尼泊尔如何利用绿色能源存储技术破解季节性能源困境

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南亚网视加德满都3月23日讯尼泊尔的河流在雨季涨水，使水力发电厂满负荷运转，并产生多余的电力出口到邻国。然而，到了旱季，河流水位下降，水力发电量仅剩其潜力的一小部分，尼泊尔不得不从南部邻国印度进口电力，成本大幅上升。对于一个可再生能源资源如此丰富的国家而言，季节性能源短缺的问题显得格外讽刺，也引发了人们对其可持续性、能源安全和水电发展模式的长期可行性的质疑。

区域能源合作的里程碑

水电长期以来一直是尼泊尔经济和区域能源战略的核心。2023年11月，尼泊尔首次通过印度输电网络向孟加拉国出口40兆瓦电力，标志着区域能源合作的新里程碑。按照每单位6.4美分（8.82卢比）的价格计算，尼泊尔预计每年6月至11月可从孟加拉国电力出口中获得约3.3亿卢比的收入。此外，在2024-25财年的前五个月，尼泊尔对印度的电力出口已为其带来130.4亿卢比的收入，2024年季风期间更是达到每日400兆瓦的峰值。

尽管取得了这些成就，但尼泊尔仍然面临严峻的能源挑战。冬季电力进口价格最高可达每单位16卢比，几乎是出口收入的两倍。2022-23财年，尼泊尔进口了1,854吉瓦时的电力，同比增长20%，而其同期出口的1,346吉瓦时电力则增长了173%。这种进口依赖的增长反映出尼泊尔能源管理的周期性失衡和低效。

水电依赖与能源不平衡

尼泊尔的能源系统主要依赖径流式水电，这些电站在季风季节发电量极高，但在旱季发电量骤降，因其依赖于河流的季节性流量。目前，尼泊尔的水电装机容量为3,157兆瓦（其中私营部门贡献2,214兆瓦），但仍无法满足截至2024年中期的冬季高峰需求（2,316兆瓦）。

蓄水式水电项目被认为是解决这一问题的关键，但尼泊尔目前仅有库莱克哈尼I、II和III三个水库电站，总装机容量仅为106兆瓦，远远不足以弥补季节性缺口。类似布迪甘达基水库（1,200兆瓦）的大型项目因财政、安置和官僚障碍进展缓慢，导致水电开发失衡。2022-23财年，尼泊尔电力局（NEA）在旱季进口了价值200亿卢比的电力。如果尼泊尔具备存储季风期间多余电力的能力，这笔巨额支出本可避免。

绿色能源存储技术的潜力

尼泊尔的季节性能源困境可以通过绿色能源存储技术缓解。目前，全球广泛应用的储能技术包括电池储能系统（BESS）和抽水蓄能水电（PSH）。

鉴于尼泊尔的山地地形和丰富水资源，PSH是一种理想的能源存储方案。在电力需求低时，PSH利用多余电力将水从低处抽送至高处的水库；当需求增加或水电产量下降时，释放储存的水进行发电。PSH技术具有高效、寿命长（超过100年）、环境影响小等优势。

目前，尼泊尔在日本国际协力机构（JICA）的支持下，正在对贝格纳斯湖和鲁帕湖附近的PSH项目进行可行性研究。此外，下塞提抽水蓄能项目也是一个值得开发的潜在方案。

BESS可提供短期储能，利用锂离子电池在高需求或停电期间提供备用电力，其效率高达90%。然而，BESS作为尼泊尔长期能源解决方案的独立选择可能不够现实，原因在于其成本较高、使用寿命较短（15-20年）。尽管如此，尼泊尔已在推进BESS项目，例如一个装机容量245 MWp、存储容量20 MW的大型太阳能并网项目，预计投资1.7643亿美元。

不止于水电：多元化可再生能源发展

尽管水电在尼泊尔能源结构中占据主导地位，但太阳能、风能、地热能和绿色氢能等其他可再生能源也有巨大发展潜力。

太阳能：理想的水电补充

尼泊尔每年约有300个晴天，平均每日太阳辐射量为4.7千瓦时/平方米，理论太阳能发电潜力高达432吉瓦，相当于水电潜力（42,000兆瓦）的10倍。由于安装成本不断下降，太阳能成为旱季水电的理想补充。

风能：未被充分开发的资源

木斯塘（Mustang）和马南（Manang）地区的风速适合风力发电，研究表明尼泊尔风能潜力可达3,000兆瓦。

地热能与绿色氢能

塔托帕尼等地的温泉蕴藏着丰富的地热能，但至今未被充分利用。此外，尼泊尔的《2024年绿色氢能政策》提出利用季风过剩电力每天生产40万公斤绿色氢气，这不仅能减少对化石燃料的依赖，还可增强能源安全。

尼泊尔能源发展面临的挑战

尽管尼泊尔在推动能源可持续发展方面采取了积极措施，但仍面临诸多挑战：

1. 基础设施不足：水库容量有限，输配电系统效率低（输电损耗15.38%，全球标准为8%）。

2. 政策与投资障碍：政策不稳定、土地征用纠纷、官僚主义阻碍了国内外投资。