(四十四)小水电代燃料具有独特的优势。①小水电是清洁可再生绿色能源，它的使用不会对环境造成污染，可以年复一年利用，可以替代薪柴等传统燃料，有效促进退耕还林还草、保护生态、改善环境和可持续发展。②我国农村水电资源十分丰富，可开发容量1.55亿千瓦，其中小水电8700万千瓦，分布在全国1600个山区县，67%分布在西部地区，与退耕还林区、天然林保护区、自然保护区和水土流失重点治理区等“四区”内的重点代燃料区的区位分布基本一致。农村水电资源总量和分布完全能够满足重点代燃料区2830万户、1.04亿人口的生活燃料与农村能源需求和广大贫困山区、老少边穷地区农村经济社会发展用电需求。③我国是世界上利用水力最早的国家，开发、建设小水电已有100年历史，技术非常成熟。与太阳能、风能、沼气清洁可再生绿色能源相比具有成本低、技术成熟、性能稳定等优势。与天然气、远距离调运煤炭和远距离输电等代燃料措施相比，具有明显的资源优势、清洁绿色能源优势和成本优势。④小水电分散开发、就地供电，规模适中、投资省、见效快，发供电成本低，适合农村兴建，在国家必要的扶持下，群众办得起、管得了、用得好，深受农民欢迎。⑤到2002年底，全国水利系统水电总装机达到3783万千瓦，年发电量1180亿千瓦时，其中农村水电装机达到3300万千瓦，年发电量1084亿千瓦时。全国1/2地域、1/3县、1/4人口主要靠农村水电供电。经过几十年的发展，农村水电行业形成了一套行之有效的方针政策、完整的管理体系和一整套建设管理规程、规范及标准。现代科技已广泛应用于农村水电行业。全国已有18个省（区、市）成立了以资产为纽带的省级水电公司，还组建了70多个地区性水电公司。全国农村水电已具备了较大的规模和实力，为实施小水电代燃料生态保护工程提供了良好的基础。⑥小水电代燃料具有综合效益。一是从源头上遏制人为破坏林草植被。解决1户农村居民生活用能，可使3亩林地免遭砍伐，按4年轮伐期计算，可保护森林面积12亩。二是有力促进“三农”问题解决。三是扩大内需，拉动国民经济发展。四是带动中小河流治理开发和山区水利建设，形成“以林涵水，以水发电，以电养电、促水、兴工、为农、护林”的良性循环发展格局和机制。五是经济效益显著。六是促进农村两个文明建设。
(四十五)多年的小水电代燃料实践积累了丰富的经验。在农村水电及电气化建设中，经过近20年的实践，对农村、乡镇，山区、平坝，富裕、贫穷，南方、北方等不同条件下的小水电代燃料，在用电器具、时段、电耗、电价、计量、使用、管理、效果以及农村低压电网布局、整改等方面，都积累了丰富经验，为新世纪全面开展小水电代燃料生态保护工程建设奠定了基础。“七五”至“九五”15年全国建成653个农村水电初级电气化县，770多万户、2000多万人口不同程度地使用电炊、电取暖，每年减少森林砍伐2000余万亩，电气化县森林覆盖率15年平均提高了10个百分点，比全国平均高出5.4个百分点，有力地促进了退耕还林和天然林保护工程的实施，在生态环境建设方面产生了积极的影响。群众欢迎、政府支持，小水电代燃料生态工程建设的社会环境非常良好。
(四十六)小水电代燃料符合时代发展的主流。能源与环境是新世纪人类社会文明进步和发展的主题。电能是现代社会文明的标志。在家庭生活中电能替代其他能源，是社会进步发展的必然趋势。贫困山区和老少边穷地区广大农村居民在生活用能上普遍使用电能，不再沿袭千百年来用烧柴烧牛马粪来做饭、烧水、取暖，让农牧民“一步跨千年”享受现代文明，完全是顺应时代发展主流、符合事物发展规律的开拓创新之举。我国开发农村水电，建设中国特色农村电气化，消除贫困，保护环境，实现可持续发展，得到了国际社会的高度评价和广泛赞扬。 联合国国际小水电中心在中国杭州设立，是在我国境内设立的第一个联合国法律框架下的组织，这是我国在改革开放中取得的符合世界发展主流的重要成果，也是适应时代要求、国际要求实施走出去战略的具体体现。
