波黑新能源电力项目开发浅析

刘志栋

（中国电建集团国际工程有限公司，北京 100036）

波斯尼亚与黑塞哥维那（简称波黑）位于欧洲东南部，巴尔干半岛西部，首都为萨拉热窝，国土面积51129 平方公里，东邻塞尔维亚、黑山，其西部、南部及北部均与克罗地亚接壤。波黑历届政府均重视对华关系发展，多次公开表达了积极参与“一带一路”合作的意愿。在波黑社会稳定、外资政策积极的大环境下，越来越多中资企业尝试进入波黑并开展投资活动。随着波黑政府近年来不断出台各类法规以促进新能源电力产业发展，以风电、光伏为代表的新能源电力成为当前中资企业赴波黑投资的热门话题。但受制于波黑复杂的政治体制以及透明度较低的行政机制，中资企业在进入波黑开展新能源项目开发的最初阶段“步履蹒跚”。本文从波黑社会现状出发，结合装机容量、历年发电量及来源、电力消纳、电力发展规划及政策以及“风光”资源禀赋等方面切入，对波黑新能源项目开发行政审批流程及电价机制展开介绍，再对波黑新能源项目开发可行性及前景展开分析，最后提出新能源项目开发建议。

1 波黑电力发展现状、规划及政策

自独立以来，波黑始终将加入欧盟作为既定国策。2005 年，该国与欧盟签署了《能源共同体条约》，条约规定，各参与国均应加速国内电力体制改革，大力发展可再生能源发展以求提高环境保护水平，波黑随即出台了《可再生能源发展计划》等指导性文件。

1.1 装机容量及发电量现状

根据波黑国家电力调节委员会出具的2021 年度报告，波黑发电总装机容量为4608.26MW，主要以大型水电(2076.6MW)、火电(2065.0MW)与风电(134.6MW)为主，其余装机分别为小型水电(180.18MW)、光伏(56.51MW)、沼气和生物质发电(2.11MW)，此外工业发电厂的装机容量为92.85MW。总体而言，火电与水电在波黑国内发电总量中仍占据绝大部分份额，风电、光伏等可再生能源开发程度较低。从电力消纳角度分析，根据波黑国家电力调节委员会出具的2021 年度报告近三年数据显示，波黑国内用电量约占全年年发电量70%，剩余30%左右用于出口欧洲国家。受全球尤其是欧洲能源危机影响，波黑电力出口比例提升明显。

1.2 输电线路及跨境交易现状

波黑全国输电线路由110kV、220kV 以及400kV 网架组成，线路总长度6457.78km，其中各区域基本形成110kV 线路环网，全部由波黑电网管理公司负责运营。据该公司披露，2022 年前，将新建2 条400KV 及1 条110KV 跨境网架线路，旨在增强波黑与周边国家电力市场的一体化发展。

除《能源共同体条约》外，波黑还与周边各国签署了《西巴尔干六国倡议》，相关条约致力于加快各参与国电力设施建设以及相关法律修订，以求实现电力市场一体化。得益于前南斯拉夫时期与周边克罗地亚、塞尔维亚以及黑山等国所建造的输电设施完整保留，波黑境内所产过剩电量主要通过向外输送予以最终消纳。

1.3 波黑电力发展规划及可再生能源相关政策

根据波黑中央政府于2018 年所发布《波黑能源2035战略框架》相关披露，在未来一段时间内，可再生能源将成为能源领域发展的重点内容。其主要目标为：

（1）可再生能源在能源消耗中占比超过40%。

（2）大幅度降低燃煤电站所造成的空气污染。

为了实现以上目标，波黑政府公布了不同类型发电场的建设计划（见图1），其中风、光等非水电可再生能源在2025、2030 年相比2016 年将分别新增594MW、1440MW，届时非水电类可再生能源在波黑电力装机容量中的占比将由3%提升至17%。

图1 波黑2016 ～2035 电力建设规划 数据来源：《波黑能源2035 战略框架》

为了确保相关规划能够有效落实，波黑于2018 年颁布了具有全国效力的《可再生能源法》，并于2020年修订《可再生能源行动方案》。相关法规为风电、光伏在内的非水电可再生能源给予了1665MW 上网配额（其中风电840MW，光伏825MW）。随着相关法律以及波黑所参与的《能源共同体协议》以及《西巴尔干六国倡议》等协议进一步落实，波黑与周边国家电力市场一体化将得到显著增强。鉴于欧盟对于可再生能源比例要求不断增高，可以预见未来波黑国内可再生资源所产电力将得到较好的消纳，具备较好的开发潜力。

