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蒙古国清洁能源市场现状与展望



文|李兴东   清华大学水利系    李合   中国水利电力对外有限公司    胡日勒沙   胡日勒国际集团有限公司











导读


蒙古国目前存在电力短缺,但风电和光伏资源丰富,潜在可开发装机容量合计
约26亿千瓦,短期内存在开发清洁能源机遇

蒙古国电力市场现状及未来规划

蒙古国清洁能源市场现状及潜力




蒙古国地处东北亚,国土面积156.65万平方公里,是世界第二大内陆国,仅次于哈萨克斯坦。蒙古国位于“一带一路”倡议的中蒙俄经济走廊的关键路线上,地缘政治战略价值重要。蒙古国目前存在电力短缺,但风电和光伏资源丰富,潜在可开发装机容量合计约26亿千瓦,短期内存在开发清洁能源机遇。在“一带一路”倡议背景下,未来可在蒙古国大规模开发清洁能源,并通过全球能源互联网组织规划的蒙古国至中国的特高压输变电线路,将清洁电力输送至中国消纳,搭上中国经济“便车”,蕴含着更广大投资商机。


蒙古国电力市场现状及未来规划

1. 电力供需现状

蒙古国2020年总装机容量152.9万千瓦,其中火电装机容量124.9万千瓦,风电装机容量15.5万千瓦,光伏装机9万千瓦,水电装机2.6万千瓦。2020年蒙古国总发电量为71.5亿度,同比增长2%。火电发电量占据90.9%,清洁能源装机容量达到总装机的18%,但是发电量仅占总发电量的9.1%。2020年蒙古国进口了17.06亿度电(主要从中国进口),同比下降0.6%,电力自给率80.7%。蒙古国的中部电网负荷峰值为130.3万千瓦(2020年12月15日数据),其中进口22.8万千瓦。

蒙古国国家电网以110kV电压等级输电线为主网架,主要由中部、西部、东部电网以及阿勒泰—乌里雅斯泰电网组成。目前,不少地区尚未接入国家电网。蒙古国电力系统损耗较高,其中中部电网的输配电损耗在13%–14%,西部电网和阿勒泰—乌里雅斯泰电网损耗在20%左右,东部电网损耗较小,在4%–5%。

蒙古国中部电网消纳了蒙古国90.4%电力,东部、西部、南部电网分别消纳4.3%、2.4%和1.8%。其中居住在公寓的城市居民消耗12%的电力,住蒙古包的居民消耗18.3%的电力,69.8%的电力由工商业实体消耗(其中矿业、轻工业、重工业、服务业、政府部门或事业单位分别占73.3%、 9%、 5.2% 、4.6%和4.7%)。目前蒙古国的平均电价约合0.4元人民币,其中发电成本占61.6%,输配电成本占24.5%,输配电损失占9.5%,进口电力成本占4.5%。

蒙古国的火力发电贡献了其2/3的碳排放,过高的煤电依赖造成了十分严重的空气污染问题,乌兰巴托的PM2.5指数是WHO设定的最低空气质量标准的6~10倍,火力发电造成的环境污染已日趋严重。因此发展清洁能源成为治理环境污染和应对气候变化的必然要求。

2. 未来电力需求及规划

2013年,蒙古国能源部和亚洲开发银行合作编制的《2015—2030年蒙古国电力需求预测》认为2020年蒙古国用电量将达到123亿千瓦时,但实际上2020年蒙古国的用电量仅为88.5亿千瓦时,比预测的最低需求还少近30%。近期有研究认为蒙古国电力需求有望在2030年达到120亿千瓦时。电力供给方面,政府近期开发重点仍然是火电,但如果可以按计划完成电站建设,未来五年电力供应可能会过剩。



蒙古国清洁能源市场现状及潜力

1.现状及整体规划

蒙古国2014年《绿色发展政策》提出可再生能源发展的两阶段目标:到2020年,可再生能源发电的装机比重将从目前的7%上升到20%,到2030年,再上升到30%。目前,清洁能源装机容量为17%,未达到预定目标。近期,蒙古国调整预期目标,将清洁能源装机比重20%从2020年推迟到2023年实现,但维持2030年的30%规划目标。

