2022年12月DECEMBER20222“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析免责申明：本报告内容和观点仅代表作者的个人理解和观点，旨在加强相关领域的讨论交流，不代表支持方、作者所属机构、调研专家学者的立场和观点。本报告内容采用数据和信息均来自公开的信息和渠道，我们力求准确和完整，但难免偶有疏漏，敬请谅解并指正。引用建议：李鑫迪、奚溪、杨鹂.“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析.2022.报告.北京:绿色创新发展中心.致谢感谢世界资源研究所（美国）北京代表处支持本报告的编写与出版，感谢刘爽、王衍、马子轶在项目实施过程中提供的技术支持，以及对本研究报告框架和内容定稿提供的帮助。感谢印尼InstituteforEssentialServicesReform（IESR）能源转型项目经理DeonArinaldo、北京绿色金融与可持续发展研究院国际合作中心主任程琳、水电水利规划设计总院有限公司部门主任姜昊、中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎、隆基绿能科技股份有限公司可持续发展经理汪子阜以及其他参加访谈与研讨会的国内外专家对本研究调研阶段或在项目研讨会中提供的意见和指导。感谢iGDP同事胡敏、莫争春对完善报告内容提供的建议，汪燕辉、袁雅婷对报告的文本编辑和校对。感谢张烨提供的报告版面设计。报告作者李鑫迪绿色创新发展中心分析师奚溪绿色创新发展中心分析师杨鹂绿色创新发展中心研究总监2022年12月iii“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图目录............................................................iii表目录............................................................v研究方法.........................................................1六国总体情况...................................................3巴基斯坦.........................................................9缩写和中英文.............................................................10宏观社会经济条件.....................................................11电力供需情况.............................................................13电力行业管理体制和市场机制...................................14现有装机和能源资源禀赋..........................................17能源环境政策.............................................................19投资环境与双边合作..................................................20津巴布韦.........................................................23缩写和中英文.............................................................24宏观社会经济条件.....................................................24电力供需情况.............................................................26电力行业管理体制和市场机制...................................27现有装机和能源资源禀赋..........................................28能源环境政策.............................................................30投资环境与双边合作.................................................31南非...............................................................33缩写和中英文.............................................................34宏观社会经济条件.....................................................34电力供需情况.............................................................35电力行业管理体制和市场机制...................................36能源环境政策.............................................................38现有装机和能源资源禀赋..........................................42投资环境与双边合作..................................................43印度尼西亚......................................................45缩写和中英文.............................................................46宏观社会经济条件.....................................................47电力供需情况.............................................................48电力行业管理体制和市场机制...................................49现有装机和能源资源禀赋..........................................51能源环境政策.............................................................52投资环境与双边合作..................................................53波斯尼亚和黑塞哥维那......................................55缩写和中英文.............................................................56宏观社会经济条件.....................................................57电力供需情况.............................................................60电力行业管理体制和市场机制...................................61现有装机和能源资源禀赋..........................................64能源环境政策.............................................................66投资环境与双边合作..................................................67孟加拉国.........................................................69缩写和中英文.............................................................70宏观社会经济条件.....................................................71电力需求发展空间.....................................................72电力行业管理体制和市场机制...................................73电力市场机制与现状..................................................75现有装机和能源资源禀赋..........................................75能源环境政策.............................................................78投资环境与双边合作..................................................79附录1.............................................................80数据库指标.................................................................80参考文献.........................................................83目录｜CONTENTS图1六国2000-2020年人均GDP（2015年不变价）..................................................................................................3图2六国人口增长趋势（2000年-2027年）.............................................................................................................3图3六国GDP增长趋势（2000年-2026年）..............................................................................................................4图4六国二氧化碳排放趋势（2000年-2020年）......................................................................................................4图5六国减排及可再生能源发展目标.......................................................................................................................5图6六国人均用电需求现状及预测...........................................................................................................................6图7六国电力需求历史及预测（2000年-2035年）..................................................................................................6图8六国通电率变化趋势（2015年-2019年）..........................................................................................................7图9六国2020年发电量结构......................................................................................................................................7图10巴基斯坦能源消费、碳排放及人均GDP变化趋势（2000年-2020年）.............................................................11图11巴基斯坦三产比重（2000年-2020年）.............................................................................................................11图12巴基斯坦GDP及GDP增长率（2000年-2027年）...............................................................................................12图13巴基斯坦人口及人口增长率（2000年-2027年）...............................................................................................12图14巴基斯坦发电量及结构变化（2016年-2021年）...............................................................................................13图15巴基斯坦发电装机结构（2017年-2021年）......................................................................................................18图162021年巴基斯坦电力供应结构及2030年电力装机结构（吉瓦）规划预测.......................................................18图17巴基斯坦燃料价格变化指数（2021年-2030年）...............................................................................................19图18津巴布韦GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）................................................................................25图19津巴布韦社会、经济、能源指标增长趋势（相对于2000年）...........................................................................25图20津巴布韦电力需求及最大电力负荷....................................................................................................................26图21津巴布韦历史装机量（2000年-2020年）（吉瓦）.............................................................................................28图22津巴布韦光照资源..............................................................................................................................................29图23南非GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）.......................................................................................35图24南非社会、经济、能源指标增长趋势（相对于2000年）..................................................................................35图25南非电力需求及最大电力负荷...........................................................................................................................36图26南非发电装机容量（2000年-2030年）（吉瓦）.................................................................................................42图27南非光照资源.....................................................................................................................................................43图28印尼GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）.......................................................................................47图