2 波黑风力、太阳能资源概述

2.1 风能资源及开发现状

波黑地形以山地为主，平均海拔约693m，迪纳拉山脉大部自西北向东南纵贯全境，最高峰为马格里奇山，海拔2386m，从地理分布来看，风力资源完全分布于南部与克罗地亚边界的高海拔地区。根据Global Wind Atlas 网站公开信息，以高度100m 为测量尺度，波黑前10%的最大风区的平均风密度为797W/m2在，平均风速为7.77m/s，具有良好的开发价值。截至2022年年底，波黑已建成风电场3 座，装机容量137MW，分别为50.6MW 的梅西霍维娜(Mesihovina)风电项目、36MW 的耶洛瓦察(Jelovaca)风电项目、48MW 的伯洛瓦察(Jelovaca)风电项目，距离规划配额尚有713MW 开发空间。

2.2 太阳能资源及开发现状

根据Energy Agency City of Novi Sad 所公开信息,波黑太阳能平均年等效利用小时数为1841 ～2353小时，全国大部分地区平均年总辐射量约为1240 ～1600kWh/m2，以西南部高原山地地区最好。整体太阳能资源与周边塞尔维亚、北马其顿、克罗地亚、阿尔巴尼亚等类似，但高于欧洲平均水平，并且具有明显的季节性优势。截至2022 年年底，波黑尚无成规模光伏电站建成投产，所规划825MW 配额限制仍有较大空间。但近几年在波黑比莱恰地区、莫斯塔尔、博桑斯基彼得罗瓦茨等光资源丰富地区陆续有成规模光伏电站开发启动。

3 波黑新能源项目审批流程及电价机制

受制于波黑国内中央政府“空心化”的政治结构，除特定条件下的项目需要在中央政府层面获得特许经营权，其余内容全部由各实体完成审批，且流程极为复杂。因此，相关流程需从不同的实体层面予以分析。特定条件是指能源项目涉及到波黑与其他国家中央政府间合作、项目跨越了波黑境内各个实体的边界以及其他另有规定的。鉴于波黑风力、太阳能资源丰富的南部地区全部属于波黑联邦辖区，本文将仅以波黑联邦法律为例对该国新能源项目开发审批流程予以介绍。

3.1 波黑联邦境内新能源项目开发审批流程

在波黑联邦境内新能源项目开发所需办理的全部许可及其完成主体，其中可作为关键节点的许可为特许经营权(Concession)、城市许可/ 位置信息(Urban Permit/Location Information)、 建 设 许 可(Construction Permit)、使用许可(Use permit)以及电网联接(Connection to Transmission Grid)。

各关键节点主要内容如下。

（1）特许经营权。根据波黑法律，任何开发人均可通过自主申请和公开竞标两种方式获得新能源项目特许经营权，但开发人需准备“初步可研报告”以及初步水权许可作为申请特许经营权的基本条件。同时，联邦政府不具有任何新能源项目的特许经营审批权限，但联邦下辖各州具有装机容量小于5MW 的相关权限，其余项目仅可在波黑中央政府层面获得完成特许经营审批。

（2）城市许可/位置信息。在波黑联邦法律中，城市许可与位置信息均是指联邦政府对特定地区土地的使用规划，当开发人拟开发项目所在范围已有规划与项目类型兼容，则开发人需申请获得位置信息，反之，则需申请城市许可。联邦政府与州政府之间存在权限划分，总体而言，当项目用地跨越了两州、装机容量超过30MW、包含4 座以上风机的风电场或项目位于免税区、临近国境线、用地范围内包含有纪念物等任一情况，则开发人需要向联邦政府自然规划部提出申请，其余项目则仅向州政府空间规划部申请即可。需特别指出，开发人申请城市许可/位置信息时，除准备齐全相关前置许可外，开发人还需完成项目初步设计以及初步地质勘查报告编制(G1)，同时，开发人还需自通信运营商、水务公司、道路管理公司、农业部门、航空管理部门以及卫生部门等机构获得在特定地区建设相应项目等许可意见。

（3）建设许可。开发人获得建设许可后即可依照字面意义开展项目建造工作。同一项目的建设许可审批机构与先前城市许可/位置信息审批机构相同。在此之前，开发人需要完成项目主要设计(Main Design)以及波黑当地专业公司出具的审查报告、主要地质勘查报告及其复合、获得土地拥有证明、环境许可、水务同意意见书、项目文件同意书(联邦政府所执行的法律审核)以及能源许可(Energy Permit)等。上述工作中，能源许可起到了决定性作用。该项许可由联邦能源、矿业及工业部审批颁发，申请之前开发人需完成项目资金/技术方案制定、环境评价以及获取输电/配电线路连接初步许可等工作。

（4）使用许可。开发人获得使用许可后意味着项目建造工作已依照相关规范完成，并直接送入输电线路。同时，建设许可到期（最长4 年）、现场布置与项目主设计不一致或未能满足当地规范要求，则开发人面临无法获得使用许可等风险。