(四十七)实施小水电代燃料生态保护工程需要解决的关键及相关问题。关键问题有两个：一是必须以低廉的电价供应代燃料用电，使重点代燃料区的居民户特别是贫困户能够承受；二是使小水电企业能够生存巩固发展。围绕解决这两个关键问题而需要解决的相关问题，主要有：
1.国家要在投入和税收上实行特殊优惠政策。一是较大幅度地增加代燃料小水电及配套电网建设的国有资本金比重，以大量减少固定成本(即容量成本)中的财务费用；二是农村水电增值税率超过6%的部分实行即征即退、代燃料电量争取不收增值税，所得税减半征收，以减轻税赋，为以低廉的电价供应代燃料用电提供足够空间。
2.要深化改革、转换机制、强化管理、提高信息化化水平。努力降低工程造价、提高运营效率，以减少折旧、工资、管理等容量成本费用和水费、材料、检修等电量成本(即变动成本)费用。
3.要有可以依托的电网，以利电力电量平衡。通过调整负荷、电网补给以及必要时采用秸杆、沼气、薪炭林等“多能互补”措施，以保证可靠满足全年主要是枯水期间和高峰时段的代燃料用能。通过余电上网，促进小水电企业发展和为社会作出更大贡献。
4.要以重点代燃料区居民户特别是贫困户能够承受的低廉电价，供应代燃料等生活用电；以盈利电价供应配套负荷用电；余电全额上网，执行合理上网电价，不足电网补给，执行发电价加少量过网费。以保障小水电企业取得合理利润，得到巩固发展，同时减轻农民负担，增加农民收益，保护和激发国家、集体、个人和各类经济主体举办经营农村水电的积极性。
5.要按照十六大精神，积极探索确立省、市两级水行政主管部门的国有资产出资人代表地位，实行所有权、经营权、使用权三权分离。企业行使完整的企业法人财产权和经营权；使用权的一部分量化给县级水行政主管部门和代燃料户，参与权益分配；组建由政府领导、水行主管部门和有关部门负责人、代料燃户代表、小水电企业或供电单位负责人组成的代燃料用电协会，对代燃料工程建设、经营实行监督、协调、仲裁。有效实现政府+企业+代燃料户（股东）“三位一体”的开发运营体制和激励制衡机制，以保障实施代燃料生态保护工程的载体和主体--小水电企业，实现生态效益、社会效益和经济效益的高度统一。
(四十八)小水电代燃料生态保护工程的几种供电方式和体制形式。
1.代燃料电站孤立供电。一般指解决几户、十几户、几十户生活用能，且具有畜水条件的微型水电，自动化程度高，平时仃发蓄水，做饭、烧水、取暖、照明、加工时发电。每户所需发电装机容量较大，要求国家补助较多。解决两三千户一个项目区及以上的生活用能，若实行代燃料电站孤立供电方式和体制，一般则不可行。一是只有在较大范围(如县电网)综合考虑“户同时系数”、“县需用系数”、“调整负荷因数”，方可做到1户生活用能约需发电装机0.85千瓦。单靠代燃料电站孤立供电，每户所需发电装机较大，且不能利用农村水电企业已有网络，从而加大国家投入；二是一定时间内难以发展配套负荷，余电无法消化；三是由于以上原因造成成本高，不可能以重点代燃料区居民户特别是贫困户能够承受的低廉电价，供应代燃料等生活用电；四是缺电无处补给，供电可靠性差，不能保证可靠满足全年代燃料用能。
