亞洲篇(六)

馬來西亞

1 能源發展現狀

該國水資源由16個州政府及其代理機構管理。目前，87%的農村地區有安全的飲用水供應，2020年將達到100%的農村地區有安全的飲用水供應。

運行中的大型壩有62座，其中混凝土壩10座、碾壓混凝土壩1座以及土壩51座。專用壩有50座，其中供水壩36座、發電壩8座、灌溉壩3座以及攔沙壩3座。多功能壩有12座，其中3座具有發電功能。所有水庫總庫容為26.1km3。

2011年年中，位于馬來西亞半島的普阿(Puah)土壩和蘇蘇(Susu)碾壓混凝土壩開始施工，壩高分別為78 m和85 m，預計2016年完工;位于沙撈越州的沐若(Murum)和班谷(Bengoh)碾壓混凝土壩在建，壩高分別為160 m和63 m;該州的巴昆(Bakun)混凝土面板堆石壩已完工，壩高205 m，2013年5月第一臺機組開始發電。

規劃中的高壩項目包括能吉里(Nenggiri，壩高115 m)、巴勒(Baleh，壩高約200 m)等碾壓混凝土壩或混凝土面板堆石壩。其中，已準備論證巴勒項目的開發可行性。

該國發電能源為:天然氣/石油(68.4%)、水電(10.8%)和煤(20.8%)。主要能源消耗為:原油(45%)、石油產品(3%)、天然氣(43%)、煤和焦炭(5%)以及水電(4%)。該國總用電量約為83200 GW·h/a，其中農業用電為1656 GW·h，居民生活用電為16051 GW·h，工業用電為39289 GW·h，其他用電為27284 GW·h。

2 水電開發

馬來西亞半島水電技術可開發量僅為16000 GW·h/a，已開發量占技術可開發總量的25%以上。而沙巴州和沙撈越州尚有95%的技術可開發量未被開發，僅沙撈越州的水電技術可開發量就達87000 GW·h/a，沙巴州為20000 GW·h/a。

沙撈越州致力于開發可再生能源，主要承擔該國中心地區的開發，促進該州經濟增長，其核心任務包括開發28000MW的水電裝機容量。電力產能將用于滿足農村地區以及能源密集型產業的需求。

運行中的水電裝機約為1910MW，其中有32座裝機超過10MW，裝機2400MW的巴貢水電站正在試運行。水電站年發電量約為5000 GW·h，約占該國總發電量的10%。

馬來西亞半島的烏魯登嘉樓(Hulu Terengganu，250MW)項目和沙撈越州的沐若水電站(944MW)已于2013年完工，預計烏魯澤來(Ulu Jelai，382MW)項目將于2015年完工。

運行中的小型、超小型和微型水電站有27座，總裝機為107MW。此外，還將修建1座裝機6MW的小水電站。

包括水電等可再生能源的開發已被確定為沙撈越州優先發展的方向。馬來西亞半島將繼續開發水電，包括對現有水電站的升級改造。

3 環境和公眾意識

1974年頒布了《環境質量法》，該法涵蓋了水資源開發項目的環境影響研究，規定壩高超過15 m、輔助建筑物總面積超過40 hm2、水庫淹沒面積超過400 hm2的項目必須進行環境影響評價。

在進行新項目規劃時，主要通過出版物、電子媒體及當面解釋等方式與公眾交流。

蒙 古

1 能源發展現狀

該國降雨量為200～500 mm/a，降水總量為351.1km3，總徑流量為34.6km3，地下水為10.8km3。湖泊容量為500km3，其中 90km3為咸水。年總用水量為0.45km3，分別為農業(36.3%)、工業(48.2%)、居民生活(10.3%)及其他(5.2%)。

能源部負責能源供應及水電等可再生能源的管理。主要能源用戶為中央能源系統、西部及東部能源系統。地方政府行政機構負責當地電站的管理。能源管理局負責向能源行業公司頒發許可證。

電站總裝機容量為918MW，所有電站均為國有。2012年，電站發電總量為4797 GW·h，各行業用電比例為:農業(1%)、居民用電(24%)、工業(62%)及其他(13%)。同年總用電量3765 GW·h，從俄羅斯進口電力399 GW·h，向俄羅斯出口電力21 GW·h。2012年主電網峰值需求為863MW，平均基荷為430MW。居民用電稅前平均電價為7美分/kW·h，而工業用電為8美分/kW·h。

2 水電開發

蒙古理論水電總蘊藏量為57000 GW·h/a(據1994年評估)。已確定各省的水電蘊藏量，預計技術可開發量為1300～3900MW(總蘊藏量的20%～60%)。

運行中大型壩有7座，包括壩高33 m的哈亞(Haya)壩等3座堆石壩，壩高15 m的扎爾嘎朗特(Jargalant)土壩，2座土石壩及蒙古第一座碾壓混凝土壩泰希爾(Taishir)壩。其中，裝機11MW的泰希爾水電站已于2010年投產。水電總裝機為28.2MW，裝機超過10MW的水電站有2座。2012年，水電站總發電量為47.5 GW·h，占該國總發電量的1%。所有水庫總庫容超過1220萬m3。

