尼泊尔水电发展概况

水力发电在尼泊尔电力行业占有举足轻重的位置，在未来几十年内还将得到快速增长。水电项目的发展不但可以克服电力短缺问题，而且作为与印度、不丹和孟加拉等国电网一体化的一个局域网，可以通过电网将电力出口到这些国家。

尽管水电资源蕴藏量巨大，对开发水电资源雄心勃勃，然而事实上，这个喜马拉雅山国家几乎是白手起家。尼泊尔现有的水电装机容量比较小，只略高于700 MW，却占到了国家发电资产的绝大部分(92%)，其中大部分(660 MW)已联网，仅41 MW未联网。

为了从根本上改变目前水电发展水平较低的现状，尼泊尔计划扩展水电站的数量和规模，为此制订了发展战略，邀请大规模外资进入，同时为促进国内工业的发展，还需要一系列的立法、监管和市场改革措施。尼泊尔的愿景还包括将水力发电连接到输电网，开展区域电力贸易。

抛开这个广泛的议题，水力水电发展计划必须通过具体的项目才能实现。最大的在建项目为上塔玛康斯(Upper Tamakoshi)项目，装机456 MW。规划项目的装机容量范围变化较大，大的如班杰苏瓦尔(Pancheshwar)多功能项目(正在与印度共同开发，年发电量8216 GW·h)，装机达到6480 MW，数百兆瓦的项目有阿伦3级(Arun 3)、上卡尔那利(Upper Karnali)、西色提(West Seti)、塔玛康斯3级(Tamkoshi 3)、喀利干达基2级(Kali Gandaki 2)、上玛斯杨蒂2级(Marsygandi 2)，巴蒂干达基(Budhi Gandaki)、宋康斯 2＆3 级(Sunkoshi 2＆3)、卜里1级(Bheri-1)、达德康斯(Dudhkoshi)，以及阿伦(Arun)河上的项目，还有数十个中小项目。

然而，尽管在山区进行水电工程设计和施工所面临的挑战众所周知，也没有被低估，但在确保喜马拉雅地区水电站的有效运行和维护中所面临的挑战还是突显出来。

最近，尼泊尔一座规模较大的水电站，装机144 MW的喀利干达基A(Kali Gandaki A)电站，遇到了突出的问题，严重影响了电站的正常运行。这座战略性的电站供全国电网的电量占1/4，但服役期刚满10 a就需要进行重大翻修。问题出在由于泥沙淤积导致了严重的侵蚀和空蚀破坏。针对产能下降和机组寿命缩短所需进行的重要维修，世界银行正在提供资助。

1 水电发展现状

尽管电力需求旺盛，但受到发电量的限制，该地区的供电量是世界上最低的，人均耗电量仅是世界平均水平的15% ～20%。在小区域背景下，尼泊尔电力行业在国家能源结构中只占到2%的份额。根据世界银行报告，大多数发电厂与电网连接，总装机容量非常低，只有714 MW，主要靠季节性的径流式电站发电，所以尼泊尔电网相应的输电能力也很小。

尼泊尔的电力需求不断上升，到2007年电力峰值需求量超过了供应，2008年宣布进入国家电力危机。但是即使到2010年，能源投资仍微乎其微，仅占GDP的0.3%。到2012年，电力需求量超过供应量的一半，就连首都每天都要采取灯火管制措施。

2008年以来，电站装机只增加了180 MW，其中私人装机超过一半。尼泊尔独立电力生产者协会(IPPAN)董事长对这一增长表现出相当不满。

尼泊尔正在寻求开发喜马拉雅水电资源，打开国内消费和出口电力(主要是印度)的通路。根据2013年电力峰会一系列低-高增长模式估算，到2050年将需要7.5～15.5 GW水电装机容量。

据估计，这个内陆国家有近43GW水电资源蕴藏量在技术和经济可行性方面具有开发利用价值。根据世界银行的数据，这些水电资源主要集中在三大流域，即科西(Kosi)河、根德格(Gandaki)河和格尔纳利(Karnali)河，这三大流域均属恒河支流，还有一些水电资源分布在南方河流中。

银行另外指出，这些水电资源蕴藏量是20世纪60年代的过时估算，如果该地区新兴市场的电力生产得到重新优化，水电资源蕴藏量会更高。

正如世界银行指出的那样，尼泊尔还需要克服物质、机构、金融和市场等重大壁垒，才能在水电发展方面取得重大进展。此外，该国多数降雨发生在6～9月的季风季节，与冰川融水相偶合，导致水文条件可变因素非常大。