2.代燃料电站自发自供(包括“借网过路”)，余电上网，不足电网补给。要有一个可以依托的电网，一般应是地方电网。只有是地方电网，才有利于在地方政府的统筹安排下，按照政府的要求和小水电代燃料工程具有的基础性、生态性、公益性的属性及特点，与代燃料电站签订并网或“借网过路”协议，实行余电全额上网，执行合理上网电价，不足电网补给，执行发电价加少量过网费。对代管、上划县来讲，正应通过贯彻落实中发[2003]3号文件和国发[2002]5号文件，取消代管、上划，把县电网划转回来。
3.代燃料电站只发不供，上网电价按平均含税成本加适当利润确定，代燃料供电和余电营销由供电企业负责。这个供电企业一般应是地方独立配电公司(即农村水电的发供一体企业或供电企业)。只有是这样，才有利于在地方政府的统筹安排下，按照国家规定的要求，与政府签订责任书、与代燃料户签订供用电协议，承担代燃料供电的责任，确保完成保护退耕还林(草)和森林植被面积的任务，并对代燃料电站实行统一调度、统一供电、统一营销，获取应有的盈利。
4.地方独立配电公司统一负责代燃料电站建设、经营。对代燃料电站实行统一调度、管理、供电和营销，承担代燃料供电的责任，确保完成保护退耕还林(草)和森林植被面积的任务。实行统一核算，按股权分配收益；或实行分别核算，保持代燃料电站独立法人地位。
5.代燃料电站装机容量及相应的电站体制。要合理开发利用中小水能资源。代燃料电站项目按常规装机容量修建，大于项目所需生态装机容量的部分，不享受相关优惠政策，新建电站应实行股份制或一站两制，合理分配权益。项目属于原有电站改造、扩建，为项目所需的增容部分，作为生态装机容量享受相关优惠政策，原有电站应实行股份制或一站两制，合理分配权益。
6．小水电代燃料项目的业主。因地制宜，分类实施。项目业主可以是乡镇小水电企业，县级水电公司，省、市级水电公司，也可以是为项目而新设立的法人单位(有限责任公司或股份有限公司)。但是需要积极探索和明确的是：①通过政府出资人授权委托，确立省、市两级水行政主管部门国有资产出资人代表的地位；②由出资人代表授权省、市级水电公司经营国家投入形成的小水电代燃料国有资产，并将其中的一部分使用权(30-50年不变)量化给县级水行政主管部门和代燃料户参与权益分配；③省、市级水电公司和县级水行政主管部门与代燃料户，以投入小水电代燃料项目实施企业的资本额为限(县与户为使用权)，对实施企业承担相应的责任，并按股权行使资产收益、重大决策和选择管理者的权利。依法有效行使资产监管与运营，按章合理分配产权权益，保障资产安全、完整和保值、增值，形成良性滚动发展机制，促进小水电代燃抖生态保护工程持续快速健康实施。转贴于
(四十九)小水电代燃料电价要考虑年人均收入800余元及以下的贫困农民的承受能力。温家宝同志在十届人大与中外记者见面会上说：“中国13亿人口有9亿农民，目前没有摆脱贫困的是3000万左右，人均收入625元。如果标准再增加200元，中国的贫困人口就是9000万。”这9000万贫困农民中应有相当一部分，分布在我们中西部地区的重点代燃料区。按照水利部的综合调查统计分析，他们能够承受的代燃料电价应在0．18元/千瓦时以下或0．15元/千瓦时左右，丰、平水期还应低于0.10元/千瓦时。要按此要求进行电价测算与分析。
(五十)适应年人均收入800余元及以下的贫困农民要求的电价测算原则及相关参数取值。
1.电价测算原则。按照合理补偿成本、依法计纳税金的原则，测算代燃料电价；并按照取得必要盈利的原则，测算盈利电价与综合销售电价。
2.相关参数取值。按代燃料电站实行自发自供(包括“借网过路”)、余电上网、不足电网补给，这种具有普遍代表性的供电方式和发供一体的体制，考虑相关参数取值并据此测算电价。具体取值和要求如下：
