馬來西亞

1 能源發(fā)展現(xiàn)狀

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

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(fā)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(fā)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(yù)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(fā)電。

規(guī)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(fā)可行性。

該國發(fā)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(chǎn)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(nóng)業(yè)用電為1656 GW·h，居民生活用電為16051 GW·h，工業(yè)用電為39289 GW·h，其他用電為27284 GW·h。

2 水電開發(fā)

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

沙撈越州致力于開發(fā)可再生能源，主要承擔該國中心地區(qū)的開發(fā)，促進該州經(jīng)濟增長，其核心任務(wù)包括開發(fā)28000MW的水電裝機容量。電力產(chǎn)能將用于滿足農(nóng)村地區(qū)以及能源密集型產(chǎn)業(yè)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(fā)電量約為5000 GW·h，約占該國總發(fā)電量的10%。

馬來西亞半島的烏魯?shù)羌螛?Hulu Terengganu，250MW)項目和沙撈越州的沐若水電站(944MW)已于2013年完工，預(yù)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(fā)已被確定為沙撈越州優(yōu)先發(fā)展的方向。馬來西亞半島將繼續(xù)開發(fā)水電，包括對現(xiàn)有水電站的升級改造。

3 環(huán)境和公眾意識

1974年頒布了《環(huán)境質(zhì)量法》，該法涵蓋了水資源開發(fā)項目的環(huán)境影響研究，規(guī)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(huán)境影響評價。

在進行新項目規(guī)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(fā)展現(xiàn)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(nóng)業(yè)(36.3%)、工業(yè)(48.2%)、居民生活(10.3%)及其他(5.2%)。

能源部負責能源供應(yīng)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(tǒng)、西部及東部能源系統(tǒng)。地方政府行政機構(gòu)負責當?shù)仉娬镜墓芾?。能源管理局負責向能源行業(yè)公司頒發(fā)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(fā)電總量為4797 GW·h，各行業(yè)用電比例為:農(nóng)業(yè)(1%)、居民用電(24%)、工業(yè)(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(wǎng)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(yè)用電為8美分/kW·h。

2 水電開發(fā)

蒙古理論水電總蘊藏量為57000 GW·h/a(據(jù)1994年評估)。已確定各省的水電蘊藏量，預(yù)計技術(shù)可開發(fā)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(chǎn)。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(fā)電量為47.5 GW·h，占該國總發(fā)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(zhàn)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(yù)計色楞格河水電開發(fā)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(guī)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(jù)評估，風能蘊藏量約為2500 TW·h/a。在該國93%的領(lǐng)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(nóng)村地區(qū)電氣化進程，將繼續(xù)開發(fā)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(huán)境與自然保護法》，所有裝機大于1MW的項目需進行詳細的環(huán)境影響評估。同時正在制定新的能源總體規(guī)劃。預(yù)計2020年，需開發(fā)1763MW的裝機容量，以滿足城市發(fā)展需求。

緬 甸

1 能源發(fā)展現(xiàn)狀

農(nóng)業(yè)灌溉部下屬的灌溉局和電力部下屬的水電開發(fā)局負責該國的水資源開發(fā)。

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?shù)赝顿Y者投資修建，旨在為國家電網(wǎng)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(fā)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(fā)電714MW(20.4%)以及少量柴油發(fā)電機組。

人均年用電量超過100kW·h。國家電網(wǎng)僅覆蓋南部和中部地區(qū)。國家電網(wǎng)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(fā)

緬甸水電技術(shù)可開發(fā)量約為46000MW，其中25000MW適合開發(fā)大型水電站，與泰國邊境接壤河流的水電開發(fā)量約為6500MW。據(jù)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(nèi)，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(fā)電量約為7100 GW·h。在此期間，大型水電站和煤電實際發(fā)電量為7781 GW·h，天然氣發(fā)電量為2557 GW·h，總發(fā)電量為10338 GW·h。水電站發(fā)電量約占該國總發(fā)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(guī)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(nóng)村地區(qū)的社會經(jīng)濟水平。同時為擴大農(nóng)村地區(qū)的供電范圍，灌溉部啟動了微型水電站計劃，即在現(xiàn)有灌溉壩上安裝小型發(fā)電機組。

3 前景

緬甸正在推動一項重要計劃，將水電開發(fā)列入優(yōu)先發(fā)展之列，以滿足國內(nèi)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(yè)私人投資，以增加外匯收入、減輕政府負擔。

尼泊爾

1 能源發(fā)展現(xiàn)狀

該國年均降雨總量為 220.8km3，其 中174.2km3為徑流量。城市地區(qū)用水量為80 L/d/p，農(nóng)村地區(qū)用水量為19 L/d/p(無自來水)，有自來水地區(qū)為32 L/d。據(jù)評估，目前居民生活用水量為8億m3/a，農(nóng)業(yè)用水約為130億m3/a，工業(yè)用水約為8000萬m3/a。到2027年，估計農(nóng)業(yè)用水將達到370億m3/a，工業(yè)用水將達到1.8億m3/a，工業(yè)用水增速將取決于尼泊爾的工業(yè)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(fā)展戰(zhàn)略等。尼泊爾電力局是負責發(fā)電、輸電和配電的國有電力公司，擁有包括火電在內(nèi)、裝機約641MW的電力系統(tǒng)，可為該國75個地區(qū)約185萬用戶提供服務(wù)。

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(xù)多年。人均用電量為90kW·h/a。2015年前，預(yù)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(yīng)商。主要的獨立發(fā)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(fā)的政策。

一直以來，印度在尼泊爾水電行業(yè)中擔當重要角色，尼泊爾和印度兩國政府通過雙邊協(xié)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(fā)

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

運行中的大型壩至少有5座。為滿足國內(nèi)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(fā)電量平均占該國總發(fā)電量的92%。在建水電裝機約為700MW，另有2230MW裝機已規(guī)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(nèi)，預(yù)計2015年完工。裝機140MW的塔納胡(Tanahu)水電項目即將開工建設(shè)。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(fā)的在建項目裝機約130MW，其中一個項目由印度開發(fā)銀行提供貸款。該局還計劃與韓國電力公司合資開發(fā)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(fā)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(fā)該項目。

下阿倫(Lower Arun)水電開發(fā)公司也取得下阿倫河裝機400MW的水電開發(fā)權(quán)。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(fā)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(lián)合開發(fā)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(fā)權(quán)。

水電站發(fā)電成本約為0.05美元/kW·h，火電發(fā)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(nóng)村，因此小、微型水電站就成為解決農(nóng)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(guī)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(fā)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(fā)商簽訂了總裝機126.8MW的購電協(xié)議。此外，少量國有小水電站在建，在建或已規(guī)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(jù)評估，還有約350座裝機1～100kW的微型水電站為私人開發(fā)商所有。

3 前景

為確保水電的可持續(xù)開發(fā)，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(nèi)使35%的家庭享受電力供應(yīng);到2017年，使38%的家庭享受電力供應(yīng);到2027年，使60%的家庭享受電網(wǎng)供電，并大量出口電力，以增加國家收入。

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

在進行未來10 a水電開發(fā)計劃時，建議2020年前開發(fā)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(guān)稅，升級改造現(xiàn)有輸電線路，局部地區(qū)修建新的輸電線路等。同時加快一些水電站的建設(shè)步伐。尼泊爾良好的投資環(huán)境吸引了私有資金投資水電項目的興趣。根據(jù)國內(nèi)外投資者的意向，2009～2020年可能實現(xiàn)裝機10000MW的目標。