蒙古国南部煤电一体项目投资机会研究及决策评价

曹效义

(内蒙古电力经济技术研究院，内蒙古 呼和浩特 010090)

0 引言

截至2019 年，我国火力发电总装机119 055 万kW，占比59.2%，清洁能源(水电、核电、风电、太阳能)总装机81 987 万kW，占比40.8%[1]，火电装机仍然是主体，制约能源发展的长期性深层次矛盾仍然存在，急需探索开发新的煤炭资源渠道。蒙古国煤炭资源十分丰富，如果在煤矿附近就地建设大型坑口燃煤电厂，实现煤电一体化经营模式，变运煤为输电，减少中间交易，节约发电成本，同时将洗煤后的煤泥、矸石等劣质煤燃烧发电实现环境保护的要求，促进循环经济发展[2]。煤电一体化能够促使电力企业加强自身结构的调整，不仅能够有效地缓解电煤供应矛盾，同时也实现了企业盈利模式的多元化,也能够促使社会上产生综合性的能源集团[3-5]，又能够稳定发电价格，实现利润最大化，最终实现煤矿和电力企业双赢。

文中以蒙古国南部煤电一体项目为例将中国“煤电一体项目”的成功经验跨国在蒙古国尝试建设，利用“煤从空中走”的模式补充我国电力市场的需缺，有利于中蒙两国对能源综合宏观调节，优化两国能源产业结构，符合中蒙两国能源长期战略和能源战略合作政策的需求，也是落实 “一带一路”相关能源布局的重要举措，是形成电力市场以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进新发展格局的积极探索。

文中蒙古国南部煤电一体项目是将热值低、价格低和无法远距离运输及销售的褐煤，就地建设坑口发电厂来进行煤电转换形成产业链，实现资源与能源优势的有效组合。项目建设所发电力向中国消纳，可缓解内蒙古电网“十四五”期间整体装机缺额局面，起到了区域火电支撑作用，同时，远期也为蒙古国电力联网和消纳创造了条件。

本文分析了跨国煤电一体项目建设坑口燃煤电厂外部条件的可行性和所发电量送回中国进行消纳电力市场的经济性，可实现中蒙两国电力和煤炭能源优势互补。目前，风险投资决策理论研究中,对风险投资项目的风险评价主要是定性的,虽然有的采用定量的方法,但是方法不具有很大的适用性[6]。本项目风险评估通过定性识别风险因素和单因素敏感性定量分析方法对投资风险进行客观的评价，提出具体可操作的风险防范措施，为投资的决策提供具体、可行的依据，探索了我国电力行业在境外投资建设项目的一种有益防范风险的模式。

1 蒙古国南部煤电一体项目

1.1 煤电一体项目建设背景分析

煤电一体化项目模式在我国探索发展已有近二十多年的历史，经过经营探索，一方面在煤炭资源丰富的区域建立燃煤电厂，降低了电力企业运输环节的成本；另一方面，经过合理布局，在相关区域形成煤炭、能源、化工一体化新兴产业体系，有效实现资源的综合利用，落实节能减排的责任，大力促进区域经济的发展，在国内，特别是内蒙古地区煤电联营、“北电南送”的建设模式已取得成功，大大提高了能源利用效率。近年来加速煤炭、电力产业市场化改革，促进煤电企业一体化，使电力与煤炭企业形成内部供应机制，这样电力企业可通过煤电一体化控制煤价上涨带来成本过高的风险，煤炭企业也通过煤电一体化控制煤炭价格下降的风险[7]，实现了煤炭和电力互补双赢。

蒙古国煤炭是最重要的矿产资源之一，煤炭业在其国家经济发展中占有举足轻重的地位。中蒙边界线在内蒙古自治区总长3 103 km，现有7 个已对蒙古国开放及规划通关的口岸，蒙古国煤炭资源通过陆路口岸出口到中国，没有形成自己的产业链，特别是蒙古国南部苏赫巴托尔省褐煤资源丰富，远距离运输及销售存在不经济性，如就地采用煤电一体化模式建设坑口燃煤发电项目，所发电力进口到中国消纳，促进当地矿产资源开发利用和区域能源资源优化配置，不仅符合蒙古国在能源领域的投资、税收、电力出口等政策，也为蒙古国远期电力联网和消纳创造了条件。