电价政策方面,2007年《可再生能源法》规定风电上网价格为0.08-0.095美元/千瓦时,水电上网电价为0.045-0.06美元/千瓦时,太阳能上网电价为0.15-0.18美元/千瓦时。蒙古国现行工业平均电价,按目前汇率折算约为0.06美元/千瓦时,具体实际价格则由发电商与蒙古国能源管理协会进行协商。按照政府规划,新能源电价和实际电价之间的差额,将由“新能源基金”弥补。

蒙古国奥尤陶勒盖附近的风电基地未来规划装机10万千瓦,乔伊尔市附近风电基地规划5万千瓦,乔伊尔附近的光伏电站规划5万千瓦,其他基地规划普遍在1万千瓦左右。火电基地规划可以达到50万千瓦量级,均在矿山附近,例如塔温陶勒盖和奥尤陶勒盖附近的火电基地。

2 风电市场开发潜能

蒙古国拥有约110,000万千瓦潜在风电资源。风力资源最丰富的是与中国毗邻的南戈壁省和东戈壁省,假设对风能密度300W/m2及以上的区域进行开发,南戈壁省的潜在可开发量在10,000万千瓦以上,东戈壁省的潜在可开发量在7,500万千瓦以上。根据《东北亚能源互联网研究与展望》,蒙古国未来的风电基地主要有5个,分别位于乔伊尔、乔巴山、塔温陶勒盖(南戈壁省重要煤矿区)、南德格勒尔和曼达勒戈壁。上述5个风电基地规划及成本核算具体情况见表1。该规划预计到2025年,乔伊尔将可能建成500万千瓦装机容量的风电基地,而其余几个风电基地的建成时间不早于2035年。根据该报告测算,风电平均投资成本为730美元/千瓦,度电成本为2.6—3.2美分/度。

3 太阳能市场开发潜能

蒙古国平均有270到300天的晴天,日照时数在2250 – 3300小时之间,在23461 km2国土面积上每天可以接收的太阳能达到3.4-5.4 kWh/m2。太阳能资源丰富。
根据《亚洲清洁能源开发与投资》研究,蒙古国潜在太阳能大基地有三个,即乔伊尔、古尔班特思和塔温陶勒盖。三个基地平均投资成本约450美元/kW,度电成本约2.25美分/度电。各基地的具体投资成本如表2。根据该研究设想,2025年将在乔伊尔建成200万千瓦光伏电站,2035年将建成600万千万光伏电站。

4 风险规避

虽然蒙古国政局整体稳定,宏观经济形势相对平稳,但社会治安问题较多,外国人被打、被偷抢案件时有发生,偷盗案件发生更为频繁,前往投资要注意人身安全,还要关注当地发生骚乱和游行罢工的风险和廉政风险。因此赴蒙古国开发投资人员应该提高安全意识,熟悉当地法律法规,构建健康良好的政商关系,并通过购买政治风险、商业风险在内的信用风险保障产品降低风险。

5 蒙古国清洁能源开发建议

综上所述,蒙古国市场规模小,近期存在电力短缺,需要进口电力,煤电缺口比重较大。因此,蒙古国的清洁能源电力存在发展机遇,但应高度重视电源发展规模和需求相匹配,以规避电力消纳风险。

短期内,企业投资可考虑在蒙古国进行小规模清洁能源开发,满足蒙古国首都等大城市居民和矿区的用电需求(包括中国边境的矿区);从工程承包角度,企业可关注世界银行、亚洲开发银行或其他国际金融机构参与投融资的清洁能源项目。企业在蒙古国耕耘一段时间后,中长期可以关注蒙古国到我国华北地区的特高压输电线路规划和进展,探索在蒙古国大规模建设清洁能源电力基地,输送到中国境内消纳的可能性。

为规避风险和履行社会责任,建议在蒙古国进行市场开发和项目建设过程中,应和当地企业或在当地耕耘多年的企业合作,积极推行员工属地化和供应链本地化,以规避风险,提升品牌形象,与当地建立良好的关系,让企业得以良性发展。


参考资料:
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编辑 | 青  

 校对 | 闫建军

设计 | 大   米