亚洲篇(二)

不 丹

1 能源发展现状

该国尚未设立专门的水资源开发部门或组织。用水管理分属不同机构，灌溉开发由农业林业部管理，工业用水由国家环境委员会管理，水电开发由经济事务部下属部门——水力发电和电力系统管理。

水的最大消费需求为0.42 km3，而用于水电的非消耗性需求为6.7 km3。行业用水构成如下：家庭5%、农业93%、工业0.14%、其他1.86%。人均用水量为80 L/d，62%的人口有水供应。该国90%以上的人口生活在农村地区，木柴是其主要能源。人均木柴消耗量为1.9 m3/a，是世界上木柴消耗率最高的国家。

不丹绿色能源有限公司(DGPC)、不丹电力有限公司(BPC)以及不丹电力局(BEA)等均参与水电行业管理，其中BEA为自主管理机构；DGPC成立于2008年，现主要负责电站的运行和维护，在促进该国水电开发中起重要作用；BPC负责输、配电公共设施管理，以及创建输电网络、调节现有电站等。

不丹所有电站总装机为1 505.5 MW。水电出口已成为不丹最重要收入来源，为电力行业快速发展做出了突出贡献。2012年，该国4 896 GW·h电力出口到印度，而进口电力仅为55.7 GW·h。2011年，约75%的总发电量出口到印度。在 2009年不丹和印度签订的能源出口协议中提到，不丹计划到2020年，向印度出口10 GW的电力。

2012年该国总用电量为1 770 GW·h，其中主要为居民和工业用电，分别占10%和79%。人均用电量为2 406 kW·h，为东南亚地区消费水平最高的国家。2010年，主电网峰值需求为282.4 MW，平均基荷为202 MW。预计未来10 a电力需求将增加5%～7%/a。家庭用户的平均税前电价为3.63美分/ kW·h，而工业用电为2.93美分/ kW·h。

2 水电开发

不丹拥有巨大的水电开发潜力，理论水电蕴藏量超过30 000 MW。技术可开发的水电蕴藏量为23 760 MW。至今，仅约5%的技术可开发量得以开发。

早在1993年，该国就完成了国家电力系统总体规划(PSMP)，并于2001～2003年对其进行了更新，制订了水资源管理规划。在分析水文和气象数据的基础上，最终筛选出76个有潜力的水电站站址(装机容量均不小于10 MW)。

现有水电装机容量为1 489 MW，另有3 066 MW在建，7 850 MW已规划或正在开展研究。水电站年均发电量为7 054 GW·h，2012年实际发电量为6 811 GW·h，几乎占国家发电量的100%。正在运行的水电站发电成本为3.35美分/ kW·h。

正在运行的几座大型水电站分别为：楚克哈(Chhukha)电站装机336 MW，1998年投入运行；古里楚(Kurichhu)电站装机60 MW，2001年投入运行；巴索楚(Basochhu)梯级电站总装机64 MW，2002年投入运行；塔拉(Tala)电站装机1 020 MW，2007年投入运行。

不丹现有电站装机容量仅约为1 500 MW。到2020年，将新增约10 000 MW的水电装机容量，将主要出口到印度。不丹和印度两国计划在2020年前共同开发10座电站，总装机容量为11 576 MW。据统计，正在施工的混凝土重力坝有3座，均为水电站项目，2017年完工。包括坝高137 m和86 m的普纳特桑楚(Punatsangchhu)Ⅰ期(1 200 MW)、Ⅱ期工程(1 020 MW)，以及坝高101.5 m的芒德楚(Mangdechhu)工程(720 MW)。此外，还规划了昌加楚(Chamkharchhu)Ⅰ期(770 MW)、桑科什(Sankosh)(2 560 MW)等混凝土重力坝和碾压混凝土坝项目。

该国正在运行的小水电站有20座，总装机容量为7.9 MW。太阳能总装机约为231 kW，主要为偏僻的修道院、学校、卫生所等提供照明用电。同时政府也在考虑开发风能资源。

3 环境和公众意识

授权国家环境委员会(NEC)协调所有开发项目的环境影响监测。

2000年，环境评估(EA)法案生效。2002年，环保部门审批的项目管理和战略环境评价管理法案生效。环境评估法及其条例规定，所有项目在开工前都应获得指定主管部门或NEC秘书处颁发的环境许可。

