水电环境效益开发论文范文第1篇
[摘 要]以市场化为主线的经济体制改革深入推进，市场在资源配置中的决定性作用越来越凸显，项目投资的自主权越来越大，澜沧江水电开发前期工作面临新的挑战。本文分析了新形势下水电开发前期工作存在的瓶颈问题，并对当前做好澜沧江水电开发前期工作提出了自己的观点。
[关键词]澜沧江水电；新形势；前期工作；思考
一、澜沧江水电开发介绍
华能澜沧江水电股份有限公司是由中国华能集团公司控股和管理的大型流域水电企业。公司的主要任务是本着“流域、梯级、滚动、综合”的原则对澜沧江流域水电站进行滚动开发，并积极参与其它流域水电开发，为广大用户提供优质、清洁的能源，努力成为“西电东送”、“藏电外送”的重要骨干企业和建设以水电为主电力支柱产业的核心企业，成为中国南方电网乃至澜沧江——湄公河次区域最重要的水电开发运营公司。
澜沧江发源于青藏高原唐古拉山的格尔吉河和鄂穆楚河，从云南省西双版纳州流出中国国境，出境后称湄公河，澜沧江在我国境内澜沧江干流长约2153公里，天然落差约4583米。澜沧江干流规划按23个梯级进行开发，总装机容量约3200万千瓦，年发电量约1460亿千瓦时，分为澜沧江上游西藏段、澜沧江上游云南段和澜沧江中下游。目前，澜沧江中下游河段梯级电站已进入全面投产阶段，公司开发重点在澜沧江上游云南段梯级电站，规划总装机容量为883万千瓦，分别为古水、乌弄龙、里底、托巴、黄登、大华桥、苗尾水电站，计划于“十三五”和“十四五”期间陆续投产发电。澜沧江上游西藏段梯级电站总装机容量638万千瓦，目前正在开展预可研和可研设计工作，计划于“十四五”、“十五五”期间投产发电。
二、新形势下澜沧江水电项目前期工作的瓶颈问题
水电作为绿色清洁的可再生能源，在降低能源成本、减少环境污染、改善电网调节性能等方面具有重要作用，但由于水电项目是一个多学科交叉、建设周期长、涉及技术经济与社会发展的庞大系统工程，当前前期工作存在工作量大、现场条件差、移民工作难、环保压力大、资金筹集难、审查多、批复难等特点。具体呈现以下主要问题：
（一）移民问题
随着社会经济的发展，移民群众搬迁安置标准和地方发展期望值不断提高，给公司移民工作不断提出新的要求。移民工作主要存在以下问题：第一，移民管理体制问题。移民安置工作实行政府领导、分级负责、县为基础、项目法人参与的管理体制，但由于各级政府在移民工作中的责任、权力、义务不甚明确，政府移民工作的监督、考核、奖惩机制有待完善，政府行为随意性较大，导致移民工作不可控，经常出现移民安置方案变更较大、投资概算突破等现象；第二，澜沧江上游移民安置条件差。澜沧江上游地区山高坡陡、生态脆弱、安置容量有限，并且宗教和民族问题等突出，社会人文环境复杂，导致公司移民安置难度进一步增加；第三，移民诉求不断增加。社会信息发达，各地移民相互攀比，移民诉求不断增加，导致聚众闹事频发，阻工现象严重。
（二）环保问题
近来年国际、国内对生态和环境问题日益重视，但由于缺乏科学系统的评价体系，导致水电开发对生态保护影响的质疑声源源不断。特别是由于澜沧江作为跨界河流，水电开发已经引起了国内外广泛关注，一些别有用心的NGO组织和境外媒体还经常借环保等问题大肆炒作，夸大散布澜沧江—湄公河上游国家水电开发会引起下游国家对共享水资源分配、流域生态系统变化产生巨大影响等谣言，影响下游国家政府水电开发的态度和外交策略，导致国家对跨界河流水电规划和项目环境影响报告等审批更加严格，也给澜沧江水电开发建设带来巨大压力。另一方面，环保部对建设项目的生态环境保护日益重视，要求在水电站建设和运行过程中带来鱼类影响进行补救，并对补救措施不断提出了高要求，比如在澜沧江上游云南段各电站采取升鱼机和集运鱼系统、鱼类增殖放流、鱼类栖息地保护等措施，有些措施在全国属首例，研究意义巨大但投资也巨大，不仅增加了上游电站投资成本降低了电站的市场竞争力，而且由于对鱼类生活习性缺乏深入研究和准确把握，各电站设置的过鱼设施的效果还有待检验。
（三）电力送出问题
近几年，云南省内电源大规模投产，云南省提出了“矿电结合，就地消纳”的发展思路，大规模发展以高载能工业为主的能源密集型工业园区。由于规划的高载能负荷未能实现如期投产，导致云南省近年来电力供过于求的矛盾日益突出，全省中小水电弃水、风电弃风严重，三江干流水电也出现了大量弃水。澜沧江上游云南段梯级电站输电规划和接入系统方案本已基本落实，受云南省“云电云用”等相关政策影响，澜沧江上游云南段梯级电站“西电东送”规划长期处于停滞状态，严重阻碍了澜沧江上游电站的开发进程。2014年澜沧江公司充分把握国家大气污染防治行动计划的有利契机，协调国家相关部门将滇西北至广东特高压直流列入大气污染治理重点输电通道，将澜沧江上游水电送入珠三角核心城市深圳。然而，由于云南、广东两省在交易模式和电价等相关问题上产生分歧，“西电东送”框架协议无法签订，特高压直流的前期工作因此受到影响，工程能否按期投产也出现了不确定因素。
（四）审批问题
从技术管理上，大型水电项目涵盖规划、预可研、可研和项目核准申请等阶段；从审批管理上，大型水电项目审批又分纵向和横向管理，纵向涉及地方县、州（市）、省政府和国家部委，横向又涉及国家发改委、国土资源部、环保部、水利部、林业总局、中咨公司、电规总院、水规总院等多个政府部门及审查单位，各种批文多达40个，手续十分繁杂。
2013年以来，国家转变政府职能、简政放权，需要履行核准程序的项目录大幅减少，许多项目的核准权限也由国家下放到省和州市。2014年12月10日，国务院发布《精简审批事项规范中介服务实行企业投资项目网上并联核准制度工作方案》，提出“精简审批事项、网上并联办理、强化协同监管”的改革目标，清理并精简项目行政审批前置事项，只保留“两项半”——规划选址、用地预审及少数重特大项目的环评审批，公司水电项目表面上看是核准支撑文件大幅减少，程序简化，但也会带来一些负面的问题。
国家为发挥市场在资源配置中的决定性作用，全面深化投资体制改革，按照“谁投资、谁决策、谁受益、谁承担风险”的原则，确立企业投资主体地位。在公司以后的水电项目前期工作中，诸如可研审查意见、电网接入意见等技术管理类意见不再作为核准前置条件，项目的技术、经济可行性完全由企业自主决定，项目何时报审也由企业自主决定，项目收益及亏损风险也完全由企业自主承担，公司水电项目前期工作思路和方式也因此发生根本性变化，项目可研、核准、电力消纳等工作面临诸多新问题。比如，具有反调节能力的橄榄坝电站，投资大、经济性差，并涉及航运管理等方面，电站核准权限下放至地方后，将面临协调层次低、协调力度不够等问题，尤其是电价远超过云南省水电平均电价和火电标杆电价，电力消纳、投资回收等问题难以协调。
三、做好新形势下澜沧江水电开发前期工作，实现公司的可持续发展
（一）科学规划，打好水电开发的第一仗
科学规划并抓好前期工作，是企业创造效益的基础。公司认真贯彻“全面规划、统筹兼顾、标本兼治、综合利用、追求效益”的指导思想，本着资源合理利用的原则，根据澜沧江的自然条件及社会经济特点，正确处理好河流梯级电站之间的衔接，将澜沧江规划为三段进行开发，其中西藏境内以如美电站为龙头调节水库的澜沧江上游西藏段、云南省境内以古水电站为调节的澜沧江上游云南段和以小湾、糯扎渡电站为调节的澜沧江中下游，以充分实现龙头水库对下游电站的调节作用，实现资源优化配置。在科学规划的基础上，公司又根据效益最大化、电站技术经济指标最优、电站接入和消纳落实等原则确定梯级电站的开发时序，真正做到科学、有序开发，在水电行业创出了一条行之有效的流域开发模式。
（二）抢抓发展机遇，做好资源的合理开发和储备工作
公司牢牢树立以经济效益为中心，以持续推进公司做强做优为主线，以创建世界一流水电企业为目标，抓住国家加快结构调整的契机，以市场需求为导向，加大资源掌控力度，拓展和储备优质资源，为公司持续发展奠定资源基础。
经过十余年的不懈努力，澜沧江中下游段水电基本开发完毕，公司抓住有利时机，完成澜沧江上游云南段乌弄龙、里底、黄登、大华桥和苗尾电站的核准工作，稳步推进上游水电项目开发，完成西藏段干流水电规划审批，扎实推进各梯级电站的前期工作，各项工作按照公司发展战略既定的目标推进。
澜沧江流域地处中国与东盟的结合部，随着中国——东盟自由贸易区的建立和湄公河次区域合作的进一步开展，以及国家战略定位云南为面向南亚东南亚辐射中心，公司将利用云南省绝佳的区位优势，加大对外电力合作的联系，开展对外电力合作，确保尽可能多的获得境外项目开发权，并择优重点推进开发条件好的项目。目前，公司已参与缅甸、柬埔寨、罗马尼亚等国家水电资源开发工作，其中40万千瓦的柬埔寨桑河二级水电站已于2015年开工建设，缅甸瑞丽江二级电站和罗马尼亚塔尼塔抽水蓄能项目也正在开展前期工作，公司也正在积极参与其它国家水电项目开发，为实现公司掌控资源总量5000万千瓦左右，成为南方区域和澜沧江-湄公河次区域最大水力发电运营商而努力奋斗。
（三）克服困难，破解前期工作难题
1.妥善做好移民安置工作，实现民族团结稳定。移民工作是一个复杂的系统工程，移民的需求包括社会、经济、历史、心理等多方面的因素，移民工作是水电建设的重中之重，做好移民工作就要适应新时代的要求，统筹兼顾地方政府、水电企业、移民及安置区居民之间的利益关系，把水电开发与促进地方经济发展、移民安稳致富结合起来，把移民安居乐业与社会主义新农村建设、小城镇建设结合起来，保障移民生计和长远发展，改善生产条件，提高生活水平，真正实现“搬得出、稳得住、能致富”的目标。
公司在澜沧江水电开发过程中，严格执行国家的各项法律法规、政策，做到依法规划、依法用地、依法安置、依法扶持。首先，做好移民规划设计。强化实物指标调查的精度和深度，从有利于移民的发展角度，切实关心移民利益，科学合理地编制移民安置大纲及安置规划；其次，加强对移民安置过程中的监督和管理。一方面加强对移民综合设代、综合监理及独立评估单位的考核和管理，同时建立移民协调机制，深入现场及时解决移民过程中发生的新情况、新问题，另一方面要促成政府加强对移民资金的监管，规范移民资金使用；最后，积极主动参与后期扶持，促进移民稳定和发展。公司积极主动参与移民后期扶持工作，编制移民安置规划时尽可能与后期产业发展相衔接，主动参与地方政府库区基金和后期扶持项目规划编制，积极协调政府开展移民技能培训，培养移民自我发展能力，积极参与后扶资金的使用管理，帮助移民后期生产生活改善，达到移民逐步能致富的目标，促进移民稳定和发展。
