尼泊爾水電發展概況

水力發電在尼泊爾電力行業占有舉足輕重的位置，在未來幾十年內還將得到快速增長。水電項目的發展不但可以克服電力短缺問題，而且作為與印度、不丹和孟加拉等國電網一體化的一個局域網，可以通過電網將電力出口到這些國家。

盡管水電資源蘊藏量巨大，對開發水電資源雄心勃勃，然而事實上，這個喜馬拉雅山國家幾乎是白手起家。尼泊爾現有的水電裝機容量比較小，只略高于700 MW，卻占到了國家發電資產的絕大部分(92%)，其中大部分(660 MW)已聯網，僅41 MW未聯網。

為了從根本上改變目前水電發展水平較低的現狀，尼泊爾計劃擴展水電站的數量和規模，為此制訂了發展戰略，邀請大規模外資進入，同時為促進國內工業的發展，還需要一系列的立法、監管和市場改革措施。尼泊爾的愿景還包括將水力發電連接到輸電網，開展區域電力貿易。

拋開這個廣泛的議題，水力水電發展計劃必須通過具體的項目才能實現。最大的在建項目為上塔瑪康斯(Upper Tamakoshi)項目，裝機456 MW。規劃項目的裝機容量范圍變化較大，大的如班杰蘇瓦爾(Pancheshwar)多功能項目(正在與印度共同開發，年發電量8216 GW·h)，裝機達到6480 MW，數百兆瓦的項目有阿倫3級(Arun 3)、上卡爾那利(Upper Karnali)、西色提(West Seti)、塔瑪康斯3級(Tamkoshi 3)、喀利干達基2級(Kali Gandaki 2)、上瑪斯楊蒂2級(Marsygandi 2)，巴蒂干達基(Budhi Gandaki)、宋康斯 2＆3 級(Sunkoshi 2＆3)、卜里1級(Bheri-1)、達德康斯(Dudhkoshi)，以及阿倫(Arun)河上的項目，還有數十個中小項目。

然而，盡管在山區進行水電工程設計和施工所面臨的挑戰眾所周知，也沒有被低估，但在確保喜馬拉雅地區水電站的有效運行和維護中所面臨的挑戰還是突顯出來。

最近，尼泊爾一座規模較大的水電站，裝機144 MW的喀利干達基A(Kali Gandaki A)電站，遇到了突出的問題，嚴重影響了電站的正常運行。這座戰略性的電站供全國電網的電量占1/4，但服役期剛滿10 a就需要進行重大翻修。問題出在由于泥沙淤積導致了嚴重的侵蝕和空蝕破壞。針對產能下降和機組壽命縮短所需進行的重要維修，世界銀行正在提供資助。

1 水電發展現狀

盡管電力需求旺盛，但受到發電量的限制，該地區的供電量是世界上最低的，人均耗電量僅是世界平均水平的15% ～20%。在小區域背景下，尼泊爾電力行業在國家能源結構中只占到2%的份額。根據世界銀行報告，大多數發電廠與電網連接，總裝機容量非常低，只有714 MW，主要靠季節性的徑流式電站發電，所以尼泊爾電網相應的輸電能力也很小。

尼泊爾的電力需求不斷上升，到2007年電力峰值需求量超過了供應，2008年宣布進入國家電力危機。但是即使到2010年，能源投資仍微乎其微，僅占GDP的0.3%。到2012年，電力需求量超過供應量的一半，就連首都每天都要采取燈火管制措施。

2008年以來，電站裝機只增加了180 MW，其中私人裝機超過一半。尼泊爾獨立電力生產者協會(IPPAN)董事長對這一增長表現出相當不滿。

尼泊爾正在尋求開發喜馬拉雅水電資源，打開國內消費和出口電力(主要是印度)的通路。根據2013年電力峰會一系列低-高增長模式估算，到2050年將需要7.5～15.5 GW水電裝機容量。

據估計，這個內陸國家有近43GW水電資源蘊藏量在技術和經濟可行性方面具有開發利用價值。根據世界銀行的數據，這些水電資源主要集中在三大流域，即科西(Kosi)河、根德格(Gandaki)河和格爾納利(Karnali)河，這三大流域均屬恒河支流，還有一些水電資源分布在南方河流中。

銀行另外指出，這些水電資源蘊藏量是20世紀60年代的過時估算，如果該地區新興市場的電力生產得到重新優化，水電資源蘊藏量會更高。

正如世界銀行指出的那樣，尼泊爾還需要克服物質、機構、金融和市場等重大壁壘，才能在水電發展方面取得重大進展。此外，該國多數降雨發生在6～9月的季風季節，與冰川融水相偶合，導致水文條件可變因素非常大。