①汲取民营机制，利用农网改造成果，努力降低造价，尽力做到单位千瓦平均投资不超过5000元。②按常规，发电设备年均利用小时应不低于3500小时，其中代燃料用电不超过1500小时。③中央财政投资和地方配套投资比例应不低于80%(区分不同情况，可以减免西部地区一些省区的地方配套投资，减免部分由中央补足)；银行贷款比例应不超过20%，银行贷款利率6.21%，还贷期限20年，尽量做到用80%以下的折旧费即可逐年按期偿还本息，不再在成本中支付财务费用。④综合折旧率取为5%，按国家规定可将80%以下的折旧费用于还贷。⑤根据调查统计分析，管理费用按24元/千瓦计。⑥人员工资劳保福利，要在提高信息化水平，保持人员精干，保障人员收入，执行国家规定的劳保福利政策的基础上确定。取发、供电人员定额为0.005人/千瓦，年均工资为10000元/人，职工“四保” 基金按国家规定以工资总额的32%计(其中：失保2%，养保20%，伤保9%，育保1%)，福利基金及教育附加按国家规定以工资总额的15%计。⑦水费（含水资源费）按一些地方的规定以每千瓦时发电量0．005元计；材料、检修费根据调查统计分析以固定资产原值的1.5%计。⑧增值税（含附加）综合税率6.48%；所得税率减半按16．5%计。⑨厂用电率0.5%，综合网损率12%。⑩取资产回报率为5%，用以测算盈利电价与综合销售电价。
(五十一)电价测算依据、方法、结果与分析。
1.电价测算依据。以国务院国发[2002]5号文件关于容量电价、电量电价的规定为测算主要依据。
2.成本、电价测算方法。采用区分容量成本和电量成本的量本利分析方法测算成本与电价。不论发供电与否均要支付的成本为容量成本，包括折旧、工资、管理费用，以及财务费用（即贷款还本付息费用）；发供电时才支付的成本为电量成本，包括水费、材料、检修费用，以及购入电力费用(未用于测算，仅用于分析)。
3. 成本、电价测算公式与数据、结果。按量本利分析方法和相关参数取值，其成本、电价测算的公式与测算出的数据、结果如下：
单位千瓦容量成本（折旧、工资、管理、财务费用）=（单位千瓦投资×折旧率）+（单位千瓦人员数×人均年工资劳保福利费）+单位千瓦管理费+扣除用于还贷的折旧费后的单位千瓦贷款还本付息费用=250+73.5+24+0=347.50（元）
每千瓦时容量成本=单位千瓦容量成本/[发电设备年均利用小时×（1-厂用电率）×（1-综合网损率）]=347.50/3066=0.113（元/千瓦时）
每千瓦时电量成本（水费、材料、检修费用）=0.005/[（1-厂用电率）×（1-综合网损率）]+ （5000×1.5%）/[发电设备年均利用小时×（1-厂用电率）×（1-综合网损率）]=0.005/0.876+75/3066=0.03（元/千瓦时）
每千瓦时发供电综合成本（即售电成本）=每千瓦时容量成本+每千瓦时电量成本=0.113+0.03=0.143（元/千瓦时）
每千瓦时盈利电价（含税）=(每千瓦时售电成本+每千瓦时售电利润)/（1-增值税综合税率）=[0.143+（5000×5%/3066）] /（1-增值税综合税率） =（0.143+0.082）/（1-6.48%）=0.24（元/千瓦时）
每千瓦时代燃料电价（含税）=保本电价（含税）=0.143/（1-6.48%）=0.15（元/千瓦时）