2.做好生态文明建设排头兵，实现水电开发与环境保护共赢。水电开发是一项系统工程，涉及到移民、环保、水土保持等各方面。可持续发展已把环境建设作为实现发展的重要内容，环境建设可为发展提供可持续的空间，现代经济、社会的发展越来越依赖环境系统来支撑。国家“十一五”规划中就已明确提出“在保护生态基础上有序开发水电”，“十二五”规划也明确提出“在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电”。因此，我们要加强水电建设与环境保护的协调，解决好开发与保护的矛盾。
公司在项目前期阶段就充分考虑生态用水和下游需水，通过设计优化，提前考虑，重视水库泥沙淤泥，控制水库水体质量，在电站增设鱼类增殖站、珍稀植物园、野生动物园等。在建设过程中，按照“三同时”要求，不断加强和规范建设项目生产生活废污水处理、粉尘噪声防治、垃圾填埋场运行管理、渣场挡护、工区绿化美化等环保水保措施，努力做到“零排放”，并且深入研究并认真落实流域梯级生态调度措施，高度关注电站运行对下游的生态影响，切实推进澜沧江流域生态文明建设。
3.提前谋划与协调，优化电站接入系统方案，确保电源与电网配套同步建设。在“十三五”期间，公司将迎来新一轮的投产高峰，规划的滇西北至广东直流通道建设工作受诸多因素影响，澜沧江上游云南段梯级电站的电力送出问题尚存在不确定因素。对此，公司需高度重视，进一步加强与相关单位沟通协调，从资源优化配置、大气污染治理的全局出发，极力促成澜沧江上游梯级电站向广东深圳送电，充分利用水电清洁能源，督促电网配套工程的建设，确保电网工程按期投产，满足澜沧江上游电站向广东深圳送电的要求，为珠三角大气污染治理早作贡献。
4.优化设计，严控成本，提升电站市场竞争力。经济发展和能源电力市场呈现新常态的今天，市场竞争日益加剧，公司认真把握新常态、积极适应新常态，一方面要不断加强对国家宏观政策的深入了解，另一方面要深刻认识水电项目成本控制的重要性，要把好前期工作阶段优化设计的第一道关。同时在项目建设过程中建立全过程成本管理机制、全面推进精益成本管理，严控各项费用支出，加强工程造价管理，最大限度地提升电站市场竞争力。
四、结语
在新形势下，公司水电开发政策环境和市场环境均发生了巨大的变化，公司应抓住国家加大能源结构调整、鼓励发展可再生能源、积极开发水电的机遇，做好水电资源储备，做精水电项目前期工作，做实水电项目建设和生产运行，促进澜沧江水电开发事业健康、可持续发展。
参考文献：
[1]康玉生.论科学发展观指导下的水利水电工程管理探讨[J].水利工程.2010
[2]流域水电开发管理.澜沧江水力发电.2007
[3]澜沧江古水（含库区）至苗尾河段水电规划报告.2007
[4]澜沧江上游（西藏境内河段）水电规划报告.2012
作者简介：谢海发（1984.8-），男，中级工程师，云南师范大学14级工商管理硕士，工作单位：华能澜沧江水电股份有限公司。
水电环境效益开发论文范文第2篇
内容提要：四川灾后重建不能就工业论工业、就农业论农业，四川经济的发展与岷江水资源的保护息息相关。鉴于岷江上游水资源安全对成都平原的特殊意义，我们应充分利用这次灾后重建之机，把过去因习惯和利益的阻挠而难以推进的岷江上游水电建设调整、水资源保护提上重要议事日程。我们提出的对策措施包括：源头控制，系统规划；适时调整水电开发思路；实行最低流量生态管制；统筹管理流域水资源；建立技术性重大公共决策机制等。
关键词：岷江上游；水电开发；灾后重建
四川省“5·12”特大地震过去半载有余，灾后重建正在全面深入展开。此次地震是新中国成立以来破坏性最强、波及范围最广、救灾难度最大的一次地震。根据国新办2008年9月4日发布的数据，此次地震造成的直接经济损失高达8451亿元，其中四川最严重，占到总损失的91.3％，甘肃占5.8％、陕西占2.9％。在这次地震中，作为四川龙头、在四川经济版图中具有举足轻重作用的成德绵经济带遭受重创，许多知名企业损失惨重。受地震影响，四川五六月地区生产总值连续出现负增长，主要经济指标明显回落。但总体而言，大震未伤四川元气，四川生产能力没有遭受全局性损害，其经济社会发展的基本面没有遭受根本性损失，7月以后全省经济出现明显回升态势。随着恢复重建深入展开，投资规模和消费需求将显著扩大，四川将获得新的增长动力，四川经济有望较快恢复到灾前水平，走上加快发展、科学发展、又好又快发展的轨道。灾后重建涉及很多领域，本文旨在对岷江上游水电开发、水资源安全与四川灾后重建的之间的关系提出一些初步思考和政策建议。
1 岷江上游水资源可持续利用是灾后重建的保障
1.1 灾后重建是包括水资源保护在内的系统工程
灾后重建是一项专业性、系统性很强的工程。这项工程，不仅是物质的，也是精神的；不仅是经济的，也是社会的、生态的。就灾后的产业发展而言，不少官员提出四川应借灾后重建之机实现产业升级；蒋巨峰省长也指出，重建规划不是“克隆过去”，而是要在原有基础上升级，体现前瞻性；灾后重建要根据资源环境承载能力、现有开发密度和发展潜力，使重建后的灾区成为率先落实科学发展观，体现生态文明的新区。这些观点都较好地体现了灾后重建思路的科学性和现代性。恩格斯说“没有哪一次巨大的历史灾难，不是以历史的巨大进步为补偿的。”这句蕴涵深刻历史经验与丰富哲理的名言，依然适用于这场地震灾难。任何一次自然灾害都是巨大的挑战，也是学习和转折的契机。我们看到，在随后颁布的《国家汶川地震灾后恢复重建总体规划》中，地震和自然环境因素得以充分考虑。事实上，四川灾后重建不能就工业论工业、就农业论农业，四川产业的发展与岷江水资源的保护息息相关。鉴于岷江上游水资源安全对成都平原的特殊意义，我们应该充分利用这次灾后重建的机会，把过去因习惯和利益的阻挠而难以推进的岷江上游水电建设调整、水资源保护提上重要议事日程。
1.2 岷江上游是成都平原主要供水来源
岷江上游是成都平原最主要的供水来源，被称为是“天府之国”生命的源泉，具有唯一的、难以替代的战略地位。以岷江上游来水为主要水源的都江堰工程，提供了成都平原主要的农业、工业、城镇生活、环境功能用水，其供水量占成都市用水总量的90％左右。但是，由于岷江上游总体水量的逐渐减少，水资源年内分配不均，水电开发过度及水体污染加重，导致岷江上游可利用水量减少，成都平原水资源的供需矛盾日益突出。
岷江水资源的保护对四川重装产业的发展亦至关重要。岷江是德阳重装基地大件产品运输的重要通道。德阳作为全国重要的重型机械装备工业装基地，其大件产品运输多年来依赖于乐山至宜宾段的岷江水道。由于冬季岷江上游来水减少，航道通过能力下降，使其大件产品的运输受到制约。在岷江枯水季节，大件产品运输只能借道成都方向陆路运输，从而增加了协调、运输成本。若能实现岷江下游乐山至宜宾段河道渠化，将有力促进德阳重装基地的大发展。这就要保证岷江上游有较为丰沛的来水量。
岷江上游水资源的可持续利用对成都平原的发展具有重要意义。但是，在对岷江上游水资源的开发利用中，过于注重其能源价值，忽视了其生态价值和综合环境价值，由此带来一系列生态难题。由于岷江上游高山峡谷地貌利于水电开发，岷江上游成为密集型开发的极端，从干流到支流遍布电站。目前岷江干流上有10座主要水库，支流有19座水库，还有许多小规模的水库。这些水库一个梯级接一个梯级，层层截留江水，改变了岷江上游径流的天然属性。尤其在枯水季节，人工引水造成沿江河段河水消失，河床裸露，呈现出人工割裂的破碎情景。电站施工也使岷江两岸的环境显得格外脆弱，地震、滑坡、崩塌、泥石流等地质灾害频频发生，造成河道淤积、抬高，径流量减少，含沙量增加，以至出现断流。
2006年四川遭受罕见伏旱。大旱之下，维系成都平原生命的岷江水流量减少50％，在汛期出现了数段长达十多公里的干涸无水河道，大片裸露的河床和大块突兀的石头触目惊心。虽然岷江断流有着多方面的原因，但专家认为，造成岷江断流及生态恶化的主要原因是上游水电站大坝截流工程过多，水资源开发利用严重透支。
岷江数处河段频繁“脱水”，已直接影响到依靠岷江供水的城乡生活和工农业生产用水，特别是水环境容量减小，加重了岷江水污染和水环境的恶化。有专家预测，如不及早采取措施，岷江下游可能变成季节性河流，这又势必影响到岷江下游乐山至宜宾段德阳重装基地大件产品的水上运输，从而使四川重装产业进一步发展的瓶颈难以打破。
1.3 “5.12”地震加剧了岷江上游水电站隐患
“5.12”地震不但带来了巨大灾难，也给岷江上游水电站留下了深重隐患。上游岷江附近本身就是地震活动带，震后一些电站遭到不同程度的破坏；有的沿江电站设施虽然没有严重损害，但面临的地质条件更加恶劣，施工建设对地质灾害的诱因急剧升级，电站恢复重建面临一系列重大难题。而根据相关规划，2009年底前四川将全面完成灾区小水电灾后恢复重建，2010年底前全面完成灾区大中型水电站灾后恢复重建，虽然规划指出原则上受灾特别严重或恢复投资太高、不符合生态环保要求的部分小型水电项目将不再复建，但面对岷江上游次生灾害频发和水电过度开发等一系列严峻现实，岷江上游水电建设是否应做进一步的调整，如何停止对岷江上游水力资源的掠夺式开发，为成都平原的经济社会人文发展提供一个良好的水资源环境，确保天府之国的安宁、繁荣，需要我们对岷江上游的水电开发及其后果进行反思，总结经验教训，并提出行之有效的政策建议。灾难或许难以完全避免，但却可以通过灾难留下的经验、遗憾与思考进一步完善制度，把灾难带来的
损失降到最低程度。
2 岷江上游自然社会经济特点与水电开发现状
2.1 自然特点
