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小水电要通过顶层制度设计、提升规模效应及创新商业模式，助推中央扶贫战略。
小水电已成为农村扶贫的重要抓手之一。中央明确提出，要科学、合理、有序地开发贫困地区的水电资源，探索水电利益共享机制，惠及更多贫困人口。小水电作为绿色能源、可再生能源，在全球减贫和减碳领域都具有积极作用。在能源危机不断加剧背景下，大力发展小水电已成为全球共识。联合国、世界银行几十年来一直持续呼吁小水电的发展。
中国小水电的开发一直走在世界前列，目前小水电总装机容量为全球第一。然而，自2012年开始，我国水电投资连续3年同比下降，2015年已不足2012年同期的一半，有整体宏观经济形势的影响，更主要是受小水电上网电价低、上网难等行业持续发展机制长期缺失等因素的影响。
5月20日，国家发改委《关于申报农村小水电扶贫工程试点项目投资计划的通知》要求中央财政小水电投资的资本金财务内部收益率不低于6%（低于6%由项目法人补足），如现有行业发展政策环境、机制未能得到较大力度的纠偏与改进，上述投资收益要求预计会有一定的压力，甚至有可能会对扶贫工程的长期持续推进构成考验。
对于这种情况，笔者认为， 小水电要通过顶层制度设计、提升规模效应及创新商业模式，助推中央扶贫战略。
顶层制度设计
从减排效果看，小水电是减碳效果最明显的清洁能源。水电减排PM2.5 的效益是风电、太阳能电的1.5倍以上，2014年小水电减排量高出风电50%以上。再从经济指标看：水电投资成本最低，水电电站的全生命周期成本（包括固定资产投资、运行与维护成本、及退役成本等在内）为0.15元/kw，光伏是0.34元/kw，风电是0.55元/kw;从能源投资回报率看，水电也是最高。
全球发达经济体都高度重视小水电的发展，将小水电作为重要的可再生能源，制定对应鼓励政策。欧盟在1989年就认识到发展小型水电的重要性，目前小水电已占可再生能源发电量8%。2013年美国出台《水电监管效率法案》和《垦务局小水电发展和农村就业法案》，开始简化和加快小水电开发监管审批程序，促进和推动小水电的发展。《2013世界小水电发展报告》统计，北欧南欧西欧20个国家、日本、加拿大等都有明确的小水电上网电价补贴、小水电联入电网和电量收购保证等鼓励政策。
在中国，小水电行业位次却是最低，长期存在上网电价低、上网难问题。从电价上看，我国小水电主要区域的平均上网电价区间为0.2-0.3元/kw，太阳能为0.8-1元/kw，风电为0.5-0.6元/kw，生物质发电0.75元/kw。实际上，过去多年小水电的低电价，已是电网最大隐性收入来源之一，某种程度上是风能、太阳能等其他可再生能源发展的补贴者。虽然《可再生能源法》也提出将由国务院另行制定针对小水电的办法，但10多年过去了，至今仍没看到有效的配套办法。
上述基本面直接影响小水电行业投资收益率，目前小水电行业平均资产收益率（ROA）2～4%，净资产收益率（ROE）2～5%，投资收益率仅为风电、太阳能和生物质能源1/3～1/2，只有行业内那些具有一定规模、财务融资成本相对较低的企业，项目投资的内部收益率（IRR）才能达到6-8%。
站在新的历史机遇上，参照国际惯例，在战略层面尽快给予小水电同等待遇，这是小水电助推脱贫的最重要举措。政府要像重视风电、太阳能发电一样真正重视小水电，完善小水电的电价政策、上网收购政策，保证小水电上网、优先收购小水电，以期达到整个社会资源配置的最优化。
小水电大集团
国外小水电发展主体主要是以国有水利或者电力主管部门旗下公司为主。德国近90%的小水电是由负责环境保护和生态改善类型的机构（E-works of universal coverage）等开发和持有，美国小水电主要是农村电气化管理总局、美国垦务局等。泰国、、菲律宾、马来西亚、印度尼西亚也是以国有电力公司为主，大集团开发有助于推行“电站群”、“流域群”等不同形式的分布式能源管理模式，进行统一发展规划、电力调度、技术创新与改进等。
