蒙古國南部煤電一體項目投資機會研究及決策評價

曹效義

(內蒙古電力經濟技術研究院，內蒙古 呼和浩特 010090)

0 引言

截至2019 年，我國火力發電總裝機119 055 萬kW，占比59.2%，清潔能源(水電、核電、風電、太陽能)總裝機81 987 萬kW，占比40.8%[1]，火電裝機仍然是主體，制約能源發展的長期性深層次矛盾仍然存在，急需探索開發新的煤炭資源渠道。蒙古國煤炭資源十分豐富，如果在煤礦附近就地建設大型坑口燃煤電廠，實現煤電一體化經營模式，變運煤為輸電，減少中間交易，節約發電成本，同時將洗煤后的煤泥、矸石等劣質煤燃燒發電實現環境保護的要求，促進循環經濟發展[2]。煤電一體化能夠促使電力企業加強自身結構的調整，不僅能夠有效地緩解電煤供應矛盾，同時也實現了企業盈利模式的多元化,也能夠促使社會上產生綜合性的能源集團[3-5]，又能夠穩定發電價格，實現利潤最大化，最終實現煤礦和電力企業雙贏。

文中以蒙古國南部煤電一體項目為例將中國“煤電一體項目”的成功經驗跨國在蒙古國嘗試建設，利用“煤從空中走”的模式補充我國電力市場的需缺，有利于中蒙兩國對能源綜合宏觀調節，優化兩國能源產業結構，符合中蒙兩國能源長期戰略和能源戰略合作政策的需求，也是落實 “一帶一路”相關能源布局的重要舉措，是形成電力市場以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進新發展格局的積極探索。

文中蒙古國南部煤電一體項目是將熱值低、價格低和無法遠距離運輸及銷售的褐煤，就地建設坑口發電廠來進行煤電轉換形成產業鏈，實現資源與能源優勢的有效組合。項目建設所發電力向中國消納，可緩解內蒙古電網“十四五”期間整體裝機缺額局面，起到了區域火電支撐作用，同時，遠期也為蒙古國電力聯網和消納創造了條件。

本文分析了跨國煤電一體項目建設坑口燃煤電廠外部條件的可行性和所發電量送回中國進行消納電力市場的經濟性，可實現中蒙兩國電力和煤炭能源優勢互補。目前，風險投資決策理論研究中,對風險投資項目的風險評價主要是定性的,雖然有的采用定量的方法,但是方法不具有很大的適用性[6]。本項目風險評估通過定性識別風險因素和單因素敏感性定量分析方法對投資風險進行客觀的評價，提出具體可操作的風險防范措施，為投資的決策提供具體、可行的依據，探索了我國電力行業在境外投資建設項目的一種有益防范風險的模式。

1 蒙古國南部煤電一體項目

1.1 煤電一體項目建設背景分析

煤電一體化項目模式在我國探索發展已有近二十多年的歷史，經過經營探索，一方面在煤炭資源豐富的區域建立燃煤電廠，降低了電力企業運輸環節的成本；另一方面，經過合理布局，在相關區域形成煤炭、能源、化工一體化新興產業體系，有效實現資源的綜合利用，落實節能減排的責任，大力促進區域經濟的發展，在國內，特別是內蒙古地區煤電聯營、“北電南送”的建設模式已取得成功，大大提高了能源利用效率。近年來加速煤炭、電力產業市場化改革，促進煤電企業一體化，使電力與煤炭企業形成內部供應機制，這樣電力企業可通過煤電一體化控制煤價上漲帶來成本過高的風險，煤炭企業也通過煤電一體化控制煤炭價格下降的風險[7]，實現了煤炭和電力互補雙贏。

蒙古國煤炭是最重要的礦產資源之一，煤炭業在其國家經濟發展中占有舉足輕重的地位。中蒙邊界線在內蒙古自治區總長3 103 km，現有7 個已對蒙古國開放及規劃通關的口岸，蒙古國煤炭資源通過陸路口岸出口到中國，沒有形成自己的產業鏈，特別是蒙古國南部蘇赫巴托爾省褐煤資源豐富，遠距離運輸及銷售存在不經濟性，如就地采用煤電一體化模式建設坑口燃煤發電項目，所發電力進口到中國消納，促進當地礦產資源開發利用和區域能源資源優化配置，不僅符合蒙古國在能源領域的投資、稅收、電力出口等政策，也為蒙古國遠期電力聯網和消納創造了條件。