岷江发源于松潘境内的岷山弓杠岭和郎架岭，流经四川盆地西部，全长735公里，流域面积13.3万平方公里，天然落差约3560米，多年平均流量约每秒2830立方米，年水量近900亿立方米，水力资源理论蕴藏量约1332万千瓦。岷江上游以都江堰为界，穿行于高山峡谷，比降大，以发电为主；都江堰至乐山为中游，流经成都平原，与沱江水系及人工河网组成都江堰灌区，为典型扇状水系；乐山以下为下游，入丘陵地区，接纳大渡河和青衣江后，水量大增，以航运为主，水运年货运量居四川各河流第4位。岷江在青神、乐山间切穿龙泉山余脉，于宜宾和金沙江相汇后始称长江。
岷江上游自然条件错综复杂，新构造活动强烈，地震频发，岩体破碎，是地质灾害高发区。地震是该区地质灾害产生的重要诱因。1933年8月25日叠溪Ns7.5级地震诱发滑坡，堵塞岷江数十处，造成6865人死亡，1925人受伤的严重危害。降水也对滑坡、崩塌、泥石流起到明显的诱发作用。岷江上游降雨集中在5～10月份，是地质灾害的高发期，在此期间发生的崩塌、滑坡、泥石流地质灾害占该地区年度地质灾害总数的90％以上。
2.2 社会经济特点
岷江上游包括汶川县、理县、茂县、松潘县、黑水县，民族分布以羌族、藏族、汉族及回族为主，是经济相对落后的少数民族贫困山区。“5.12”地震前，该区域以旱作农业、林业和牧业为主导产业。汶川是阿坝州的南大门，是阿坝州的“工业经济走廊”、动物活化石——大熊猫的故乡，是我国仅有的四个羌族聚居县之一。松潘历史悠久，是我国古代地处边陲的军事重镇，有“高原古城”之称。“5.12”地震之后，作为受灾最严重的区域之一，该地区颇具优势的旅游业和水电业受到沉重打击。
2.3 水电开发现状
岷江是长江上游水电开发最超前的支流，也是我国水电开发起步最早的流域。早在上世纪50年代岷江水电开发的规划工作就开始了，1956年，完成了《岷江上游综合利用规划报告》，60年代完成了《岷江上游规划补充报告》。1972年岷江干流上的第一座水电站映秀湾水电站建成。改革开放以后，一方面，随着经济社会的快速发展和对电力需求的不断增加，带动了岷江流域水电的更快开发。另一方面，从新中国成立到20世纪90年代中期，岷江上游丰富的天然林资源被大量采伐，造成了严重的水土流失。1998年，随着国家“天然林保护工程”的实施，小型水电站取代伐木场，成为地方政府投资的主流。到目前为止，岷江上游河段已建成大中型水电站29座，在较小的支流还有许多小型电站约100多座，水电总装机容量达300万千瓦。岷江上游的阿坝州成为四川水能电源基地，地方电网除满足阿坝州地方用电要求外，大量的余电送入四川主网。岷江上游的水电开发程度80％，远高于全国20％的平均水平，也高于国际上对河流水资源开发40％的控制程度。对岷江水资源高强度、掠夺式的开发，势必造成整个生态环境的破坏。
从干流开发现状看，岷江干流都江堰以上至较场河段规划的10个梯级电站，除观音岩电站拟建外，其余皆已竣工发电。它们分别是：天龙湖(18万千瓦，2004年竣工)、金龙潭(18万千瓦，2006年竣工)、吉鱼(10.2万千瓦，2005年竣工)、铜钟(5.7万千瓦，2001年竣工)、姜射坝(12.8万千瓦，2006年竣工)、福堂(36万千瓦，2004年竣工)、太平驿(26万千瓦，1995年竣工)、映秀湾(13.5万千瓦，1972年竣工)、紫坪铺(76万千瓦，2006竣工)。在这些梯级电站中，除紫坪铺为高坝大库外，其余均为引水式电站。紫坪铺电站的规模最大，但并不是为了发电，而是根据水资源的调度需要而建，目的是确保成都平原供水。
岷江上游支流主要包括杂谷脑河、黑水河、草坡河、渔子溪。杂谷脑河是岷江右岸的一级支流。杂谷脑河流域电站梯级建设是原国家电力公司规划“十五”期间开发的“六大一小”水电工程中的“一小”。规划采用以狮子坪龙头水库为首的九级开发方案，总装机容量60.72万千瓦，开发任务均为发电。梯级电站自上而下为狮子坪(18万千瓦)、红叶二级(7.5万千瓦)、理县(3.3万千瓦)、危关(2.5万千瓦)、甘堡(3.05万千瓦)、薛城(9万千瓦)、古城(11万千瓦)、下庄(1.17万千瓦)、桑坪(4.8万千瓦)水电站。其中，理县、甘堡、下庄、红叶二级、桑坪、狮子坪电站已建成，其余均停留在规划阶段。除狮子坪电站为混合式开发外，其余电站均为引水式开发。狮子坪龙头水库电站为年调节，理县、薛城及古城电站为日调节，其余电站均无调节能力。
黑水河梯级开发的任务是发电和供水，按照“流域、梯级、滚动、综合利用”的模式建设电站，其干流按“两库五级”进行开发，总装机容量为85万千瓦，自上而下分别为马桥电站(9万千瓦)、竹格多电站(8万千瓦)、毛尔盖电站(40万千瓦)、色尔古电站(16万千瓦)、柳坪电站(12万千瓦)，供电四川主网。
草坡河主要有沙牌电站和草坡电站。渔子溪电站采用两级梯级开发，即渔子溪一级、渔子溪二级电站。该电站仅为发电，无综合利用效益。
此外，根据《四川省岷江上游及供水区水资源综合规划报告》(2007)，岷江上游较场以上干流河段，由上而下还规划有10多座水电站。
3 岷江上游水电开发存在的问题及其后果
3.1 岷江上游水电开发的背景
我国水能资源世界第一，西部尤丰，故有“世界水电在中国，中国水电在西南，西南水电在四川”之说。水电作为可再生清洁、高效能源，具有巨大的市场竞争优势。水电是目前中国唯一能大规模商业化开发的可再生清洁能源。“十五”期间国家制定了新的能源发展政策，明确了优先开发水电是今后电力发展的方向。四川省是水力发电大省，全国规划的13个水电基地中有金沙江、雅砻江、大渡河等位于四川境内。全省河流密布，各大中小型河流流域水电站星罗棋布。2007年底四川省水电装机容量1880万千瓦，占全省总装机容量比例约62％，占全国水电总装机比例约13％，是全国水电占比最高的省份。
2002年以来，我国经济呈现出新一轮的快速增长周期，与此同时，我国出现全国性的煤电油运紧张局面，煤炭、电力供需矛盾十分突出，电力缺口高达2000多万千瓦。在经济高速增长、电力需求激增及巨大利润的驱动下，我国水电开发呈不可阻挡之势。在这样的背景下，四川的水电开发受到各方资本的空前青睐，岷江上游的水电开发再次达到高潮：不仅包括五大电力集团入川“跑马圈河”，外资、民营资本都开始把声势浩大的“圈河”运动从中西部的大江大河延伸到更多的中小河流，对全流域进行无节制、超负荷的开发。
无序的水电开发引起了社会各界的广为关注。
2003年，岷江上游“杨柳湖工程”和“怒江水电开发规划”引起了全国范围的激烈争论。这些争论反映了中国专家学者和公众生态环境意识的提高，不再仅仅从经济发展的角度看问题，中国的水电开发在经历了资金约束、市场约束时期后，开始向生态环境约束时期转折。“杨柳湖工程”因危及著名的都江堰被取消，“怒江水电开发规划”也暂时搁置。但从总体上讲，这次大争论并未影响到岷江上游的开发热潮。“十五”期间，岷江流域仍有大量“四无”小水电蜂拥上马。“十五”期末，岷江上游的水电开发与利益格局已基本形成。“5.12”地震之后，岷江上游、西南地区的水电开发之争再次白炽化。
3.2 岷江上游水电开发存在的问题
反思岷江上游水电开发，存在诸多问题，既影响了其水电绩效，也造成一系列生态环境问题。
首先，由于总体规划的失误，上游调节型龙头水库的缺失，使其梯级电站群和等量水体的能源价值大打折扣。科学、高效的梯级开发方案应为上游具有大型水库，通过其年或季调节能力，改善径流的自然分配模式，为下游各梯级电站提供均衡流量，保证整个梯级实现削峰填谷、防洪兴利。美国重要的水电梯级开发规划，如新政时期的科罗拉多河规划、田纳西河规划、1944年的密苏里河规划等都非常重视在河流的干流及主要支流的上游修建大库容龙头水库。美国还在一些流量较小的溪流上游修建了一些专用调节水库，只蓄水不发电，为下游电站服务。这种“一库多用”的水电规划模式，既保证了全流域水电出力达到较高和较均衡的水平，又避免了建设一连串的高坝大库造成的环境、移民代价，无疑是一种水电开发与环保兼顾的优化发展模式。
在岷江上游原来的水电规划中，拟定了沙坝龙头水库及紫坪铺控制性水库，但沙坝电站由于资金需求量大、需要进一步论证等原因至今不能上马(实际已取消)，新建的紫坪铺水库位置又太靠后，起不到梯级控制作用，导致岷江全流域梯级防洪能力、发电效益都很低。
第二，在进行水能开发时，只考虑了人类社会的需求，忽略了河流的生态需求。我国的水利开发观念基本是改造自然，追求最大经济效益，在开发中没有采取足够的环境和生态保护措施，恢复河流生态。目前的环境影响评价制度尚不足以限制不合理的开发行为。在岷江的“梯级开发”、“滚动式开发”中，在利益驱动下，大部分水电站实行“竭泽”式引水，大坝之下是河床裸露、干涸的脱水区，有些干脆把河床卵石作为建筑材料加以开采，破坏了多空隙的河床质，将来即使有了水，水中昆虫的幼虫无法生存，鱼类没有饵料也将无法生还，由此造成对鱼类生境的毁灭性打击。
第三，水电开发急功近利，资源利用方式单一，忽略了水资源的综合利用。岷江上游应该是发电、调蓄洪水及调节枯水期工农业、生活用水等多目标开发。但岷江上游水电站以单一发电为主，无防洪、灌溉等综合利用要求。而美国西部旱区的科罗拉多河诸枢纽都是大电站兼大水源，有关各州都成立科罗拉多河委员会，对发电用水、农业用水、河沿各州水量分配进行统筹安排。岷江上游单一的、惟功利的资源利用方式，降低了水资源的利用效率。
第四，民间资金大量进入，管理失控，开发处于无序状态。由于2.5万千瓦以下小型水电站项目的审批权掌控在地方政府手中，在丰厚的水电效益、国内电力供应缺口日益加大、发展地方工业等因素的驱动下，各地纷纷招商引资，上马小水电，导致水电开发失控。这些小水电在建设时没能执行严格的抗震标准，并且大多都没在水利部或电监会大坝中心注册，只由当地政府管理甚至乡镇一级政府管理，致使地震后受灾信息统计困难。而过度开发的水电必然要为电力资源寻找出路，于是，引进高污染、高能耗企业成为绝大多数地区的选择，这又加剧着河流的污染。
民间资金的涌入，投资主体的日趋多元化，也导致利益冲突时有发生，电站蓄水、取水不规范现象较过去更为突出。由于梯级电站之间的水力联系，下游电站的运行方式对上游电站存在很大的依赖性，但各电站分属于不同的企业管理，因而在发生利益冲突时，无法提出有效的解决方式，对水资源的合理利用和防洪安全非常不利。