总的来说，由于水文条件的多变性，导致每一个自然年内电力供需失衡。世界银行预计，即使近期规划的1375 MW水电装机得以建成，根据能源采购协议(PPA)和在建项目情况，在2017年旱季也还存在900 MW的电力短缺。

2 开发前景

尼泊尔能源发展受能源部与电力发展部监管，2011年末以来还受尼泊尔投资委员会(NIB)监管，尼泊尔投资委员会主要资助500 MW以上的大电站项目。其他重要政府机构包括水利能源委员会(WECS)以及电力定价委员会(ETFC)。

尼泊尔电力局(NEA)控制电力生产，是一家国有纵向集成能源公用事业单位，拥有国家3/4的发电能力，包括478 MW水力发电和1087 MW新水电项目开发许可。但世界银行指出，项目开发面临着资金困难，NEA还是独立发电商(IPP)的单一电力买主。

IPP持有大约224 MW水电装机容量。世界银行指出，自2001年以来只有92 MW新增装机委托给了IPP，也没有重大IPP项目被添加到主电网上。IPP占有全国装机容量的1/4，其中2/3的电厂是外国直接投资的独资电厂。

在2013年电力峰会上，有报道称，NEA和IPP之间缺乏公平竞争环境，NEA是一家具有强大讨价还价能力的独立买家，而IPP在目前市场下有3个弱点，即缺乏市场知识、无追索权融资、没有讨价还价的能力。

在努力改善市场和加速项目发展前，急需建立成熟的资本市场，使之纳入合同制约和法律保护的框架之下。

在电力行业，建议对以下方面做出改变:建立独立的可接受的电力需求预测，批准PPA久等不决的项目，取得银行肯担保的项目开发协议(PDA)，建立独立的输电公司，创建国内和跨境电力市场。

投资者缺乏投资热情，主要原因是缺乏可靠的国内需求预测。打破投资僵局的关键是通过分类预测获得所需的真实数据。

IPPAN总裁在会上指出，在过去几年里投资者的热情已经开始出现降低的趋势，但投资者的势头和心态正在随着政府优先发展水电项目和输电线路的政策调整发生变化。关于电力需求预测，他强调“这些问题必须得到密切关注，以便刺激投资”。

3 建设

NEA投资有17座水电站，总装机容量469 MW。2012～2013年，电站总发电量2247 GW·h，略低于目标发电量，主要原因在于，特利苏里和莫迪水电站存在维修问题、库勒哈尼水电站受水库水资源管理限制、库勒哈尼2级水电站开关站起火导致变压器损坏。

最近中玛斯杨蒂水电站的建成增加了70 MW发电量，NEA还有4座水电站正在建设，包括60 MW的上特利苏里3A(Upper Trishuli 3A)、32 MW的拉胡发特(Rahughat)、30 MW 的查莫里亚(Chameliya)、14 MW的库勒汉尼3级(Kulekhani 3)。在未来10 a，NEA打算增加约2GW水力发电机组，优先建设塔那胡(Tanahu)中型项目，藉此改善常年电力供应，缓解电力短缺问题。

上塔玛康斯水电站也在开发之中，由上塔玛康斯水电有限公司开发。这座径流式水电站的设计参数主要有:峰值水位落差822 m，引水坝最大坝高22 m，引水隧洞长7.9 km，垂直水平压力管道长380 m，地下厂房(长142 m，宽13 m，高25 m)和尾水隧洞长2.9 km。

上塔玛康斯水电站6台机组每年发电2281 GW·h。1标(土木工程标)承包商是中国水电公司，2标(水力机械)和3标(机械和电气)分别为泰斯马科水电公司(Texmaco Hydro)和安德里茨水电公司(Andritz Hydro)。建设监理是诺肯沙特公司(Norcon-sult)和拉梅耶公司(Lahmeyer)组建的合资公司。现场主体工作在2010年年末开始，预计工期5 a。

五是加强普法宣传，推进依法治理。深入开展“法律六进”活动，增强全民法治观念，深入推进领导干部学法用法工作，提高领导干部运用法治思维和法治方式深化改革、推动发展、化解矛盾、维护稳定能力。大力弘扬法治精神，深入开展法治实践，增强全社会水法治观念和水忧患意识。