1.2 蒙古國南部煤電一體項目簡介

蒙古國南部蘇赫巴托爾省就地建設煤電一體項目，擬規劃建設2 臺660 MW 超超臨界空冷燃煤坑口發電機組；同步規劃1 座500 萬t 露天煤礦；同時規劃與煤電一體化項目同步建設的相關附屬配套設施，項目總投資為801 740 萬元。

2 項目投資機會研究

2.1 蒙古國資源及能源概況

根據蒙古國家能源局數據統計，蒙古國煤炭地質預測儲量1 733 億t，探明儲量235 億t，可采總儲量210 億t，且煤炭賦存條件好，埋藏深度淺，開發潛力大，開發成本較低。目前，在產礦井99%是露天開采，具有良好的開采條件。

目前，蒙古國電網最高電壓等級為220 kV，主網電壓等級為110 kV。全國電網可劃分為4 個片區，電網結構薄弱，電網容量小，主網結構以單鏈式結構為主,尚未實現全國聯網，不具備接入大型電廠和電力消納市場。

2.2 內蒙古電網概況

內蒙古電網負責建設運營自治區中西部8 個市(盟)電網(以下簡稱“蒙西電網”)，供電區域72 萬km2。到2019 年底最高電壓等級為500 kV，最高用電負荷32 160 MW，全社會用電量2 664 億kWh。

2.3 中蒙能源開發前景

目前，蒙古國南部豐富的煤炭資源得不到充分利用，通過煤電一體化模式就地建設坑口大型火力發電廠將煤炭資源轉化為電能，實現煤轉電“煤從空中走”，送回蒙西電網進行電力消納，使中蒙雙方能源發揮各自的優勢，實現能源優勢互補。

中蒙電力聯網將形成“就近多點聯網、內外余缺互濟”的格局。規劃在蒙古國蘇赫巴托爾地區開發建設大型煤電一體化項目，通過中蒙電力通道回送蒙西電網消納，促進蒙古國電力進口，一定程度上解決了區域缺電的局面和緩解呼豐斷面送電壓力，起到了區域火電支撐作用,同時也加強中蒙聯網的網架結構。

2.4 電力市場分析

蒙西電網作為華北電網的主要送電端之一，“十四五”期間負荷年均增速8.5%，預計到2025 年蒙西電網最高用電負荷將達到51 800 MW，裝機缺額達到16 512 MW。蒙古國南部有著得天獨厚的區域煤炭優勢，通過跨國煤電一體化項目建設，豐富的煤炭資源得到充分利用，所生產的電力向蒙西電網中東部輸送，有著電力消納市場，投入與產出具有競爭和盈利能力。

3 項目風險評價

該項目擬建廠址位于蒙古國南部蘇赫巴托爾省，屬境外項目，且具有投資規模大、建設周期長，一旦建成，難于更改的特點[8-9]，因此在進行項目投資決策時應重點關注不確定性分析與風險分析。

3.1 風險因素識別

根據國內煤電一體項目后評價跟蹤分析結果，結合境外投資項目特點，經過專家分析評審，識別的主要外部風險因素包括七類，如表1 所示。

表1 主要外部風險因素識別一覽表

3.2 風險評價

3.2.1 定性分析

通過表1 中七類風險因素識別程度分析來看，一般性風險對項目可行性影響不大，較大性風險對項目造成的損失可以接受[8,10]。綜合風險因素識別、分析，最大的不確定性和風險因素是蒙古國外商投資政策和宏觀經濟方面風險，其次是社會安全、法律與監管、勞動力、環境保護風險以及建設工期方面風險。政策和宏觀經濟風險其顯性在經濟投資風險中，將采用單因素敏感性定量分析方法重點論證。

3.2.2 定量分析

對項目內部風險采用單因素敏感性定量分析方法，選取在項目決策分析與評價過程中涉及的對項目效益影響較大的重要的不確定因素進行分析。本案例按照蒙西電網現行基準價282.9 元/MWh 進行測算，分析投資、設備利用小時數、燃料價格、電價變化對項目資本金內部收益率的影響詳見表2、圖1。

圖1 敏感性分析圖

表2 單因素敏感性分析表

從以上表2 和圖1 來看，項目資本金內部收益率影響最大的因素是電價，其次是設備年利用小時數、投資和燃料價格。

3.3 風險防控措施

該項目是國際項目，根據國際風險投資的經驗和我國的實際情況，風險投資主要集中在前期立項階段[5-6]，敏感性定量分析投資風險尤為重要，定性分析中識別風險因素要在項目全過程管控。本項目風險評價通過定性識別風險因素和單因素敏感性定量分析相結合方法對投資風險進行客觀的評價,提出防控風險措施。