第五，水电开发利益分配不平衡，地方所得太少，不足以弥补生态环境方面的损失。这主要表现在两个方面：一是从投资看，岷江上游梯级开发的巨额投资仅用于水电开发而没有投入到地方社会经济的发展，更极少用于该区生态环境的改善，少部分农民也仅靠卖砂石、搞运输等手段而致富，尚不能有效带动岷江上游社会经济发展和水土保持工作；二是从结果的公正性看，流域水电开发中对流域产生的不利影响，需要通过科学、公平的评估，在水电开发取得的利益中将需要补偿的费用留下来，用于流域的环境和生态补偿及修复，既保证所开发流域的可持续发展，也保证流域内居民从开发中得到利益。但现实是利益集团将水电开发的利益带走，而给流域留下很多生态问题，留给地方政府的也仅是所占比例很少的税收和财政收入。
岷江水电开发之所以失控，很大程度上与目前的分级管理体制有关。从项目的审批、建设和管理来看，25万千瓦似下的中小型水电站大多数都掌握在地方手中。各地从GDP增长和财政收入、发展经济和脱贫致富考虑出发，开发失控自然难免。
管理体制上的另一个突出问题是水电分家、“多龙治水”。目前水电规划由电力部门编制，水利部门只是提供意见。随着水电投资主体和渠道的多元化，水利部门在不能全方位掌握项目立项、投资审批权的情况下。对整个水资源的开发利用难以进行有效的管理。而且，水电开发作为专项规划应该服从流域综合规划，而我国流域综合规划明显滞后于流域水电开发，对水电开发难以起到制约和指导作用。岷江上游原有的水利开发规划仅仅是一个行业规划，对生态保护和资源综合利用考虑不足，即使这样一个规划也没有得到严格的执行，成为造成无序开发的基本原因。
3.3 岷江上游水电开发的影响
水电开发对生态环境的影响是双向的。主要的正面影响为：一是在遭遇严重洪灾和持续干旱等生态环境灾难时，大坝蓄水对减轻严重洪灾和持续干旱有重要作用。大坝在防洪、灌溉、供水方面的作用，本质上就是减轻和防止生态环境灾难的发生。从这一意义上说，大坝工程本身就是生态工程。二是水力发电可以减少污染物的排放改善空气质量。我国是一个空气污染严重的国家，根据UNDP《中国人类发展报告》，2001年全球20个空气污染最严重的城市中，我国占16个；根据世界银行预测，2020年中国将为燃煤污染导致的疾病支付3900亿美元的费用，相当于当时GDP的13％。因此，优先发展水电对我国意义重大。三是可以改善局部小气候和生态环境。某些高坝创造了大型人造湖泊，改变了当地环境和景观。许多水库都已成为著名的风景区，某些具有广阔水面的平原水库成为非常美丽的公园和鸟的栖息地；同时，还可以利用水库蓄水向湿地、干枯的湖泊补水，改善生态环境。
但是，毫无疑问，水电建设必然要改变河流的自然
状态，改变河流中水生生物的生存环境，从而带来生态效益的负面影响。岷江上游水电开发是一个大规模的梯级电站群体，其对生态环境的影响是多方面的，而且相当复杂。水电站的修筑，对水生生物和陆生生态都将产生沉重的打击。电站的影响绝不仅仅是毁灭几种鱼类，而将对一个山区环境产生立体的负面影响，比如会引起山体滑坡和水土流失；人从河谷迁到坡地，为了生存，又会自然地砍伐辟地，破坏水土涵养地，形成人类活动与生态环境破坏的恶性循环链。
岷江上游水电开发改变了水资源的时空分布，导致生态系统的紊乱。其对生态环境的不良影响可以具体归结为：阻断了河水的流向和水量，致使下游河道断流、湿地萎缩甚至干涸；改变了物种的生存条件，导致流域生物多样性锐减；减缓了水流速度，削弱了水体的自净能力，加重了水质污染程度；泥沙淤积抬高了河床和河水水位，加重了洪水威胁；已建电站大多未采取水土保持与环境保护措施，形成了独特的岷江上游弃渣污染带，危及行洪安全；电站蓄水以后，对两岸有一个再造过程，可能会诱发地震和地质灾害；移民搬迁加剧了库区及其周边地区生态环境的人为破坏；大坝建设增加了发生重大生态事故(溃坝、溃堤)的危险；大坝修筑给区域生态景观造成了难以估量的消极影响。
4 岷江上游水资源合理开发的保障措施
4.1 源头控制系统规划
首先应该从源头控制，对水资源的开发进行系统规划。水电开发要承担人与自然和谐的责任。对岷江上游水能资源进行适度的开发，使岷江生态保护和水电开发得以协调，应是一条可行的路子。为此，应打破行业垄断和行政区划，重新审视和制定与全流域环境承载力相协调的发展规划，强化流域开发利用规划环评；不仅仅考虑单个项目的影响，要从全流域的角度出发，对所有的项目叠加起来之后的影响统筹考虑；建立项目运行过程中对生态环境保护的长效机制。
水资源的综合规划是政府行为。目前我国流域规划已落后于水电建设，许多“十五”、“十一五”拟建项目，尚无流域规划可依。流域规划是合理开发的核心，是实现区域发展和水资源可持续利用的基础。政府应加快流域规划，赋予流域规划以法定性、权威性和约束性。在规划时应因地制宜、因生态制宜，选择适当的开发目标，充分考虑防洪、供水、发电、航运、生态保护等多种因素，控制流域水电布局，促进有序开发，肩负起河流保护者的责任，成为河流生态系统的代言人。
4.2 适时调整水电开发思路
岷江流域水电站被称为“地震带上的水电站群”。岷江上游处于新华夏构造体系的龙门山断裂带，地质活动频繁。根据水利部公布的数据，四川汶川大地震造成全国水库出险2380座，其中四川1803座，四川出险的水库中有溃坝险情的69座。全国发现堰塞湖共35座，其中四川34处。全国水电站受损803座，其中四川481座。这些震损水库潜藏水患威胁。由于地震之后岷江河谷地质环境更加恶劣，地质安全形势进一步恶化，在灾区水电站的恢复重建中，一方面应加强监测，建立岷江全流域水电工程地震监测台网，确保水电工程的安全性；另一方面，要做好调查和评估，对于已失去基本功能，或因经济、安全原因不宜再运行的小坝、老坝，要有计划的废置、拆除；对震损严重而又需复建的水电站，要进行地震安全性评价和抗震设计复核，将中央财政对受损水库、病险水库除险加固工程给予的投资补助资金用到刀刃上。
一个国家或地区的能源战略、区域经济战略不仅仅要依靠经济学检验，还应受到地质地理学的约束。西南地区是我国规划建设的重要水能基地，国家规划的13个水能开发区，西南地区就占了7个。目前中国西南的水电开发，有许多建成或在建的高坝大库都是在有强烈地震活动的断裂带上，许多重点水库与地震带交错甚至重合，如位于鲜水河地震带、安宁河地震带上的大渡河、雅砻江的梯级电站、马边——昭通地震带上的金沙江中下游梯级电站等。对此，应尽快组织专家对岷江、大渡河、雅砻江等地的水电开发项目从地质、地震、建设、环境等方面做一次重新审视，反思这次地震中水电站出现的问题，按照国家《防震减灾法》的规定，加强地震安全性评估；适时调整水电开发思路，结合规划环评，按照开发与保护并重、可持续发展的原则，重新确定西南地区的可开发水电资源量，对西南地区密集、高强度梯级水电开发的整体布局做出必要调整，切忌在重大问题未落实前草率上马，让子孙后代为我们做出的错误抉择而感到遗憾。
4.3 实行最低流量生态管制
如何在水电开发利用中更好地保护好环境，实现人和自然的和谐发展，既涉及观念和理念问题，也有技术和方法问题。真正的水电进步，不只是表现在水电装机的增多和水电发电量的增加，还表现在水电对环境保护的重视上，表现在水电企业勇敢地承担自己的社会责任上。在暂时无法改变现有电站布局结构的情况下，应遵循科学、适度、合理、可持续原则，强制规定保证河流水体生态的最低流量，禁止将全部天然径流引用为发电流量。实行最低流量生态管制，也有利于促使工程项目业主采取更多的生态补偿措施，承担应有的社会责任，缓解水电建设对于河流生态系统的胁迫，同时保证下游河段的供水需要。
4.4 统筹管理流域水资源
水资源的天然分布是以流域为系统的，加强流域水资源的统一管理是水资源科学管理的基础。美国早在1908年就提出了流域管理的概念，认为流域水环境是一个整体，在管理上应统筹考虑，并在1933年成立了全流域统一开发管理的行政机构，进行全流域的综合治理，以追求发展与环境保护的整体效果，缓解不同部门之间的冲突，提高流域水资源管理的效率和效益。我国现行流域水资源管理涉及水利、电力、土地、林业、农业、环保和交通等部门，基本上属于分散型管理体制。“多龙治水”的结果，人为地割裂了水资源循环利用的优化配置体系。只有建立起对河流水资源治理开发负全责的统一管理机构，才能真正实现水资源综合利用。为此，必须加快四川水电管理体制改革的步伐，强化流域水资源的统一管理。在此，我们再次呼吁设立岷江流域管理机构，或由四川省水利厅统一管理岷江流域的开发与保护工作，以科学发展观为指导，通过加强流域总体规划，彻底解决目前存在的管理多头、开发无序、监管不力等问题。
4.5 建立技术性重大公共决策机制
评价任何一个水电建设项目都应该以实现长远的、根本的、可延续的人类综合福利为目的，都要做到经济上的有效性、社会上的公平公正性和环境上的可持续性的统一。由于大型水电建设甚或跨流域调水等问题的论证涉及环境、地质、水利、生态等多门学科，任何单一专业领域的专家都无法全面掌握所有方面可能产生的问题，因此，对大型水电项目的论证除了需要具备多方面的科技条件，关键还要建立一个现代、文明的技术性重大公共决策机制，对发展的需要和被选方案进行科学、深入、广泛的论证。同时，还应建立一种可以调节重大公共决策中的各种利益诉求的机制，用制度保证科学决策、信息公开和公众参与，使公共决策既能有效地制衡开发商、最大程度地符合公共利益，同时又不会阻挡任何真正有利于国计民生的重要工程。
水电环境效益开发论文范文第3篇
摘要：全球二氧化碳减排压力和低碳经济的发展要求促进了碳信用市场的形成和发展，而碳信用交易框架的建立和碳金融的发展是全球实现碳减排目标的重要途径，也成为潜力巨大的金融市场。本文分析了目前国内外碳信用市场发展状况及主要碳金融产品交易和开发现状，指出我国碳信用市场发展存在的问题，一是市场体系不健全，国内金融机构对碳信用市场的参与度不高。二是中介市场发育不完善。三是碳金融产品数量和创新不足。最后提出了我国碳金融产品设计的对策。
关键词：碳信用；低碳经济；碳金融产品设计
文献标识码：A
一、国际碳信用市场发展现状