目录2022年12月iiiiv“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图29印尼社会、经济、能源指标脱钩趋势（相对于2000年）..................................................................................47图30印尼电力需求趋势..............................................................................................................................................48图31印尼电力工业实体关系......................................................................................................................................50图32印尼历史发电量结构（吉瓦时）........................................................................................................................51图33波黑能源消费、碳排放与人均GDP变化趋势（2000年-2019年）.....................................................................58图34波黑三产比重（2000年-2020年）.....................................................................................................................58图35波黑GDP和GDP增长率（2000年-2027年）......................................................................................................59图36波黑人口及人口增长率（2000年-2027年）......................................................................................................59图37波黑发电量结构变化（2013年-2020年）..........................................................................................................60图38波黑终端电力消费变化.......................................................................................................................................60图39波黑电力进出口情况（2013年-2021年）..........................................................................................................61图40波黑电力装机结构变化（2013年-2021年）......................................................................................................65图41波黑能源供应结构（2019年）...........................................................................................................................65图42孟加拉国GDP历史趋势、结构及预测（2015年不变价）..................................................................................71图43孟加拉国社会、经济、能源指标脱钩趋势（相对于2000年）..........................................................................72图44孟加拉国电力需求将快速增长...........................................................................................................................72图45孟加拉国地图（用电需求主要集中在DHAKA和CHITTAGONG两个主要城市）................................................73图46孟加拉国电力市场主要主体与关系....................................................................................................................75图47孟加拉国历史发电量结构以天然气为主（吉瓦时）..........................................................................................76图48孟加拉国装机结构（2019年）...........................................................................................................................76图目录表1六国电力行业转型目标与行动...........................................................................................................................5表2巴基斯坦电力行业参与主体...............................................................................................................................14表32020年和2021年巴基斯坦发电装机结构（分市场主体和燃料类型）...............................................................15表4中国在巴基斯坦电力行业投资项目....................................................................................................................21表5津巴布韦《国家可再生能源政策》中新能源量化目标......................................................................................30表6津巴布韦《国家可再生能源政策》中其他重要量化目标...................................................................................30表7发电商许可证申请费..........................................................................................................................................31表8IRP2019装机量目标（单位：兆瓦）.................................................................................................................38表9印尼2021-2030年新增装机规划.........................................................................................................................49表10印尼新能源潜力装机容量和利用率....................................................................................................................51表11印尼电力供应业务规划（RUPTL）2021-2030中计划的每年发电量结构（%）.............................................52表122018年波黑可再生能源支持计划.......................................................................................................................64表13孟加拉国新能源发电装机情况（2022年）........................................................................................................77表14孟加拉国更新NDC中提出的可再生电源需求和投资需求..................................................................................78表15并网可再生能源发展计划（2018-2041年累计新增量）.....................................................................................79表目录2022年12月vvi“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析研究方法为支持中国企业和投资机构了解“一带一路”重点国家（简称：带路国家）的电力行业发展状况和趋势，课题组通过对东道国官方截止到2022年11月出台的政策规划文件以及权威研究资料等进行收集、分析，参考国内外企业、金融机构和学术机构相关行业专家的建议，提出了反映各国电力绿色发展的路径、挑战和机遇的数据库指标框架（见附录1）。在回顾国内外研究机构相关领域的研究与专家访谈的基础上，课题组从“一带一路”沿线三个大洲选择了具有一定代表性的6个国家开展研究工作，包括：位于南亚，经济快速发展、高度依赖化石能源但计划大力发展可再生能源的巴基斯坦以及传统和新能源资源禀赋均有限，但经济与电力行业发展空间巨大的孟加拉国；位于东南亚，处于快速发展中的人口和化石能源大国印度尼西亚；非洲国家中经济发展水平较高，有一定低碳转型经验的南非；同样位于非洲，发展水平较低但是可再生潜力巨大的津巴布韦；以及位于欧洲，可再生能源丰富并且是电力出口国的波黑。本报告从如下方面对六国情况进行分析，包括：应对全球气候变化政策方向，特别是可再生能源发展的激励措施当地宏观社会经济和能源供需特点及趋势电力需求增长空间电力市场供给结构、电价和成本电力行业的发展规划及政策电力市场管理体制可再生及化石能源资源禀赋投资环境及与中国双边关系2022年12月12“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析六国总体情况六国均属于中等收入国家，GDP、人口和碳排放历史增速各异。南非和波黑属于中等偏高收入国家，2020年两国人均GDP分别为6259和5433美元（2015年不变价），印尼、孟加拉国、巴基斯坦和津巴布韦属于中等偏低收入国家，其中印尼人均GDP明显高于其他三个国家（图1）。从增长趋势来看，位于亚洲的印尼、孟加拉国、巴基斯坦经济规模与人口基数大且增长强劲，而南非、波黑和津巴布韦增长较慢（图2和图3）。通过分析我们发现，由于经济规模较大，印尼和南非碳排放远高于其他国家；从碳排放增长趋势来看，与经济和人口增速相对应，三个亚洲国家碳排放增长明显（图4）。六国都提出了碳减排目标及相关举措。波黑、南非和印尼提出了碳中和目标，印尼和南非提出了到2050年电力部门碳中和的目标。各国分别提出了针对化石能源以及可再生能源发展的目标和举措。其中，印尼提出不再新建煤电的目标，巴基斯坦提出停止利用海外燃煤电厂的目标。针对现有煤电，南非和印尼两个煤炭大国近年先后开启了燃煤电厂提前退役的计划，并在发达国家支持下采取了公正转型相关行动。数据来源：世界银行数据来源：世界银行和IMF图1.六国2000-2020年人均GDP（2015年不变价）图2.六国人口增长趋势（2000年-2027年）2000200520102015202060002000700030004000500010000南非印尼中等偏高收入国家中等偏低收入国家波黑孟加拉国巴基斯坦津巴布韦美元（2015年不变价）孟加拉国巴基斯坦津巴布韦波黑南非印尼3001002001502503505002000201020202005201520252001201120212006201620262002201220222007201720272003201320232008201820042014202420092019百万人2022年12月34“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析数据来源：世界银行和IMF数据来源：BP图3.六国GDP增长趋势（2000年-2026年）图4.六国二氧化碳排放趋势（2000年-2020年）孟加拉国孟加拉国巴基斯坦巴基斯坦津巴布韦津巴布韦波黑波黑南非南非印尼印尼1,4006006002001,0004008003001,2005001,60070040010020000200020002010201020202020200520052015201520252001200120112011202120062006201620162026200220022012201220222007200720172017202720032003201320132023200820082018201820042004201420142024200920092019201910亿美元（2015年不变价）百万吨CO2数据来源：依据各国NDC整理图5.六国减排及可再生能源发展目标表1.六国电力行业转型目标与行动措施巴基斯坦波黑津巴布韦孟加拉国南非印尼不再新建煤电厂Y（仅针对进口煤炭发电）NNNNY可再生能源目标到2030年，可再生能源发电占比达到60%根据能源共同体和欧盟法律，制定具有前瞻性的2030年可再生能源目标到2030年，可再生能源装机容量达到2100兆瓦或26.5%的电力供应来自于可再生能源到2030年，可再生能源占比达30%到2030年，新增风光装机容量达到20吉瓦到2025年，新能源占比达23%；到2050年，新能源占比达31%现有煤电提前退役计划NNNNYY波黑BosniaandHerzegovina2025年左右温室气体年排放量达峰，2050年碳中和津巴布韦Zimbabwe2030年排放由75.4Mt减少至45.2Mt，减排40%（在国际支持的前提下）；2030年达到2100MW或电力供应26.5%（两者中更大者）南非SouthAfrica提出2030年前达峰，电力部门2050年碳中和的目标印尼Indonesia2060年实现净零排放，2050年电力部门净零排放孟加拉国Bangladesh2030年可再生能源占比30%巴基斯坦Pakistan2030年不允许使用进口煤炭发电，2030年含水可再生电力占比达到60%2022年12月56“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析六国人均电力消费均处于较低水平，需求增长巨大，电力基础设施有待完善。六国人均用电量均低于中国平均水平，远低于美国等发达国家水平（图6）。在人口和经济发展的推动下，根据各国官方规划或权威机构的预测，大多数国家电力需求将快速增长，其中印尼和孟加拉国的增长速度最快（图7）。尽管波黑的人口已呈现负增长，但作为主要的出口商品，电力生产仍有发展与投资空间。截止到2020年，波黑已实现全部人口的电力覆盖，印尼已接近全部覆盖，孟加拉国通电率快速上升，津巴布韦电力基础设施有巨大发展空间，南非和巴基斯坦的通电率有较大发展空间，目前增长并不明显（图8）。数据来源：IEA和各国官方预测，人口数据来自世界银行数据来源：IEA和各国官方预测图6.六国人均用电需求现状及预测图7.六国电力需求历史及预测（2000年-2035年）202020276,000450,000400,0002,00050,0003,000150,000100,0004,000250,000200,0005,000350,000300,0001,00000巴基斯坦5165461,0466519501,5313,0393,2714,4595,317689津巴布韦20102015孟加拉国2000印尼20202025南非2030波黑20352005中国千瓦时/人/年吉瓦时孟加拉国巴基斯坦津巴布韦波黑南非印尼六国电力供应和网络设施总体落后，电力结构不够清洁，可再生能源发展潜力较大，但有待加快建立和完善电力市场为非水可再生能源电力发展提供支撑。孟加拉国和印尼的电力供给落后其需求增长速度，巴基斯坦、津巴布韦和南非面临电力供应短缺问题或者有效电力供应不足的问题，波黑发电设施和电网系统较为陈旧。各国现有电源结构以化石能源为主，非水可再生能源发电占比较低（图9）。各国均拥有良好风电和光伏等非水可再生能源的开发潜力。但是，各国也面临着随着可再生电力渗透率的提升带来的可再生能源消纳问题，因此需要加快完善电力市场和加强基础设施建设。