柬埔寨

1 能源发展现状

年降雨量为1 300～1 500 mm，其中90%～95%集中在雨季。

水资源及气象部负责水资源管理和灌溉工程的开发。许多小型土坝正在运行，大多用于灌溉。在韩国援助下，位于西北部的沙拉塔奥恩(Sala Ta Orn)大坝项目即将开工，可用于灌溉、防洪及发电。

该国年用电量超过2 200 GW·h，其中大部分发电燃料为进口石油。2009～2012年，电站装机容量由472 MW增至730 MW。目前约50%的装机容量为私有。人均年用电量由138.4 kW·h升至160 kW·h。2009年各行业用电比例如下：家庭55%，商业19%，工业12%，照明和其他14%。2010年，该国电力需求为430 MW，预计到2020年，将增加到1600～2 400 MW，需求年均增长率为19%(金边市高达25%)。

中国帮助柬埔寨开发新增水电装机，以满足其日益增长的电力需求，同时降低对重油和柴油的依赖。2010年进口电力分别来自泰国(32%)、越南(67%)、老挝(1%)，相当于225 MW的装机容量，几乎比2009年增长50%。该国计划到2019年，拥有9座可以运行的水电站，总装机容量达2 045 MW。

居民税前平均电价为17～25美分/kW·h，而国家电网以外区域的电价超过50美分/kW·h。约20%的家庭可享受电网供电。

工业、矿产及能源部负责监管电力部门的政策、规划及战略，包括水电项目开发。柬埔寨电力公司(EDC)是负责发电、输电及配电的国营公司。柬埔寨电力局(EAC)负责电力部门许可证颁发、电价核定和管理。

2010年，该国的电气化率达29%。与城市居民实现100%电气化相比，农村地区这一比例仅为12.3%。因此，政府目标是，到2030年，使农村地区70%的家庭实现电气化，到2020年，100%的村庄实现电气化。

2 水电开发

柬埔寨拥有10 000 MW的水电蕴藏量，目前仅开发了2%，通过在建的水电项目，可将开发量提高至10%。湄公河干流的水电蕴藏量占50%，支流占40%，其余10%分布在该国西南部。

运行中的水电装机容量约有225 MW。截止到2012年底，仅有基里奥姆(Kiriom)Ⅰ期(12 MW)和贡斋(Kamchay)(194 MW)两座大型水电站。2013年2月，基里奥姆Ⅲ期工程开工，坝高51 m，装机18 MW。该工程为柬埔寨的第三个水电站项目，由中国援助修建。

目前水力发电量约占国家总发电量的35%。在建水电项目有3个，项目建成后，将可为该国新增704 MW的水电装机容量。这3座水电站分别为：①斯登沃代(Stung Atay)水电站，总装机120 MW，包括坝高46 m和48 m混凝土面板堆石坝，BOT开发模式，经营期限为27 a；②额勒赛下游(Lower Russei Chrum)水电站，总装机338 MW，包括坝高89 m的混凝土面板堆石坝和坝高63 m的碾压混凝土坝；③斯登塔泰(Stung Tatay)水电站，总装机246 MW，包括坝高110 m和77 m混凝土面板堆石坝，预计后两座水电站均于2014年完工。

位于湄公河支流的塞桑河下游(Lower Sesan)2号水电项目，装机400 MW，预计工期为5 a(2014～2019年)。另有许多其他项目正在研究中，其中不少项目由私人公司负责。此外，已规划的小水电站项目总装机约为16.8 MW。

3 前 景

为满足2015年该国总电力达1 009 MW的需求，柬埔寨正积极开发已获准的水电项目。同时规划开发国内的水电站，预计到2020年，水电将占该国用电量的50%，输电线路也将增至2 100 km以上。

越南城市与工业区开发投资公司(IDICO)正在对湄公河上丁段的一个水电项目开展可行性研究。该国正在修建一座装机200 MW的火电站，同时计划尽快开发太阳能、风能、生物能以及沼气项目等。

目前，为满足该国国内电力需求，柬埔寨仍需进口大量电力。然而，依据本土资源和东盟(ASEAN)地区各成员国备忘录，以及GSM电力贸易合作框架，到2020年，柬埔寨出口电力总量有望达4 000 MW。

格鲁吉亚

1 能源发展现状

根据现行法律，饮用水供水价格由格鲁吉亚国家能源和水资源供应管理委员会(GNEWRC)制定。GNEWRC主要负责电力、天然气和水行业日常管理。2012年，用水量约为6.97亿m3，其中约70%供第比利斯地区使用。人均用水量约为435.6 L/d。