總的來說，由于水文條件的多變性，導致每一個自然年內電力供需失衡。世界銀行預計，即使近期規劃的1375 MW水電裝機得以建成，根據能源采購協議(PPA)和在建項目情況，在2017年旱季也還存在900 MW的電力短缺。

2 開發前景

尼泊爾能源發展受能源部與電力發展部監管，2011年末以來還受尼泊爾投資委員會(NIB)監管，尼泊爾投資委員會主要資助500 MW以上的大電站項目。其他重要政府機構包括水利能源委員會(WECS)以及電力定價委員會(ETFC)。

尼泊爾電力局(NEA)控制電力生產，是一家國有縱向集成能源公用事業單位，擁有國家3/4的發電能力，包括478 MW水力發電和1087 MW新水電項目開發許可。但世界銀行指出，項目開發面臨著資金困難，NEA還是獨立發電商(IPP)的單一電力買主。

IPP持有大約224 MW水電裝機容量。世界銀行指出，自2001年以來只有92 MW新增裝機委托給了IPP，也沒有重大IPP項目被添加到主電網上。IPP占有全國裝機容量的1/4，其中2/3的電廠是外國直接投資的獨資電廠。

在2013年電力峰會上，有報道稱，NEA和IPP之間缺乏公平競爭環境，NEA是一家具有強大討價還價能力的獨立買家，而IPP在目前市場下有3個弱點，即缺乏市場知識、無追索權融資、沒有討價還價的能力。

在努力改善市場和加速項目發展前，急需建立成熟的資本市場，使之納入合同制約和法律保護的框架之下。

在電力行業，建議對以下方面做出改變:建立獨立的可接受的電力需求預測，批準PPA久等不決的項目，取得銀行肯擔保的項目開發協議(PDA)，建立獨立的輸電公司，創建國內和跨境電力市場。

投資者缺乏投資熱情，主要原因是缺乏可靠的國內需求預測。打破投資僵局的關鍵是通過分類預測獲得所需的真實數據。

IPPAN總裁在會上指出，在過去幾年里投資者的熱情已經開始出現降低的趨勢，但投資者的勢頭和心態正在隨著政府優先發展水電項目和輸電線路的政策調整發生變化。關于電力需求預測，他強調“這些問題必須得到密切關注，以便刺激投資”。

3 建設

NEA投資有17座水電站，總裝機容量469 MW。2012～2013年，電站總發電量2247 GW·h，略低于目標發電量，主要原因在于，特利蘇里和莫迪水電站存在維修問題、庫勒哈尼水電站受水庫水資源管理限制、庫勒哈尼2級水電站開關站起火導致變壓器損壞。

最近中瑪斯楊蒂水電站的建成增加了70 MW發電量，NEA還有4座水電站正在建設，包括60 MW的上特利蘇里3A(Upper Trishuli 3A)、32 MW的拉胡發特(Rahughat)、30 MW 的查莫里亞(Chameliya)、14 MW的庫勒漢尼3級(Kulekhani 3)。在未來10 a，NEA打算增加約2GW水力發電機組，優先建設塔那胡(Tanahu)中型項目，藉此改善常年電力供應，緩解電力短缺問題。

上塔瑪康斯水電站也在開發之中，由上塔瑪康斯水電有限公司開發。這座徑流式水電站的設計參數主要有:峰值水位落差822 m，引水壩最大壩高22 m，引水隧洞長7.9 km，垂直水平壓力管道長380 m，地下廠房(長142 m，寬13 m，高25 m)和尾水隧洞長2.9 km。

上塔瑪康斯水電站6臺機組每年發電2281 GW·h。1標(土木工程標)承包商是中國水電公司，2標(水力機械)和3標(機械和電氣)分別為泰斯馬科水電公司(Texmaco Hydro)和安德里茨水電公司(Andritz Hydro)。建設監理是諾肯沙特公司(Norcon-sult)和拉梅耶公司(Lahmeyer)組建的合資公司。現場主體工作在2010年年末開始，預計工期5 a。

五是加強普法宣傳，推進依法治理。深入開展“法律六進”活動，增強全民法治觀念，深入推進領導干部學法用法工作，提高領導干部運用法治思維和法治方式深化改革、推動發展、化解矛盾、維護穩定能力。大力弘揚法治精神，深入開展法治實踐，增強全社會水法治觀念和水憂患意識。

