孟加拉国电力能源现状及海上风电开发机遇

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 王 沛

孟加拉政治环境稳定，历届政府与中国关系都较友好。现任总理哈西娜在2019年竞选获得连任，并在当年即访问中国，本届政府还有2年任期。宏观经济方面，尽管受到疫情影响，2019/20财年GDP 仍创造了5.24%的增长率，2020/2021财年GDP 增长率为5.47%。

截止2022年1月底，孟并网的电力总装机容量为22066MW，进入2022年以来单日巅峰用电需求水平持续不足10000MW。孟加拉现有电厂的开机负荷率不到45%。根据国际能源研究机构IEEFA 测算，未来孟加拉的电站利用率将持续走低跌破40%，且巨大的闲置电站产能仍占用巨额的容量电费支出，政府财政压力巨大。BPDB 也正在研究修编新的详细电力规划，原计划2021下半年发布的新版中长期电力规划截止目前仍未正式出台。

孟加拉国现有电力能源的结构现状、问题及机会

截止20 22年2月，根据孟加拉国国家电力发展局（BPDB）公布的数据，孟家拉国现有已并网电源主要类型和装机总量（MW）及对应比例为：燃煤1768/8.01%、燃气11330/51.35%、燃油7349/33.31%、水电230/1.04%、进口1160/5.26%、光伏229/1.04%、总计22066/100%。

一、火力发电

孟加拉国上一版官方电力规划发布于2010年，由于已过去超10年，规划的适用性已与现实情况和新的全球去煤化低碳化趋势脱节，孟电力部在2021年开始修编新的电力发展规划。新规划虽迟迟未最终出炉，但多方消息表示电力部考虑将煤电装机限制在5GW 以内并将大力发展进口液化天然气发电，同时提出到2030年要关停94个总装机7342MW 的燃油锅炉、老旧燃油燃气内燃机、老旧单循环小型燃机电站，用新的高效大型燃机机组替换。2021年上半年孟电力部取消了10座已规划未开工的燃煤电站，规划装机总量共计9134MW。

未来火电站建设的重心将转移到燃气电站，燃气电站采用政府担保的两部制电价PPA，项目融资结构成熟且已与欧洲的银行等融资机构有过成功融资的案例。孟加拉本地气不足，要建设新的燃机电站，必须优先考虑采用进口LNG 的可能性，以及考虑配套新建接收和储存设施。虽然燃机的配套基础设施如LNG 接收站或FSRU 还有待完善，但燃机仍会是孟加拉未来最主流的电源形式。

未来孟政府资金公开招标EPC 项目和IPP 投资方的短名单邀请招标EPC 项目都会继续出现，预计IPP 投资将会占更多份额，这些IPP 投资方除孟加拉当地的大型财团还有来自中国等国家的私人或国资背景投资方。孟加拉国有电力公司BPDB 有规划建设Haripur 225MW、Gazria 450MW、APSL 600MW燃机电站，条件成熟计划上马，但目前资金预算还未得到落实。

孟加拉国规划在2030年要用新的高效燃气机组替换总装机7342MW 老旧电站。但其本地可供使用年限不足10年，进口量仍无法满足国民需求，孟加拉国石油天然气和矿物公司无法保证气源，需要自行建设LNG 接收站。电价无法覆盖燃料运输、基础设施、LNG 接收站及物流成本。燃气机组在孟加拉已经多年发展，本地企业在投资、EPC 等方面非常成熟。项目收益率约为8%并被孟加拉本地及西方国家所认可，但低于中方投资的评估标准。

对于传统电力项目如气电，采用国际惯例take or pay 的支付模式，供电协议与执行协议均为模板化制式文件，具备一定的可融资性，在孟加拉已有多个项目投产运营，由于该类电站技术成熟且同类项目参照案例较多，目前电价盈利空间已趋向合理。传统热电项目燃煤电站、燃油电站、燃气电站项目，采用照付不议的两部制电价（容量电价加电量电价）

二、新能源发电

孟加拉风资源条件一般，陆上区域的风速一般为5～7m/s，近海区域风速为7～7.5m/s，多年平均风速低但在台风季的极限风速可达50m/s 以上。孟加拉的光照资源尚可，最大值为东南部吉大港区域、达1826kWh/m2，最小值为西北部比邻印度区域、约1600kWh/m2。光伏电站平均年有效发电小时数为1400小时左右。制约当地新能源业务发展的首要问题是当地可用土地供应有限征地困难，这将是长期面临的问题。短期或历史面临的问题主要是以往的开发商资金实力有限，野蛮发展阶段的路条投机大于长期投资，随着更多有实力的国际投资开发商科学有序进入这些问题将得到解决。孟加拉的风电与光伏一样，目前都采用竞价上网制。

光伏与风电项目，需要私人投资方自行解决土地，向孟电力部申请，完成电价谈判后获得路条，后续与孟电力部进行售电协议PPA 和实施协议IA谈判和最终签署。PPA 和IA 签署后，投资方要在规定时间内自行完成环评和电网接入方案并获得孟环保部和电网公司批准。私人投资IPP 是孟近几年开发光伏的主要模式。

截止目前孟已获路条或签署PPA 的光伏项目共24个，总装机1642MW。光伏与风电项目无法根据购电方要求发电并调电，其发电时间和发电量完全取决于项目自身的可用性。采用“强制运行”（Mustrun）、最低保证接收量的单一电量电价的机制。基于No electricity No payment basis，美金计价、孟加拉塔卡支付，以账单下一个月的孟加拉Sonali Bank 实时汇率进行兑换，可融资性未能得到充分保障。孟光伏PPA 均采用美元计价、本地币塔卡支付。2015～2017年孟光伏IPP 项目的电价为13.5～17美分/kWh；2018年孟新批光伏IPP 项目的电价降到了10～11美分/kWh。2019年无新批光伏IPP 项目，孟史上第一个政府提供土地的公开招标50MW 光伏BOO 项目，中标电价为7.5美分/kWh。