我国的小水电开发主体主要是民企，浙江区域超过70%、湖南近80%，广东也超过50%的小水电为民企投资。全国4.7万多座电站由上万家电力公司开发建设，仅云南省就有近千家，而国有五大电力公司的小水电投资在其整体投资布局可基本忽略不计。由于私营投资主体众多，整个行业呈现小而散、从业数量众多、行业集中度低的发展格局。每个企业普遍只管理2-3家电站，最大的民企小水电装机容量也仅为120多万千瓦（20多个电站组成）。分散的产业结构必定伴生各自为战的产业格局，难以在电力行业、可再生能源领域获得话语权。同时，行业低集中度导致行业发展合力、协同资源的长期缺失，进一步影响经济效益。
小水电要摈弃过往各自为战的发展格局，要主动进行产业联盟、协同。可重点探讨不同电站托管联盟模式，即在某个区域内，众多小水电站将电站运营管理集中托管给区域规模较大、运营经验较丰富的企业，形成小水电大集团。小水电大集团模式可直接提高售电环节话语权，实现区域内电力互通有无与电力调度的协同，提高上网电量;可实现维修、保养的规模效应，减低运营成本，提升经济效益，可适当降低融资瓶颈，缓解民企资金压力。
创新商业模式
重视设备更新与技术创新，提升水电机组运营效率。我国小水电运营效率与发达国家的差距是明显的。据统计，欧盟小水电的年平均满发小时数为3252小时，德国为最高达到4900 小时，奥地利、芬兰、瑞典、爱沙尼亚超过4000小时，而我国农村小水电机组年利用小时数多在3500小时以下，甚至不到2000小时。这主要是因为我国很多小水电站机电设备陈旧落后，机组运行可靠性差、能效低下，加上很多电站缺乏长期、持续的设备保养。发电企业要尽可能借助先进的水电站自动化设备进行电站增效扩容改造。
对接电改，布局未来电力销售市场。售电侧改革拟打破原电网垄断格局、推动电价调整与水火电价同网同价。未来售电中心会成为电力交易的主要参与者。凭借稳定和成本优势，小水电企业应会有一席之地。小水电公司应该积极布局，参与售电公司设立，甚至包括与地方能源平台公司合作，自拿售电牌照。
积极参与可分散与可集中、发供电兼容、多能互补的的农村分布式电力系统电网建设。小水电是分布式能源，中国的小水电分布在全国1/2地域，同时它的稳定性好、波动性和间隙性也较小。小水电能满足不同用户用能互补性、各种能源技术调峰能力，在保证能源供应安全性同时，降低能源基础设施、设备、管网投资。
小水电已成为农村扶贫的重要抓手之一。中央明确提出，要科学、合理、有序地开发贫困地区的水电资源，探索水电利益共享机制，惠及更多贫困人口。小水电作为绿色能源、可再生能源，在全球减贫和减碳领域都具有积极作用。在能源危机不断加剧背景下，大力发展小水电已成为全球共识。联合国、世界银行几十年来一直持续呼吁小水电的发展。
中国小水电的开发一直走在世界前列，目前小水电总装机容量为全球第一。然而，自2012年开始，我国水电投资连续3年同比下降，2015年已不足2012年同期的一半，有整体宏观经济形势的影响，更主要是受小水电上网电价低、上网难等行业持续发展机制长期缺失等因素的影响。
5月20日，国家发改委《关于申报农村小水电扶贫工程试点项目投资计划的通知》要求中央财政小水电投资的资本金财务内部收益率不低于6%（低于6%由项目法人补足），如现有行业发展政策环境、机制未能得到较大力度的纠偏与改进，上述投资收益要求预计会有一定的压力，甚至有可能会对扶贫工程的长期持续推进构成考验。
对于这种情况，笔者认为， 小水电要通过顶层制度设计、提升规模效应及创新商业模式，助推中央扶贫战略。
顶层制度设计
从减排效果看，小水电是减碳效果最明显的清洁能源。水电减排PM2.5 的效益是风电、太阳能电的1.5倍以上，2014年小水电减排量高出风电50%以上。再从经济指标看：水电投资成本最低，水电电站的全生命周期成本（包括固定资产投资、运行与维护成本、及退役成本等在内）为0.15元/kw，光伏是0.34元/kw，风电是0.55元/kw;从能源投资回报率看，水电也是最高。
全球发达经济体都高度重视小水电的发展，将小水电作为重要的可再生能源，制定对应鼓励政策。欧盟在1989年就认识到发展小型水电的重要性，目前小水电已占可再生能源发电量8%。2013年美国出台《水电监管效率法案》和《垦务局小水电发展和农村就业法案》，开始简化和加快小水电开发监管审批程序，促进和推动小水电的发展。《2013世界小水电发展报告》统计，北欧南欧西欧20个国家、日本、加拿大等都有明确的小水电上网电价补贴、小水电联入电网和电量收购保证等鼓励政策。
