亞洲篇(二)

不 丹

1 能源發展現狀

該國尚未設立專門的水資源開發部門或組織。用水管理分屬不同機構，灌溉開發由農業林業部管理，工業用水由國家環境委員會管理，水電開發由經濟事務部下屬部門——水力發電和電力系統管理。

水的最大消費需求為0.42 km3，而用于水電的非消耗性需求為6.7 km3。行業用水構成如下：家庭5%、農業93%、工業0.14%、其他1.86%。人均用水量為80 L/d，62%的人口有水供應。該國90%以上的人口生活在農村地區，木柴是其主要能源。人均木柴消耗量為1.9 m3/a，是世界上木柴消耗率最高的國家。

不丹綠色能源有限公司(DGPC)、不丹電力有限公司(BPC)以及不丹電力局(BEA)等均參與水電行業管理，其中BEA為自主管理機構；DGPC成立于2008年，現主要負責電站的運行和維護，在促進該國水電開發中起重要作用；BPC負責輸、配電公共設施管理，以及創建輸電網絡、調節現有電站等。

不丹所有電站總裝機為1 505.5 MW。水電出口已成為不丹最重要收入來源，為電力行業快速發展做出了突出貢獻。2012年，該國4 896 GW·h電力出口到印度，而進口電力僅為55.7 GW·h。2011年，約75%的總發電量出口到印度。在 2009年不丹和印度簽訂的能源出口協議中提到，不丹計劃到2020年，向印度出口10 GW的電力。

2012年該國總用電量為1 770 GW·h，其中主要為居民和工業用電，分別占10%和79%。人均用電量為2 406 kW·h，為東南亞地區消費水平最高的國家。2010年，主電網峰值需求為282.4 MW，平均基荷為202 MW。預計未來10 a電力需求將增加5%～7%/a。家庭用戶的平均稅前電價為3.63美分/ kW·h，而工業用電為2.93美分/ kW·h。

2 水電開發

不丹擁有巨大的水電開發潛力，理論水電蘊藏量超過30 000 MW。技術可開發的水電蘊藏量為23 760 MW。至今，僅約5%的技術可開發量得以開發。

早在1993年，該國就完成了國家電力系統總體規劃(PSMP)，并于2001～2003年對其進行了更新，制訂了水資源管理規劃。在分析水文和氣象數據的基礎上，最終篩選出76個有潛力的水電站站址(裝機容量均不小于10 MW)。

現有水電裝機容量為1 489 MW，另有3 066 MW在建，7 850 MW已規劃或正在開展研究。水電站年均發電量為7 054 GW·h，2012年實際發電量為6 811 GW·h，幾乎占國家發電量的100%。正在運行的水電站發電成本為3.35美分/ kW·h。

正在運行的幾座大型水電站分別為：楚克哈(Chhukha)電站裝機336 MW，1998年投入運行；古里楚(Kurichhu)電站裝機60 MW，2001年投入運行；巴索楚(Basochhu)梯級電站總裝機64 MW，2002年投入運行；塔拉(Tala)電站裝機1 020 MW，2007年投入運行。

不丹現有電站裝機容量僅約為1 500 MW。到2020年，將新增約10 000 MW的水電裝機容量，將主要出口到印度。不丹和印度兩國計劃在2020年前共同開發10座電站，總裝機容量為11 576 MW。據統計，正在施工的混凝土重力壩有3座，均為水電站項目，2017年完工。包括壩高137 m和86 m的普納特桑楚(Punatsangchhu)Ⅰ期(1 200 MW)、Ⅱ期工程(1 020 MW)，以及壩高101.5 m的芒德楚(Mangdechhu)工程(720 MW)。此外，還規劃了昌加楚(Chamkharchhu)Ⅰ期(770 MW)、桑科什(Sankosh)(2 560 MW)等混凝土重力壩和碾壓混凝土壩項目。

該國正在運行的小水電站有20座，總裝機容量為7.9 MW。太陽能總裝機約為231 kW，主要為偏僻的修道院、學校、衛生所等提供照明用電。同時政府也在考慮開發風能資源。

3 環境和公眾意識

授權國家環境委員會(NEC)協調所有開發項目的環境影響監測。

2000年，環境評估(EA)法案生效。2002年，環保部門審批的項目管理和戰略環境評價管理法案生效。環境評估法及其條例規定，所有項目在開工前都應獲得指定主管部門或NEC秘書處頒發的環境許可。