六个国家电力市场化程度普遍不高，大多为单一购买者模式，但独立发电商在可再生电力发展中的角色正在加强。市场化工具的发展大多在起始阶段。亟待进一步改革来为可再生电力提供良好发展环境。数据来源：世界银行数据来源：各国官方统计数据和IEA图8.六国通电率变化趋势（2015年-2019年）图9.六国2020年发电量结构40%50%60%70%80%90%100%20%10%30%0孟加拉国南非印尼波黑巴基斯坦津巴布韦孟加拉国巴基斯坦津巴布韦波黑南非印尼40%20%80%60%100%120%0200520092013201720072011201520062010201420182008201220162019太阳能水力发电生物质发电化石能源2022年12月78“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析巴基斯坦巴基斯坦经济增长高度依赖于化石能源消费，能源利用效率总体较低。在GDP、人口保持中高增速和加快推进工业化进程的背景下，巴基斯坦未来能源消费需求将维持较快的增速。巴基斯坦拥有一定的天然气和煤炭储备，水电资源较为丰富，总体仍属于能源资源匮乏地区，煤炭、石油和天然气消费主要依赖于进口。短中期，巴基斯坦电力产能相对过剩，基本满足2030年预测负荷峰值的需求。但是，巴基斯坦电力机组设施和电网系统落后，并且电力行业深受电力市场循环债务等问题困扰，电力有效供给不足，总体处于缺电状态。巴基斯坦人均电力消费低，农村一半以上人口无法用电，大多数地区限电和断电经常发生。在全球应对气候变化行动和经济复苏推动下，巴基斯坦政府承诺致力于发展更可持续清洁的电力行业，不再新建煤电项目，大力发展可再生能源。到2030年，风电、太阳能和生物质能等非水可再生能源电力占比将达到30%。为支持能源转型目标实现，在非水可再生能源发电、水电项目、电力输配系统、煤炭淘汰和可再生电力替代等领域，巴基斯坦到2030年的资金需求将达到1010亿美元，2040年额外新增需求650亿美元。中国在巴基斯坦电力项目投资可以关注水电、风电等可再生能源项目、输配电网络建设、火电灵活性改造和投资等领域。2022年12月910“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文AEDBAlternativeEnergyDevelopmentBoard替代能源发展委员会AJKStateofAzadJammuandKashmir克什米尔BOOBuild-Own-Operate建设一拥有一运营BOOTBuild-Own-Operate-Transfer建设—拥有—经营—转让BPBritishPetroleum英国石油公司CPPA-GCentralPowerPurchasingAgency中央购电处CPPsCaptivePowerPlants自备电厂GDPGrossDomesticProduct国内生产总值GENCOsGenerationCompanies国有发电公司GWhGigawatthour吉瓦时EPCEngineeringProcurementConstruction工程总承包模式IGCEP2021-2030IndicativeGenerationCapacityExpansionPlan2021-2030指示性发电能力扩建计划（2021-2030年）IMFInternationalMonetaryFund国际货币基金组织IPPsIndependentPowerPlants独立电力生产商KANUPPKarachiNuclearPowerPlant卡拉奇核电厂KEK-ElectricLimited卡拉奇电力公司kWhKilowattHour千瓦时LOLPLossofloadprobability电力不足概率MWMegaWatt兆瓦NCECNationalCommitteeontheEstablishmentofCarbonMarket碳市场建立国家委员会NEPRANationalElectricPowerRegulatoryAuthority国家电力监管委员会NTDCNationalTransmission&DispatchCompany国家输电和调度公司PAECPakistanAtomicEnergyCommission巴基斯坦核能委员会PPAsPowerPurchaseAgreements电力购买协议PPIBPrivatePowerandInfrastructureBoard私营电力和基础设施委员会SPPsSmallPowerProducers小型发电厂UNFCCCUnitedNationsFrameworkConventiononClimateChange联合国气候变化框架公约WAPDAWaterandPowerDevelopmentAuthority水电发展署WBTheWorldBank世界银行TakeorPay照付不议GovernmentofPakistanMinistryofEnergyPowerDivision巴基斯坦能源部电力处缩写和中英文宏观社会经济条件巴基斯坦经济增长与能源消费、碳排放变化呈现出明显同向增长趋势，并且GDP增长幅度低于能源消费和碳排放的增长幅度（图10）。在2000-2020年的20年间，巴基斯坦人均GDP增长约1.4倍，一次能源消费总量和二氧化碳排放水平分别增长约2倍。巴基斯坦目前经济增长高度依赖于化石能源消费，能源利用效率不高。巴基斯坦产业结构调整进程较为缓慢。巴基斯坦三产结构目前呈“三、一、二”格局，经济增长高度依赖于农业和低端服务业，处于前工业化阶段。第一产业、第二产业和第三产业的比重从2000年的40：23：37调整为2020年的26：21：53。一产占比大幅下降，二产占比也呈缓慢下降的态势，而三产占比快速增加（图11）。数据来源：BRITISHPETROLEM,2022;世界银行,2022数据来源：世界银行,2022图10.巴基斯坦能源消费、碳排放及人均GDP变化趋势（2000年-2020年）图11.巴基斯坦三产比重（2000年-2020年）第一产业第三产业第二产业100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192020250200501501000200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192020一次能源消费总量变化碳排放总量变化人均GDP变化2000年=1002022年12月1112“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析根据世界银行的标准，巴基斯坦属于中等偏下收入国家。过去20年，巴基斯坦GDP总量和人均GDP保持增长趋势，GDP总量和人均GDP分别从2000年的1465亿美元（2015年不变价）和1029美元（2015年不变价）增加到2021年的3373亿美元（2015年不变价）和1479美元（2015年不变价），GDP增长率年均增速约为4.07%。根据国际货币基金组织（IMF）2022年《世界经济展望》预测，在2022-2027年的未来五年，GDP增速预计以年均4.6%的速率增加（图12）。巴基斯坦是人口大国，未来人口仍会增加。巴基斯坦人口规模排名居全球第5位。人口数量从2000年的1.42亿增加到2020年的2.21亿。巴基斯坦也是全球人口增速最快的国家之一，过去20年人口年均增速达2.24%。根据IMF2022年《世界经济展望》预测，未来5年巴基斯坦人口增速仍将保持2%的速率（图13）。在GDP、人口维持较高增速以及加快推进工业化进程背景下，巴基斯坦未来能源消费需求将呈现较快的增长趋势。数据来源：国际货币基金组织,2022;世界银行,2022数据来源：IMF,2022;世界银行,2022图12.巴基斯坦GDP及GDP增长率（2000年-2027年）图13.巴基斯坦人口及人口增长率（2000年-2027年）GDP总人口GDP预测人口预测GDP增长率总人口增长率GDP增长率预测人口增长率预测5,00038.00%3.00%3,5005.00%1.50%4,5007.00%2.50%3,0004.00%1.00%4,0006.00%2.00%2,5002.53.00%0.50%2.00%1.00%2,00020.00%0.00%1,5001.5-1.00%1,0001-2.00%5000.50020032003202320232000200020092009201320132017201720072007202720272002200220222022201120112015201520062006202620262001200120212021201020102014201420182018200820082004200420242024200520052025202520122012201620162019201920202020亿美元（2015年不变价）亿人电力供需情况巴基斯坦人均电力消费低，未来会大幅度增加。根据2021年5月国家输电和调度公司（NationalTransmission&DispatchCompany,NTDC）发布的《指示性发电能力扩建计划（2021-2030）》（IGCEP（2021-2030））中提供的数据，2020年人均电力需求仅为516千瓦时，远低于邻国印度的水平（1208千瓦时），预计到2030年，巴基斯坦人均电力需求将上升到760千瓦时。巴基斯坦电力消费主要是满足居民生活部门（约占50%以上）、其次为工业、农业、商业等。巴基斯坦输配网建设落后，电力损失较大，如2020年电网覆盖率约为75%，输配电损失达到20120吉瓦时（约占发电量的19.75%）（NTDC,2021）。巴基斯坦火电占绝对优势，其次是水电。以2020-2021年度为例，火电发电量为88678吉瓦时，占总发电量的61.76%；水电发电量为38801吉瓦时，占比为27.02%；核电发电量为11090吉瓦时，占比为7.72%；非水可再生发电量为4522吉瓦时，发电量占比为3.15%。根据IGCEP（2021-2030）提供的最新电力需求预测，到2030年，巴基斯坦电力需求约172641吉瓦时至195244吉瓦时，峰值负荷需求将达到32015兆瓦至36369兆瓦。电力需求预测相对于上一版IGCEP2020大幅下降。巴基斯坦电力产能基本可以满足2030年负荷峰值需求。尽管未来几年，巴基斯坦电力容量供应相对过剩，但是由于电力行业基础设施落后，电厂运行状态不稳定等因素，巴基斯坦还无法实现产能最大利用，总体上仍处于缺电状态。IGCEP（2021-2030）提出，未来10年将有6447兆瓦的老旧火电机组安排退役，主要以燃气机组为主。目前巴基斯坦电力供大于求，但发电设施和电网系统落后，发电效率低下，输配电损失高，导致限电和断电仍经常发生。巴基斯坦电力供应结构依赖水电，随着极端气候事件发生愈加频繁，干旱等问题将严重威胁巴基斯坦电力供应稳定性。数据来源：NEPRA，2022图14.巴基斯坦发电量及结构变化（2016年-2021年）吉瓦时80,000100,000120,000140,000160,00040,00020,00060,0000.002016-172017-182018-192019-202020-21核电煤电水电油电非水可再生气电进口电2022年12月1314“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析电力行业管理体制和市场机制巴基斯坦电力行业涉及电力政策执行部门、电力行业监管机构、电力调度机构、发电企业、输配电企业等。主要参与实体如下表所示，巴基斯坦电力行业由国家电力监管委员会（NationalElectricPowerRegulatoryAuthority,NEPRA）监管。火力发电公司主要包括独立电力生产商（IndependentPowerPlants,IPPs）和国有发电公司（GenerationCompanies,GENCOs）。水电发展署（WaterandPowerDevelopmentAuthority,WAPDA）负责经营和管理巴基斯坦大部分的水电站。IPPs由私营电力和基础设施委员会（PrivatePowerandInfrastructureBoard,PPIB）管理。可再生能源项目由替代能源发展委员会（AlternativeEnergyDevelopmentBoard,AEDB）监督实施。核电发展由巴基斯坦核能委员会（PakistanAtomicEnergyCommission,PAEC）负责。电力市场体系分为两个独立系统，分别是中央电力采购处（CentralPowerPurchasingAgency,CPPA-G）和卡拉奇电力公司（KarachiElectric,KE）。CPPA-G负责除KE范围的发电市场运行，旨在促进电力市场的发展，从单一买家过渡到竞争市场。此外，CPPA-G负责代表配电公司（DistributionCompanies,DISCO）同发电企业进行电力采购。卡拉奇电力公司（KE）负责卡拉奇及其周边的电力市场，业务范围覆盖发电、输电和配电领域。巴基斯坦发电结构按电源划分为水电、火电、核电、可再生能源发电（含风能、太阳能、生物质能）。截至2021年6月，CPPA-G系统电力装机容量占全国的93%，KE系统电力装机容量占全国的7%。自2002年巴基斯坦《电力生产政策》实施以来，火电IPPs占比快速增加。截至2021年6月，IPPs占火电装机比重为43%（表3）。表2.巴基斯坦电力行业参与主体发电输电配电火电燃油4个国有发电公司（GenerationCompanies,GENCOs）、独立电力生产商（IndependentPowerPlants，IPPs）、卡拉奇电力公司（KarachiElectric,KE）•国家输电和调度公司（NationalTransmission&DispatchCompany,NTDC）•KE•10个配电公司DistributionCompanies（DISCOs）-FESCO-GEPCO-HEPCO-IEPCO-LEPCO-MEPCO-PEPCO-QEPCO-SEPCO-TEPCO•KE燃气煤炭核电可再生能源水能水电发展署（WaterandPowerDevelopmentAuthority,WAPDA）太阳能风能生物质能水电（hydel）数据来源：根据THEPAKISTANCREDITRATINGAGENCYLIMITED,2021整理电力行业政策实施机构巴基斯坦能源部电力处（MinistryofEnergyPowerDivision）是联邦政府电力行业政策的实施机构，并负责组织协调省级政府及电力监管部门的政策实施，监管AEDB、NTDC、PPIB、CPPA等电力机构，负责管理循环债务以及电力项目不同阶段的实施工作。行政监管部门水电发展署WAPDAWAPDA是1958年议会法案（ActofParliament）成立的自治性的法定机构，隶属于联邦政府。WAPDA由四个垂直部门负责包括电力部门、水务部门、财务部门和行政部门。2007年WAPDA电力部门经历重组，拆分为不同地区的15个独表3.2020年和2021年巴基斯坦发电装机结构（分市场主体和燃料类型）20202021装机量（兆瓦）占比装机量（兆瓦）占比CPPA-G系统35,73592%3693493%水电986125%991525%WAPDA938924%944324%IPPs4721%4721%火电2382762%2497263%GENCOs488113%488112%IPPs1727645%1727643%SPPs/CPPs3401%3401%核电13303%24756%可再生能源20475%20475%K-Electric系统2,9848%28387%KE自有22946%20845%IPPs3661%3661%SPPs/CPPs870%1510%KANUPP1370%13713%太阳能1000%1000%总计38,719100%39,772100%注：分别是截至2020年6月和2021年6月的数据情况数据来源：NEPRA,20222022年12月1516“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析立运行的公司实体，分别是NTDC，四个GENCOs，10个DISCOs。WAPDA目前主要集中于水能和水电资源的有效开发。截至2020年，WAPDA正在运营22个水力发电站，装机容量约为9861兆瓦，约占总份额的24%（THEPAKISTANCREDITRATINGAGENCYLIMITED,2021）。替代能源发展委员会AEDBAEDB是联邦政府2003年成立的独立机构，致力于促进巴基斯坦可再生能源发展，加快提高替代能源和可再生能源利用比例。2006年，AEDB行政管辖权归入水电部（MinistryofWaterandPower）。2017年水电部解散，电力部门转入能源部。AEDB将为可再生能源发电项目提供一站式服务，并协助投资者处理与联邦不同部门和省级政府的关系，监管可再生能源政策执行情况。私营电力和基础设施委员会PPIBPPIB是1994年巴基斯坦成立的联邦政府部门，致力于加快电力行业私人投资（含水电）。截至2021年1月，全国约有84家IPPs在运营。私营电力项目包括外国和当地企业的合作关系，如巴基斯坦的Nishat,Saphhire,Attock,EngroandFauji集团等（THEPAKISTANCREDITRATINGAGENCYLIMITED,2021）。巴基斯坦核能委员会PAECPAEC负责农业、医疗和工业领域的核能应用和研发，以及管理和执行核电站项目等。电力市场监管部门国家电力监管委员会NEPRANEPRA于1997年成立，负责统一管理全国电力市场运行，负责发放电力项目许可，制定及调整电价，制定业绩考核标准以及审批电力行业投资项目，编制国家电力规划等。电力市场主体中央购电处CPPA-GCPPA-G是巴基斯坦全国电力市场的运营公司，是电力市场的单一电力购买方。其核心业务包括1）结算；2）代表各配电公司（DISCOs）向发电企业购买电力；3）融资；4）法律和公司事务；5）战略和市场发展；6）监测和协调等。国家输电和调度公司NTDCNTDC是电力系统运营公司，负责除KE区域之外的巴基斯坦全域范围内的发电设施的安全稳定运行和调度。调度规则是优先调度可再生能源和核能，对于火电厂，按照电量电价高低进行经济调度（Meritorder）。卡拉奇电力公司KarachiElectric（KE）KE是垂直管理的私营电力公司，负责KE地区的电力供应和调配。NTDC和KE电网系统互联允许KE按需从国网调入电力。