2020年，斯政府制定了新的电力发展规划，将兴建系列水电站、火电站等，并大力发展新能源，电力行业发展迎来新机遇。然而，由于对外部资金和技术依赖较大，但斯当前财政困顿、外债沉重，电力行业发展亦面临一定现实困难。
一、斯电力行业现状与困境
截至2019年底，斯总装机容量4217兆瓦。全国70.9%电厂归锡兰电力局（Ceylon Electricity Board, CEB）所有，私人企业拥有剩余29.1%的电力资源，后者生产的电量由CEB购买后再统一在全国范围分配。
根据CEB公布的数据，斯2019年全年发电量为15922千兆瓦时，较2018年增长3.6%。年发电占比为：火电65.17%（其中燃煤33.67%，燃油31.5%），水电30.1%，再生能源4.71%（风能、太阳能、生物能）。火力发电是斯主要发电方式。
随着经济发展和人民生活水平的提高，斯电力需求不断上升。从近20多年数据看，斯电力需求增长与宏观经济发展紧密相关：
图1. 1997-2018年斯里兰卡GDP与电力需求增长率
截至2018年底，斯全岛99%人口的基本用电需求均得到了满足，其中北部Kilinochchi和Mulathivu地区的用电满足率最低，仅为82%。从使用性质看，2019年全年15922千兆瓦时用电量中，家庭用电占32.7%，工业用电30.1%，商业供电21.1%，道路照明0.1%, 宗教用途0.6%, 政府用电1.4%。2016年和2017年，斯人均电力消耗分别为603千瓦时和626千瓦时。从趋势看，自2009年内战结束以来，斯人均用电量急速上升。
图2. 1998-2018年斯里兰卡电力总装机容量和最大需求
虽然斯目前总装机容量高于用电最高需求，但近几年来总装机容量无明显增长，且很多电站老化严重，有些本已达到退役年限的电站仍在坚持运行，效率很低，加之输送损耗严重、电网系统不稳定等，自2016年以来斯多次出现大范围电网崩溃等故障，暴露了电力行业较为严重的困境。
2016年2月25日和3月13日，斯连续两次发生全国电网崩溃事件，导致全岛范围停电。此后，局部停电、限电情况频发。2017年5月，斯水灾导致输配电线路故障，造成大范围停电，约30万人受影响。2018年5月和6月，受大风影响，输配电线路故障再次导致多区域停电。由于电力供应不足，2018年，CEB先后三次采购紧急电源，共计175兆瓦。2019年3月起，由于气候干燥，停电、限电继续发生，CEB采购紧急电源200兆瓦。2020年，斯电力供应状况日趋恶化，除限电、停电事件外，CEB自年初即多次采购紧急电源，共计428兆瓦。2020年8月17日，斯再次发生全国电网崩溃事件，全国停电达7个多小时。
二、行业潜力与发展机遇
斯输电网属于孤网，未同其他国家联网，目前尚无电力进出口业务。CEB于2020年3月推出了电力行业“2020-2039年长期扩展计划”，包括新建水电站、火电站、发展新能源等。
斯水力资源丰富，理论总蕴藏量约8250吉瓦时/年，其中经济可开发的约7255吉瓦时/年，技术可行的约2077兆瓦时/年，目前已开发其中的74%。水电开发主要集中在Mahaweli、Kelani、Walawe和Kalu河流域，现役水电站总装机容量约1399兆瓦，预计年发电4874吉瓦时。
由于斯雨量和河流水位受季风影响显著，水电站年发电量波动相对较大。按目前总装机容量估算，旱年发电量可能低至2989吉瓦时，而涝年可达5072吉瓦时。因此，建设受气候因素影响较小、发电功率相对较大、技术门槛相对较低（较之核电等新能源电力设施）的火电站成为斯电力部门积极推进的发展方向。
CEB目前拥有约1508兆瓦的热电装机容量，包括900兆瓦普特拉姆燃煤电站、195兆瓦Kelanitissa燃油（气）电站、165MW Kelanitissa联合循环燃油电站、160兆瓦Sapugaskande燃（柴）油电站、Uthuru Janani 24兆瓦柴油机电站和64MW浮式火力发电站。但根据上述电站投入运营年份，除了最新投运的普特拉姆燃煤电站外，Kelanitissa六台机组将于2023年退役，Sapugaskande将分别于2023、2024、2026年各退役四台机组，64MW浮式火力发电站将于2025年退役，165MW Kelanitissa联合循环电站将于2033年退役。此外，私营企业支配的热电站总装机容量约563兆瓦，其中由科伦坡电力公司运营的64兆瓦机组协议已于2020年到期；由日本Sojith运营的165MW Kelanitissa联合循环电站将于2023年到期。
近期斯政府重点规划的热电厂项目有：普特拉姆扩建项目和科伦坡北（Kerawalapitiya）300MW天然气（LNG）电站项目。
风力发电主要集中在西北部的马纳尔半岛、普特拉姆半岛等地区。此外，汉班托塔（10兆瓦）和Kilinochchi（10兆瓦）地区有少量太阳能发电。
根据CEB发布的长期发电规划，斯政府计划在2020-2029年间投产下列电厂:
|
投产年份 |
再生能源电站 |
火力发电站 |
|
2020 |
Major Hydro 35 MW (Broadlands HPP) Wind 100 MW (Mannar Wind Park) Mini Hydro 15 MW Wind 120 MW Solar 100 MW Biomass 5 MW |
320 MW Reciprocating Engine Power Plants* (Identified in LTGEP 2018-2037 to be commissioned by 2018) Additional Capacity Requirement from Contingency Analysis = 345 MW Reciprocating Engine Power Plants (Above capacities include the extension of existing power plants) |