1)本著中蒙雙方“互惠互利、合作共贏”的宗旨，在項目實施前期用準、用足中蒙雙邊投資合作政策，加強中蒙經濟合作方面法律與監管的銜接，結合蒙古國蘇赫巴托爾省的地方發展規劃，有效控制政策和法律法規風險。

2)煤電一體化項目基礎設施、環境保護設施同項目規劃同步設計、同步建設、同步實施，共筑同一個地球，共同保護家園的人類命運共同體，達成友好合作共識，有效控制社會風險及環保風險。

3)勞動力、工期風險需要在項目實施雙邊協議中進行詳盡的約定，積極與蒙方簽署相關的戰略框架協議，加強合同管理與控制，使風險降至可控范圍。

4)項目投資方是內蒙古自治區直屬國有獨資特大型電力企業，對大型投融資項目擁有較強的支撐能力，鑒于境外投資項目還處于起步階段，需要在項目前期進行境外項目涉及的投融資政策、稅收政策進行可靠性論證，適當加大預備費比例，提高項目投資風險控制能力。

4 項目決策評價

4.1 項目技術方案可行性

本項目發電機組擬采用中國成熟的660 WM機組技術，主要技術經濟指標見表3，在此不再贅述。項目技術方案重點研究評價建廠的外部技術條件可行性見表4。

表3 主要技術經濟指標一覽表

表4 建廠的外部主要技術條件可行性評價表

序號 名稱 技術條件 可行性評價5 6生活區及煤電一體化項目附屬設施電網接入系統及中蒙聯網可行性蘇赫巴托爾省基礎設施薄弱，項目所在地及口岸距離擬建廠址約35～75 km，廠址周邊區域無法支持本項目建設期以及運營期間生產、生活需求，因此需提前規劃生活區及煤電一體化附屬設施，以滿足項目建設期及運營期生產生活約1 000人需求規劃新建蘇赫巴托爾2×66萬千瓦煤電一體化項目，考慮新建500 kV輸電通道，將電力回送蒙西電網消納，落點考慮錫林郭勒地區電網東蘇500 kV變電站，同時建設東蘇～塔拉變及東蘇～錫西變的雙回500 kV線路(即錫林郭勒電網至蒙西電網主網的二通道)，以滿足暫態穩定的要求。“十四五”期間煤電一體化回送項目的建設與錫林郭勒電網至蒙西電網主網的二通道建設相互統籌協調推進以便現場工作人員有穩定可靠的居住及工作場所，建議部分設施可永臨結合，節省項目投資電網接入有合適的落點，中蒙各自境內有線路路徑走廊，項目可行。蒙古國煤炭價格相對較低，考慮電力進口增值稅，蒙古國電源的上網電價需低于0.283元/kWh。具有較好的經濟性

4.2 項目電力消納市場的經濟性

通過上述分析，本項目發電機組暫按年利用小時數5 500 h、標煤價(含稅)203 元/t、資本金財務內部收益率10%進行測算，得出經營期平均上網電價(含稅)為281.4 元/MWh，低于內蒙古自治區燃煤基準電價282.9 元/MWh(含稅)，該項目電力消納市場的經濟性良好。

4.3 項目財務評價及融資方案合規性

通過項目資本金財務內部收益率8%和10%的正反測算經營期平均電價，均低于當前核定的內蒙古自治區燃煤基準電價282.9 元/MWh(含稅)，項目在財務上是可行的。本項目資本金為工程動態投資的20%，擬由內蒙古自治區電力企業出資建設。資本金以外所需資金鼓勵和統籌中資企業在蒙古國的能源領域深度合作，加大跨境聯網電力建設投資力度，這樣可滿足資金來源及融資要求。

綜合項目決策評價，技術方案可行，電力消納的市場經濟性良好，投融資合規，具有一定的抗風險能力。

5 結論

本文以蒙古國南部煤電一體項目為例分析了蒙古國資源開發條件、投資環境，蒙西電網中東部電力市場需求及發展趨勢的投資機會研究，投入與產出具有競爭和盈利能力。權衡分析各種外部影響和內部投資的風險程度，結合境外項目投資的特點，采用了定性與定量相結合的風險評價方法，研判了各種風險的可控性，提出具體的風險防范措施，具有一定的抗風險能力，也是我國電力行業在境外投資建設的一種有效防范風險模式的探索。通過科學的項目決策評價，在蒙古國投資建設煤電一體化項目投資機會可靠，經濟性較好，項目外部建設條件均可行，為項目投資決策提供了依據。