配电公司DistributionCompanies（DISCOs）在配电侧，除了由KE公司负责卡拉奇地区外，其他地区由另外10个配电公司分别负责。配电公司负责将电力输配到终端用户，并负责收取电费，上交给中央购电处，再将收入支付发电企业和国家电网公司。发电企业在发电侧，巴基斯坦除了4个国有发电公司（GenerationCompanies,GENCOs）、1个水电公司以及KE公司所属的发电资产外，还包括独立电力生产商（IPPs）。IPPs项目最低股本金要求为项目总成本的20%。IPPs项目第一个10年享受平均电价为6.5美分/千瓦时的指示性电价（按照年电厂容量因子60%计算）（BulkPowerTariff），并将项目寿命期间的平准电价为5.9美分/千瓦时（1.776卢比/千瓦时）作为电价接受度的最终参数。实际支付电价由容量价格和电能量价格两部分构成，容量价格按月支付，包括偿债成本、固定运行和维护成本、保险费用和ROE，确保IPPs免受购电量变化的影响。电能量电价按照IPPs实际上网电价支付。此外，根据卢比/美元汇率、燃料价格变化和通货膨胀情况，NEPRA提供一个指数化调整电价机制（NEPRA,1994;THEPAKISTANCREDITRATINGAGENCYLIMITED,2021）。电价机制及其他市场机制巴基斯坦电力行业发电、输电和配电各环节的电价最终由NEPRA审核通过。发电端电价是基于发电企业（IPPs和GENCOs）与单一电力购买方（CPPA-G）的电力购买协议（PowerPurchaseAgreements,PPAs）确定。电价由三部分构成：1）容量收费，包括偿债成本、电厂建设和设计成本、保险费用和ROE；2）能源收费，主要是燃料价格；3）可变运维成本。其中，容量收费建立了依据汇率和利息变化进行指数调整的机制。容量收费采取“照付不议”（TakeorPay）原则。输电价格包括支持缴纳NTDC的系统使用费，计算方法按照NTDC预期收入除以所有接入NTDC输电网络的DISCOs和大宗电力用户的最大需求指数之和。配电端的零售电价由发电价格、配电价格以及配电公司的固定收益构成，并考虑电力输配损失。NEPRA确定终端用户电价。巴基斯坦有计划建立碳市场，增加财政收入和绿色就业机会，支持经济的可持续复苏。在联合国气候变化框架公约（UNFCCC）的支持下，巴基斯坦气候变化部开展了有关引入碳定价工具的研究，支持发展当地碳交易并参与国际碳市场。作为这项研究的结果，巴基斯坦总理批准成立了碳市场建立国家委员会（NationalCommitteeontheEstablishmentofCarbonMarket，NCEC）。NCEC的主要任务是设计国内排放交易计划（ETS）框架，监测、报告和核查（MRV）基础设施和程序，利益相关者的能力建设和培训等（GOVERNMENTOFPAKISTANFINANCEDIVISION,2022）。巴基斯坦政府目前依靠融资或发债以政府补贴方式支撑电力行业运行，深受电力行业循环债务困扰。配电公司负责将电力输配到终端用户，并负责收取电费，上交给中央购电处，再将收入支付发电企业和国家电网公司。由于终端用户电费缴纳率很低，输配线路损失大、政府补贴不足，中央购电处长期拖欠电厂和国家电网，导致发电企业拖欠燃料供应企业的燃料费，进而导致电力供应链出现日益严重的循环债务问题。2020年11月底，巴基斯坦循环债务累计达到2.28万亿巴基斯坦卢比（PKR）（NEPRA,2022）。近些年，为了解决这一问题，巴基斯坦不断调高销售电价，计划更新电网设备和启动智能电表计划（何旭等,2021）。现有装机和能源资源禀赋巴基斯坦电源结构以火电为主（如图15所示）。截至2021年6月，巴基斯坦装机容量为39772兆瓦，其中火电装机容量为25098兆瓦，占总装机量的63.11%；水电装机容量9915兆瓦，占总装机量的24.93%；核电装机容量2612兆瓦，占比为6.57%；风电、太阳能和生物质能装机容量合计2147兆瓦，占比为5.40%。2022年12月1718“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析根据IGCEP（2021-2030），照常情景下，2030年巴基斯坦水电装机为第一电源，并占绝对优势，气电装机下降，煤电装机增长。风电和太阳能装机容量未来十年将分别新增2.56吉瓦、1.56吉瓦，到2030年两者装机容量为5.76吉瓦，低于气电9.37吉瓦的规划目标。数据来源：NEPRA，2022数据来源：GOVERNMENTOFPAKISTANFINANCEDIVISION,2022;NATIONALTRANSMISSION&DISPATCHCOMPANY（NTDC）,2021图15.巴基斯坦发电装机结构（2017年-2021年）图16.2021年巴基斯坦电力供应结构及2030年电力装机结构（吉瓦）规划预测202120302551015200核能石油煤炭天然气水力发电太阳能风电生物质发电吉瓦核电风电火电水电生物质能发电兆瓦45,00040,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,000020172019201820202021数据来源：NTDC,2021图17.巴基斯坦燃料价格变化指数（2021年-2030年）巴基斯坦是能源资源较为匮乏的国家，化石燃料消费主要依赖进口。根据BP数据，2020年底煤炭可证明总储量为3064亿吨，占全球可证明储量的0.3%，储采比为396；天然气可证明总储量为13.6万亿立方尺，约占全球的0.2%，储采比为12.6。根据世界银行数据，巴基斯坦太阳能资源和风能资源最大理论开发潜力分别为5.34千瓦时/平方米/天和43000吉瓦。尽管巴基斯坦拥有一定的天然气和煤炭储备，但煤炭、石油和天然气消费主要依赖于进口。巴基斯坦的水电资源较为丰富。巴基斯坦发电主要依赖天然气、煤炭和石油等化石能源，但是国内化石能源贫乏，燃料主要依赖进口，发电燃料成本过高。燃料价格的不确定性和可获得度成为制约巴基斯坦长期发电扩张计划的关键决定因素。IGCEP（2021-2030）预测巴基斯坦未来燃料油和天然气价格会上升，煤炭价格有小幅下降（图17）（NTDC,2021）。能源环境政策巴基斯坦提交至UNFCCC秘书处的《2021年巴基斯坦更新国家自主贡献》（Pakistan'supdatedNationallyDeterminedContributions2021）中提出，到2030年，可再生能源电力（含水电）占比达到60%，并且完全禁止进口煤炭。从2020年起，暂停新建燃煤电厂，不允许使用进口煤炭的煤电厂发电，搁置两座新的燃煤电厂的计划改为支持水力发电项目。为支持能源转型目标实现，综合在建可再生能源项目、额外水电项目、电力传输网络、煤炭淘汰和可再生电力替代等方面的资金成本，巴基斯坦能源转型资金到2030年将达到1010亿美元，2040年还额外需要650亿美元（GOVERNMENTOFPAKISTAN,2021b）。巴基斯坦政府发布的《国家电力政策》（NationalElectricityPolicy2021）确定了电力部门发展的定性目标和政策方向，并提供了支持目标实现电力部门决策的关键指导原则和框架（GOVERNMENTOFPAKISTAN,2021a）。1.80.20.60.410.81.41.61.2020212023202220242025202920262027202820302021年=1燃料油天然气进口煤炭塔尔煤铀2022年12月1920“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析2021年5月，NTDC编制出台了《指示性发电能力扩张计划（2021-2030年）》（IGCEP2021-2030）。IGCEP提供全国（不包括KE覆盖地区）未来10年发电量扩展计划的年滚动发布的指示文件，由NTDC根据电网规范编制，每年更新，并由NEPRA监管机构批准发布，用于支持国有和私营发电设施的电力采购。IGCEP识别每年不同电源的新增容量和投运日期，满足电网规范的一年电力不足概率（LOLP）不超过1%的要求，满足长期负荷增长预测和储备要求，以及提供最低成本的最优发电扩展计划。2020年4月，NTDC公布了《指示性发电能力扩张计划（2047）》（IGCEP2047）。这一文件提供了2020-2047年期间不同电源的新增容量和投运日期。2020年8月，巴基斯坦政府正式批准《替代与可再生能源政策2019》（AlternativeandRenewableEnergyPolicy2019,ARE2019）。ARE2019旨在为进一步推动巴基斯坦替代和可再生能源发展提供路线图，以及提高可再生电力的市场竞争性。这项政策文件涵盖支持所有国有或者私营的替代能源或者可再生能源项目，包括生物质能、地热能、海洋能、太阳能、风能、储能、氢能等。AER2019提出，非水可再生能源发电量占比从目前的3.15%提高到2025年的20%和2030年的30%。在全球气候变化和煤电退出背景下，中国在巴基斯坦的电力项目投资可以集中水电、风电等可再生能源项目、输配电网络建设、火电灵活性改造和投资等领域。投资环境与双边合作商务部等最新公布的《对外投资合作国别（地区）指南：巴基斯坦（2021年版）》对巴基斯坦投资环境提供了详细阐述，相关信息如下：对于外国投资方面，除国家安全和公共安全禁止或限制领域外，巴基斯坦几乎所有经济领域均向外资开放，外国和当地投资者享有同等待遇。在融资条件方面，外资企业与当地企业享受同等待遇。外商可以采取绿地投资或者并购等方式在巴基斯坦投资。在国际合作方面，巴基斯坦已与32个国家（包括中国）签有投资保护协定，与54个国家（包括中国）签有避免双重征税协定。此外，巴基斯坦在区域经济合作中比较活跃，迄今已与中国签署中巴自贸协定第二阶段议定书。关于主权信用评价，2020年8月，国际评级机构穆迪对巴基斯坦主权信用评级为B3，展望为稳定。2021年5月27日，国际评级机构惠誉（Fitch）对巴基斯坦主权信用评级为B-，展望为稳定。2020年8月，国际评级机构标准普尔（S&P）将巴基斯坦评级维持在“B-”级，展望为稳定。关于全球竞争力排名，世界银行《2020年全球营商环境报告》显示在190个经济体中，巴基斯坦位列108位（商务部等,2022）。我国和巴基斯坦电力行业领域的合作项目逐渐转向绿色电力领域，如风电、光伏和水电合作项目等（表4）。项目名称电力类型装机容量（兆瓦）工程投资商业模式状态达沃（DAWOOD）风电项目风电501.15亿美元投资商业运行Jhimpir风电项目风电992.52亿美元BOO商业运行萨察尔风电项目风电49.51.1亿美元EPC商业运行三峡巴基斯坦风力发电二期项目风电49.51.12亿美元BOO商业运行中兴能源巴基斯坦光伏电站项目光伏90015亿美元直接投资一期工程并网发电苏吉吉纳里水电站项目水电88419.62亿美元BOOT建设中卡洛特水电站项目水电72016.5亿美元BOOT建设中表4.中国在巴基斯坦电力行业投资项目2022年12月2122“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析津巴布韦津巴布韦本身煤炭和水力资源丰富，因此供电高度依赖煤电和水电。但是现有机组已经难以满足本国现有电力需求，同时机组老旧而水电和煤电均受气候风险影响较大，电力行业供需不平衡。津巴布韦作为发展中国家，又饱受限电之苦，其电力需求发展空间巨大。考虑到津巴布韦光照资源丰富，平准化度电成本较低，再加之其对可再生能源友好的政策环境，投资津巴布韦的光伏电厂可有较大发展空间。2022年12月2324“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文NDCNationallyDeterminedContribution国家自主贡献PPPPublic-PrivatePartnership公私合作BOOTBuild-Own-Operate-Transfer建设—拥有—经营—转让PFIPrivateFinanceInitiative私有部门融资BOOBuild-Own-Operate建设一拥有一运营BLTBuild-Lease-Transfer建设―租赁―转让DBFODesign-Build-Finance-Operate设计一建设一融资一运营IPPsIndependentPowerProducers独立发电商SIPPSmallIndependentPowerProducer小型独立发电商SAPPSouthAfricaPowerPool南部非洲局域网ZESAZimbabweElectricitySupplyAuthority津巴布韦电力供应公司ZERAZimbabweEnergyRegulatoryAgency津巴布韦能源管理局MEPDMinistryofEnergyandPowerDevelopment津巴布韦能源电力发展部ZPCZimbabwePowerCompany津巴布韦电力公司ZETDCZimbabweElectricityTransmissionandDistributionCompany津巴布韦输配电公司FiTFeed-inTariffs上网电价补贴NREPNationalRenewableEnergyPolicy《国家可再生能源政策》缩写和中英文津巴布韦共和国位于非洲南部，毗邻南非、博茨瓦纳、赞比亚及莫桑比克，是一个内陆国家。面积39万平方公里，赞比西河（ZambeziRiver）和林波波河（LimpopoRiver）为境内两大主要河流。津巴布韦于1980年独立后，由穆加贝（Mugabe）担任总统长达37年。2017年津巴布韦军方发动政变，此后由姆南加古瓦（Mnangagwa）担任总统至今。姆南加古瓦任职后，津巴布韦并没有马上进入稳定发展的阶段，加之新冠疫情影响，发展速度远不如预期。随着疫情影响逐渐减弱，津巴布韦经济发展有望步入正轨。尽管较为严重的贫困问题和人民质疑政府的腐败问题仍给津巴布韦带来一定的政治不稳定性，基本来说在2023年选举中现任总统及执政党预期将连任，能够维持政局的基本稳定（FITCHSOLUTIONS）。宏观社会经济条件津巴布韦虽面临着贫困问题，但仍是一个可观的经济体，其国内生产总值（GDP）为20亿美元（2015年不变价）左右，人均GDP在1307美元（2015年不变价）左右，皆为非洲中上游水平。根据国际货币基金组织预测，津巴布韦GDP将以每年3%的幅度稳步增长，在2027年可达到24亿美元（2015年不变价）左右。自2008年津巴布韦GDP触底反弹后，经济增长主要来自第三产业，小部分来自第二产业，如此也导致一产在经济结构中占比逐年下降（世界银行,2022c）。津巴布韦人口在2020年将近1500万（世界银行,2022c），2027年人口预计将增至1700万左右（IMF,2022b）。尽管津巴布韦人口一直稳步上升，其一次能源消费基本与人均GDP挂钩。同时，津巴布韦碳排放水平也与能源消费高度相数据来源：IMF,2022b;世界银行,2022c数据来源：IEA;世界银行,2022c图18.津巴布韦GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）图19.津巴布韦社会、经济、能源指标增长趋势（相对于2000年）1.31.20.90.51.10.710.60.80.420032000200920132017200720022011201520062001201020142018200820042005201220162019第一产业增加值第三产业增加值GDP预测第二产业增加值3002502001501005002003200020092013201720072002201120152006200120102014201820082004200520122016201920202021202320252022202420272026亿美元（2015年不变价）2000年=1GDP人口人均GDP二氧化碳排放一次能源消费总量2022年12月2526“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析电力供需情况津巴布韦地处非洲南部，是南部非洲局域网（SouthAfricaPowerPool，SAPP）的成员，也是SAPP总部所在地。在2017年，SAPP发布了局域网规划，其中根据各国电力主管部门提供的数据总结了在售电量并对未来的电力需求进行了预测。根据SAPP规划数据显示，2015年及以前，津巴布韦每年售电量大约在8000吉瓦时上下，居民用电为主，工、商业分别紧随其后。根据津巴布韦电力供应公司（ZimbabweElectricitySupplyAuthority，ZESA）提供的预测，津巴布韦电力需求将持续增长，从2015年的7000多吉瓦时在2030年和2040年分别达到将近14616吉瓦时和19884吉瓦时。其中尖峰电力需求也会从2015年的1785兆瓦攀升至2030年和2040年的3757兆瓦和5204兆瓦（TARUVINGA,2022）。然而，津巴布韦的实际电力需求可能远远大于电网现有和预测的总量。津巴布韦电力覆盖率较低，在2020年也仅有53%左右的人口能相对稳定用电（世界银行,2022c）。在2022年的一次采访中，ZESA负责人提出，2030年津巴布韦应该达到100%电力覆盖（ZWINOIRA,2022），这意味着津巴布韦实际电力需求很可能至少是现有售电量的两倍并会持续攀升。此外，已经上网的用户的用电需求也已经远大于实际售电量。在2012年就有津巴布韦相关的限电通报（EYEWITNESSNEWS,2012），而限电一直持续不断（MAWONDE,2015;ZWINOIRA,2022;KUYEDZWA,2022;MARAWANYIKA,2021）。2022年7月，津巴布韦输配电公司（ZimbabweElectricityTransmissionandDistributionCompany，图20.津巴布韦电力需求及最大电力负荷工业商业农林其他居民用电25,000620,000515,000410,00035,0002100201120082017202120252035201520102019202320142009201820222026203620162012201320202024202720372028203820292039203120332030204020322034吉瓦时吉瓦电力需求预测最大负荷预测关，主要由于其能源清洁度尚未产生明显改变。津巴布韦于2021年9月24日提交了最新的国家自主贡献（NDC），其中提出在有国际支持的前提下，津巴布韦在2030年人均温室气体排放相比BAU减少40%。