目前，国际上以国际排放贸易机制(IET)、清洁发展机制(CDM)和联合履行机制(JI)为基础，形成了基于配额的市场和基于项目的市场。其中CDM和JI属于基于项目的市场，JI项目产生的减排量称为减排单位(ERU)，CDM项目产生的减排量称为核证减排量(CER)。在这类项目交易下，低于基准排放水平的项目或碳吸收项目在经过认证后可获得减排单位，如ERU和CER；受排放配额限制的国家或企业可通过购买这种减排单位来调整其所面临的排放约束。IET属于基于配额的市场。与基于项目机制的温室气体排放权交易不同，在配额机制中购买者所购买的排放配额是在限额与贸易机制下由管理者确定和分配的。基于项目机制和配额机制这两类市场为碳排放权交易提供了基本框架，以此为基础，相关的二级市场、基础产品(碳排放权)和衍生产品交易也随之发展起来。
(一)碳信用的配额型交易市场
澳大利亚新南威尔士温室气体减排体系(NSW／ACT)于2003年建立，设立了为期10年的州一级温室气体减排体系，通过分配一定数量的许可排放量，实现碳信用下的实际交易。美国的芝加哥气候交易所(CCX)和气候期货交易所(cCFX)建成了全球第一家规范的气候交易市场。欧盟于2005年建立的排放交易体系(EU，ETS)，对各成员国确定一个国家分配计划(NAP)，向所属部门分配可交易二氧化碳排放配额，也允许拍卖配额。通过对每一个排放实体分配“欧洲排碳配额”，在超额排放和不足排放实体之间进行碳信用的交易。区域温室气体减排行动(RGGI)是美国针对发电企业、减少温室气体排放的区域性项目，在美国东北部10个州进行，核心是通过C02减排配额在各州的分配，促进发电企业降低碳排放量。
(二)碳信用的项目型二级交易市场
项目型CDM和JI二级市场是由大量碳基金的投资行为引发的，使得一级市场之外建立起了规模庞大的不受国际法约束的碳金融市场。此类市场的交易模式是碳基金与发展中国家项目业主签署合同后，将购得的碳信用转售给公约附件中的国家。自20世纪70年代第一个社会责任投资基金创立以来，与可持续性相一致的金融工具不断创新，这类基金已从环保项目的二级市场投资中获得了巨大利益。目前的碳基金数量庞大，如，世界银行的原型碳基金、生物碳基金、社区发展碳基金、伞形碳基金、框架碳基金，国家层面上的荷兰清洁发展机制基金、荷兰欧洲碳基金、意大利碳基金、丹麦碳基金、西班牙碳基金、欧洲碳基金，商业金融机构如瑞士信托银行的排放交易基金，非政府组织管理的美国碳基金组织，私募基金管理的复兴碳基金等。碳基金的大量出现和运作推动了碳信用市场的繁荣，但也增加了虚拟经济过度炒作而带来的巨大风险。目前，已形成了欧盟排放贸易体系(EUETS)、芝加哥气候交易所(CCX)、亚洲碳交易所(ACX)、欧洲能源交易所(ECX)等近20多个交易所。
近年来，随着国际碳信用市场体系的建立和完善，有关碳金融产品的交易迅速发展。根据世界银行的数据，2005年，国际碳金融市场交易总额为100亿美元左右，到2008年达1260亿美元，4年时间里增长超过10倍，其中，基于配额的交易规模达928亿美元，占全部碳金融交易总额的74％左右，基于项目的交易成交金额为72亿美元，占26％左右。在基于配额的市场中，欧盟排放交易体系占绝对主导地位，2008年交易额达919亿美元，新南威尔士交易所和芝加哥气候交易所交易额分为3.09亿美元和1.83亿美元。美国区域温室气体排放行动(RGII)2008年开始运行，当年成交额2.4亿美元。在基于项目的市场中，清洁发展机制市场占绝对的比重，2008年交易额达65亿美元。清洁发展机制二级市场的各种碳基金交易由2007年的240万吨增到2008年的1072万吨，涨幅高达350％。联合履约机制和其他自愿型市场交易额2008年达2.9亿美元和3.9亿美元。
碳信用市场巨大的发展空间吸引了金融机构和其他私人投资者积极参与。2006年10月，巴克莱资本率先推出了标准化的场外交易核证减排期货合同。2007年，荷兰银行与德国德雷斯顿银行推出了追踪欧盟排碳配额期货的零售产品。除了单纯的进行配额交易和设计金融零售产品外，投资银行还以更加直接的方式参与碳信用市场。2006年10月，摩根士丹利宣布投资碳信用市场30亿美元，2007年3月参股美国迈阿密的碳减排工程开发商，问接涉足了清洁发展机制的碳减排项目，8月成立碳信用银行，为企业减排提供咨询及融资服务。目前，气体排放管理已成为欧洲金融服务行业中成长最为迅速的业务之一。金融机构的积极参与推动了碳金融产品创新和碳信用市场容量的扩大，同时有关碳金融业务也成为发展最快的金融业务之一，成为金融机构新的利润增长点。
二、我国碳信用市场发展现状及存在的问题
(一)我国碳信用市场发展现状
目前，巨大的碳减排量使我国碳信用市场具有广阔的发展前景。根据国家发改委《节能中长期规划》测算，“十一五”期间，我国的节能投资总额累计可达6000亿元以上，如果按50％资金来源于银行贷款测算，节能融资市场有3000亿元的规模，节能减排融资有望从目前技改项目融资延伸到碳金融等新兴业务。碳金融的发展在为碳减排融资，促进我国低碳经济发展的同时，也为我国金融机构提供了新的利润增长点。兴业银行的碳权贷款和深圳发展银行的碳理财产品都是成功的案例。
1 清洁发展机制(cDM)项目的交易。截至2009年9月18日，联合国气候变化公约组织共核准签发CDM项目1882个，其中我国通过核准项目的数量为632个，位居世界首位，且远高于其他国家。从CDM项目的排放量看，632个核准EDM的减排量为1.5亿吨左右，占全球市场份额的45.7％。从交易额看，2008年占全球市场份额的84％。CDM项目远期交易是我国参与低碳经济运作最多的一类项目。
2 碳权投融资项目。2006年5月，兴业银行与国际金融公司签署《能源效率融资项目合作协
议》，成为国际金融公司开展中国能效融资项目合作的首家中资银行。国际金融公司向兴业银行提供了2500万美元的本金损失分担，以支持兴业银行416亿元人民币的贷款组合，兴业银行则以国际金融公司认定的节能环保型企业和项目为基础发放贷款，国际金融公司为整个项目提供技术援助。截至2009年11月末，兴业银行发放的节能减排项目贷款达187笔，金额达137.37亿元。
3 碳基金运作。2006年中国碳基金成立，总部设在荷兰阿姆斯特丹，旨在购买各种不同类型的CDM项目产生的减排量，尤其是各类可再生能源项目。据统计，中国碳基金已签署购买的潜在减排量约为1000万吨。中国绿色碳基金是设在中国绿化基金下的专项基金，属于全国性公募基金。基金设立的初衷是为企业、团体和个人志愿参加植树造林及森林经营保护等活动，为更好地应对气候变化搭建一个平台。基金先期由中国石油集团捐资3亿元人民币，用于开展旨在以吸收大气中二氧化碳为目的的植树造林、森林管理及能源林基地建设等活动。据初步估算，如用中国石油集团的捐款进行造林，未来10年内将吸收固定二氧化碳500万吨至1000万吨。
4 碳结构类理财产品。2007年8月，深圳发展银行推出二氧化碳挂钩型人民币和美元理财产品，基础资产为欧盟第二承诺期的二氧化碳排放权期货合约价格。两款产品于2008年9月2日到期，分别取得7.4％和14.1％的较高收益，并再次推出同类产品。
(二)我国碳信用市场发展存在的问题
尽管碳信用在我国有了长足发展，但总体看还存在一些问题。一是市场体系不健全，国内金融机构对碳信用的参与度不高。碳信用在我国传播的时间有限，国内许多企业还没有认识到其中蕴藏着巨大商机。同时，我国政府及国内金融机构对碳信用的价值、战略意义、操作模式、项目开发、交易规则等尚不了解。目前，除少数商业银行关注碳信用外，其他金融机构鲜有涉及。二是中介市场发育不完善。碳减排额是一种虚拟商品，其交易规则十分严格，开发程序也比较复杂，销售合同涉及境外客户，合同期限很长，非专业机构难以具备此类项目的开发和执行能力。在国外碳信用项目的评估及排放权的购买大多数是由中介机构完成，而我国本土的中介机构尚处于起步阶段，难以开发或者消化大量的项目，另外也缺乏专业的技术咨询体系帮助金融机构分析、评估和规避项目风险和交易风险。三是碳金融产品数量和创新不足。目前，我国只有商业银行及政府推出了一些碳金融产品，投行和交易所还没有参加进来，虽然兴业银行和深圳发展银行做了一定的开发，但不论产品数量、功能还是多样性方面都难以满足市场的需求。
三、推动我国碳信用市场发展和碳金融产品创新的对策
(一)构建碳信用交易平台
温室气体排放量是有限的环境资源，也是国家和经济发展的战略资源，应借鉴国际上的碳信用交易机制，进一步探索碳排放配额制度和发展碳排放配额交易市场。通过金融市场发现价格的功能，调整不同经济主体的利益，鼓励和引导产业结构优化升级和经济增长方式的转变，有效分配和使用国家环境资源，落实节能减排和环境保护政策。由于我国的清洁发展机制(CDM)项目分散，中介机构参与的程序复杂，审核周期长，市场交易机制不完善，降低了碳信用资产的价值转化效率。因此，需要建立和完善碳风险评价标准，提高我国在国际碳信用交易中的定价权，为碳金融发展创造稳定的制度环境。
(二)大力培育中介机构
中介市场是发展碳信用市场的重要环节。应鼓励民间机构和金融机构进入，重视金融机构作为资金中介和交易中介的作用，允许金融中介购买或者与项目业主联合开发碳减排项目。除已开展的碳权质押贷款及相关理财产品外，商业银行应探索更多的业务模式，特别是中介服务模式，满足碳信用发展多样性金融需求。投资银行、理财公司等应积极探索碳金融理财产品，为投资者提供新的投资渠道。会计师事务所、资产评估机构要完善金融产品的评估和咨询工作等。保险公司及其他担保公司可提供相关保险产品和通过增信担保机制，促进碳金融产品的开发和交易。
(三)努力推动碳金融产品创新
