孟加拉國電力能源現狀及海上風電開發機遇

中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司 王 沛

孟加拉政治環境穩定，歷屆政府與中國關系都較友好。現任總理哈西娜在2019年競選獲得連任，并在當年即訪問中國，本屆政府還有2年任期。宏觀經濟方面，盡管受到疫情影響，2019/20財年GDP 仍創造了5.24%的增長率，2020/2021財年GDP 增長率為5.47%。

截止2022年1月底，孟并網的電力總裝機容量為22066MW，進入2022年以來單日巔峰用電需求水平持續不足10000MW。孟加拉現有電廠的開機負荷率不到45%。根據國際能源研究機構IEEFA 測算，未來孟加拉的電站利用率將持續走低跌破40%，且巨大的閑置電站產能仍占用巨額的容量電費支出，政府財政壓力巨大。BPDB 也正在研究修編新的詳細電力規劃，原計劃2021下半年發布的新版中長期電力規劃截止目前仍未正式出臺。

孟加拉國現有電力能源的結構現狀、問題及機會

截止20 22年2月，根據孟加拉國國家電力發展局（BPDB）公布的數據，孟家拉國現有已并網電源主要類型和裝機總量（MW）及對應比例為：燃煤1768/8.01%、燃氣11330/51.35%、燃油7349/33.31%、水電230/1.04%、進口1160/5.26%、光伏229/1.04%、總計22066/100%。

一、火力發電

孟加拉國上一版官方電力規劃發布于2010年，由于已過去超10年，規劃的適用性已與現實情況和新的全球去煤化低碳化趨勢脫節，孟電力部在2021年開始修編新的電力發展規劃。新規劃雖遲遲未最終出爐，但多方消息表示電力部考慮將煤電裝機限制在5GW 以內并將大力發展進口液化天然氣發電，同時提出到2030年要關停94個總裝機7342MW 的燃油鍋爐、老舊燃油燃氣內燃機、老舊單循環小型燃機電站，用新的高效大型燃機機組替換。2021年上半年孟電力部取消了10座已規劃未開工的燃煤電站，規劃裝機總量共計9134MW。

未來火電站建設的重心將轉移到燃氣電站，燃氣電站采用政府擔保的兩部制電價PPA，項目融資結構成熟且已與歐洲的銀行等融資機構有過成功融資的案例。孟加拉本地氣不足，要建設新的燃機電站，必須優先考慮采用進口LNG 的可能性，以及考慮配套新建接收和儲存設施。雖然燃機的配套基礎設施如LNG 接收站或FSRU 還有待完善，但燃機仍會是孟加拉未來最主流的電源形式。

未來孟政府資金公開招標EPC 項目和IPP 投資方的短名單邀請招標EPC 項目都會繼續出現，預計IPP 投資將會占更多份額，這些IPP 投資方除孟加拉當地的大型財團還有來自中國等國家的私人或國資背景投資方。孟加拉國有電力公司BPDB 有規劃建設Haripur 225MW、Gazria 450MW、APSL 600MW燃機電站，條件成熟計劃上馬，但目前資金預算還未得到落實。

孟加拉國規劃在2030年要用新的高效燃氣機組替換總裝機7342MW 老舊電站。但其本地可供使用年限不足10年，進口量仍無法滿足國民需求，孟加拉國石油天然氣和礦物公司無法保證氣源，需要自行建設LNG 接收站。電價無法覆蓋燃料運輸、基礎設施、LNG 接收站及物流成本。燃氣機組在孟加拉已經多年發展，本地企業在投資、EPC 等方面非常成熟。項目收益率約為8%并被孟加拉本地及西方國家所認可，但低于中方投資的評估標準。

對于傳統電力項目如氣電，采用國際慣例take or pay 的支付模式，供電協議與執行協議均為模板化制式文件，具備一定的可融資性，在孟加拉已有多個項目投產運營，由于該類電站技術成熟且同類項目參照案例較多，目前電價盈利空間已趨向合理。傳統熱電項目燃煤電站、燃油電站、燃氣電站項目，采用照付不議的兩部制電價（容量電價加電量電價）