在NDC的减排情景（MitigationScenario）中，全经济面人均温室气体排放在2030年将达到2.3吨CO2e（GOVERNMENTOFZIMBABWE,2021）。这也符合国际气候治理的“共同但有区别责任原则”。ZETDC）发出公告提醒用户限电力度将持续加强（PINDULANEWS,2022;TARUVINGA,2022）。ZESA的负责人在同年采访中提到津巴布韦现有的容量缺口即已达到1600兆瓦（ZWINOIRA,2022）。大量的电力缺口主要来自现有主要发电厂设备老旧、维修不到位，同时也来自持续增长的用电需求（MARAWANYIKA,2021）。目前津巴布韦也依靠来自南非、赞比亚、莫桑比克等邻国的进口电力（NSENERGY）。总体而言，津巴布韦电力市场目前供不应求，有极大的发展空间。电力行业管理体制和市场机制主要参与实体津巴布韦能源管理局津巴布韦能源管理局（ZimbabweEnergyRegulatoryAgency，ZERA）由2011年颁布的《能源监管法案》（EnergyRegulatoryAct）建立，隶属于津巴布韦能源电力发展部（MinistryofEnergyandPowerDevelopment），旨在公平、公开、有效且有成本效益地管理津巴布韦整体能源行业。ZERA主要监管的商品为电力、油气类产品，管理对象包括津巴布韦电力行业的国有企业、天然气公司、石油公司和其他独立发电商（IndependentPowerProducers，IPPs）。ZERA的主要职责包括：发展能源行业以增加能源可得性和能源安全监管能源行业、发放许可证、定价及制定其他相应行业安全、质量等标准能效和环境保护，确保能源相关项目有相应的环境影响评估能源市场改革和良性竞争开展研究发展等相关工作，尤其关注可再生能源发展主要利益相关方沟通咨询，包括政府、公司、消费者等（ZERA,2019b）津巴布韦电力供应公司及子公司津巴布韦电力供应公司（ZimbabweElectricitySupplyAuthority，ZESA）是一个国有公司，负责电力行业全链条服务，包括发电及输配电，也是国家电网的唯一主要供电商。ZESA在SAPP中代表津巴布韦。ZESA旗下有四个子公司，其中：津巴布韦电力公司（ZimbabwePowerCompany，ZPC）为发电公司，负责所有主要电厂。其中最大电厂包括煤电厂旺吉电厂（Hwange）和水电站卡里巴电站（Kariba）均有中资合作（水电十六局,2022;谢,2020;中国电建核电公司,2022;中国电力建设集团有限公司,2018）。津巴布韦输配电公司（ZimbabweElectricityTransmissionandDistributionCompany，ZETDC）负责输配电业务。ZESA另有两个子公司，ZesaEnterprises负责电力相关的投资业务，PowerTelCommunications（Private）Limited是互联网供应商。基本来说，津巴布韦发电主要来自ZPC，且大型机组均为ZPC所有并负责运营维护。ZETDC负责维护电网的输配电设施并负责从电厂购电后向用户售电。独立发电商津巴布韦主要电力来自于国企ZPC所拥有的电站，但仍有小部分电力来自IPPs。津巴布韦的IPPs主要发电技术为生物质能、小型水电和光伏。先运行的项目基本为完全自发自用或与电网签订购电协议，目前仍有更多在建项目，部分采取自发自用余电上网的模式。但目前IPPs体量较小，总共在130兆瓦左右（ZERA,2015,2019a）。2022年12月2728“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析电力市场机制津巴布韦电力市场结构相对简单，主管和监管主体为ZERA，负责市场规则制定、定价等重要职责。目前津巴布韦发电主要来自国企ZPC，且大型机组均为ZPC所有并负责运营维护，基本是国企垂直垄断。但是津巴布韦也允许独立发电商发电自用或向电网售电。ZERA要求所有100kW以上的电厂，无论自发自用或发电上网均需向ZERA备案申请许可证（ZERA,2015）。ZETDC负责维护电网的输配电设施并负责从电厂购电后向用户售电。津巴布韦上网电价基本遵从由ZERA发布的《电价法》（TheTariffCode）（ZERA,2013）。近年发布的《国家可再生能源政策》中提出为小型水电、生物质和地热项目提供上网电价补贴（Feed-inTariffs,FiT），而光伏和光热项目则为竞价上网。津巴布韦将对其风能资源进行全面评估，评估结束后五年风电享有上网电价补贴，之后竞价上网（REPUBLICOFZIMBABWEMINISTRYOFENERGYANDPOWERDEVELOPMENT,2019）。现有装机和能源资源禀赋津巴布韦所有大型电厂均归国企ZPC所有，以煤电和水电为主。其中最大的火电厂为旺吉（Hwange）电厂，自1980年代建成后有920兆瓦装机量（ZPC）。旺吉电厂附近也有津巴布韦主要的煤矿和相应的炼焦等煤炭行业设施（NDHLOVU,2021;MUKEREDZI,2020）。随着国家电力需求的增长，在中资支持下，旺吉电厂开始扩建600兆瓦新建机组，尽管由于疫情和其他政策原因导致初期进展缓慢（谢,2020），2022年8月扩建工程的8号机组已完成扣缸（中国电建核电公司,2022）。卡里巴（Kariba）电站是津巴布韦最大的水电站，自1956年起建有750兆瓦装机量，后扩建300兆瓦机组并于2018年投产（ZPC），扩建项目由中国电建承建（中国电力建设集团有限公司,2018）。ZPC也拥有个别略小型火电厂，同为二十世纪中期修建（ZPC）。此外，津巴布韦也有少量独立发电商，以分布式光伏、小型水电和分布式火电为主（ZERA,2019a）。图21.津巴布韦历史装机量（2000年-2020年）数据来源：EIA;ZPC化石能源｜煤炭太阳能生物质发电水力发电2.521.510.50200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192020吉瓦尽管津巴布韦有2400兆瓦左右的总装机，但其机组并不能满载发电，在2022年发电装机量仅为984兆瓦（MAWONDE,2015）。值得一提的是，津巴布韦限电严重一大重要原因是旺吉和卡里巴等火电、水电站的老旧机组亟待修葺（MARAWANYIKA,2021）。因此，津巴布韦电力供不应求的原因除了本身装机不能满足迅速增长的电力需求外，也来自于现有装机年久失修导致的供电缺口（NDHLOVU,2021）。现有机组还面临着更加严峻的气候风险。目前津巴布韦国内主要发电厂为煤电和大型水电，在气候变化的背景下，这两种电源不能成为可持续且安全的电源，并且其所受影响已经开始体现。一方面，气候变化已经导致卡里巴电站所依靠的赞比西河水量减少，使水电站无法满载运行图22.津巴布韦光照资源数据来源：ESMAP,2020（NSENERGY）；另一方面气候政策也给未来煤电的发展带来极大不确定性（例如，旺吉电厂扩建项目工期拖长也与中国气候政策相关），同时煤电也对稳定的燃料和冷却水供给有较大依赖。由此可见，津巴布韦未来的能源发展需要突破传统能源，转而更多发展太阳能等新能源。津巴布韦光照资源十分丰富，根据世界银行全球太阳能地图（GlobalSolarAtlas）2020年的估算，在考虑到土地类型等限制后，津巴布韦的实际光照潜力在4.86千瓦时/千峰瓦/天（kWh/kWp/day），在非洲地区排名第六，世界排名前三十；其平准化度电成本仅为七美分1，排名与光照潜力相仿（ESMAP,2020）。津巴布韦购电价格长期在10美分左右，高于光伏的平准化度电成本，且输配电公司ZETDC已宣布电价上涨（VALELA,2022），所以在津巴布韦投资光伏将有较大发展潜力。津巴布韦煤炭资源津巴布韦本身有较为丰富的煤炭资源，官方数据估计储量大约在120亿吨左右，主要在旺吉地区。因此，津巴布韦政府希望将旺吉地区发展为煤炭中心，而大量煤炭开采、加工和发电等煤炭产业的投资也来自中国（NDHLOVU,2021）。尽管津巴布韦有相对丰富的煤矿资源，由于气候环境等因素影响，国内环保组织对于扩大开采煤矿规模颇有微词，甚至采取法律手段（NDHLOVU,2021）。考虑到津巴布韦国内对发展煤炭有一定阻力，而中国承诺对外不再投资新建煤电，津巴布韦大力发展煤炭产业的前景不确定性较强。1全球太阳能地图报告采用IRENA2018可再生能源成本数据的LCOE公式。2022年12月2930“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析能源环境政策由于津巴布韦煤炭资源相对丰富，除水电外国家主要电力来源为煤电，近年该国政府在中国为主的资金支持下对煤炭开采和煤电发展有较大侧重（NDHLOVU,2021;TONDERAYIMUKEREDZI,2020）。在国际气候行动的背景下，再加之其国内太阳能资源丰富，津巴布韦政府对能源系统减排脱碳有较高的积极性，出台了一系列能源、气候和环境相关政策。在其最新的国家自主贡献中列出多项相关政策措施，其中《国家可再生能源政策》较新且较全面地为可再生能源发展画出蓝图（REPUBLICOFZIMBABWEMINISTRYOFENERGYANDPOWERDEVELOPMENT,2019）。国家可再生能源政策《国家可再生能源政策》（NationalRenewableEnergyPolicy，NREP）于2019年8月出台，协同《展望2030》（Vision2030）政策对津巴布韦发展成中上收入经济体的规划，在原本的《国家能源政策》的基础上，重点关注为可再生能源协助国家达到长期能源安全和可持续发展。NREP提出几项重要量化目标，包括到2025年非大型水电可再生能源装机量达到1100兆瓦或非大型水电可再生能源电力供应占比为16.5%（两者中更大者）（表5），2030年达到2100兆瓦或电力供应占比达26.5%（两者中更大者）。2030年在新老建筑屋顶安装25万个太阳能热水器，并鼓励开展生物沼气、光伏微电网和光伏水泵等项目（表6）。年份新能源发电量合计（吉瓦时）新能源装机量（兆瓦）新能源发电占电力需求比重20252400110016.5%20304600210026.5%小型水电150并网光伏1575风电100生物质和其他新能源275技术数量（个）太阳能热水器（SolarWaterHeaters）250000家用生物质处理装置（DomesticBiogasDigesters）8000机构用生物质处理装置（InstitutionalBiogasDigesters）288表5.津巴布韦《国家可再生能源政策》中新能源量化目标表6.津巴布韦《国家可再生能源政策》中其他重要量化目标除了量化目标以外，NREP也提出了结构性的改变措施，以鼓励可再生能源领域的投资，其中包括补贴、电网购电机制、优化行政流程、离网技术、本地可再生制造业和本地技术转移。NREP提出一系列关于可再生电力项目的购电机制和相应补贴，其中：由于技术和成本不断更迭，太阳能光伏和光热项目采用竞价上网，没有补贴小型水电、生物质和地热项目有上网补贴电价由于津巴布韦没有全面的风能潜力评估，风能在潜力评估结束后五年有上网补贴，之后竞价上网为打破政府垄断，创造市场竞争机制，NREP提出要求每年电网采购来自国企的可再生电力不能超过50%，而所有项目必须有至少30%本地组成（DomesticContent）为可再生能源提供相应税收优惠政策，如延续之前的光伏免税政策等可再生能源项目许可证费用减免表7.发电商许可证申请费此外，NREP也意图加快行政程序，并设立牵头机构（NodalAgency）协助推进行政流程：监管机构批准许可证和上网备案申请时间各不应超过120天，逾期视为批准5兆瓦以下可再生能源项目的环评要求可以有所减免，5兆瓦以上环评批准期不应超过30天开放商可将新建牵头机构视为处理所有可再生能源项目的主要机构，可提供信息、咨询及工具等牵头机构应与相关部门协调其他相关事宜，如土地征用等最后值得一提的是，尽管NREP提供了一系列利好可再生能源项目的措施，其相关条款还未完全形成具体法律法规，其成效仍有待体现。投资环境与双边合作中国与津巴布韦有良好且持久的合作关系。商务部的《对外投资合作国别（地区）指南：津巴布韦》指出，中国是津巴布韦第二大贸易伙伴，长期参与该国基础建设，连续多年是津巴布韦最大的外资来源地。尤其在电力行业，津巴布韦最大的两大电厂卡里巴水电站和旺吉电厂的扩建维护均有中方参与。技术容量因子比例发电许可证申请费（美元）110兆瓦10兆瓦以上固定固定非固定收费（每25兆瓦）传统发电厂0.8100%100002000010000光伏0.2329%287557502875生物质0.675%7500150007500小型水电0.5569%6875137506875地热0.7290%9000180009000风电0.338%3750750037502022年12月3132“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析南非南非是非洲国家中对能源转型意愿表达较为强烈的国家之一，有来自国家和国有电力公司具体的政策和规划以支持能源和电力的公正转型。南非目前较为依赖煤电，但已经开始开发更多可再生能源项目，并有相应的政策鼓励独立发电商提供可再生能源电力。同时南非有可能加大国内天然气行业发展，以气电作为灵活性电源。南非经济发展受供电不足掣肘，加之其较为明确的气候能源目标及相对丰富的自然资源，政府有强烈意愿发展电力行业中的可再生能源，为可再生电力投资者带来可观投资机会和空间。2022年12月3334“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文NDCNationallyDeterminedContribution国家自主贡献IPPsIndependentPowerProducers独立发电商DMREDepartmentofMineralResourcesandEnergy矿产资源和能源部NERSANationalEnergyRegulatorofSouthAfrica南非国家能源管理局Eskom南非国家电力公司REIPPPPRenewableEnergyIndependentPowerProviderProcurementProgramme可再生能源独立发电购电项目商项目REFiTRenewableEnergyFeed-inTariff可再生能源上网补贴项目IPPPPIndependentPowerProducerProcurementProgramme独立发电商采购项目办公室RMIPPPPRiskMitigationIndependentPowerProducerProcurementProgramme风险缓解独立发电商购电项目SAPPSouthAfricaPowerPool南部非洲局域网缩写和中英文南非共和国位于非洲大陆最南端，毗邻纳米比亚、博茨瓦纳、莱索托、津巴布韦、莫桑比克和斯威士兰，东邻印度洋，西接太平洋。面积约为122万平方公里，国内矿产资源丰富。南非是一个多语言多民族国家，自1961年退出英联邦成立共和国后，白人执政政府推行种族歧视和种族隔离等政策，直至1994年进行了首次部分种族大选，由曼德拉担任总统。现任总统为拉马福萨（CyrilRamaphosa），现执政党为非洲人国民大会（简称“非国大”）。尽管南非的种族问题有所缓解，但仍有一定遗留问题。2022年10月，南非再次当选联合国人权理事会成员。南非金融、法律等体系相对完善，基础设施相对健全，并有不断壮大的中产阶级（商务部,2021）。宏观社会经济条件南非是非洲第二大经济体，仅次于尼日利亚，属于中等收入的发展中国家，2020年国内生产总值（GDP）为3356亿美元（2015年不变价）左右，人均GDP在5659美元（2015年不变价）左右。然而，过去十年南非经济表现不理想甚至下滑，2019年人均GDP甚至低于2008年（OECD,2022）。世界银行认为南非的经济发展受阻原因一部分是受到电力供应不足的影响。中国商务部则认为，南非政府推动经济复苏的计划为中南务实合作提供良好契机（商务部,2021）。根据国际货币基金组织预测，南非GDP将以每年1%的幅度增长，在2027年可达到2848亿美元（2015年不变价）左右。南非经济增长主要来自第二产业，第三产业总量变化相对较小，而第一产业过去二十年将近翻一番但占比极小，因此整体经济仍由工业发展推动。南非人口在2020年近6000万（世界银行,2022c），2027年人口预计将增至近6600万左右（IMF,2022b）。南非人口一直缓慢上升，而其一次能源消费与人均GDP有一定相关性，但有一定浮动。同时，南非的碳排放水平与能源消费总量高度相关，可以体现其能源结构基本没有较大改变，清洁度也没有上升。南非于2021年9月27日提交了最新的国家自主贡献（NDC），提出南非温室气体排放将遵循“达峰-平台-下降”的趋势：到2025年，南非将把温室气体排放量控制在3.98-5.1亿吨CO2e；到2030年，控制在3.5-4.2亿吨CO2e（南非共和国,2021）。南非也提交了低排放发展策略（LowEmissionsDevelopmentStrategy），其中提出南非会为控制全球温室气体排放做出相应贡献、认真考虑IPCC提出的1.5度温升目标，并强调了公正转型和气候适应的重要性（南非共和国，2020）。同时，南非电力公司（Eskom）作为具有垄断地位的国企也在其公正能源转型计划中提出2050电力部门碳中和的目标（ESKOM,2021b）。图23.南非GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）数据来源：世界银行,2022c;IMF,2022b第一产业增加值第三产业增加值GDP预测第二产业增加值4,5004,0003,5003,0001,5002,0002,5005001,00002003200020092013201720072002201120152006200120102014201820082004200520122016201920202021202320252022202420272026亿美元（2015年不变价）2022年12月3536“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图24.南非社会、经济、能源指标增长趋势（相对于2000年）数据来源：世界银行,2022c;IMF,2022b电力供需情况南非地处非洲南部，是南部非洲局域网（SouthAfricaPowerPool，SAPP）的成员，由国企南非电力公司（Eskom）代表交易。