每千瓦时平均销售电价（含税）=盈利电价×[（发电设备年均利用小时-代燃料用电利用小时）/发电设备年均利用小时]+代燃料电价×(代燃料用电利用小时/发电设备年均利用小时)=0.24×[（3500-1500）/3500]+0.15×(1500/3500)=0.20（元/千瓦时）
4.按盈亏平衡点评价分析所测算电价。
当盈亏平衡时，保本点发电利用小时（即保本点单位千瓦发电量）=单位千瓦容量成本/ 【[平均销售电价×（1-增值税综合税率）-每千瓦时电量成本]×（1-厂用电率）×（1-综合网损率）】=347.50/【[0.20×（1-6.48%）-0.03]×0.876】=2150（小时）。
按发电设备年均利用3500小时计，超过保本点的发电利用小时为1350小时，其经营安全率=1350/3500=38.6%，符合一般经营安全率不低于35%的要求。
当盈亏平衡，容量成本已予摊销，丰、平水期不需外购电力时，保本点以外的发供电量可以用自供电边际成本测算代燃料电价，其电价（含税）=（每千瓦时电量成本+适当利润）/（1-增值税综合税率）=（0.03+0.02至0.06）/（1-6.48%）=0.053至0.096（元/千瓦时）。
根据前面测算的数据与结果，代燃料电价可以做到0．15元/千瓦时左右，丰、平水期可以做到0.10元/千瓦时以下，甚至可以低到0.053/千瓦时，从而能够适应年人均收入800余元及以下的贫困农民的要求。
为保障小水电代燃料生态保护工程的安全性和减少风险性，在确保以低廉电价供应重点代燃料区居民户特别是贫困户代燃料等生活用电的同时，应以盈利电价供应配套负荷用电，盈利电价应不低于测算出的盈利电价0.24元/千瓦时，亦可执行当前一般综合销售电价0.35元/千瓦时及以上价格；余电全额上网，上网电价应不低于测算出的平均销售电价0.20元/千瓦时；不足电网补给，下网电价执行发电价加少量过网费，按照反推，应不超过0.165元/千瓦时【=o.20-[0.03/（1-6.48%）]】。这也可考虑作为只发不供的代燃料电站的上网电价。
(五十二) 只要全面认真贯彻中发[2003]3号、国[2002]5号文件精神，坚持深化改革，完善机制，强化管理，搞好运营，小水电代燃料生态保护工程，除可取得生态效益、社会效益外，可取得直接经济效益，增加农民收益。
根据前面有关公式和相关参数取值，并考虑一部分电量的盈利电价会执行0.35元/千瓦时及以上价格，一部分电量代燃料电价在丰、平水期可能执行0.10元/千瓦时及以下甚至低到0.053元/千瓦时价格，以及实际运营中会出现上网、下网不合理的价差问题等，故仍以测算出的平均销售电价0.20元/千瓦时左右进行框算，得出：单位千瓦年可创税80元（其中增值税、所得税约各占一半），年可创利208元。
从今年起今后13年，全部解决重点代燃料区2830万户、1.04亿人口代燃料用电问题，到2015年，全国农村水电将累计新增装机2405万千瓦，年新增售电量740亿千瓦时，年新增发供电营业收入148亿元，年可创税19亿元，其中所得税和增值税地方提留共14亿元，将直接增加地方财政收入；年可创利50亿元，通过量化部分使用权给代燃料户参与权益分配，将直接增加农民的分红收入。
若按农村水电企业当前一般综合销售电价0.35元/千瓦时框算，单位千瓦年可创税140元、创利364元。到2015年，将年新增发供电营业收入260亿元，年可创税34亿元、创利88亿元。重要的是，在实际工作中提高发电利用小时，发展配套负荷，降低损耗，减少成本，开拓经营，增加效益，更好服务的空间很大，因而在实现生态效益、社会效益和经济效益的有效统一上，实践取得的成效必将比预测的更显著、更有说服力。