二、新能源發電

孟加拉風資源條件一般，陸上區域的風速一般為5～7m/s，近海區域風速為7～7.5m/s，多年平均風速低但在臺風季的極限風速可達50m/s 以上。孟加拉的光照資源尚可，最大值為東南部吉大港區域、達1826kWh/m2，最小值為西北部比鄰印度區域、約1600kWh/m2。光伏電站平均年有效發電小時數為1400小時左右。制約當地新能源業務發展的首要問題是當地可用土地供應有限征地困難，這將是長期面臨的問題。短期或歷史面臨的問題主要是以往的開發商資金實力有限，野蠻發展階段的路條投機大于長期投資，隨著更多有實力的國際投資開發商科學有序進入這些問題將得到解決。孟加拉的風電與光伏一樣，目前都采用競價上網制。

光伏與風電項目，需要私人投資方自行解決土地，向孟電力部申請，完成電價談判后獲得路條，后續與孟電力部進行售電協議PPA 和實施協議IA談判和最終簽署。PPA 和IA 簽署后，投資方要在規定時間內自行完成環評和電網接入方案并獲得孟環保部和電網公司批準。私人投資IPP 是孟近幾年開發光伏的主要模式。

截止目前孟已獲路條或簽署PPA 的光伏項目共24個，總裝機1642MW。光伏與風電項目無法根據購電方要求發電并調電，其發電時間和發電量完全取決于項目自身的可用性。采用“強制運行”（Mustrun）、最低保證接收量的單一電量電價的機制。基于No electricity No payment basis，美金計價、孟加拉塔卡支付，以賬單下一個月的孟加拉Sonali Bank 實時匯率進行兌換，可融資性未能得到充分保障。孟光伏PPA 均采用美元計價、本地幣塔卡支付。2015～2017年孟光伏IPP 項目的電價為13.5～17美分/kWh；2018年孟新批光伏IPP 項目的電價降到了10～11美分/kWh。2019年無新批光伏IPP 項目，孟史上第一個政府提供土地的公開招標50MW 光伏BOO 項目，中標電價為7.5美分/kWh。

三、海上風電、垃圾發電

孟加拉海上風電發展處于萌芽期，BPDB 還未對海上風電發展有過任何書面規劃。一些外國投資企業在籌劃進行孟加拉灣的海風選址和經濟測算，希望說服BPDB 及相關孟加拉主管機構支持該業務建設。孟加拉灣海風資源一般，百米高度最大風速區域多年平均風速僅為7m/s，且還要面臨臺風季50m/s 的臺風侵襲。海上風電高昂的建設成本，是否能在BPDB 獲取有收益的電價，對孟加拉這種貧窮的發展中國家來說還是未知。

垃圾發電方面，2019年BPDB 和達卡市政公司對3個垃圾電站進行了20年BOO 公開招標，最終由中國公司中標了其中2個項目。中標電價水平約為20美分，無垃圾處理貼費。垃圾處理問題是嚴重影響孟當地環境和城市發展的重要因素，在第一批達卡的垃圾電站陸續落地后，BPDB 還會和吉大港等地政府研究規劃新垃圾電站。

四、電網

孟加拉發電能力目前飽和，制約該國電力均衡發展的關鍵問題是部分國家主網以及偏遠地區配網建設。且孟加拉電網線損率較高，2020年公布線損率為11.8%。孟加拉國電網公司（PGCB）作為電網項目的主要業主，每個季度均有2～3個132kV 及以上等級的輸電線路或變電站項目發標，項目資金來源絕大部分是多邊金融機構資金，該類項目全部以全球公開招標方式進行，采用業績和技術標滿足門檻后最低價中標的評標策略。業績門檻相對較高，一般都要求10年內至少2個同類型同等級的完工業績，且至少1個海外業績等。