1 推动商业银行大力开展碳权质押贷款业务。我国开展清洁发展机制(CDM)项目主要涉及化工废气分解减排、煤层气回收利用、节能与提高能效、可再生能源利用、造林和再造林、工业废热回收利用及垃圾焚烧发电等多个领域。我国商业银行向CDM项目发放贷款具有很大的空间，但也面临相当大的风险。建立以碳权作为抵押的融资方式，对具有良好清洁发展机制项目开发潜质和信用记录的企业以CERs(清洁发展机制减排单位)收益权作为质押向银行申请贷款就属于权利质押的一种创新形式。由于CERs收益权是一种未来的收益权，具有很大的不确定性，因此，银行在为企业提供这种质押贷款时，需要高度关注企业CERs收益权实现的风险。对于已获得CERs签发的企业需要核准该企业CDM项目，CERs签发量的真实性和有效性；对于在联合国注册成功的CDM项目要密切跟踪项目的进展情况，并适当上浮利率以防范风险。
2 发展基于碳权的融资租赁业务。清洁发展机制(CDM)项目在建设开发的过程中需要进行大规模投资，如，化工厂需要购买污染处理设备、发电厂购买风力发电机和水力发电机等，这些设备价格昂贵，一般中小企业没有能力购买。因此，可以开发基于CERs(清洁发展机制减排单位)的融资租赁方式，即通过融资租赁的方式，由商业银行或租赁公司等金融机构为项目企业购买这些设备，然后将设备出租给项目企业使用，企业从出售CERs的收入中支付租金。融资租赁方式使得企业不必投入巨资购买排污或污处理设备，释放了企业的流动资金。在实际应用中，为鼓励企业减少碳排放，融资租赁和碳权质押贷款可以结合起来，即对于积极使用租赁设备的企业给予优惠的贷款支持，同时也可以降低企业CERs收益权实现的风险，降低碳权质押贷款发生坏账的可能性。
3 发展基于碳权的保理业务。保理又称托收保付，是银行与卖方企业签署合同，卖方企业将采用赊销方式进行交易所形成的应收账款转让给银行，银行对其提供综合性金融服务，包括融资、应收账款管理、应收账款催收和信用风险担保等。保理业务核心在于应收账款转让。以风电和小水电企业为例，对那些获得CERs签发的企业来说，它们从设备生产厂家购买设备形成应收账款，如果银行或其他金融机构能够为卖方企业(设备生产厂家)提供一笔有追索权的保理融资，买方企业(风电和小水电项目企业)在出售CElls后就能够向银行分期支付应收账款。在实际应用中，也可将保理与融资租赁结合起来使用。
4 积极发展碳基金理财产品。碳基金理财产品的开发可分为三个层次。第一，政府部门发起或联合开发，旨在降低本地区或某一行业碳减
排而设立的基金。第二，政策性金融机构设立的碳基金产品。第三，各种金融机构开发的碳基金产品，以营利为目的，同时可为投资者提供较高的回报。商业银行、证券公司和基金公司等金融机构都可积极开拓碳基金市场，既可以有在对潜在目标客户群分析研究的基础上，针对特定目标客户群开发设计并销售资金投资和管理计划，也可以有面向普通公众投资者的开放式基金管理计划。它将客户闲散的资金聚集起来形成专门的碳基金，用于为具有良好清洁发展机制(CDM)项目开发潜质和信用记录的企业提供CDM项目开发融资，客户从企业出售二氧化碳减排指标的利润中获取收益。由于CDM项目的开发周期较长，审批流程较复杂，风险较大，因此，这类理财产品的期限较长，一般应设计为2—3年，给客户提供的回报率应比同期的存款利率高出20％～30％。
5 开发信托类碳金融产品。这类设计理念是为那些具有环保意识和碳金融知识的企业设立碳信托投资基金，将这笔资金投资于具有清洁发展机制(cDM)开发潜力的项目中，通过这些项目的开发获得相应的CERs(清洁发展机制减排单位)指标。对于CERs指标，信托公司可根据企业不同的需求来进行处理。如果一些企业具有长远的战略眼光，认为企业未来减排需要这些指标，那么信托公司就可根据该企业所缴纳的信托资金按照当时的市场价格换算成相应核证减排量(cER)指标配额分配给该企业以供它未来之需；如果一些企业加入该信托计划仅仅是为通过CERs指标的买卖来获取一定的收益，那么，信托公司就可将该企业可分配到的CERs指标在碳交易市场出售后支付一定的利润给该企业。当然，这种信托类碳金融产品也可由商业银行或者其他金融机构来操作，但是其基本原理都是一样的。
6 逐步推进碳金融资产的证券化业务。碳资产即企业将具有开发潜力的清洁发展机制(CDM)项目(碳资产)卖给有特殊目的的机构或公司(SPV)(一般是投资银行)，SPV将这些碳资产汇入资产池，再以该资产池所产生的现金流(CERs收益)为支撑在金融市场上发行有价证券融资，最后用资产池产生的现金流来清偿所发行的有价证券。也可将商业银行碳权质押贷款、针对碳权的融资租赁、企业有关碳排放权的应收账款及银行保理等形成的资产组合成资产池，发行资产支持证券。碳资产的证券化提高了碳资产的流动性，并转移了风险，有利于碳金融的发展。为促进投资银行优先推动碳资产的证券化，要加强对碳资产的风险评估机构建设，建立对碳资产担保证券的增信机制。
水电环境效益开发论文范文第4篇
摘 要：在水电工程的发展下，改革现有建设管理体制和工程项目管理模式是亟待解决的问题。文章论述了我国水电建设管理体制改革的三个阶段，介绍了几种工程项目管理的新模式，对我国水电工程项目管理模式的改革提出了建议。
关键词：水电工程项目 管理模式 分析
项目管理是水电工程建设中一项不可或缺的工作。主要指在遵守一定条件的基础下，以顺利完成设计、施工和建设工程项目为目的，从而进行的一系列管理和服务活动或行为。20世纪80年代后期，在我国经济迅速发展的情况下，水电工程的发展受到了较大的关注。也正是从这一时期开始，建立和规范招标投标制、水电项目相关法人责任制和水电项目施工成为了我国水电发展的主要导向和目标。现阶段我国水电建设已经进行了三个阶段的发展和改革，本文将在以下进行分别的论述。
1 我国水电建设管理体制改革的三个阶段
第一阶段，主要指从建国初期到20世纪80年代，是我国水电建设管理体制的传统时期。这一时期，我国主要的经济体制是计划经济，水电工程的建设主要由国家负责，包括对于工程建设资金的调拨，工程建设队伍的确定乃至工程实施材料都有国家进行垄断性的管理。在这一时期，我国建设的水电站主要有丹江口、龚嘴、东风、刘家峡、龙羊峡和葛洲坝等。
第二阶段，主要指从20世纪80年代到20世纪90年代中期。这一时期改变了第一阶段国家自营形式的管理方式，开始以试行经济承包制对水电建设管理体制改革进行全面的探索和实践。学界大多认为这一时期以贯彻和实施鲁布格建设管理实践经验为主要标志，我们称之为现行体制的萌芽时期。这一时期我国先后以这种管理模式建设了一系列的水电站。例如，吉林红石水电站是在国家审定的投资概算内全由水电一局全面承包的工程建设、其后太平湾、葛洲坝、紧水滩等采用自营制建设模式的水电站工程，也相继实行了投资包干的经济责任制度。1984年云南鲁布革水电站是这一时期最具代表性的建设工程。它的建设过程进行了世界范围内的招标，最后由日本大成公司负责该项目。同时该项目的施工资金来源于国际银行的贷款，这也改变了第一阶段工程实施的主要资金来源方向。该项目工程从1984年开始，历时四年于1988年正式完工。该工程是我国这一时期工程建设的典范，甚至引起了政府相关部门的注意。可以说，鲁布格工程是市场经济条件下，对于传统工程实施的一次巨大冲击。在改革浪潮下，我们只有积极吸取国外的优秀经验和先进技术才能实现真正的国际化，这种以市场为取向，将市场经济的原则、办法逐步引进到水电建设管理中来的方法成为了这个时期我国工程建设的主要模式，这一时期我国的主要工程项目有鲁布格、二滩、水口、五强溪、漫湾等。
第三阶段，这一时期以1995年将二滩水电开发公司改组成为二滩水电开发有限责任公司为标志，起始于20世纪90年代中后期，这一时期我国在一定程度上实现了新型市场管理体制的建立，我们称为现行体制的形成时期。这一时期还在历史的进行过程中，需要我们不断的实践、积累经验、进行改革并且不断的完善。国家电力公司的分拆和一批流域开发公司的成立是这一时期的主要代表。这些公司已经开始具有现代企业所应具有的一些标志以及特征，并且按照流域、滚动、综合开发的思路开展工作。
2 我国现阶段水电管理的模式
我国现阶段水电工程管理模式主要有代建制模式、工程建设监理模式和平行发包模式三种，以下对这三种模式进行了详细的论述。
第一、代建制模式
代建制模式主要指由政府部门进行投资、非经营性的水电项目，聘用具有相关资质的管理公司进行管理。在该种模式运行的初期，会首先选择一些试验点进行阶段性实验，这一过程的主要任务是积累经验，为将来大规模的实施管理提供前瞻性的预见，从而对可能出现的问题提前做好防御措施，保证将来计划的有效实施。代建制模式主要针对的是在政府管理范围内的非经营性项目，相关的项目管理公司进行投标，从而组织相关的建设和管理。项目实施后再交由单位使用的一种管理模式。这种管理模式在实际水电项目的管理中占有较大的比例，是一种实施较为便捷同时管理较为有效的管理模式。
第二、工程建设监理模式
这种模式在国外常常被称为项目咨询，该种模式以项目业主的角度为主，从而对水电项目实行跟踪性的综合性的管理以实现最终的项目目标。具体可以分为，PM（Project Management）模式、DB （Design-Build）模式等。这种模式主要产生于国外，后被我国引进并进行了相应的改革。在我国这种模式的表现形式主要是由投资人委托监理公司对其工程项目实行管理，业主根据实际情况确定监理公司的管理范围和管理时间。我国工程建设监理主要为施工阶段管理，对其他工程的其他阶段关注较少。
第三、平行发包模式
平行发包模式是在前两种模式的基础上，所产生的一种水电管理模式，具有时代的创新性，同似也更符合我国现阶段水电开发工程实际实施的现状。在现阶段，这是我国在实际应用的过程中采用的主要方式。平行发包模式的重点在平行二字上，也就是说在项目实施的过程中，投资业主在具体分类的基础上将工程项目拆分为若干个部分，然后按照工程内容的差异将其分别分配给若干个单位，并与之进行相关的法律文件的签订，在工程实际实施的过程中，各个参与建设的单位和公司处于平行的地位之中。该种项目的主要特点在于，政府相关部门承担监督管理工作，工程任务合理分解和分类综合工作由项目投资人负责，从而确定发包的具体内同和形式，进而进行监督管理和协调工作。平行发包模式可以分为传统的细致管理和快速轨道法的发包管理。现阶段，平行发包的管理方法十分成熟，同时在实际的运用过程中也较为便捷。笔者认为它的优点主要表现在，平行发包模式是业主对项目工程有个更为细致和深入的把握，同时由于将总任务分为若干个部分，各个小工程之间处于平行的地位，所以在不影响相互进度的情况下，可以同时开工，这样就在一定的程度上，缩减了工期，可以有效的使用过程时间，从而在最短的时间内实现工程项目建设任务的最大化。