该国大多数水电站已完成私有化进程。开发水电潜力和新建水电站是该国能源政策的一个重要部分。目前已对68座潜在的水电站场址进行了简单的可行性研究，并在能源部网站上发布。所有类型电站的总装机容量为3 302 MW，其中53.9%为私有，33%为水电。

2012年主要能源消费总量为2 986 Mtoe，包括煤(1%)、石油(0.5%)、石油产品(31%)、天然气(33%)、木材(13%)和水电(21.1%)等。同年该国总发电量为9 697 GW·h，包括火电(25.5%)、季节性水电站(23.9%)、和常规水电站(50.6%)。现有的火电站为燃气发电。2012年，该国进口7.02亿m3天然气用于发电，即国家发电的25.5%使用进口燃料。同年，该国从俄罗斯和阿塞拜疆进口电力615 GW·h，而向俄罗斯、亚美尼亚、阿塞拜疆及土耳其出口电力528 GW·h。

2012年，该国主电网电力峰值需求为1 705 MW，平均基荷为950 MW。国家所有人口均享受电力供应。

2 水电开发

格鲁吉亚被认为是全球人均占有水电资源最丰富的国家之一。20世纪90年代早期对水电潜力进行了重新评估，2006年完成了335条河流的水电开发技术论证，并纳入经济开发部的统计。该国理论水电蕴藏总量约为136 TW·h/a，技术可开发量为80 TW·h/a，经济可开发量为32～50 GW·h/a，至今约有9.2%的技术可开发量得以开发。

2012年水电站总发电量为7 720 GW·h，占国家总发电量的88.2%。水电占国家总发电量的平均比例为75%。正在运行的水电站总装机为2 620 MW，其中577 MW在建，2 952 MW已规划。格鲁吉亚约有100座水电站，其中有20座装机容量不小于10 MW。

自2007年以来，政府和私人投资者签订了10份备忘录，涉及57座水电站，总装机容量为3 529 MW，在BOO框架下，私人投资者已提供了连接国家电网的第三方免费通道。此外，还有7份备忘录(涉及10座水电站)正在谈判中。

该国正在施工的大坝有10座(5座土石坝、5座混凝土坝)，水库总库容为26.2亿m3。Enguri水电站为该国最重要的电站，总装机1 300 MW，目前正在对5台机组进行扩容。胡顿(Khudoni)水坝于2010年完成了第三阶段的可行性研究报告，经过3 a论证，推荐厂房型式为地下厂房，电站装机容量为702 MW，混凝土拱坝坝高202.5 m。2013年7月，该项目获施工许可，预计2014年春季开工，2021年完工。位于里奥尼河上的纳马科瓦尼(Namakhvani)梯级电站规模较大，包括坝高58 m的茨维希(Tvishi，100 MW)，坝高111 m的纳马科瓦尼(250 MW)和兹内提(Zhoneti，100 MW)3座水电站，其中茨维希为径流式水电站，已于2013年开工。预计该梯级电站将于2021年12月完工。

此外，尼亚拉(Niala)抽水蓄能电站(82 MW)已纳入规划。正在运行的小水电站有37座，总装机76.4 MW。另有7座正在修建，装机48.7 MW，5座已规划，装机23.5 MW。

3 前 景

为积极配合该国最大限度利用可再生能源的政策规定，积极探索太阳能或地热能等开发。该国风力发电潜力巨大，预计超过4 TW·h/a。目前已签署开发经营装机50 MW的帕拉瓦尼(Paravani)风电项目的备忘录。据评估，该国太阳能开发潜力为108 MW，相当于34 000 t标准燃料。另根据现代水文地质研究，该国地热水资源蕴藏量为2.5亿m3/a。能源及自然资源部和环境保护部负责环境项目的管理。同时非政府环保组织也起了很重要的作用。

该国主要目标是大力发展水电，以满足国内电力需求，并取代成本昂贵的火力发电。为最大限度地开发该国的水电潜力，政府制定了2008可再生能源计划，旨在促进更多水电站的修建。具体信息可登陆能源部网站(www.minenergy.gov.ge)。

然而，开发新的水电站将会导致夏季电力过剩的现象。因此，制定有吸引力的出口电力市场已成为当务之急。为增加向邻国出口的电量，政府计划修建连接土耳其、阿塞拜疆以及亚美尼亚的输电线路。