下一個在建項目為裝機15 MW的何瓦霍拉(Hewa Khola)A水電站。

4 NEA的開發重點

通過各種組織形式和融資，NEA的各個子公司正在計劃建設大量水電站，包括塔那胡(Tanahu)電站、拉蘇瓦嘎蒂(Rasuwagadhi)電站、中邦特康斯(Bhotekoshi)電站和圣金(Sanjen)電站。

4.1 塔那胡水電站

塔那胡水電有限公司是NEA為建設和管理塔那胡水電站特別組建的，該水電站位于塔那胡地區的塞蒂(Seti)河上游，西距首都150 km，裝機140 MW(2×70 MW)。

世界銀行指出，塔那胡水電站在蓄水量上將是尼泊爾首屈一指的，也是第一個利用沖砂設施確保水庫有效庫容的水電站。NEA將庫勒漢尼(Kulekhani)電站稱作是水庫型電站，不存在侵蝕問題，只需做定期防護。

塔那胡水電站的建筑物包括:140 m高的碾壓混凝土壩或混凝土重力壩(體積約為80萬m3)、斜槽溢洪道(泄洪量7377 m3/s，采用挑流消能)、地下廠房(長97 m，高46 m，寬27 m)，相關隧洞包括1.2 km長、7.4 m寬的引水洞。工程建設將于2014年年底開工，2020年年底建成。

最近，亞洲開發銀行(ADB)和歐洲投資銀行(EIB)分別同意為該項目債務融資1.5億美元和5500萬歐元。共同投資方還包括日本國際合作協會(JICA)和阿布扎比發展基金(Abu Dhabi Funde)，他們分別投資1.84億美元和3000萬美元。

NEA將為該水電站建設220 kV輸電線路、變電站和配電線路。

4.2 拉蘇瓦嘎蒂水電站

111 MW拉蘇瓦嘎蒂徑流式水電站位于卡茨蒙德胡(Kathmandhu)以北150 km的拉蘇瓦(Rasuwa)區。工程包括長4.2 km、內徑6 m的引水隧洞，以及安裝有3臺流式機組的地下廠房。

拉蘇瓦嘎蒂水電站建設合同分為2個標，1標為土木和水利機械，2標為機電設備，整個工程大約將在2016～2017年間完工。

該項目由2011年底組建的拉蘇瓦嘎蒂水電有限公司開發，融資渠道是債權、股權各半。

拉蘇瓦嘎蒂水電有限公司是奇利姆水電有限公司(CHC)的子公司，CHC占有1/3股份，NEA持有18%股份，而CHC本身又是NEA的一個子公司(NEA持股51%)。

CHC成立于1995年，擁有裝機容量22.1 MW的奇利姆 (Chilime)水電站，該水電站位于加德滿都以北133 km的邦特康斯(Bhotekoshi)河上，該徑流式水電站于2003年獲批下閘蓄水，凈水頭大約為337 m，年發電量137 GW·h。

4.3 中邦特康斯水電站

裝機102 MW的中邦特康斯徑流式水電站位于距加德滿都100 km的新德胡派康克(Sindhupaichowk)地區。主要建筑物包括一個堰式(帶閘門)渠首、露天沉砂池、7.1 km長引水隧洞和安裝有3臺混流式發電機組的半地下廠房。

項目開發者是馬德亞邦特康斯加拉威德亞特有限公司(Madhya Bhotekoshi Jalavidhyut)，該公司成立于2010年，是CHC一家子公司，CHC持有38%的股份，NEA占有10%的股份。項目將于2016～2017年間建成。

4.4 圣金水電站

成立于2010年的圣金加拉威德亞特發展有限公司(Sanjen Jalavidhyut)也是CHC一家子公司，正在開發圣金水電站，包括兩座水電站，即42.5 MW圣金(Sanjen)水電站和14.8 MW圣金(上游)水電站。CHC和NEA分別持股38%和10%。

圣金(上游)水電站為一調峰徑流式水電站，而圣金水電站為跌水式徑流水電站，兩座水電站的設計流量相同，均稍高于11 m3/s，但圣金(上游)水電站總水位落差161 m，而位于下游的圣金水電站則有442 m。

圣金(上游)水電站設有溢流堰式渠首、露天沉砂池、1.4 km長引水隧洞和安裝有3臺混流式機組的地面廠房。圣金水電站引水隧洞長度為3.6 km，地面廠房安裝3臺豎軸沖擊式水輪機。

電廠將于2015年年底交付。