3 我国水电工程项目管理模式的改革的建议
水电工程项目是一项实施较为复杂的项目，水电工程项目管理模式的确定与工程本身所具有的特点密切相关，所以在选择工程管理模式时，我们应该综合考虑以下三种因素，并在考虑这三种因素的基础上进行管理模式的确定和具体实施。
第一，要考虑工程本身的特点
项目工程本身所具有的特点是工程管理模式确定之时最应该考虑的问题。具体实施的过程中，主要应该考虑以下几个因素，例如，工程项目规模、设计深度、工期要求、工程其他的特性等。首先，工程项目的规模是项目管理体制选择过程中所应该主要考虑的问题。不同规模的项目具体实施过程也应该有所不同。例如，如果工程本身结构比较简单，设计较为轻松，施工和投资都较小，那么在具体实施的过程中，经常选择施工总包模式、设计施工总包模式、项目总承包模式。如果工程本身的规模较大，实施内容较为复杂，则可能需要进行竞标，选择平行发包模式。其次，设计深度和工期要求不同，也会对管理模式的确定产生重要的影响。如果建设国家级的建筑，那么工程的设计深度则是影响工程实施的重要的因素，在具体管理的过程中，可能会将大部分的财力物力放在工程本身的设计上，从而影响其他部分的支出，进而影响工程本身的实施。另外，大多数工程都对工期有着较为严格的要求，如果工期较短，时间较紧，则可能会选择发包模式、设计施工总承包模式等。
第二，业主的要求
工程项目大多具有个性化的特点，这里所谓的个性化主要指业主对于工程总体形势、风格乃至特征的选择和要求。例如，如果业主本身是对工程项目有研究的人，那么在工程实施的过程中，他可能具有较强的参与工程管理的愿望。如果业主本身的工作较忙，那么他可能想节约投资同时减产自己对于工程干预的时间，这同样会影响工程管理模式的选择。业主的这种倾向性的选择对于工程的未来管理设定将产生较大的影响。同时，业主本身也是具有审美倾向的团体，在工程开始之前，对于该工程可能达到的程度必然有一个较为明确的预设，该种预设也会影响未来工程管理体系的选择。
第三，建筑市场的总体情况
建筑市场的总体情况对于工程管理模式的选择也具有重要的影响，因为我们知道工程大多具有一定的规模性，不能脱离与建筑市场而自主的进行建设。如果业主期望开展的相关工程项目在建筑市场上不能够找到具有相应承包能力的承包商。那么这种情况势必会影响未来的管理的选择。以三峡工程为例，这一工程规模较大，同时参与的公司也较多。在三峡建设的过程中，相关单位对于该水电工程的设计乃至规模有着较为明确的定位，在这一基础上，根本不可能把所有施工工作全部承包给一个建设单位，也没有一家建设单位有能力完成此项目。所以对于建筑市场的关注关系到工程的具体实施和建设。业主和工程实施单位之间是一种双向选择的关系，相互之间形成正确的衡量和准确的定位，对于未来工程的有效实施具有重要的意义。
4 结语
我国水能资源丰富，水能作为一种可再生资源，它的积极开发关系到我国资源的有效开发和利用。建国以来，我国的水电开发在规模、质量和技术方面都有了较大的发展，并且在世界取得了举世瞩目的成就。本文主要回归了我国水电工程的开发三个阶段，并且简单地总结了我国现阶段水电工程开发的管理模式。我国的水电开发虽然取得了较多的成就，但同时也存在着一些技术管理层面的问题，笔者对此做了一定分析并提出了一些粗鄙的建议。
参考文献
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[4] 翟保亮.水电工程项目管理模式的选择分类研究[J].科技资讯，2010（14）.
水电环境效益开发论文范文第5篇
1 煤层气
1.1 煤层气的形成
煤炭本身的有机物成分主要是木质素, 其成煤作用具体可划分为有煤化和泥炭化两个方面来实现。其中泥炭化中, 由于细菌所产生的作用影响, 致使机质在低温乃至相应的地表氧化环境当中, 直接生成了相应的微量甲烷及二氧化碳成分, 最后由此进入到游离状态逐渐的开始消散。而褐煤阶段则真正预示着其已经进入了具体的成岩阶段当中, 所产生的实煤化作用效果也由此开始进入到相应的变质阶段中。在这整个过程当中, 干酪根仍然属于未成熟阶段, 但是其有机质的降热作用却开始缓慢的加深, 所产生的生物化学作用也由此逐渐减弱, 具体将催生出甲烷和其他类型的挥发物等。而在烟煤阶段中, 所产生的长焰煤以及气煤等均属于煤化作用当中的低-中变质时期。在这整个过程当中, 干酪根开始真正进入到了成熟期, 其内部有机质经过降解, 将产生甲烷和其他挥发物。在煤化作用的后期阶段, 是一个高变质的过程, 通常无烟煤和贫煤都被划分在此阶段当中, 并且在此阶段中, 干酪根真正成熟, 甲烷成为其热降解的主要产物。
1.2 煤层气的用途跟性质
煤层气的运用范围及途径都非常广阔, 其最主要的用途还是燃料方面;其中燃料作用具体包含了民用、发电、工业、汽车运行以及更为重要的化工等多个方面的原料作用。由于煤层气的其密度比较高泄露后也会向下沉积, 所以危险性相较于煤气跟液化气较小。还有煤层气相较于液化气跟煤气不容易爆炸, 且煤层气成分不含一氧化碳, 所以不会发生中毒现象。
2 煤层气开发利用现状
2.1 煤层气的开发现状
当前我国所出产的煤层气具体集中在沁水盆地的范围, 主要分布在盆地南部, 像阳泉矿区、铁法等。全国百分之九十五的煤层气资源分布在山西、陕西内蒙、新疆、河北、河南、安徽和云贵川渝等地区, 其中要数晋、陕、内蒙等省市境内的煤层气资源量最为丰富, 其总量直接占据全国整体煤层气资源总量的一半左右。
2.2 煤层气的利用现状
我们国家的煤层气已经进入了快速轨道, 对煤层气的开采跟利用不断取得突破性的进展。其中有煤层气发电, 中国山西晋煤集团寺河煤层气发电厂是世界上最大的煤层气发电厂, 平均每年发电量将近8.4亿度, 年利用煤矿瓦斯将近1.8亿立方米。在工业生产当中, 对于煤层气的利用也非常广泛。比如我们所熟知的煤层气特性, 都知道煤层气可直接取代汽油来作为主要燃料, 并且这种燃料本身不但非常便宜, 同时环保性也非常高, 这就标志着煤层气已经开始进入了商业化的运营阶段了。
3 煤层气的经济效应
3.1 我国煤层气的利用情况分析
根据《中国煤层气战略规划分析报告》中明确记录, 我国对民用燃料煤层气的应用比例大约占总量的百分之五十八, 用于发电的煤层气约占总量的百分之三十一, 用于工业的煤层气约占总量的百分之十一。
3.2 煤层气和国家政策
我国早在2013年就制定了《煤层气产业政策》就煤层气产业的开发提供相关的政策支持。国家明确指出, 煤炭企业只要具备相应的条件水平, 都可直接参与到煤层气的资源的开发和利用工作当中, 由此鼓励了多数有实力和条件的创业人员, 纷纷成立专业化的煤层气公司, 促使整个行业发展异常迅速。
3.3 国际中的煤层气
由于全球经济都在飞速发展, 各个大国对能源的需求也非常大。可就目前能源就以石油为列, 供应相对比较紧张, 价格还处于比较高的位置。此外, 世界范围内的多数国家都对环保方面的问题看得比较重, 由此直接使得广大居民用户、发电行业, 乃至是加工业等对煤层气的需求量快速增加, 随着天然气供需的矛盾日益尖锐, 加上煤层气和天然气的主要成分相同, 所以现在从煤层气资源大国来说, 煤层气带来的市场经济效益非常大, 根本不存在销售问题。所以煤层气在国际中处在一个很重要的位置, 这正好刺激了煤层气的开发, 推动煤层气行业发展的重要契机。
4 结语
结合上文可以看出很多:首先从煤层气的性质跟特征可以看出, 煤层气这种非常规能源有着自身的优势。接着是, 国内煤层气一些开发利用的现状, 而且中国煤层气储量位居世界第三, 可以说非常的充足。我国煤层气各行业使用比例非常的大, 加上国家现在在政策上也支持煤层气的开发和利用, 就现在而言煤层气在非常规能源当中有着巨大的潜力, 其带来的经济效益是不可估量的。
摘要：近几年, 我国对煤层气开发和利用, 开始逐渐形成产业化的形式, 并且所进行利用开发的规模也越来越大, 真正开始表现出极其重要的战略性作用。以此, 为了能够促使煤层气的利用和开发, 为整个产业的发展带来更大的经济效益, 为此针对煤层气产业展开相应的经济效益分析工作, 就显得很有必要。文章主要针对煤层气的开发利用现状及经济效益进行了多方面的分析, 结果表明了煤层气产业蕴含了巨大的发展潜能, 其所能带来的经济效益不可估量, 再往后的发展中具备极为广阔的发展前景。
关键词：煤层气,开发利用,经济效益
参考文献
[1] 吴立新, 赵路正.煤矿区煤层气开发利用制约因素与发展建议[J].洁净煤技术, 2014, 05:24-27+52。
水电环境效益开发论文范文第6篇
[摘要]探讨了水电建设项目环境影响评价中生态需水量的确定、水质评价标准的选择、单个项目与流域规划的关系等问题,这些问题的解决对于完善与充实水电项目的环境影响评价工作具有现实意义。
[关键词]水电建设项目环境影响评价生态需水量
1前言
随着我国经济的快速增长,水能资源的开发利用也有大幅度提高,水电建设项目几乎遍及全国的所有河流,与此同时,对河流单项水电开发和流域水电梯级开发的环境影响问题的研究也日益增多[1~3]。国家为规范水利水电工程的环境影响评价工作,先后出台一系列相关的技术规范与导则。这些规范性文件比较详细、具体地确定了评价标准、原则、内容和方法,对于此类项目的环境影响报告编制具有指导性作用,同时也在很大程度上规范了评价的内容与方法。但在实际的评价工作中,仍存在一些需要探讨的问题,这些问题有的具有普遍性,有的与工程所在地的环境现状有关,比如脱水、减水段与生态需水量的确定,水库水质评价标准的选择,单个项目与流域规划的关系等,本文将对这些问题进行探讨。
2脱水段与生态需水量的确定
