持设计人员开展技术进步活动和奖励在工程优化设计中有突出贡献人员，最终达到降低工程总造价的目的。另外，要理论研究和实践相结合，使水电动态效益定量化，从而公正、公平地评价水电，促进水电的发展 VI西南水电将成西部经济发展的助推器 大规模开发中的西南水电在未来的日子里将成为西部经济未来持续发展的主要助推器。这是近日参加14日至16日在此间举行的“雅砻江流域水电开发高级论坛”的300多位来自全国的知名水电专家、金融专家较为一致的看法。
在我国西南的大江大河上，近期在建和拟建装机容量超过300万千瓦的巨型水电站达到了10个，加上已建成的二滩电站，这些巨型电站装机总容量相当于5个三峡电站。水能资源富集的西南地区正经历着一个前所未有的水电开发黄金期。
有关专家认为，西南地区这一系列巨型水电站的建设，将会改变全国电力格局，为经济快速增长的东部地区提供其日益紧张的能源需求，同时，还可以将西南的水能资源优势转换为经济优势，拉动当地的国民经济增长，从而强有力地支持我国国民经济持续发展。
西南财大经济学博士何树平说，西南地区大多是相对贫困的民族地区，民族地区发展的重要途径是把资源优势转化为经济优势。森林、矿产、水电是民族地区三大资源。在国家实施天保工程后，民族地区经济总量和财政收入有所减少。民族地区人才、资金匮乏，交通不便，发展其它产业难以奏效，其经济增长仍主要是靠消费和投资拉动。
何树平说，而兴建大型水电工程，有大量资金投入。按每千瓦时电投资5000元计算，仅雅砻江流域梯级开发就将投入1300亿元左右，整个西南的水电开发的资金投入是相当大的。这些资金投入后，劳动密集型的土建、基础设施建设随之而来，可极大地改善当地交通、通讯、供电等基础条件，拉动第三产业和其它行业，从而有效地发展当地民族地区经济，这比任何单纯的扶贫项目有用得多。
二滩公司总经理陈云华说，从二滩电站的建设经验来看，开发西南水电对西南各省区国民经济的拉动作用将十分显著。
据专家分析，二滩水电站建设期，对攀枝花市GDP的贡献率每年约为6.29%，总的工业增加值达69亿元，税收增加值为8.8亿元。
位于川西雅砻江上的二滩电站装机330万千瓦，是我国二十世纪建成发电的最大的水电站。
在水能资源技术可开发量占全国1/4以上的四川省，水电产业已成为这个省的６大支柱产业之一。云南、贵州等省也将水电产业作为支撑本省经济快速发展的重要产业来培育。
中国工程院院士马洪琪说，西南水电的开发可以促进中国电力资源的优化配置，成为东部发达地区的“能源库”，为这些地区的国民经济持续、稳定发展提供保障。
我国地域辽阔，能源分布极不均匀，煤炭资源相对集中在山西、陕西和内蒙西部的“三西”地区，水能资源主要集中在西南和西北，而用电负荷却集中在广东、浙江、上海、江苏等东部发达地区。
去年下半年开始，全国有19个省市自治区相继出现了缺电，绝大部分属于东部发达省份，“拉闸限电”频频出现，电力短缺成为东部发达地区乃至我国经济新一轮高速增长周期的“瓶颈”。
马洪琪认为，在中、东部地区，可开发的水能资源已经不多，三峡水电站的建成，为中东部地区提供了强大动力，但仍不能满足东中部地区发展的需求。2010年后，西电东送将是东部地区能源的主要供应来源。我国的国民经济要持续、稳定、健康发展，必须大力开发西南水电，并加快“西电东送”战略实施步伐。
“西电东送”战略是我国调整全国电力大格局，在全国范围内实施能源平衡与优化配置的重大举措。
陈云华说，二滩电站建成至今，向重庆、华东地区输送了大量的电，已初步启动“西电东送”工程。而金沙江上总装机容量为1860万千瓦的溪洛渡和向家坝、大渡河上装机容量为330万千瓦的瀑布沟，雅砻江上总装机容量为800万千瓦的锦屏一级和锦屏二级电站都是“西电东送”工程的骨干电源。
根据国家电力规划，到2020年，金沙江、雅砻江、大渡河等“三江”流域的水电投产规模将达到5170万千瓦。届时，四川及金沙江的外送装机容量可达3460万千瓦，外送电量1879亿千瓦时，从而成为“西电东送”工程的主角，将西部丰富的水能资源优势转变为经济优势，推动当地水电大开发，带动经济腾飞，同时有力地支持经济快速增长的华东地区，成为我国经济持续发展的助推器。
西南的四川、云南、贵州、广西、西藏是水能资源的富集区，在我国规划的12大水电基地中，西南占了7个。其中大部分流域在四川境内的金沙江、雅砻江、大渡河等三大水电基地装机容量分列第一、第三、第五位，装机总容量达12470万千瓦。