此外，正在對兩座水電站進行研究，總裝機為232MW。同時計劃研究在色楞格河和鄂爾渾河上修建電站的可行性，還研究了裝機100MW的鄂爾渾電站，其混凝土重力壩壩高90 m和位于科布多省科布多河上裝機64MW的電站，其大壩壩高90 m等。在2013年蒙古能源會議上，戰略與政策部部長提出，政府需要在額金河和色楞格河上修建水電站的必要性。

為較準確地確定大型河流的水電潛力，需開展進一步研究。預計色楞格河水電開發潛力可達1050MW，其他中部河流可達1191MW。該國政府已于2010年批準了國家水利工程2016～2021年規劃，包括對色楞格河、額金河、鄂爾渾河修建裝機300MW、220MW、100MW的水電站進行可行性研究。

目前運行中的小水電站有11座，總裝機為5.2MW。

3 其他可再生能源

蒙古擁有大量的風能和太陽能資源。據評估，風能蘊藏量約為2500 TW·h/a。在該國93%的領土中，太陽蘊藏量為1200～1700kW·h/m2。裝機50MW的風電場有兩座，其中1座已于2013年完工。為推進農村地區電氣化進程，將繼續開發新的太陽能和風能裝機容量，可為約50000戶家庭提供電力。

該國擁有一部《環境與自然保護法》，所有裝機大于1MW的項目需進行詳細的環境影響評估。同時正在制定新的能源總體規劃。預計2020年，需開發1763MW的裝機容量，以滿足城市發展需求。

緬 甸

1 能源發展現狀

農業灌溉部下屬的灌溉局和電力部下屬的水電開發局負責該國的水資源開發。

運行中的大型壩有12座。壩高超過60 m的在建項目包括壩高99 m的上邦朗(Upper Paung Laung)碾壓混凝土壩、壩高62.5 m的密沙(Myittha)土壩等。瑞麗江(Shweli)Ⅲ水電站處于早期籌建階段。另一個壩高100 m的混凝土面板堆石壩項目裝機120MW，已于2013年3月完工，這是緬甸第一個私有項目，由當地投資者投資修建，旨在為國家電網供電。壩高74.7 m的漂(Phyu)壩項目于2012年12月完工，裝機40MW，用于發電和灌溉。

緬甸擁有豐富的水電、天然氣和煤炭資源。2012年7月，電站總裝機約為3500MW，其中水電2660MW(76.1%)、煤電 120MW(3.4%)、燃氣發電714MW(20.4%)以及少量柴油發電機組。

人均年用電量超過100kW·h。國家電網僅覆蓋南部和中部地區。國家電網95%的電力來自國有電站，5%來自私有電站。2012年旱季峰值需求約為1790MW，平均基荷為870MW。

2 水電開發

緬甸水電技術可開發量約為46000MW，其中25000MW適合開發大型水電站，與泰國邊境接壤河流的水電開發量約為6500MW。據評估，約有60%的水電蘊藏量分布在克倫邦和撣邦，15%分布在曼德勒和實皆省。

緬甸正努力成為電力凈出口國，泰國和中國將成為其主要出口市場。

截止2012年7月，運行中的大型水電站有19座，總裝機為2660MW。如果將一些小、微型水電站計算在內，那么運行中的水電裝機可能超過2700MW。2011年4月～2012年3月，水電站年發電量約為7100 GW·h。在此期間，大型水電站和煤電實際發電量為7781 GW·h，天然氣發電量為2557 GW·h，總發電量為10338 GW·h。水電站發電量約占該國總發電量的68%。該國在建水電站裝機約為2000MW，超過10000MW的裝機容量已進入規劃或研究階段。

此外，該國已修建32座微型水電站，總裝機36MW。這些小水電站推動了偏遠農村地區的社會經濟水平。同時為擴大農村地區的供電范圍，灌溉部啟動了微型水電站計劃，即在現有灌溉壩上安裝小型發電機組。

3 前景

緬甸正在推動一項重要計劃，將水電開發列入優先發展之列，以滿足國內和向鄰國出口電力的需求。

過去15 a，緬甸大部分正在實施的電力項目均依靠政府資金、貸款及中國信貸。因此，緬甸正在通過推動水電行業私人投資，以增加外匯收入、減輕政府負擔。

尼泊爾

1 能源發展現狀

該國年均降雨總量為 220.8km3，其 中174.2km3為徑流量。城市地區用水量為80 L/d/p，農村地區用水量為19 L/d/p(無自來水)，有自來水地區為32 L/d。據評估，目前居民生活用水量為8億m3/a，農業用水約為130億m3/a，工業用水約為8000萬m3/a。到2027年，估計農業用水將達到370億m3/a，工業用水將達到1.8億m3/a，工業用水增速將取決于尼泊爾的工業化步伐。

尼泊爾水利部負責該國的水資源管理。水利與能源委員會秘書處負責向政府提出水利和能源建議、制定政策和發展戰略等。尼泊爾電力局是負責發電、輸電和配電的國有電力公司，擁有包括火電在內、裝機約641MW的電力系統，可為該國75個地區約185萬用戶提供服務。