下一个在建项目为装机15 MW的何瓦霍拉(Hewa Khola)A水电站。

4 NEA的开发重点

通过各种组织形式和融资，NEA的各个子公司正在计划建设大量水电站，包括塔那胡(Tanahu)电站、拉苏瓦嘎蒂(Rasuwagadhi)电站、中邦特康斯(Bhotekoshi)电站和圣金(Sanjen)电站。

4.1 塔那胡水电站

塔那胡水电有限公司是NEA为建设和管理塔那胡水电站特别组建的，该水电站位于塔那胡地区的塞蒂(Seti)河上游，西距首都150 km，装机140 MW(2×70 MW)。

世界银行指出，塔那胡水电站在蓄水量上将是尼泊尔首屈一指的，也是第一个利用冲砂设施确保水库有效库容的水电站。NEA将库勒汉尼(Kulekhani)电站称作是水库型电站，不存在侵蚀问题，只需做定期防护。

塔那胡水电站的建筑物包括:140 m高的碾压混凝土坝或混凝土重力坝(体积约为80万m3)、斜槽溢洪道(泄洪量7377 m3/s，采用挑流消能)、地下厂房(长97 m，高46 m，宽27 m)，相关隧洞包括1.2 km长、7.4 m宽的引水洞。工程建设将于2014年年底开工，2020年年底建成。

最近，亚洲开发银行(ADB)和欧洲投资银行(EIB)分别同意为该项目债务融资1.5亿美元和5500万欧元。共同投资方还包括日本国际合作协会(JICA)和阿布扎比发展基金(Abu Dhabi Funde)，他们分别投资1.84亿美元和3000万美元。

NEA将为该水电站建设220 kV输电线路、变电站和配电线路。

4.2 拉苏瓦嘎蒂水电站

111 MW拉苏瓦嘎蒂径流式水电站位于卡茨蒙德胡(Kathmandhu)以北150 km的拉苏瓦(Rasuwa)区。工程包括长4.2 km、内径6 m的引水隧洞，以及安装有3台流式机组的地下厂房。

拉苏瓦嘎蒂水电站建设合同分为2个标，1标为土木和水利机械，2标为机电设备，整个工程大约将在2016～2017年间完工。

该项目由2011年底组建的拉苏瓦嘎蒂水电有限公司开发，融资渠道是债权、股权各半。

拉苏瓦嘎蒂水电有限公司是奇利姆水电有限公司(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的一个子公司(NEA持股51%)。

CHC成立于1995年，拥有装机容量22.1 MW的奇利姆 (Chilime)水电站，该水电站位于加德满都以北133 km的邦特康斯(Bhotekoshi)河上，该径流式水电站于2003年获批下闸蓄水，净水头大约为337 m，年发电量137 GW·h。

4.3 中邦特康斯水电站

装机102 MW的中邦特康斯径流式水电站位于距加德满都100 km的新德胡派康克(Sindhupaichowk)地区。主要建筑物包括一个堰式(带闸门)渠首、露天沉砂池、7.1 km长引水隧洞和安装有3台混流式发电机组的半地下厂房。

项目开发者是马德亚邦特康斯加拉威德亚特有限公司(Madhya Bhotekoshi Jalavidhyut)，该公司成立于2010年，是CHC一家子公司，CHC持有38%的股份，NEA占有10%的股份。项目将于2016～2017年间建成。

4.4 圣金水电站

成立于2010年的圣金加拉威德亚特发展有限公司(Sanjen Jalavidhyut)也是CHC一家子公司，正在开发圣金水电站，包括两座水电站，即42.5 MW圣金(Sanjen)水电站和14.8 MW圣金(上游)水电站。CHC和NEA分别持股38%和10%。

圣金(上游)水电站为一调峰径流式水电站，而圣金水电站为跌水式径流水电站，两座水电站的设计流量相同，均稍高于11 m3/s，但圣金(上游)水电站总水位落差161 m，而位于下游的圣金水电站则有442 m。

圣金(上游)水电站设有溢流堰式渠首、露天沉砂池、1.4 km长引水隧洞和安装有3台混流式机组的地面厂房。圣金水电站引水隧洞长度为3.6 km，地面厂房安装3台竖轴冲击式水轮机。

电厂将于2015年年底交付。