柬埔寨

1 能源發展現狀

年降雨量為1 300～1 500 mm，其中90%～95%集中在雨季。

水資源及氣象部負責水資源管理和灌溉工程的開發。許多小型土壩正在運行，大多用于灌溉。在韓國援助下，位于西北部的沙拉塔奧恩(Sala Ta Orn)大壩項目即將開工，可用于灌溉、防洪及發電。

該國年用電量超過2 200 GW·h，其中大部分發電燃料為進口石油。2009～2012年，電站裝機容量由472 MW增至730 MW。目前約50%的裝機容量為私有。人均年用電量由138.4 kW·h升至160 kW·h。2009年各行業用電比例如下：家庭55%，商業19%，工業12%，照明和其他14%。2010年，該國電力需求為430 MW，預計到2020年，將增加到1600～2 400 MW，需求年均增長率為19%(金邊市高達25%)。

中國幫助柬埔寨開發新增水電裝機，以滿足其日益增長的電力需求，同時降低對重油和柴油的依賴。2010年進口電力分別來自泰國(32%)、越南(67%)、老撾(1%)，相當于225 MW的裝機容量，幾乎比2009年增長50%。該國計劃到2019年，擁有9座可以運行的水電站，總裝機容量達2 045 MW。

居民稅前平均電價為17～25美分/kW·h，而國家電網以外區域的電價超過50美分/kW·h。約20%的家庭可享受電網供電。

工業、礦產及能源部負責監管電力部門的政策、規劃及戰略，包括水電項目開發。柬埔寨電力公司(EDC)是負責發電、輸電及配電的國營公司。柬埔寨電力局(EAC)負責電力部門許可證頒發、電價核定和管理。

2010年，該國的電氣化率達29%。與城市居民實現100%電氣化相比，農村地區這一比例僅為12.3%。因此，政府目標是，到2030年，使農村地區70%的家庭實現電氣化，到2020年，100%的村莊實現電氣化。

2 水電開發

柬埔寨擁有10 000 MW的水電蘊藏量，目前僅開發了2%，通過在建的水電項目，可將開發量提高至10%。湄公河干流的水電蘊藏量占50%，支流占40%，其余10%分布在該國西南部。

運行中的水電裝機容量約有225 MW。截止到2012年底，僅有基里奧姆(Kiriom)Ⅰ期(12 MW)和貢齋(Kamchay)(194 MW)兩座大型水電站。2013年2月，基里奧姆Ⅲ期工程開工，壩高51 m，裝機18 MW。該工程為柬埔寨的第三個水電站項目，由中國援助修建。

目前水力發電量約占國家總發電量的35%。在建水電項目有3個，項目建成后，將可為該國新增704 MW的水電裝機容量。這3座水電站分別為：①斯登沃代(Stung Atay)水電站，總裝機120 MW，包括壩高46 m和48 m混凝土面板堆石壩，BOT開發模式，經營期限為27 a；②額勒賽下游(Lower Russei Chrum)水電站，總裝機338 MW，包括壩高89 m的混凝土面板堆石壩和壩高63 m的碾壓混凝土壩；③斯登塔泰(Stung Tatay)水電站，總裝機246 MW，包括壩高110 m和77 m混凝土面板堆石壩，預計后兩座水電站均于2014年完工。

位于湄公河支流的塞桑河下游(Lower Sesan)2號水電項目，裝機400 MW，預計工期為5 a(2014～2019年)。另有許多其他項目正在研究中，其中不少項目由私人公司負責。此外，已規劃的小水電站項目總裝機約為16.8 MW。

3 前 景

為滿足2015年該國總電力達1 009 MW的需求，柬埔寨正積極開發已獲準的水電項目。同時規劃開發國內的水電站，預計到2020年，水電將占該國用電量的50%，輸電線路也將增至2 100 km以上。

越南城市與工業區開發投資公司(IDICO)正在對湄公河上丁段的一個水電項目開展可行性研究。該國正在修建一座裝機200 MW的火電站，同時計劃盡快開發太陽能、風能、生物能以及沼氣項目等。

目前，為滿足該國國內電力需求，柬埔寨仍需進口大量電力。然而，依據本土資源和東盟(ASEAN)地區各成員國備忘錄，以及GSM電力貿易合作框架，到2020年，柬埔寨出口電力總量有望達4 000 MW。

格魯吉亞

1 能源發展現狀

根據現行法律，飲用水供水價格由格魯吉亞國家能源和水資源供應管理委員會(GNEWRC)制定。GNEWRC主要負責電力、天然氣和水行業日常管理。2012年，用水量約為6.97億m3，其中約70%供第比利斯地區使用。人均用水量約為435.6 L/d。