水电站建设建成运行后,或确切地讲,从拦水坝建成、水库开始蓄水时,坝下的河流往往就形成断流或脱水段。断流有永久性断流和间断性断流之分,这取决于水电站的形式,对水能资源的利用方式和程度。但无论怎样,形成水库并使坝下河流造成断流,使自然的河流生态系统发生了改变,必然对脱水段区域生态环境,尤其是对水生生物和周围的陆生生物产生影响,这是水电项目环境影响评价的一项主要内容,也是有关专家和学者普遍关注的一个问题。
比较一致的看法是通过生态需水量(或称最小生态用水量)来解决脱水对断流河段生态环境的影响。这里涉及两个问题,一是确定生态需水量的时间,二是确定生态需水量的具体数量。
生态需水量估算的过小,可能起不到维护生态环境平衡的作用,但如果生态需水量过大,则直接导致水能资源利用率的下降,从而影响电站的经济效益。为协调开发利用和环境保护的关系,应对生态需水量作出相关的规定。在项目建设的初期,或确切地说在水资源开发方案的论证阶段就应把生态需水量作为一项主要内容或技术指标给予确定,以便对开发的经济效益作出科学评价,这样符合“谁污染,谁治理,谁破坏,谁恢复”的环保政策精神,同时,也能为投资决策提供更全面的信息、资料。有了初步的生态需水量后,还应在环境影响评价时作进一步的论证,以便确定电站的最小下泄流量。
生态需水量是最小下泄流量确定的主要内容与基础,最小下泄流量取值涉及的因素很多,其主要的因素至少包括断流河段所处的生态环境现状,水生陆生生物的种类、数量,断流的长度,断流区间的污染物种类与排放量,河流的天然流量等。有的国家对此作出了明确的规定,如法国[2],按河流的平均流量分为两档,河流的年平均流量大于80m3/s,取其值的5%作为最小生态需水量,河流流量小于80m3/s,取其值的10%作为最小生态需水量。
生态需水量的确定是一项复杂性的系统工程,尤其应基于生态环境保护目标,而对于水电建设项目的环境影响评价,要在短时间内进行深入的调查与研究是非常困难的,甚至是不可能的。目前,国家环保行政主管部门已印发《水电水利建设项目河道生态用水、低温水和过鱼设施环境影响评价技术指南(试行)》,在一定程度上规范水电水利建设项目水生生态与水环境影响评价的工作。该“指南”将河道最小下泄流量分为河道外植被生态需水量、维持水生生态系统稳定所需水量和维持河流水环境质量的最小稀释净化水量等方面,而每方面的需水量都有两种以上的计算方法。然而要用这些计算方法计算生态需水量时,就会发现一些适用条件限制了方法的应用,此外,计算公式中的参数往往难以获取,有些甚至在进行环境影响评价阶段是不可能获取的,这些问题在很大程度上影响了生态需水量计算方法的可操作性。再有,对河道外植被生态需水量、维持水生生态系统稳定所需水量和维持河流水环境质量的最小稀释净化水量三方面水量是否存在重叠,或是需要相加,或是还要扣除河道蒸发需水量等等,“指南”中都未作必要且详尽的说明,这又在一定程度上影响了计算方法的可操作性。
因此,经验的方法似乎更具操作性,对于中小河流,其生态需水量的取值可考虑在99%~95%保证率的流量范围内,并兼顾上述各种因素。上述的取值范围是生态需水量的最低限。生态需水量确定后还要考虑确定最小下泄流量。一般的情况[2]是河流的生态用水与水污染防治用水具有相当程度的重叠,对于未污染或污染程度很轻的河流,前者一般比后者对水量的要求更大,前者能满足的,后者也能满足。但目前水利资源的开发利用率提高迅速,水电站的建设已从以往的远离人群之地而变为越来越靠近人群,因此,出现水污染防治用水大于生态用水的现象也是可能的。这样,确定生态需水量就要以污染防治用水为主。
对于生态需水量和最小下泄流量的确定是很有必要的,但如果过于依赖用计算公式来计算,因所选参数数值确定上的问题可能导致计算结果的偏离,另外,更为主要的是这样精确计算出来的结果并不一定就能代表项目所处河流的生态实际需水量。
3水库水质评价标准的选择
水电工程建成后,原有的河流部分河段将变为水库,这是不可避免的现实。而在环境影响评价中需对水库形成后的水质进行预测评价,要评价就先确定标准,现在的问题是个别水质指标,甚至是主要的指标,如总磷,因水体不同,其数值相差较大。《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)确定的河流与湖、库的总磷标准值见表1。
表1《地表水环境质量标准》的总磷标准值
大多数地表水执行的标准都在Ⅱ类至Ⅳ类之间,而这几类标准的河流与湖、库的标准值又相差较大,为3倍、4倍。即便是Ⅰ类和Ⅴ类水,河流与湖库的标准值也相差2倍。从表1中就能清楚地看到不同的地表水总磷标准值存在较大的差异。
在进行水电建设项目环境影响评价之水质现状评价中,因项目建设前水体是河流,采用的评价标准自然也是河流标准,但在水环境影响预测时,考虑到水坝建成后原有的河流将变为水库,因此评价的对象则由项目建成前的河流变为项目建成后的水库,这样采用的标准也就相应地改为湖库标准。经常会碰到的问题是,在水环境现状评价中水质可达到水环境功能区划的要求,水质良好,然而在预测时,尽管忽略了可能造成总磷浓度升高的种种影响因素,水中的总磷浓度依然如故,但水环境已达不到功能区划的要求。如果再按常规程序提出减小影响的对策与措施,则可能与客观实际不符,同时也难以操作。因为不是水质发生了变化,而是在评价标准的选择上前后不一致了。
现在不少水电工程为河床式,库容小、水深浅、库水交换频繁,而且不具备径流调节功能。这类水库的执行标准采用河流标准更为合适。水库的交换频率可按如下公式计算:
α=(多年平均入库径流量)/(总库容)
当α≤10时,水库为稳定分层型;
当α≥20时,水库为混合型;
当10<α< 20时,水库为过渡型。
从上式可知,α越大,表示库水交换越频繁,水库的特征越不明显;反之,α越小,表示水库的特征越明显。即便河流的年径流量会有波动,但变化幅度一般不会超过2.5倍,因此,对于年交换次数大于50,且不具备径流调节功能的水库,选择河流标准评价水质更符合实际情况。
4单个建设项目与流域开发的关系
进行单个水电项目环境影响评价,因受评价经费、评价时间、流域自然、社会环境和开发规划资料等的限制,其着眼点自然只放在建设项目的影响上。
《环境影响评价技术导则-水利水电工程》(HJ/T88-2003)明确规定,在水电工程项目的环境影响评价中应阐述开发项目所在流域或河段的规划,说明开发项目在流域规划中的地位、作用和位置。在水环境的影响预测与评价中,应预测对下一级工程水质的影响。这说明对水利水电工程的环境影响评价已不限于建设项目本身,同时,还应着眼于上、下级的工程,甚至是全流域的开发情况,这无疑可更全面、更科学地进行环境影响评价。
河流是流水经过漫长岁月形成的一种地貌类型,并由此而构筑了相对稳定的河流生态系统,尽管相关的技术规范对流域(河段)的内容有一定的要求,但要对整个河流生物多样性和水文状况等进行影响评价,仍然显得苍白无力。因此,必须加强、注重规划环境影响评价,在时间上能更早地做出全面、系统的评价,以供审批部门决策参考。
河流流域水资源开发都已进行了规划,有的项目已经投入运行,有的正在实施,在这一情况下,不仅单个建设项目的环境影响评价无法反映对河流生态系统的影响情况,即便是河流流域水资源开发规划的环境影响评价,其评价内容与重点也将与《规划环境影响评价技术导则(试行)》的要求有所不同。因此,对于水利行业专项规划的环境影响评价不能完全按照《规划环境影响评价技术导则(试行)》的内容要求进行,而应着眼于现状的破坏与影响情况,从而针对性地提出减轻、控制和消除不良影响的对策措施。
规划环境影响评价是在规划编制阶段对规划实施可能造成的环境影响进行分析、预测和评价,并提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施的过程。而实际
情况是在做规划环境影响评价时,河流已经建有水电站或建有多个水电站或已按规划建满了水电站。有些环境影响已显露出来,有些将要显露出来,因此,调查现状以及现有的环境问题就是规划影响评价的重点。原本按导则要求进行预测分析的内容在一定程度上已经表现出来,预测的内容自然减少了,而现状调查的内容随之增加。其次,原来预测的情况与实际表现出来的情况可能存在差异,对于现存问题提出解决的办法可能会受到已建设施的制约,如鱼类洄游通道的设置、生态需水量的下放等可能因工程方面的原因无法实施,对策措施的提出只能依据现有的情况而定,不能脱离实际。
正常的情况应是先进行规划环境影响评价,并在此基础上再进行符合规划影响评价的单个建设项目的环境影响评价。现在实际情况却恰恰相反,规划环境影响评价的先导作用无法发挥。那么是不是说规划环境影响评价就不需要了,或者是没有意义了?其实并非如此。只是规划环境影响评价的着眼点应放在流域的水电项目建设情况上,放在已经产生的生态问题上,在新的现状上对规划的实施做阶段性的回顾分析与评价,也在这新的现状上对将来可能进一步产生的环境问题作了预测评价,并提出解决问题的对策措施。因此,规划环境影响评价虽然滞后,但其作用和意义却仍然存在。
5结语
虽然水利水电工程的环境影响评价已有专门的技术导则,但并不意味着只要参照导则的内容要求开展评价,就能全面、客观地反映建设项目对环境的影响。因各项目所处的生态系统不同,环境状况不同,还需注重对工程特性和区域环境特征的综合分析,注重评价时建设项目以及规划实施的具体情况。
对于生态需水量的确定,在没有恰当的参数值选取时不一定完全依赖于《水电水利建设项目河道生态用水、低温水和过鱼设施环境影响评价技术指南(试行)》中推荐的计算公式,因为那样计算出来的结果并不一定就能准确地体现实际的生态需水量,在这种情况下,经验的估算更为便捷,尽管它也不一定能准确地体现实际的生态需水量。而对于水电项目的水质现状评价,应从水库的调节作用来确定是采用河流或者湖库的水质标准。
对于单个水电建设项目与规划的关系,当规划环境影响评价滞后时,应着重分析单个水电项目环境影响评价的可靠性、适用性,针对流域已存在的生态环境问题进行评价,从而有的放矢地提出减轻、控制和消除不良影响的对策措施。
参考文献:
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