三、海上风电、垃圾发电

孟加拉海上风电发展处于萌芽期，BPDB 还未对海上风电发展有过任何书面规划。一些外国投资企业在筹划进行孟加拉湾的海风选址和经济测算，希望说服BPDB 及相关孟加拉主管机构支持该业务建设。孟加拉湾海风资源一般，百米高度最大风速区域多年平均风速仅为7m/s，且还要面临台风季50m/s 的台风侵袭。海上风电高昂的建设成本，是否能在BPDB 获取有收益的电价，对孟加拉这种贫穷的发展中国家来说还是未知。

垃圾发电方面，2019年BPDB 和达卡市政公司对3个垃圾电站进行了20年BOO 公开招标，最终由中国公司中标了其中2个项目。中标电价水平约为20美分，无垃圾处理贴费。垃圾处理问题是严重影响孟当地环境和城市发展的重要因素，在第一批达卡的垃圾电站陆续落地后，BPDB 还会和吉大港等地政府研究规划新垃圾电站。

四、电网

孟加拉发电能力目前饱和，制约该国电力均衡发展的关键问题是部分国家主网以及偏远地区配网建设。且孟加拉电网线损率较高，2020年公布线损率为11.8%。孟加拉国电网公司（PGCB）作为电网项目的主要业主，每个季度均有2～3个132kV 及以上等级的输电线路或变电站项目发标，项目资金来源绝大部分是多边金融机构资金，该类项目全部以全球公开招标方式进行，采用业绩和技术标满足门槛后最低价中标的评标策略。业绩门槛相对较高，一般都要求10年内至少2个同类型同等级的完工业绩，且至少1个海外业绩等。

较低等级（33kV 及以下）的电网项目少部分由PGCB 直接招标，大部分由区域性的下属配电公司进行公开招标，低电压等级项目门槛相对较低，低价竞争异常激烈，印度公司由于地缘和成本优势承包了大部分较低电压等级项目。PGCB 自2021年下半年开始着手研究765kV 等级项目的可行性，孟本国没有此类高等级的经验和技术能力，已在多边金融机构的资助下开展了此类项目的第一步筹划。

孟加拉国海上风电

一、孟加拉国海风资源

世界银行在2020年曾经主持过一个Energy Sector Management Assistance Program（ESMAP）能源发展管理资助项目，该项目对一些国家的海洋区域风资源进行了初步测量，根据世界银行发布的孟加拉湾的海风资源情况，其多年风速为约7m/s。为获取更精确的某一区域多年风速情况，在远景格林威治云平台选取某典型海域厂址获取多年月度数据。由于目前暂时缺乏孟加拉湾海底地勘实际数据，暂时假定选取的典型厂址满足通常的单桩风机基础地址条件。数据为卫星和软件模拟数据，数据库风速高度仅有90米，数据时间跨度为2002～2021年共20年。

因拟选用的适用风机机舱轮毂高度为130米，故数据采用Windographer 进行高度模拟修正，修正后的多年风速见表1。

表1 模拟修正后的130米高度多年风速表

20年间极限风速值区间20～30m/s 范围。最大风速记录出现在2015年、为29.869m/s。从长时间的数据序列来看，年平均风速存在逐年波动，基本都在5.6m/s 以上。主导风向及风能主方向相对集中。该区域主导风向为北风、南风。该风场100m高度平均风速为5.75m/s，平均风功率密度为157W/m2，参考《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》(NB/T31147-2018)划分标准，本风电场风能资源等级为D-2级水平。

二、常用的海上风电桩基类型

海上风电与陆上风电的主要区别之一为海上风电机组在海水中设置风机基础，风机下部基础的选型与海域情况密切相关。主要需要考虑海底地质情况、海水浪流水文情况，目前主流的装机类型、适合水深、应用特点如下。

单桩：近海，适用水深由10米扩展到35+米。加工制造简单，运输安装方便；都是钢桩、沉桩前无需做海床处理；海上施工速度快，工期较短；受地质条件和水深的限制较大；安装时需专用的沉桩设备；对冲刷较敏感，需采取可靠的防冲刷防护措施；遇到嵌岩情况，钻孔比较困难；造价低，对设备要求低。

导管架：35～60米水深。对地质条件要求不高，适用水深广泛，抗倾覆能力强，过渡段结构复杂、建造较困难；吸力桶：适用海底泥土层比较薄，很快接触到岩层的情况。海水深度不是最敏感因素。是相对较新的基础型式，是嵌岩场址的优选解决方案；浮式：水深超过60+米的深水区域。中国还在起步阶段、样机试验，欧洲有少数风场商运。

三、基于WASP 的发电量测算

本文中的开发机会暂假设所选海域海底地质条件为单桩基础适用的海况，暂时选取的风机为国产某5MW 抗台风型低速风机，暂时以100MW总装机考虑，共20台风机，采用呈矩形的等间距布置形式。经过在WASP 风电模拟软件中布置和测算，得到的P75发电量为274.3GWh，等效年利用小时数为2743小时。

目前孟加拉国整体电力发展的问题主要是装机总量超过了实际需求，且未来随着一批煤电的退役关停，燃机将成为中长期的主力电源，但又面临着本地气源不足、需大量进口LNG 的协调问题。电网方面主干网及部分区域的配网建设成为电力投资建设的重点。另外在国际碳减排的大背景下，孟加拉电力主管部门也在积极推进各类型清洁能源项目的开发，陆上光伏和风电面临征地困难的问题，海上风电的发展或许成为该国未来清洁能源发展的一个重点。