在2017年，SAPP发布了局域网规划，其中根据各国电力主管部门提供的数据总结了在售电量并对未来的电力需求进行了预测。南非提交至SAPP的数据主要依据南非的《综合能源规划2019》（IntegratedResourcePlan，IRP）及之前的辅助研究。根据IRP预测显示，南非电力需求在25万吉瓦时的基础上仍会稳定逐渐上涨。南非的电力需求主要来自工商业，其中采矿业能耗极高。但采矿业能耗已经有下降趋势，未来需求增速也缓于其他行业。未来南非的制造业和商业电力需求增速较大。GDP人口人均GDP二氧化碳排放一次能源消费总量1.81.611.40.61.20.80.420032000200920132017200720022011201520062001201020142018200820042005201220162019图25.南非电力需求及最大电力负荷数据来源：DMRE,2019c;IEA;SAPP400,0007040350,000250,000150,00050,0006030300,000200,000100,0005020100020002005203020342031201520402035201820192022202320262027201620172010203620322037203820392033202020212024202520282029吉瓦时吉瓦工业商业农林其他居民用电电力需求预测最大负荷预测2000=1然而，从图25可以看出，IRP在作出的预测远高于来自IEA数据表明的实际发电情况。南非电力用户饱受限电之苦，自2008年起开始拉闸限电，而近年限电量更是惊人。根据EskomSePush，一个追踪Eskom限电的手机应用显示，截至2022年11月，2022年限电量已经超过2021年全年的两倍，远超往年最高值（ESKOMSEPUSH,2022）。而导致限电的原因有多种。首先，南非煤矿资源丰富，在种族隔离时期大量兴建煤电厂，如今的煤电厂大多为当时所建，年限已久。而在南非经济发展、用电需求增长的基础下，发电容量并没有相应及时得到补充，所以老旧机组长期运行，导致没有足够的时间进行设备维修维护。同时，具有垄断性质Eskom的腐败等原因也使得南非整体电力设施状况每况愈下，再加之煤电成本上升，导致煤电发电能力疲软，而气电发电由于基础设施限制也难以弥补电力缺口，整体导致南非电力供不应求（BRIERS,2022;WROUGHTON,2022;BUSINESSTECH,2022b）。此外，南非的老旧煤电厂大多不符合排放标准，需要资金进行减排改造以合规运行，但考虑到限电问题已经严重，政府考虑允许部分煤电厂在不符合排放标准的情况下仍旧运行（DMRE,2019c）。在Eskom限电严重的情况下，南非电力用户选择增加自备柴油发电机和安装分布式光伏系统以保证电力稳定供应。甚至有专家断言，五年后南非电网将不需要Eskom（BRIERS,2022）。在大电网极不稳定的情况下，南非预计会有极大的分布式发电发展潜力。同时，近几年Eskom开放市场，允许独立发电商向电网售电，其中主要为可再生能源发电（NERSA，2020a）。这也是为了协助南非达到其电力清洁化转型的目标。总体而言，南非将会有较大的分布式和集中式电力发展空间，尤其是清洁能源。南非希望尝试一系列电力市场改革以缓解现有的能源和电力危机，这一内容将在下文详细讨论。电力行业管理体制和市场机制主要参与实体南非矿产资源和能源部DMRE2019年5月29日，南非矿产资源部和能源部两个部门合并为矿产资源和能源部（DepartmentofMineralResourcesandEnergy，DMRE），以更好的服务于国家发展计划（DMRE,2019b）。DMRE有六个办公室（Programme）：行政矿产及石油管理采矿、矿产及能源政策发展矿井健康与安全监察项目管理、协调及监督（主要为矿产及能源资源可及）核能（DMRE,2019a）DMRE负责撰写发布综合能源规划等重要政策文件，也负责发起独立发电商项目等，详情请见下文相关章节。南非国家能源管理局NERSA南非国家能源管理局（NationalEnergyRegulatorofSouthAfrica，NERSA），依据2004年颁布的《国家能源监管法案》（NationalEnergyRegulatorAct）建立，隶属于DMRE。NERSA监管电力和管道输送的天然气及石油行业，政府希望通过由统一的监管部门管理能源行业以减少垄断、鼓励竞争并推动经济发展。具体就电力行业来说，NERSA的职责主要分为四个部分，并由四个部门管理（NERSA,2020b）：许可证和合规部：负责所有电力行业相应的许可证，保证许可证持有者合规运营2022年12月3738“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析定价：规定电价机制并批准电价定价电力基础设施规划：负责电力发展规划和其他新能源和节能措施的发展监管改革：改革输配电行业和国际电力交易南非国家电力公司Eskom南非国家电力公司（Eskom）是一个国有公司，负责电力行业全链条服务，包括发电及输配电，也是国家电网的唯一主要供电商。Eskom在SAPP中代表南非。Eskom有三个部门，分别负责发电、输电和配电。在南非电力市场改革中，对Eskom的改革为重要议题，将在下文详述。根据公司官网信息，目前Eskom负责南非90%的发电量和全部的输电，而配电由Eskom和市政配电公司分别承担，其中Eskom负责约一半的配电（MANUEL,2018;ESKOM,2021a）。Eskom有30座电厂，共计46466兆瓦装机量。同时，Eskom也参与和负责一次能源的开发与采购，主要为煤炭资源（ESKOM,2021a）。独立发电商IPPs南非主要电力来自于国企Eskom所拥有的电站，但仍有小部分电力来自独立发电商（IndependentPowerProducers，IPPs）。2011年南非发起了可再生能源独立发电购电项目商项目（RenewableEnergyIndependentPowerProviderProcurementProgramme，REIPPPP），通过竞价上网的方式从独立发电商购电，在2019年达到近6500兆瓦的装机量，其中主要为可再生能源（AYAMOLOWO等,2022）。目前DMRE开始了REIPPPP第六轮的招标。电力市场机制南非目前的电力市场有部分独立发电商参与发电，同时配电有部分由市政配电公司负责，但是整体还是处于由国企Eskom垂直垄断的状况。除了独立发电商在REIPPPP下竞价上网，基本不存在市场化的大宗或零售电力交易市场。Eskom的电价由NERSA批准，以保证Eskom一定盈利的基础定价，但事实上目前的电价已经不能覆盖Eskom所有的成本（ESKOM,2021e）。随着煤电成本上涨，南非电价也在上涨。南非曾经有迅猛的经济发展，但近些年愈发严重的拉闸限电严重影响了经济民生，甚至可能成为国家级的灾难。同时，早在2009年起，南非政府就有意减少碳排放，先后通过上网补贴和IPP竞价上网的方式鼓励可再生能源发展。指导南非能源和电力发展的IRP2019也提出了多项可再生能源电力发展目标（DMRE,2019c）。为了解决限电危机并进一步减少温室气体排放，南非对其电力市场和对国企Eskom提出了一系列的改革转型方案。能源环境政策综合能源规划2019从2010年起，南非政府就开始通过《综合能源规划》的方式对国家电力发展进行规划。最新的一版能源规划基于更早年的研究基础上于2019年完成制定，其对2017-2050年电力发展作出预测，指导国家完成公正、清洁的能源转型，主要包括以下几个重要决定：短期能源安全问题o通过短期电力采购项目填补电力供应空缺（此处指后来发起的RMIPPPP，详情请见下文）o延长核电厂寿命20年o支持Eskom达到环境标准，同时平衡能源安全问题（即不强制关停所有不符合排放标准的煤电厂）支持公正转型（下文详述Eskom公正转型计划）大力发展可再生能源，包括光伏、光热、风电和生物质能及生物沼气发电项目新建煤电厂必须采用高效清洁技术，并着手考虑CCS和CCUS项目的发展气电将作为灵活性电源替代现有的柴油调峰电厂，协助可再生能源消纳，同时加大天然气探索和开采，并加强气电和天然气相应基础设施建设在考虑到国家经济压力的前提下准备未来新建2500兆瓦核电通过局域电网（即SAPP）调入更多水电大力发展储能发展分布式电源（DMRE,2019c）按照IRP2019模型研究，最终规划以下装机量目标：表8.IRP2019装机量目标（单位：兆瓦）数据来源：DMRE,2019c现有装机量已计划/现有合同退役装机量新增装机量延长核电厂寿命包括分布式装机量煤电煤电（退役）核电水电储能光伏风电光热油气其他（分布式、热电联产、生物质、垃圾焚烧）现状3714918602100291214741980300383049920192155-2373244300按短期容量和电量缺口分配20201433-55711430020211433-14033008182022711-844513400100016002023750-5551000160050020241860160010005012025100016005022026-121916005032027750-847160020005042028-475100016005052029-16941575100016005062030-10502500100016005072030年总装机量333641860460050008288177426006380占所有装机量比（兆瓦占比）432.365.846.3510.5222.530.768.1占年发电量比（兆瓦时占比）58.84.58.41.26.317.80.61.32022年12月3940“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析开放IPP市场在种族隔离结束后的南非政府加强了对Eskom的控制，在1998年的能源规划中提出Eskom和私企应七三开划分电力市场，但是由于2000年代中期供电不足、能源短缺等原因，最终没有形成有效的政策框架鼓励私有企业进入电力市场发电，仅有个别几个购电协议（PowerPurchaseAgreement，PPA）为较短的工厂自备电厂PPA，总量不超过400兆瓦。同时，南非在非洲地区是较早开始关注温室气体减排和新能源发展的国家之一。早在2003年政府就提出了可再生能源目标，但是由于没有明确的政策解释和支持，该目标并没有实现。而在2009年，NERSA开始可再生能源上网补贴项目（RenewableEnergyFeed-inTariff，REFiT），为可再生能源提出较高的补贴电价，但是由于采购和许可证的流程不清晰等原因该项目也没有带来可观的可再生能源发展。随后，NERSA和能源部等机构也提出对REFIT的补贴电价做出调整，带来了更大的不确定性。2010年11月，DMRE和国库与南非发展银行达成协议，建立了独立发电商采购项目办公室（IndependentPowerProducerProcurementProgramme，IPPPP）。2011年8月，能源部取消了REFiT并开始了REIPPPP，以竞价上网的方式从独立发电商购电。IPPPP办公室由一名前国库公私合作部门的高级主管负责，有成功与私有资本合作的经验，最终有效且成功地推动了REIPPPP的发展（AYAMOLOWO等,2022;IPPPP,2016;EBERHARD等,2014）。总体来说，南非的REIPPPP是一个成功案例，为社会资本提供了透明、有效且清晰的投资框架和机制，通过市场机制降低电价并保证盈利，鼓励了可再生能源的发展（EBERHARD等,2014）。目前REIPPPP已经完成了五轮竞标，有88个正在运行的项目，并开始了第六轮竞标（IPPPP;DMRE,2022）。相比之前的竞标，第六轮竞标要求项目提供辅助服务并增加了项目最大装机量的限制。另外，第六轮竞标对IPP有一些经济发展要求，包括：至少49%由南非实体持股；至少30%由项目公司的黑人持股；至少2.5%由项目公司的本地社群持股（RICHARDS等,2022）。同时，考虑到南非的限电危机，NERSA在2020年又发起了风险缓解独立发电商购电项目（RiskMitigationIndependentPowerProducerProcurementProgramme，RMIPPPP）。与REIPPPP发展可再生能源的目标不同，RMIPPPP旨在解决IRP2019提到的电力供应短缺问题，同时希望在中长期减少使用较为昂贵的燃油调峰电厂，对电源是否为可再生没有特别要求。由于项目目的的特殊性，项目要求竞标项目必须可以在早五点至晚九点半接受调度且需最迟在2022年12月投产，但允许不同地区的电厂联合为一个项目竞标，而中标项目则会最终按经济性调度。RMIPPPP竞标过程受到一系列因素影响（无法达到环评标准、中标争议、非可再生能源且境外实体持股等）最终使得中标项目达成财务结算的日期从2021年7月31日一再延后，直到2022年6月才有三个项目成功签署协议，7月19日达成财务结算（IPPPP;SEMPLE,2021）。ESKOM重组Eskom作为老牌国企，对南非电力市场在发电和输配电上基本有绝对垄断地位，而这样的垄断随着市场发展也逐渐带来了许多问题，包括低效管理运行、腐败、投融资金缺口等，最终导致了南非电力供应灾难性的短缺。早在1998年的能源政策白皮书中，DMRE就提出对Eskom进行重组，分为发电和输配电两个公司，但始终未能实现。在2019年DMRE提出IRP2019的同时，南非政府同时再次提出了Eskom在改革后电力供应行业的路线图（RoadmapforEskominaReformedElectricitySupplyIndustry），要求Eskom重组为三个子公司，分别为发电、输电和配电，其中输电应为第一个分离出的子公司（南非共和国,2019）。然而，这一动议带来了工会的强烈反抗，在经济萧条导致的裁员已经较为严重的背景下，由于担心更多人失去工作，工会组织了罢工反对任何由于Eskom重组所带来的裁员，也反对Eskom重组可能导致的私有化（NISELOW,2019;NICOLSON,2019）。加之Eskom债台高筑，导致Eskom重组至今尚未实现。截至2021年底，Eskom内部完成了发电、输电和配电三个独立部门的建立，而下一步则是要将三个部门分为三个法律上完全独立的子公司，而输电公司的独立已经在进程中（ESKOM,2021g）。在2022年南非共产党选举大会上，现任总统拉马福萨再次强调了Eskom重组的重要性，并指出南非应该学习中国电力改革和纵向分离重组等重要经验，通过市场竞争合理降低电价（BUSINESSTECH,2022a）。输电行业发展随着南非电力系统转型和Eskom重组，为了更好解决电力危机、消纳可再生能源、进一步提升电力可及等种种问题，输电设施的发展也成为了关注重点。尤其考虑到Eskom重组中第一个独立出来的子公司为输电公司，并且IRP2019要求2025年前有9.8吉瓦而2026-2030年间要有17吉瓦新建装机需要上网，Eskom发布了《输电发展计划（2022-2031年）》（TheTransmissionDevelopmentPlan，TDP）。Eskom目前拥有33158公里的输电线，变压器容量为154500MVA（ESKOM,2021a）。按照TDP规划，Eskom计划在接下来十年内新建8400km的超高压输电电路和119个变压器，以达到58970MVA的变压器容量。但同时，TDP也提出由于Eskom的财务情况，如果资金不能及时到位将会极大影响TDP的执行（ESKOM,2022）。Eskom煤电污染Eskom煤电厂因设备老旧大多不能达到环境管理标准，使Eskom成为二硫化氢排放量最大的主体，其在2019年排放量接近中国整体电力系统的两倍。这样的污染也给南非人民的健康带来极大的负面影响。研究表明，南非每年至少有5000人因煤电污染而死亡，而煤炭产区近四分之一家庭的小孩患有哮喘，也是全国平均水平的两倍（COCKS,2021;OMARJEE,2021）。南非公正转型Eskom公正转型计划Eskom拥有的绝大多数装机（>80%）均为煤电厂，是全世界大气污染物排放最严重的主体，同时也是南非最大的温室气体排放源（COCKS,2021;OMARJEE,2021）。为了缓解大气污染物排放，也为了减少温室气体排放，Eskom发布的《公正能源转型计划》（JustEnergyTransition，JET）提出了到2050年电力部门碳中和的目标，并在2020年建立了JET办公室，负责公正转型的相关工作。总体来说，Eskom的JET计划希望达到退煤和发展可再生能源的目标，并同时保证就业和电力可及等社会公正目标（ESKOM,2021d）。具体而言，JET办公室的主要工作目标包括：加速：重新利用退役煤电厂，通过自建和PPA发展可再生能源，发展气电作为辅助和过渡能源催化：南非本地的清洁、可持续工业化发展和电动汽车发展扩大：社会影响力工作、培训等，研究开发氢能和储能等技术，通过微电网普及电力可及优化：绿色资金来源和合作关系增加：通过披露增加EskomJET计划的透明度（ESKOM,2021b）煤电厂退役及重新利用和旗舰项目KOMATI电厂Komati煤电厂位于南非的Mpumalanga，于1961年投产，共九个机组，装机量为1000兆瓦。自1980年代起，由于产能过剩、运维成本增加和新建机组等原因，Komati电厂被一度封存。从2006年起Komati电厂机组逐渐恢复运行发电2022年12月4142“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析以填补供电缺口。但Komati电厂长久以来的高成本和机组老化问题并未得到解决，自2017年起Komati个别机组就因为经济性基本停止运行（TSHWANE,2018）。在Eskom发起JET计划后，Komati电厂成为煤电厂转型的第一个试点项目（ESKOM,2021c）。目前，Komati电厂转型项目得到了世界银行等机构近五亿美元的资助，并在2022年10月完全停运退役了所有煤电机组。其中，世行提供了4.395亿美元，CanadianCleanEnergyandForestClimateFacility提供了4750万美元，EnergySectorManagementAssistanceProgram提供了1000万美元。Komati的煤电机组将被220兆瓦可再生能源发电机组替代，其中包括150兆瓦光伏、70兆瓦风能和150兆瓦储能。同时Komati还有其他几个公正转型的项目，包括一个农光一体项目，试验光伏板下种植新型农作物，并将本地可引用的水引至其他农用地；一个微电网组装工厂，其中可雇佣低技术工种，扩大弱势群体就业；一个技术培训中心，培养可再生能源人才。