在中国，小水电行业位次却是最低，长期存在上网电价低、上网难问题。从电价上看，我国小水电主要区域的平均上网电价区间为0.2-0.3元/kw，太阳能为0.8-1元/kw，风电为0.5-0.6元/kw，生物质发电0.75元/kw。实际上，过去多年小水电的低电价，已是电网最大隐性收入来源之一，某种程度上是风能、太阳能等其他可再生能源发展的补贴者。虽然《可再生能源法》也提出将由国务院另行制定针对小水电的办法，但10多年过去了，至今仍没看到有效的配套办法。
上述基本面直接影响小水电行业投资收益率，目前小水电行业平均资产收益率（ROA）2～4%，净资产收益率（ROE）2～5%，投资收益率仅为风电、太阳能和生物质能源1/3～1/2，只有行业内那些具有一定规模、财务融资成本相对较低的企业，项目投资的内部收益率（IRR）才能达到6-8%。
站在新的历史机遇上，参照国际惯例，在战略层面尽快给予小水电同等待遇，这是小水电助推脱贫的最重要举措。政府要像重视风电、太阳能发电一样真正重视小水电，完善小水电的电价政策、上网收购政策，保证小水电上网、优先收购小水电，以期达到整个社会资源配置的最优化。
小水电大集团
国外小水电发展主体主要是以国有水利或者电力主管部门旗下公司为主。德国近90%的小水电是由负责环境保护和生态改善类型的机构（E-works of universal coverage）等开发和持有，美国小水电主要是农村电气化管理总局、美国垦务局等。泰国、、菲律宾、马来西亚、印度尼西亚也是以国有电力公司为主，大集团开发有助于推行“电站群”、“流域群”等不同形式的分布式能源管理模式，进行统一发展规划、电力调度、技术创新与改进等。
我国的小水电开发主体主要是民企，浙江区域超过70%、湖南近80%，广东也超过50%的小水电为民企投资。全国4.7万多座电站由上万家电力公司开发建设，仅云南省就有近千家，而国有五大电力公司的小水电投资在其整体投资布局可基本忽略不计。由于私营投资主体众多，整个行业呈现小而散、从业数量众多、行业集中度低的发展格局。每个企业普遍只管理2-3家电站，最大的民企小水电装机容量也仅为120多万千瓦（20多个电站组成）。分散的产业结构必定伴生各自为战的产业格局，难以在电力行业、可再生能源领域获得话语权。同时，行业低集中度导致行业发展合力、协同资源的长期缺失，进一步影响经济效益。
小水电要摈弃过往各自为战的发展格局，要主动进行产业联盟、协同。可重点探讨不同电站托管联盟模式，即在某个区域内，众多小水电站将电站运营管理集中托管给区域规模较大、运营经验较丰富的企业，形成小水电大集团。小水电大集团模式可直接提高售电环节话语权，实现区域内电力互通有无与电力调度的协同，提高上网电量;可实现维修、保养的规模效应，减低运营成本，提升经济效益，可适当降低融资瓶颈，缓解民企资金压力。
创新商业模式
重视设备更新与技术创新，提升水电机组运营效率。我国小水电运营效率与发达国家的差距是明显的。据统计，欧盟小水电的年平均满发小时数为3252小时，德国为最高达到4900 小时，奥地利、芬兰、瑞典、爱沙尼亚超过4000小时，而我国农村小水电机组年利用小时数多在3500小时以下，甚至不到2000小时。这主要是因为我国很多小水电站机电设备陈旧落后，机组运行可靠性差、能效低下，加上很多电站缺乏长期、持续的设备保养。发电企业要尽可能借助先进的水电站自动化设备进行电站增效扩容改造。
对接电改，布局未来电力销售市场。售电侧改革拟打破原电网垄断格局、推动电价调整与水火电价同网同价。未来售电中心会成为电力交易的主要参与者。凭借稳定和成本优势，小水电企业应会有一席之地。小水电公司应该积极布局，参与售电公司设立，甚至包括与地方能源平台公司合作，自拿售电牌照。
积极参与可分散与可集中、发供电兼容、多能互补的的农村分布式电力系统电网建设。小水电是分布式能源，中国的小水电分布在全国1/2地域，同时它的稳定性好、波动性和间隙性也较小。小水电能满足不同用户用能互补性、各种能源技术调峰能力，在保证能源供应安全性同时，降低能源基础设施、设备、管网投资。