|
|
|
|
|
2021 |
Major Hydro 122 MW (Uma Oya HPP) Mini Hydro 20 MW Wind 120 MW Solar 60 MW Biomass 5 MW |
3x35 MW Gas Turbine Additional Capacity Requirement from Contingency Analysis = 105 MW Reciprocating Engine Power Plants |
|
2022 |
Mini Hydro 20 MW Wind 70 MW Solar 60 MW Biomass 5 MW |
1x300 MW Natural Gas fired Combined Cycle Power Plant – Western Region (Identified in LTGEP 2015-2034 and LTGEP 2018- 2037 to be commissioned by 2019) 1x300 MW Natural Gas fired Combined Cycle Power Plant – Western Region (Identified in LTGEP 2018-2037 to be commissioned by 2021) |
|
2023 |
Major Hydro 31 MW (Moragolla HPP) 24 MW (Seethawaka HPP) Mini Hydro 20 MW Wind 40 MW Solar 60 MW Biomass 5 MW |
1x300 MW New Coal Power Plant (Change to Super critical will be evaluated) (Lakvijaya Extension Phase I) 1x300 MW Natural Gas fired Combined Cycle Power Plant 163 MW Combined Cycle Power Plant (KPS–2)· |
|
2024 |
Major Hydro 15 MW (Thalpitigala HPP) Mini Hydro 20 MW Biomass 5 MW Solar 60 MW |
1x300 MW New Coal Power Plant (Change to Super critical will be evaluated) (Lakvijaya Extension Phase II) |
|
2025 |
Mini Hydro 20 MW Wind 40 MW Solar 80 MW Biomass 5 MW |
1x300 MW New Coal Power Plant (Change to Super critical will be evaluated) (Lakvijaya Extension Phase II or Foul Point Phase I) 1x300 MW Natural Gas fired Combined Cycle Power Plant |
|
2026 |
Mini Hydro 10 MW Wind 35 MW Solar 90 MW Biomass 5 MW |
1x300 MW Natural Gas fired Combined Cycle Power Plant |
|
2027 |
Mini Hydro 10 MW Wind 50 MW Solar 90 MW Biomass 5 MW |
|
|
2028 |
Major Hydro 200 MW (Pumped Storage Power Plant) Mini Hydro 10 MW Wind 40 MW Solar 100 MW Biomass 5 MW |
1x300 MW New Coal Power Plant (Change to Super critical will be evaluated) (Foul Point Phase I) |
|
2029 |
Major Hydro 200 MW (Pumped Storage Power Plant) Mini Hydro 10 MW Wind 40 MW Solar 100 MW Biomass 5 MW |
- |
除上述电站的开发和更新换代外，斯电网陈旧、变电站技术滞后等问题也亟待解决，未来需全面升级电网、对输变电站进行系统更新、加强人员培训等。
三、前景分析
一般而言，要满足经济发展基本需要，一国的电力行业发展速度要比经济增长速度高3-5个百分点。斯电力行业发展尚未达到该水平。近几年，随着普特拉姆燃煤电站投入运营，斯电力结构得到一定程度优化，发电成本逐渐下降，但用电尚未全面普及、停电频率上升、电网频发故障等依然反映行业发展的严重问题。未来，扩建或新建发电基础设施仍将是斯国家重点发展任务。总体而言，斯电力行业发展潜力较大、机遇良好。
然而，根据CEB发布的电力行业“2020-2039年长期扩展计划”，除已落实资金来源的在建项目外，预计未来斯完善电力基础设施所需资金量如下：
图3. 2020-2038年斯电力行业发展资金需求
因此，斯实现未来20年电力行业发展规划需依靠大量外部资金和技术，但囿于斯当前困顿的财政局面、短期内难以改善的外储窘境、业已高筑的外债规模和滞缓的项目推进速度，该规划的落实或将面临现实的重重阻力。