2010年峰值電力需求約為885MW，該國旱季電力缺口約為500MW。在大型水電站投運前，這種電力危機的狀況可能還要持續多年。人均用電量為90kW·h/a。2015年前，預計能源消費增長率約為10%/a，而電力需求增長率約為9%/a。尼泊爾電力局為國家主要的電力供應商。主要的獨立發電商有布德沃爾(Butwal)電力有限公司和波特科西(Bhote Koshi)電力合作有限公司等。該國水利部有激勵私人投資水電開發的政策。

一直以來，印度在尼泊爾水電行業中擔當重要角色，尼泊爾和印度兩國政府通過雙邊協議交換電力。2010年，尼泊爾進口電量為613 GW·h，而出口電量為74 GW·h。雙方同意在邊境修建連接兩國的220 kV和400 kV的輸電線路，第一期工程將于2015年完工。

2 水電開發

尼泊爾理論水電總蘊藏量為83600MW，技術可開發量為44000MW。至今僅有約1.35%的技術可開發量得以開發。

運行中的大型壩至少有5座。為滿足國內電力需求，未來還可能修建的幾座水電站均為高壩，包括布達甘大吉(Budhi Gandaki)電站，裝機600MW，土石壩壩高200 m;以及位于印度與尼泊爾邊境的邦舍什瓦爾(Pancheshwar)電站，裝機6480MW，土石壩壩高315 m等。目前，運行中的水電總裝機約為706MW，尼泊爾電力局的目標是，到2023年水電裝機增至2000MW。

水電發電量平均占該國總發電量的92%。在建水電裝機約為700MW，另有2230MW裝機已規劃，計劃2017年前開工。庫里克哈尼(Kulekhani)Ⅲ(14MW)等電站項目已于2013年完工。在建的最大國有項目為上塔馬科西(Upper Tama Koshi)項目，裝機容量456MW，為尼泊爾電力局所有，項目資金全部來自尼泊爾國內，預計2015年完工。裝機140MW的塔納胡(Tanahu)水電項目即將開工建設。上卡納利(Upper Karnali)(900MW)、阿倫(Arun)3(900MW)等項目也將于不久后推進。

尼泊爾電力局負責開發的在建項目裝機約130MW，其中一個項目由印度開發銀行提供貸款。該局還計劃與韓國電力公司合資開發裝機42MW的水電項目。此外，尼泊爾政府計劃利用雙邊資助開發裝機128MW的上塞蒂(Upper Seti)水電站，而尼泊爾電力局傾向于通過其他融資模式開發該項目。

下阿倫(Lower Arun)水電開發公司也取得下阿倫河裝機400MW的水電開發權。該公司已與印度電力輸送委員會簽署了合作備忘錄，60%的電力將出售給印度。此外，挪威SN電力和印度塔塔集團計劃投資32億美元，共同開發印度和尼泊爾的水電，并計劃到2015年，有2000MW的水電裝機在建或運行，到2020年翻倍，同時還計劃聯合開發尼泊爾裝機650MW的塔馬科西3項目，目前挪威公司擁有該項目的開發權。

水電站發電成本約為0.05美元/kW·h，火電發電成本為0.077美元/kW·h。在建水電站平均成本為2895美元/kW，而高水頭水電站為2372美元/kW。平均電價為0.096美元/kW·h。

由于尼泊爾約90%的人口居住在偏僻農村，因此小、微型水電站就成為解決農村電氣化問題的有效方式。為評估裝機1～25MW的小水電站蘊藏量，尼泊爾于1990年啟動了“小水電總體規劃”項目，共確定了70個項目。運行中的小、微型水電站有42座，總裝機為25MW。同時還推行私人開發小水電站。截止2011年初，私有小水電站已達23座，總裝機為171MW。尼泊爾電力局已與20位私人開發商簽訂了總裝機126.8MW的購電協議。此外，少量國有小水電站在建，在建或已規劃的小水電站總裝機約為50MW，還有8座私有電站在建，總裝機為47.3MW。據評估，還有約350座裝機1～100kW的微型水電站為私人開發商所有。

3 前景

為確保水電的可持續開發，尼泊爾采用了一項國家水資源策略，制定出短期(5a)、中期(15 a)及長期(25 a)目標，包括在短期內使35%的家庭享受電力供應;到2017年，使38%的家庭享受電力供應;到2027年，使60%的家庭享受電網供電，并大量出口電力，以增加國家收入。

國家環境影響評價導則(1993年)為環境影響評價和管理提供了框架。裝機大于50MW的發電項目及大、中型灌溉項目與移民項目都需要進行環境影響評估(EIA)。

在進行未來10 a水電開發計劃時，建議2020年前開發10000MW水電裝機。政府也宣布將采取一系列解決電力短缺的措施，如對裝機容量25MW以下電站的征收特別關稅，升級改造現有輸電線路，局部地區修建新的輸電線路等。同時加快一些水電站的建設步伐。尼泊爾良好的投資環境吸引了私有資金投資水電項目的興趣。根據國內外投資者的意向，2009～2020年可能實現裝機10000MW的目標。