（5）输电线路联接。并网联接作为商业发电项目产生效益的关键，在波黑联邦条件下，并不是以单一许可的形式呈现。开发人为了实现并网联接，需向波黑电网管理公司依次获得如下审批：①输电线路联接初步同意。该项证书意味着电网公司向开发人确认了其开发项目可以接入波黑境内电网。同时，该项证书也作为了开发人申请申请城市许可/位置信息的必要基础资料。开发人申请该项证书时，仅需提交资料仅为拟开发项目所在区域地籍测量图。②输电线路联接条件。在获得输电线路联接初步同意及城市许可/位置信息后，开发人可向电网公司发起电网联接条件申请，电网公司接到申请后，将会发布针对所申请项目输电线路连接所需执行的所有技术规范、技术要求。电网联接条件将作为开发人申请建设许可所需的必要资料存在。③签署联接合同。开发人获得建设许可后，电网公司将与开发人基于联接条件签署联接合同。④输电线路联接同意。该项证书颁发意味着所开发项目经电网公司现场检查后，确认已完全满足并入输电线路所需的全部技术规范、技术要求并可投入运行。输电线路联接同意也是开发商申请最终使用许可的必要资料。

3.2 波黑电价机制及法规要求

依据波黑2018 年所颁布《可再生能源法》，可再生能源将有优先上网及优先调度权，同时在不超过限定配额(见1.3 节)的情况下可享受高于市场电价的参考电价并与可再生能源运营商(RESEC Operator)签署长期购电协议。同时，波黑另有针对规模小于1MW 的微型项目且单价较高的担保电价，本文不做讨论。依照法律规定，参考电价以18 个月为周期修订，具体价格为修订前12个月市场电价加权平均值乘以1.2 激励系数。从相关规定实施至今已修订五次，具体价格及修订时间如下：

（1）2016 年3 月1 日，参考电价5.08 欧分/度，市场电价4.205 欧分/度。

（2）2017 年9 月1 日，参考电价5.41 欧分/度，市场电价4.524 欧分/度。

（3）2019 年3 月1 日，参考电价5.56 欧分/度，市场电价4.650 欧分/度。

（4）2020 年9 月1 日，参考电价5.73 欧分/度，市场电价4.795 欧分/度。

（5）2022 年3 月1 日，参考电价6.44 欧分/度，市场电价5.389 欧分/度。

尽管如此，开发人并不会自动获得基于参考电价的长期购电协议，相关协议签署依然需要经过复杂的申请及审批。需指出，开发人在申请获得“潜在的优先生产商”这一地位前必须以所开发项目已获得能源许可为前提，而开发人与可再生能源运营商所签署“初步的强制性购买合同”中将会对项目竣工日期做出明确规定，一旦超期未完工则合同立即失效。在所开发项目获得使用许可后，开发人应尽快向波黑联邦电力管理委员会申请“可再生能源合格生产商”认证，随后才能向可再生能源运营商申请正式的“优先生产商”地位并签署长期购电协议。

4 结论及建议

4.1 结论

本文从社会经济、市场现状、资源禀赋及新能源政策等方面出发，对波黑境内新能源项目开发可行性进行了分析，并重点对开发流程及各项要求进行了梳理，对中资企业开展波黑新能源项目投融资开发具有参考意义。波黑国内风电、光伏等新能源行业发展水平较低，但已呈现出规模化发展趋势。为了实现加入欧盟这一既定国策，波黑各级政府不得不采取包括参考电价、优先并网等措施在内的激励性政策促进可再生能源发展，进而满足可再生能源占比这一欧盟成员基本条件。受全球尤其是欧洲能源危机的影响，波黑电力开发有较大潜力，在疲软的经济环境下，波黑国内电力生产存在过剩，需通过向外输送才能达成电力消纳平衡。随着《能源共同体条约》《西巴尔干六国倡议》等条约的深入落实，波黑与周边国家电力市场一体化步伐将加快。在波黑国内风力、太阳能资源相比周边国家禀赋较好的情况下，波黑新能源产业发展具有良好的前景。

4.2 建议

在波黑全国GDP 不足200 亿美元财政背景下，波黑政府及国有电力公司很难有足够的资金支持新能源项目大规模开发。对中资企业而言，受制于当地公司过于孱弱的财务状况，很难通过F+EPC 这一承包商身份实现项目落地。当地良好的治安环境、稳定的投资政策以及包括长期购电协议在内的可再生能源激励措施为中资企业参与该国新能源项目投资开发提供了坚实的基础。波黑新能源项目开发审批流程比较复杂，加上各类审批仅仅公布了所需提交的材料，并未发布审批通过与否参照的标准，项目开发透明度较低，这为中资企业参与波黑新能源项目投资开发带来了较大的财务及合规风险。中资企业在波黑从事新能源项目开发过程中可以寻求当地实力足够的开发人(私人或实体)赋予小比例股份，项目审批工作以当地合伙人牵头协助完成。在项目具备动工条件后直至签署长期购电协议，可协商当地合伙人逐步退出。