Komati电厂转型项目希望达到协助向可再生能源过渡的转型，同时兼顾其带来的正面社会影响，不牺牲弱势群体的就业和电力可及（CREAMER,2021;MACKAY,2022;WORLDBANK,2022b;NHEDE,2022;NSENERGY,2021）。关于项目的可行性分析可以参见Komati转型项目的社会经济影响研究（URBAN-ECONDEVELOPMENTECONOMISTS,2022）。Eskom希望把Komati的转型应用到其他几个即将退役的煤电厂，包括Grootvlei（1.2吉瓦）、Hendrina（2吉瓦）和Camden（1.56吉瓦）（NSENERGY,2021），未来仍需更多资金投入。SERE风电场Sere风电场由世界银行资助，于2015年正式投产，总装机量为105.8兆瓦。虽然Sere在JET办公室建立前就已投产，其根本意义仍是在协助南非向清洁能源转型，所以也属于JET工作的一部分（ESKOM,2021f;WORLDBANK）。微电网项目为了保证持续推进较为偏远的农村地区电力可及，Eskom也开始开发一系列微电网试点项目。第一个模范试点项目在FreeState，配有30kW的光伏板和90千瓦时的锂电池，可以为14座房屋和120个家庭提供电力（CREAMER,2021;ESKOM,2021c）。未来Eskom和南非计划持续推进微电网发展，为偏远地区提供电力可及。国际公正能源转型合作和资助在2021年11月举办的COP26会议上，南非政府与法国、德国、英国、美国及欧盟一同宣布了公正能源转型合作伙伴关系（JustEnergyTransitionPartnership,JETP），旨在为南非接下来三到五年的能源系统转型提供资金，并协助其达到NDC的目标。在此项国际合作中，最重要的部分是资助国提供85亿美元的资金，主要用于电力行业、电动汽车制造和绿氢产业发展。JETP的85亿美元中仅有3亿多为赠款，其余主要为优惠贷款和商业贷款（UNFCCC,2022）。然而，JETP的款项远远不能满足南非为达到其转型目标所需的资金。南非林业、渔业和环境部长BarbaraCreecy提出，南非需要1万亿南非兰特，而JETP提供的资金仅为1500亿南非兰特，为总需求的15%。因此，南非的公正转型仍需要更多的私有资本介入（CREAMER,2022;UNFCCC,2022）。转型挑战公正能源转型是能源转型的重要部分，南非的公正能源转型面临不少挑战。一方面，来自工会及代表工人的部分非国大政客，其中矿产资源部长（现任DMRE部长）GwedeMantashe在2021年表示Eskom退煤计划等同于“经济自杀”。早在Eskom重组时，工会就发动了集体罢工，以阻止由Eskom重组和转型导致的失业和裁员。同时，很多人担心Eskom重组会带来公司的私有化，由此影响贫困人群的电力可及，其中包括南非劳工部长ThulasNxesi。退煤的另一背景则是Eskom和政府大力推动IPP竞价上网，而工会和工人们认为是可再生能源IPP的加入导致煤电厂关闭和工人失业（BUSINESSTECH,2022a;WINNING,2021;NISELOW,2019;COCKS,2021;TSHWANE,2018）。然而，支持公正转型的人并不同意这些观点。时任能源部长JeffRadebe指出，许多煤矿本身就已经基本资源殆尽即将关停，而以新能源为主的IPP项目可以带来61000份工作。Eskom也指出，关停的煤电机组均为经济性原因导致，与IPP并无直接关系。总体来说，南非的公正能源转型路径希望在能源结构转型的基础上同时保障社会民生，而专家也指向中国的转型路径作为借鉴案例（TSHWANE,2018;LABSON,2022）。现有装机和能源资源禀赋南非是煤炭大国，并有较大的煤炭行业，目前全球排名第五，对其经济本身贡献重大，所以在过去煤电成本低的情况下兴建了大量煤电厂（COCKS,2021）。根据IRP2019，2018年煤电装机占南非总装机的72%（DMRE,2019c）。根据Eskom官网，Eskom现有38773兆瓦煤电装机，另有2409兆瓦燃油调峰电厂，考虑到绝大多数IPP项目均为可再生能源，基本可以判断Eskom拥有的装机量约等于南非所有煤电和油电装机（不考虑自备电厂或自备电机等分布式能源）（ESKOM,2021a）。图26.南非发电装机容量（2000年-2030年）（吉瓦）数据来源：2017年为EIA数据，2018年起为IRP2019预测核能化石能源｜煤炭化石能源｜石油化石能源｜天然气水力发电太阳能太阳能｜光热发电生物质发电风电储能其他化石能源太阳能｜光伏20062000201820262014200420222030201220022020202820162008201020249080706050403020100吉瓦2022年12月4344“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析南非光照资源十分丰富，根据世界银行全球太阳能地图（GlobalSolarAtlas）2020年的估算，在考虑到土地类型等限制后，南非的实际光照潜力在5千瓦时/千峰瓦/天（kWh/kWp/day），在非洲地区排名第四，世界排名第十五；其平准化度电成本为11美分2，相比光照潜力排名较靠后（ESMAP,2020）。然而，由于南非煤电成本极高，2021年居民电价达到17美分/千瓦时，远远高于光伏的平准化度电成本，加之政府大力鼓励开发新能源，所以在南非投资光伏将有较大发展潜力。图27.南非光照资源数据来源：ESMAP,20202全球太阳能地图报告采用IRENA2018可再生能源成本数据的LCOE公式。此外，IRP2019也提出要更多发展气电，截至2030年前将有3000兆瓦新建气电厂上线，代替现在较为昂贵的油电调峰电厂，以协助消纳可再生能源。然而，目前南非油气供应完全依赖进口，因此政府也在加紧探索国内的油气资源。南非在Karoo和其南部海域分别找到新的天然气储量（BUSINESSTECH,2021b,2021a）。DMRE官网显示，研究表明Karoo地区有大约390tcf（1104亿立方米）的页岩气储量，但这个储量还未被证实（DMRE,2017）。对于Karoo地区的页岩气探索已经开始（BUSINESSTECH,2021a）。不过，南非的油气探索及开采可能会因为环境影响和气候变化等原因受到到重重阻力。2022年，环保组织将壳牌告上法庭，要求其停止在南非东海岸线的油气探索活动，最终法院判环保组织胜诉，停止壳牌的探索权（ELTON,2022）。投资环境与双边合作前文已多次提到，南非煤电机组年久失修，除新建机组外平均年限已有41年，而新建煤电厂也有各种技术问题，不能有效填补供电缺口。Eskom提出目前南非至少有4000兆瓦的电力供应缺口，而IRP2019也提出了更高的新建机组目标。为满足IRP2019的目标，南非至少需要680亿美元资金，而考虑到Eskom已经债台高筑，Eskom和南非政府公开鼓励私有资本介入市场投资新能源等新建装机（EBERHARD,2021）。中国与南非自1998年建交，两国关系一直友好，并实现了从伙伴关系、战略伙伴关系到全面战略伙伴关系的重大跨越。商务部的《对外投资合作国别（地区）指南：南非》指出，中国连续12年保持南非最大贸易伙伴国地位，南非则连续11年成为中国在非洲的第一大贸易伙伴国。2020年南非政府宣布的经济重建和复苏计划包含一系列基础设施建设项目，是中南务实合作的良好契机。中资企业在南非投资主要分布在约翰内斯堡地区和各省的工业园中，投资项目涉及纺织服装、家电、机械、食品、建材、矿产开发以及金融、贸易、运输、信息通讯、农业、房地产开发等多个领域。主要投资项目有中钢集团铬矿项目、金川集团铂矿项目、河北钢铁集团铜矿项目、第一黄金集团黄金项目、海信集团家电项目、北汽南非汽车工厂项目等（商务部,2021）。2022年12月4546“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析印度尼西亚印度尼西亚经济呈稳定增长态势，人口众多，电力需求将持续快速增长。由于拥有丰富的煤、天然气等化石能源，且发电成本较低，目前印尼的电力主要来源于燃煤电厂，其次为燃气电厂。印尼于2021年宣布了2060年碳中和的目标，并承诺不再新建煤电厂。根据官方规划，煤电装机量可能从2026年前后开始减少，届时新能源电力将逐渐支撑起新增的巨大电力需求。印尼地热，水能，风光等清洁能源潜力较为丰富，开发程度很低，发展潜力较大。印尼政府出台了一系列政策来激励新能源领域的投资，但是目前新能源定价机制仍需要更大力度的改革。2022年12月4748“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文NDCNationallyDeterminedContribution国家自主贡献PPPPublic-PrivatePartnership公私合作BOOTBuild-Own-Operate-Transfer建设—拥有—经营—转让PFIPrivateFinanceInitiative私有部门融资BOOBuild-Own-Operate建设一拥有一运营BLTBuild-Lease-Transfer建设—租赁—转让DBFODesign-Build-Finance-Operate设计一建设一融资一运营IPPsIndependentPowerProducers独立发电商PPAPowerPurchaseAgreement购电协议ADBAsianDevelopmentBank亚洲发展银行RUPTL电力供应业务规划MEMRMinistryofEnergyandMineralResources能源和矿产资源部RUENMinistryofEnergyandMineralResources国家能源计划RUKNNationalEnergyGeneralPlan国家电力计划SOENationalElectricityMasterPlan国有企业BPPState-ownedEnterprise当地基准电价EBT利用新能源或可再生能源生产的电力缩写和中英文宏观社会经济条件印度尼西亚共和国（简称印尼）位于亚洲东南部，由17508个岛屿组成，74%的国土面积为海洋。印尼拥有2.76亿人口（世界银行,2022d），是世界第四人口大国，其中近56%人口集中在爪哇岛（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻印度尼西亚大使馆经济商务处等,2020）。爪哇岛贡献了全国近3/4的制造业GDP和70%的服务业GDP，因此能源需求和电力需求远超其他地区（IEA,2021）。印尼共有一级行政区（省级）34个，包括首都雅加达、日惹、亚齐三个地方特区和31个省。由于地处热带，印尼全年气候温暖湿润，平均气温25-27摄氏度。印尼自然资源较为充裕，拥有丰富的石油、天然气以及煤等矿产资源（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻印度尼西亚大使馆经济商务处等,2020）。由于自身地理气候特点，印尼容易遭受自然灾害的影响，因而非常关注应对气候变化与气候适应领域。2021年印尼更新的国家自助贡献（NationallyDeterminedContribution，NDC）中提出了到2030年相较于BAU情景的2.87GtCO2e，无条件减少29%的温室气体排放，以及有条件减少最多41%的目标。在能源结构调整方面，印尼提出到2025年，一次能源中新能源与可再生能源占比不低于23%，到2050年不低于31%的目标（印尼,2021）。印尼是东盟最大的经济体，也是世界第十四大经济体（印尼,2021）。二十一世纪以来，印尼GDP一直以4%~7%的速度较快速增长，国内消费为印尼经济发展提供了稳定动力。2020年，印尼经济受到了新冠疫情的很大影响，但经济已经开始复苏，2022年GDP增长预计将达到5.1%（世界银行,2022a）。图28.印度尼西亚GDP历史趋势、结构及预测（2000年-2027年）数据来源：世界银行，2022d；IMF，2022a三产增加值一产增加值GDP二产增加值1,6001,4001,2001,00040060080020002003200020092013201720072002201120152006200120102014201820082004200520122016201920202021202320252022202420272026亿美元（2015不变价）2022年12月4950“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析如图30所示，印尼的人口仍保持增长，但增速已经放缓，2020年人口增速为1.07%（世界银行,2022d），未来5年可能进一步下降到0.84%（IMF,2022a）。印尼第二产业增加值占比已经开始下降，但能源消费和碳排放仍呈现上升态势，与人均GDP呈现出很强的相关性。电力供需情况在人口和经济规模增大的驱动下，印尼电力需求将稳步增长，而电力供应相对滞后，难以满足日益快速增长的需求。印尼工业发展方向主要为外向型制造业，包括采矿、纺织、轻工等行业（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻印度尼西亚大使馆经济商务处等,2020），随着印尼人口持续增长和国内电气化率的提高，加之社会从COVID-19疫情中逐渐恢复，电力需求将持续快速增长。PLN发布的《印尼电力供应商业计划（RUPTL）（2021-2030年）中预测，2021到2030年间电力需求将以4.4%的速度增长（OCED,2021）。目前印尼的电网覆盖率约为97%（世界银行,2022d）。不同岛屿间电气化率差别很大，一些主要为农村的岛屿（如东努沙登加拉，巴布亚）远低于其他地区，这些地区也得到在增加电力设施方面的政策支持（KEITHBURNARD等,2016）。PLN的RUPTL2021-2030预测，到2030年，电力用户将从目前的1210万增加到2440万。长期以来，印尼快速增长的电力需求主要由燃煤和燃气机组满足，一些遥远岛屿的电力则更加依赖于燃油电厂（MATTHEWHALSTEAD等）。PLN最新的电力供应计划也反映了印尼的气候与能源转型目标：为满足新增的电力需求，图30.印尼电力需求趋势数据来源：世界银行,2022d交通商业居民用电工业农林电力需求电力需求预测450,000350,000400,000300,000200,000250,000150,00050,000100,0000199019952005201520252010200020202030吉瓦时图29.印尼社会、经济、能源指标脱钩趋势（相对于2000年）数据来源：世界银行,2022dGDP人口人均GDP二氧化碳排放二产增加值一次能源消费总量3.02.51.02.01.50.50.02003200020092013201720072002201120152006200120102014201820082004200520122016201920202000=1从2021到2030年印尼需要总计40吉瓦的新发电机组，其中新能源发电预计提供24.8%的发电量，煤电将提供59.4%的发电量（PLN,2021）。65%的装机量将由独立电力生产商（IPPs）提供，其余装机量则归属PLN；从电源类型来看，IPPs提供的装机量中有45%左右为新能源发电（EBT），PLN提供的装机量中有64%为新能源发电。由于印尼的煤电机组仍旧非常年轻，一些煤电厂已经被批准，在2021到2030年间大量新老煤电机组将继续运行（OCED,2021）。电力行业管理体制和市场机制主要实体政府部门能源和矿产资源部（MinistryofEnergyandMineralResources,MEMR）是印尼能源主管部门，下设专注于石油和天然气、矿产、煤炭、电力，以及新能源和可再生能源和节能的各部门。MEMR负责有关印尼能源和矿业资产的政策和决策，包括技术方案和项目的实施。MEMR负责制定国家能源计划（RUEN）和国家电力计划（RUKN）。其他几个政府机构和部委对需要遵守的能源部门制订的法律和政策进行监管。公共工程和公共住房部负责管理水的使用权，包括作为水力发电站吸收的部分运营成本的水使用税。环境和林业部负责批准为地热项目、水电项目以及输电和配电线路使用林地。此外，该部还为资源开采和能源生产制定并执行环境标准和法规。国有企业部负责包括PLN在内的国有企业（SOE）的公司治理，包括与能源相关的企业。该部作为政府的股东代表为国家国有企业服务（FLORIANKITT等,2020）。国家电力公司印尼国家电力公司（PerusahaanListrikNegara,PLN）是印尼国有企业，拥有全国大约2/3的发电设备，除极少数政府批准的特例外，还掌控全部输配电设施。PLN每年编写和发布电力供应业务规划（RUPTL），RUPTL中会提供未来10年的电力需求预测以及满足未来需求的输电和发电扩展计划，由MEMR批准。私有部门为缓解电力供应紧张，印尼逐渐开放发电市场，约15%的电力由独立发电商（IndependentPowerProducers，IPPs）生产（戴立,2019），发电技术包括传统化石能源、生物质能、小型水电和光伏等。先运行的项目基本为完全自发自用或与PLN签订长期售电协议（PPA），根据RUPTL2021-2030，IPP在未来10年预计将提供大于60%的新增装机量。数据来源：《RUPTL2021-2030》，其中EBT为利用新能源或可再生能源生产的电力。发电厂开发商PLNIPP装机量（EBT）（吉瓦）9.14411.779装机量（非EBT）（吉瓦）5.12514.527装机量（合计）（吉瓦）14.26926.306占比35.2%64.8%表9.印尼2021-2030年新增装机规划2022年12月5152“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析电力市场机制印尼电力市场为单一购买者模式（SingleBuyer，又称为购电垄断）。国家电力公司PLN掌握全国主要的发电机组，IPP可以参与电力生产，但是只能售电给PLN。PLN还承担着全国绝大多数输配电和电力零售业务。根据MEMR2020年最新规定（MEMRReg4/2020），IPP不再需要将其设施的所有权转让给PLN，以此为投资者提供了更多的灵活性，旨在加速印尼的可再生能源发展。新能源电价机制印尼的电价由政府监管。目前可再生能源的电价机制是：对于光伏、风能、潮汐能、生物质能和沼气，其电价不高于当地基准电价（BPP）的85%，如果当地BPP高于国家BPP，则价格上限更高。