較低等級（33kV 及以下）的電網項目少部分由PGCB 直接招標，大部分由區域性的下屬配電公司進行公開招標，低電壓等級項目門檻相對較低，低價競爭異常激烈，印度公司由于地緣和成本優勢承包了大部分較低電壓等級項目。PGCB 自2021年下半年開始著手研究765kV 等級項目的可行性，孟本國沒有此類高等級的經驗和技術能力，已在多邊金融機構的資助下開展了此類項目的第一步籌劃。

孟加拉國海上風電

一、孟加拉國海風資源

世界銀行在2020年曾經主持過一個Energy Sector Management Assistance Program（ESMAP）能源發展管理資助項目，該項目對一些國家的海洋區域風資源進行了初步測量，根據世界銀行發布的孟加拉灣的海風資源情況，其多年風速為約7m/s。為獲取更精確的某一區域多年風速情況，在遠景格林威治云平臺選取某典型海域廠址獲取多年月度數據。由于目前暫時缺乏孟加拉灣海底地勘實際數據，暫時假定選取的典型廠址滿足通常的單樁風機基礎地址條件。數據為衛星和軟件模擬數據，數據庫風速高度僅有90米，數據時間跨度為2002～2021年共20年。

因擬選用的適用風機機艙輪轂高度為130米，故數據采用Windographer 進行高度模擬修正，修正后的多年風速見表1。

表1 模擬修正后的130米高度多年風速表

20年間極限風速值區間20～30m/s 范圍。最大風速記錄出現在2015年、為29.869m/s。從長時間的數據序列來看，年平均風速存在逐年波動，基本都在5.6m/s 以上。主導風向及風能主方向相對集中。該區域主導風向為北風、南風。該風場100m高度平均風速為5.75m/s，平均風功率密度為157W/m2，參考《風電場工程風能資源測量與評估技術規范》(NB/T31147-2018)劃分標準，本風電場風能資源等級為D-2級水平。

二、常用的海上風電樁基類型

海上風電與陸上風電的主要區別之一為海上風電機組在海水中設置風機基礎，風機下部基礎的選型與海域情況密切相關。主要需要考慮海底地質情況、海水浪流水文情況，目前主流的裝機類型、適合水深、應用特點如下。

單樁：近海，適用水深由10米擴展到35+米。加工制造簡單，運輸安裝方便；都是鋼樁、沉樁前無需做海床處理；海上施工速度快，工期較短；受地質條件和水深的限制較大；安裝時需專用的沉樁設備；對沖刷較敏感，需采取可靠的防沖刷防護措施；遇到嵌巖情況，鉆孔比較困難；造價低，對設備要求低。

導管架：35～60米水深。對地質條件要求不高，適用水深廣泛，抗傾覆能力強，過渡段結構復雜、建造較困難；吸力桶：適用海底泥土層比較薄，很快接觸到巖層的情況。海水深度不是最敏感因素。是相對較新的基礎型式，是嵌巖場址的優選解決方案；浮式：水深超過60+米的深水區域。中國還在起步階段、樣機試驗，歐洲有少數風場商運。

三、基于WASP 的發電量測算

本文中的開發機會暫假設所選海域海底地質條件為單樁基礎適用的海況，暫時選取的風機為國產某5MW 抗臺風型低速風機，暫時以100MW總裝機考慮，共20臺風機，采用呈矩形的等間距布置形式。經過在WASP 風電模擬軟件中布置和測算，得到的P75發電量為274.3GWh，等效年利用小時數為2743小時。

目前孟加拉國整體電力發展的問題主要是裝機總量超過了實際需求，且未來隨著一批煤電的退役關停，燃機將成為中長期的主力電源，但又面臨著本地氣源不足、需大量進口LNG 的協調問題。電網方面主干網及部分區域的配網建設成為電力投資建設的重點。另外在國際碳減排的大背景下，孟加拉電力主管部門也在積極推進各類型清潔能源項目的開發，陸上光伏和風電面臨征地困難的問題，海上風電的發展或許成為該國未來清潔能源發展的一個重點。