該國大多數水電站已完成私有化進程。開發水電潛力和新建水電站是該國能源政策的一個重要部分。目前已對68座潛在的水電站場址進行了簡單的可行性研究，并在能源部網站上發布。所有類型電站的總裝機容量為3 302 MW，其中53.9%為私有，33%為水電。

2012年主要能源消費總量為2 986 Mtoe，包括煤(1%)、石油(0.5%)、石油產品(31%)、天然氣(33%)、木材(13%)和水電(21.1%)等。同年該國總發電量為9 697 GW·h，包括火電(25.5%)、季節性水電站(23.9%)、和常規水電站(50.6%)。現有的火電站為燃氣發電。2012年，該國進口7.02億m3天然氣用于發電，即國家發電的25.5%使用進口燃料。同年，該國從俄羅斯和阿塞拜疆進口電力615 GW·h，而向俄羅斯、亞美尼亞、阿塞拜疆及土耳其出口電力528 GW·h。

2012年，該國主電網電力峰值需求為1 705 MW，平均基荷為950 MW。國家所有人口均享受電力供應。

2 水電開發

格魯吉亞被認為是全球人均占有水電資源最豐富的國家之一。20世紀90年代早期對水電潛力進行了重新評估，2006年完成了335條河流的水電開發技術論證，并納入經濟開發部的統計。該國理論水電蘊藏總量約為136 TW·h/a，技術可開發量為80 TW·h/a，經濟可開發量為32～50 GW·h/a，至今約有9.2%的技術可開發量得以開發。

2012年水電站總發電量為7 720 GW·h，占國家總發電量的88.2%。水電占國家總發電量的平均比例為75%。正在運行的水電站總裝機為2 620 MW，其中577 MW在建，2 952 MW已規劃。格魯吉亞約有100座水電站，其中有20座裝機容量不小于10 MW。

自2007年以來，政府和私人投資者簽訂了10份備忘錄，涉及57座水電站，總裝機容量為3 529 MW，在BOO框架下，私人投資者已提供了連接國家電網的第三方免費通道。此外，還有7份備忘錄(涉及10座水電站)正在談判中。

該國正在施工的大壩有10座(5座土石壩、5座混凝土壩)，水庫總庫容為26.2億m3。Enguri水電站為該國最重要的電站，總裝機1 300 MW，目前正在對5臺機組進行擴容。胡頓(Khudoni)水壩于2010年完成了第三階段的可行性研究報告，經過3 a論證，推薦廠房型式為地下廠房，電站裝機容量為702 MW，混凝土拱壩壩高202.5 m。2013年7月，該項目獲施工許可，預計2014年春季開工，2021年完工。位于里奧尼河上的納馬科瓦尼(Namakhvani)梯級電站規模較大，包括壩高58 m的茨維希(Tvishi，100 MW)，壩高111 m的納馬科瓦尼(250 MW)和茲內提(Zhoneti，100 MW)3座水電站，其中茨維希為徑流式水電站，已于2013年開工。預計該梯級電站將于2021年12月完工。

此外，尼亞拉(Niala)抽水蓄能電站(82 MW)已納入規劃。正在運行的小水電站有37座，總裝機76.4 MW。另有7座正在修建，裝機48.7 MW，5座已規劃，裝機23.5 MW。

3 前 景

為積極配合該國最大限度利用可再生能源的政策規定，積極探索太陽能或地熱能等開發。該國風力發電潛力巨大，預計超過4 TW·h/a。目前已簽署開發經營裝機50 MW的帕拉瓦尼(Paravani)風電項目的備忘錄。據評估，該國太陽能開發潛力為108 MW，相當于34 000 t標準燃料。另根據現代水文地質研究，該國地熱水資源蘊藏量為2.5億m3/a。能源及自然資源部和環境保護部負責環境項目的管理。同時非政府環保組織也起了很重要的作用。

該國主要目標是大力發展水電，以滿足國內電力需求，并取代成本昂貴的火力發電。為最大限度地開發該國的水電潛力，政府制定了2008可再生能源計劃，旨在促進更多水電站的修建。具體信息可登陸能源部網站(www.minenergy.gov.ge)。

然而，開發新的水電站將會導致夏季電力過剩的現象。因此，制定有吸引力的出口電力市場已成為當務之急。為增加向鄰國出口的電量，政府計劃修建連接土耳其、阿塞拜疆以及亞美尼亞的輸電線路。