1.2 蒙古国南部煤电一体项目简介

蒙古国南部苏赫巴托尔省就地建设煤电一体项目，拟规划建设2 台660 MW 超超临界空冷燃煤坑口发电机组；同步规划1 座500 万t 露天煤矿；同时规划与煤电一体化项目同步建设的相关附属配套设施，项目总投资为801 740 万元。

2 项目投资机会研究

2.1 蒙古国资源及能源概况

根据蒙古国家能源局数据统计，蒙古国煤炭地质预测储量1 733 亿t，探明储量235 亿t，可采总储量210 亿t，且煤炭赋存条件好，埋藏深度浅，开发潜力大，开发成本较低。目前，在产矿井99%是露天开采，具有良好的开采条件。

目前，蒙古国电网最高电压等级为220 kV，主网电压等级为110 kV。全国电网可划分为4 个片区，电网结构薄弱，电网容量小，主网结构以单链式结构为主,尚未实现全国联网，不具备接入大型电厂和电力消纳市场。

2.2 内蒙古电网概况

内蒙古电网负责建设运营自治区中西部8 个市(盟)电网(以下简称“蒙西电网”)，供电区域72 万km2。到2019 年底最高电压等级为500 kV，最高用电负荷32 160 MW，全社会用电量2 664 亿kWh。

2.3 中蒙能源开发前景

目前，蒙古国南部丰富的煤炭资源得不到充分利用，通过煤电一体化模式就地建设坑口大型火力发电厂将煤炭资源转化为电能，实现煤转电“煤从空中走”，送回蒙西电网进行电力消纳，使中蒙双方能源发挥各自的优势，实现能源优势互补。

中蒙电力联网将形成“就近多点联网、内外余缺互济”的格局。规划在蒙古国苏赫巴托尔地区开发建设大型煤电一体化项目，通过中蒙电力通道回送蒙西电网消纳，促进蒙古国电力进口，一定程度上解决了区域缺电的局面和缓解呼丰断面送电压力，起到了区域火电支撑作用,同时也加强中蒙联网的网架结构。

2.4 电力市场分析

蒙西电网作为华北电网的主要送电端之一，“十四五”期间负荷年均增速8.5%，预计到2025 年蒙西电网最高用电负荷将达到51 800 MW，装机缺额达到16 512 MW。蒙古国南部有着得天独厚的区域煤炭优势，通过跨国煤电一体化项目建设，丰富的煤炭资源得到充分利用，所生产的电力向蒙西电网中东部输送，有着电力消纳市场，投入与产出具有竞争和盈利能力。

3 项目风险评价

该项目拟建厂址位于蒙古国南部苏赫巴托尔省，属境外项目，且具有投资规模大、建设周期长，一旦建成，难于更改的特点[8-9]，因此在进行项目投资决策时应重点关注不确定性分析与风险分析。

3.1 风险因素识别

根据国内煤电一体项目后评价跟踪分析结果，结合境外投资项目特点，经过专家分析评审，识别的主要外部风险因素包括七类，如表1 所示。

表1 主要外部风险因素识别一览表

3.2 风险评价

3.2.1 定性分析

通过表1 中七类风险因素识别程度分析来看，一般性风险对项目可行性影响不大，较大性风险对项目造成的损失可以接受[8,10]。综合风险因素识别、分析，最大的不确定性和风险因素是蒙古国外商投资政策和宏观经济方面风险，其次是社会安全、法律与监管、劳动力、环境保护风险以及建设工期方面风险。政策和宏观经济风险其显性在经济投资风险中，将采用单因素敏感性定量分析方法重点论证。

3.2.2 定量分析

对项目内部风险采用单因素敏感性定量分析方法，选取在项目决策分析与评价过程中涉及的对项目效益影响较大的重要的不确定因素进行分析。本案例按照蒙西电网现行基准价282.9 元/MWh 进行测算，分析投资、设备利用小时数、燃料价格、电价变化对项目资本金内部收益率的影响详见表2、图1。

图1 敏感性分析图

表2 单因素敏感性分析表

从以上表2 和图1 来看，项目资本金内部收益率影响最大的因素是电价，其次是设备年利用小时数、投资和燃料价格。

3.3 风险防控措施

该项目是国际项目，根据国际风险投资的经验和我国的实际情况，风险投资主要集中在前期立项阶段[5-6]，敏感性定量分析投资风险尤为重要，定性分析中识别风险因素要在项目全过程管控。本项目风险评价通过定性识别风险因素和单因素敏感性定量分析相结合方法对投资风险进行客观的评价,提出防控风险措施。

1)本着中蒙双方“互惠互利、合作共赢”的宗旨，在项目实施前期用准、用足中蒙双边投资合作政策，加强中蒙经济合作方面法律与监管的衔接，结合蒙古国苏赫巴托尔省的地方发展规划，有效控制政策和法律法规风险。

2)煤电一体化项目基础设施、环境保护设施同项目规划同步设计、同步建设、同步实施，共筑同一个地球，共同保护家园的人类命运共同体，达成友好合作共识，有效控制社会风险及环保风险。

3)劳动力、工期风险需要在项目实施双边协议中进行详尽的约定，积极与蒙方签署相关的战略框架协议，加强合同管理与控制，使风险降至可控范围。

4)项目投资方是内蒙古自治区直属国有独资特大型电力企业，对大型投融资项目拥有较强的支撑能力，鉴于境外投资项目还处于起步阶段，需要在项目前期进行境外项目涉及的投融资政策、税收政策进行可靠性论证，适当加大预备费比例，提高项目投资风险控制能力。

4 项目决策评价

4.1 项目技术方案可行性

本项目发电机组拟采用中国成熟的660 WM机组技术，主要技术经济指标见表3，在此不再赘述。项目技术方案重点研究评价建厂的外部技术条件可行性见表4。

表3 主要技术经济指标一览表

表4 建厂的外部主要技术条件可行性评价表

序号 名称 技术条件 可行性评价5 6生活区及煤电一体化项目附属设施电网接入系统及中蒙联网可行性苏赫巴托尔省基础设施薄弱，项目所在地及口岸距离拟建厂址约35～75 km，厂址周边区域无法支持本项目建设期以及运营期间生产、生活需求，因此需提前规划生活区及煤电一体化附属设施，以满足项目建设期及运营期生产生活约1 000人需求规划新建苏赫巴托尔2×66万千瓦煤电一体化项目，考虑新建500 kV输电通道，将电力回送蒙西电网消纳，落点考虑锡林郭勒地区电网东苏500 kV变电站，同时建设东苏～塔拉变及东苏～锡西变的双回500 kV线路(即锡林郭勒电网至蒙西电网主网的二通道)，以满足暂态稳定的要求。“十四五”期间煤电一体化回送项目的建设与锡林郭勒电网至蒙西电网主网的二通道建设相互统筹协调推进以便现场工作人员有稳定可靠的居住及工作场所，建议部分设施可永临结合，节省项目投资电网接入有合适的落点，中蒙各自境内有线路路径走廊，项目可行。蒙古国煤炭价格相对较低，考虑电力进口增值税，蒙古国电源的上网电价需低于0.283元/kWh。具有较好的经济性

4.2 项目电力消纳市场的经济性

通过上述分析，本项目发电机组暂按年利用小时数5 500 h、标煤价(含税)203 元/t、资本金财务内部收益率10%进行测算，得出经营期平均上网电价(含税)为281.4 元/MWh，低于内蒙古自治区燃煤基准电价282.9 元/MWh(含税)，该项目电力消纳市场的经济性良好。

4.3 项目财务评价及融资方案合规性

通过项目资本金财务内部收益率8%和10%的正反测算经营期平均电价，均低于当前核定的内蒙古自治区燃煤基准电价282.9 元/MWh(含税)，项目在财务上是可行的。本项目资本金为工程动态投资的20%，拟由内蒙古自治区电力企业出资建设。资本金以外所需资金鼓励和统筹中资企业在蒙古国的能源领域深度合作，加大跨境联网电力建设投资力度，这样可满足资金来源及融资要求。

综合项目决策评价，技术方案可行，电力消纳的市场经济性良好，投融资合规，具有一定的抗风险能力。

5 结论

本文以蒙古国南部煤电一体项目为例分析了蒙古国资源开发条件、投资环境，蒙西电网中东部电力市场需求及发展趋势的投资机会研究，投入与产出具有竞争和盈利能力。权衡分析各种外部影响和内部投资的风险程度，结合境外项目投资的特点，采用了定性与定量相结合的风险评价方法，研判了各种风险的可控性，提出具体的风险防范措施，具有一定的抗风险能力，也是我国电力行业在境外投资建设的一种有效防范风险模式的探索。通过科学的项目决策评价，在蒙古国投资建设煤电一体化项目投资机会可靠，经济性较好，项目外部建设条件均可行，为项目投资决策提供了依据。