BPP每年由MEMR制定。水力、地热和城市垃圾发电的价格上限为BPP。如果当地的BPP小于或等于国家的BPP，则电价根据双方的协议确定。然而，可再生能源的上网价格必须获得部长批准（RegMEMR50/2017），在基准电价（BPP）基本由煤电决定、没有额外补贴的情况下给可再生电力价格“封顶”，并不利于可再生能源的成本回收及发展。图31.印尼电力工业实体关系数据来源：课题组基于文献（IAEA,2015）整理印度尼西亚总统经济协调部长能源矿物资源部（MEMR）国家发展规划机构（NDPB）国有企业部（MoSOE）财政部（MoF）发电PLNIPPs输电及系统运营自备电厂配电终端用电客户Co-operatives现有装机和能源资源禀赋2020年，印尼的电力生产以燃煤机组为主，其次为天然气。印尼有丰富的煤炭与油气储备。2020年，燃煤发电占全部发电量比例高达63%，火力发电占比为83%，水电占比7%，地热发电占比5%，生物质能发电5%，风电与光伏占比微乎其微。印尼可再生能源资源禀赋良好，地热资源十分丰富。巴厘岛等一些岛屿光伏发电效率很突出，容量因子高达18%左右（DEONARINALDO等,2019）。水力和地热开发利用率相对较高，太阳能和风能利用率非常低。根据RUEN的数据，到2015年，印尼太阳能和风能利用率不到0.1%（PRESIDENTOFTHEREPUBLICOFINDONESIA,2017）。图32.印尼历史发电量结构数据来源：IEA数据来源：2017RUEN（PRESIDENTOFTHEREPUBLICOFINDONESIA,2017）新能源潜力装机（兆瓦）现有装机（兆瓦）利用率（截止到2015年）地热能295441438.54.87%水力发电750914826.76.43%小规模水电19385197.41.02%生物质能3265416715.12%太阳能20789878.50.04%风能606473.10.01%潮汐能179890.30.00%表10.印尼新能源潜力装机容量和利用率煤生物燃料天然气光伏水电废弃物地热油风电450,000350,000400,000300,000200,000250,000150,00050,000100,00001990199520052015201020002020吉瓦时2022年12月5354“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析从成本来看，2019年，印尼的地热发电在可再生能源中平准化度电成本低至4.5美分/千瓦时，竞争力最强。其次为生物质能，在4.68到11.4美分/千瓦时之间。并网光伏为5.84到10.28美分/千瓦时之间。陆上风电平均最高，平准化度电成本在7.5到16.1美分/千瓦时之间，远高于煤电和气电的发电成本（DEONARINALDO等,2019）。能源环境政策印尼于2021年11月联合国气候变化变化框架公约缔约方第26次大会（COP26）举行期间向UNFCCC提交了更新的NDC，提出到2030年相较于BAU情景的2.87GtCO2e，无条件减少29%排放，有条件减少最多41%的目标，延续了2016年版本的减排目标。在能源部门，提出到2025年，一次能源中新能源与可再生能源占比不低于23%，到2050年不低于31%的目标。同时，印尼也于COP26上宣布了于2060年实现净零排放的目标，PLN宣布了电力部门2050年净零排放的目标。MEMR和PLN发布的《电力和公用事业部门支持印尼实现2050年的碳中和的智能策略》中提出了相当具有雄心的能源转型目标与煤炭退出计划：该战略计划在2026年开始淘汰煤炭，到2040年可再生能源将达到能源结构的三分之一（ANISSASUHARSONO等,2022）。2022年11月，在二十国集团（G20）首脑峰会举行期间，美国、日本等十个国家开启了与印尼公正能源转型伙伴关系（JETP）的长期合作，十国承诺在3到5年内首先投入100亿美元，以期通过撬动来自公共与私有部门的200亿美元用于支持印尼发展可再生能源，推动煤电的退役，并承诺支持当地受影响的工人与社区（美国白宫,2022）。从《电力供应业务规划（RUPTL）（2021-2030年）》对于化石能源和新能源占比的规划中可以看出，未来煤炭仍将是印尼发电主要消费的能源，占比将在2025年下降到60.95%，在2030年达到59.37%。煤炭退出产生的电力缺口将主要由水力发电与地热发电来填补，燃油机组也将逐步退出，天然气发电占比基本持平，具体情况如表11所示。电源类型2021202220232024202520262027202820292030水力66668999910地热6666778888其他新能源1123876666天然气17181817161515161615油4321000000煤炭67666768616262606059其他新能源潜力0000000111调入0000000000合计100100100100100100100100100100表11.印尼电力供应业务规划（RUPTL）2021-2030中计划的每年发电量结构（%）数据来源：课题组基于（ANISSASUHARSONO等,2022）翻译整理为促进新能源发展，MEMR发布了一系列政策，在2017年发布的50号条例，对新能源的补贴上网电价进行了规定，但为了控制上网电价，规定新能源上网电价不能超过BPP的85%或100%（详情请见以下电价机制章节），并无法对新能源投资起到很大促进作用。2020年，MEMR修订50/2017并发布了2020年4号条例，为根据独立发电商（IPP）计划开发的可再生能源项目（"可再生能源IPP"）的采购带来了三个显著的变化：（i）PLN有可能重新使用直接任命机制，（ii）取消了这些项目完全按照建设、拥有、运营和转让（BOOT，build-own-operate-transfer）计划开发的要求，（iii）PLN必须优先购买可再生能源IPP的电力（基于必须运行的制度），这对这些工厂的发电能力没有任何限制。但MEMR4/2020并没有改变MEMR50/2017制定的可再生能源定价制度（ASHURST,2020）。在煤电方面，于2022年11月举办的G20峰会上，ADB与CirebonElectricPower（CEP）以及国家电力公司PLN在印度尼西亚ETM国家平台下，就第一个煤电厂的提前退休计划签署了谅解备忘录，660兆瓦的Cirebon-1电厂位于西爪哇，其将在资助下比技术寿命提前15年左右退役。针对海外投资，从2021年3月4日起，印度尼西亚根据2021年关于投资业务部门的第10号总统条例（PresidentialRegulationNo.10of2021onInvestmentBusinessSectors）提出的新投资清单（常被称为“Positivelist”）正式生效。新的清单放宽了之前对于海外在电力市场投资的限制，包括完全放开所有规模的发电、电力输配等的外资所有权的限制（ASHURST）。投资环境与双边合作随着人口和经济的不断发展，印尼的电力需求将继续快速增长。2021年，印尼和电力部门做出了减少碳排放的承诺，不再新建燃煤电厂，计划在2060年实现碳中和，并在2021年的电力供应规划中体现了能源结构低碳转型的决心。印尼有较为丰富的清洁能源资源，特别是地热资源，也有相对可观的风、光资源，且开发程度很低。随着中长期内燃煤电厂退出，清洁能源将逐渐填补印尼扩大的电力需求缺口，清洁能源将有较大发展潜力。印尼的电力市场机制相对完整成熟，中国企业也在当地参与了较多投资项目，中印双边合作较为紧密。近年来，为促进新能源发展，并吸引私有部门的投资，印尼政府陆续出台和修订政策和规定，并放宽对外资在电力部门投资的种种限制。由于印尼是群岛国家，岛屿之间实现电网连接困难较大，很多岛屿的电网是独立的。且不同岛屿的电力需求、电力普及率、新能源资源禀赋差别较大，电网和供电能力的建设将对政府财政造成较大负担，带来不确定性。目前世界形势异常复杂多变，也给各国的电力系统低碳转型，特别是化石能源非常丰富的印尼带来了挑战。此外，印尼的新能源电价机制仍存在上限，研究普遍提出印尼新能源电价机制还需要力度更大的变革。多年来，印尼第一大贸易伙伴是中国，日本是印尼的重要合作伙伴与投资来源国，印尼与澳大利亚、马来西亚、美国、欧洲等国家或地区合作密切。印尼货币为印尼盾。根据世界银行《2020年营商环境报告》，印尼的营商便利度在全球190个经济体中排名第73位。中国对外承包工程商会发布的《“一带一路”国家基础设施发展指数（2022）》中显示，印度尼西亚发展环境排名第9、发展需求排名第1（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻印度尼西亚大使馆经济商务处等,2020;中国对外承包工程商会,2022）。中国企业在印尼参与了大量的独立发电厂BOOT项目，作为售电方与PLN签署购电协议（PPA）。2022年12月5556“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析波斯尼亚和黑塞哥维那波斯尼亚和黑塞哥维那（简称：波黑，BiH）未来GDP低速增长，人口负增长，电力需求较为稳定。但是，电力是波黑的第一大宗出口商品，电力行业是投资重点领域。波黑煤炭资源较为丰富，同时也是巴尔干地区水能、太阳能和风能等可再生能源最丰富的国家之一。波黑电力结构以煤电和水电为绝对主导。波黑最新承诺的2030年碳减排目标考虑了1050MW煤电新建或者更新改造的排放空间。同时，波黑是欧洲能源共同体成员国之一，正努力争取加入欧盟，未来电力行业和环境能源政策等领域无疑将向欧盟发展目标、政策措施和标准靠拢。波黑提出了2050年碳中和目标，承诺加快发展非水可再生能源和逐渐取消煤炭相关补贴。波黑政治体制机制比较特殊，由波黑联邦和塞族共和国两个实体和一个特区组成。电力市场政策须在国家层面和两个实体层面通过才能正式生效。复杂的政体相应导致电力行业监管和运作结构相对复杂，投资方需要了解投资所在地的监管机制和法律政策具体要求。2022年12月5758“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文APCPActionProgrammeforCoalPhase-out淘汰煤炭的行动方案BDBrkoDistrict布尔奇科特区BiHBosniaandHerzegovina波斯尼亚和黑塞哥维那EIAU.S.EnergyInformationAdministration美国能源信息署ERRAEnergyRegulatorsRegionalAssociation波黑监管者区域委员会EUREuro欧元FBiHFederationofBosniaandHerzegovina波黑联邦管辖区FERKRegulatoryCommissionforEnergyinFederationofBosniaandHerzegovina波黑能源联邦电力监管委员会FiTFeedinTariff固定上网电价模式GAWBGreenAgendafortheWesternBalkans绿色议程宣言GWhGigawatthour吉瓦时IEAInternationalEnergyAgency国际能源署ISOIndependentSystemOperatorofBiH独立系统运营商kWhKilowatt-hour千瓦时MEMIFBiHMinistryofEnergy,MiningandIndustryofFBiH波黑联邦能源、采矿和工业部MFTERBiHMinistryofForeignTradeandEconomicRelationsofBiH波黑对外贸易和经济关系部MWMegaWatt兆瓦MWhMegawattHour兆瓦时NDCNationallyDeterminedContributionsofBosniaandHerzegovina（NDC）fortheperiod2020-2030国家自主贡献OIEiEKOperatorzaobnovljiveizvoreenergijeiefikasnukogeneraciju可再生能源和高效热电联产运营商PAParliamentaryAssemblyofBosniaandHerzegovina波黑议会RCCRegionalCooperationCouncil区域合作理事会缩写和中英文缩写全名中文RERSRegulatoryCommissionforEnergyofRS塞族能源监管委员会RSRepublikaSrpska塞族共和国管辖区RSMEMIRSMinistryofEnergy,MiningandIndustryof塞族共和国能源、采矿和工业部SERCStateElectricityRegulatoryCommission波黑国家电力监管委员会SPPsSmallPowerProducers小型发电厂USITAUSInternationalTradeAdministration美国国际贸易管理局LawonTransmissionofElectricPower,RegulatorandSystemOperatorofBosniaandHerzegovina波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输、监管机构和系统运营商法LawEstablishingtheCompanyfortheTransmissionofElectricPowerinBosniaandHerzegovina建立波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输公司法LawEstablishinganIndependentSystemOperatorfortheTransmissionSystemofBosniaandHerzegovina波斯尼亚和黑塞哥维那输电系统独立系统运营商法TariffPricingMethodologyforServicesofElectricityTransmission,OperationofISOandAncillaryServices输电服务、独立电力系统运营商的系统运营和辅助服务的电价定价方法DecisionontariffsforelectricitydistributionservicesintheBrkoDistrictofBIH关于波黑布尔奇科地区配电服务费的决定DecisionontariffsforelectricitysupplywithinuniversalserviceinBrkoDistrictofBIH关于波黑布尔奇科地区普遍服务范围内的电力供应价格的决定ActionplanforusingtherenewableenergysourcesofBiHfortheperioduntil20202020年前波黑可再生能源利用行动计划ElektroprenosBosneiHercegovine波黑电力输送公司EnergyframeworkstrategyofBiHuntil20352035年前波黑能源框架战略Long-TermTransmissionNetworkDevelopmentPlan2015-20242015-2024年长期输电网络发展计划ClimateChangeAdaptationandLowEmissionsGrowthStrategyofBiHto2025波黑2025年适应气候变化和低排放增长战略2022年12月5960“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图33.波斯尼亚和黑塞哥维那能源消费、碳排放与人均GDP变化趋势（2000年-2019年）图34.波黑三产比重（2000年-2020年）数据来源：世界银行,2022;美国能源信息管理局,2022;世界资源研究所,2020数据来源：世界银行,2022波黑产业结构呈现稳定的“三、二、一”特征。2020年波黑三次产业结构为7：25：68，经济增长主要依靠服务业拉动（图34）。第一产业第三产业第二产业100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192020一次能源消费总量变化人均GDP变化碳排放总量变化250100200150500200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192000年=100波黑位于欧洲巴尔干半岛西部。波黑政治体制比较特殊，由波黑联邦（FederationofBosniaandHerzegovina,FBiH）和塞族共和国（RepublikaSrpska,RS）两个实体组成，并单设由中央政府直属的布尔奇科特区（BrčkoDistrict,BD）。宏观社会经济条件回顾过去20年，波黑经济发展呈现与一次能源消费、二氧化碳排放弱脱钩的趋势。如图33所示，在2000-2019年间，人均GDP增长幅度始终高于一次能源消费总量的变化，在人均GDP保持增长的同时一次能源消费总量在2010年左右达峰并处于平台期。人均GDP增速与碳排放量变化在2009年后呈现偏离，2009-2013年期间碳排放量增长速度快于人均GDP增速，2013年后两者变化趋势扭转，碳排放量增速放缓，人均GDP仍保持增长。碳排放量在2011年达峰后震荡下降。总体而言，2020年相比2010年，人均GDP增长约2倍，一次能源消费总量基本不变，二氧化碳排放增长1.5倍。图35.波黑GDP和GDP增长率（2000年-2027年）图36.波黑人口及人口增长率（2000年-2027年）数据来源：IMF,2022;世界银行,2022数据来源：IMF，2022;世界银行，2022根据世界银行标准，波黑为中等收入国家，2020年GDP总量和人均GDP分别约为178亿美元（2015年不变价）和5433美元（2015年不变价）。过去20年，波黑经历了2009年和2020年两次经济衰退，这两年经济增速分别下降到-3%和-3.2%。波黑经济增长较为缓慢，最高值出现在2018年，GDP增长率曾达到3.74%。根据IMF的《2022年世界经济展望》预测，在2022-2027年的未来五年，GDP将以年均3%的速率增长（图35）。波黑人口呈减少趋势，从2000年的375万人减少为2020年的328万人。根据IMF的2022年《世界经济展望》预测，未来5年波黑人口规模基本不变。世行预测2030年和2050年波黑人口分别下降到310万人和260万人（图36）。GDP总人口GDP预测人口预测GDP增长率总人口增长率GDP增长率预测人口增长率预测2500.048.00%0.00%1002000.0350.0250.0150.005504.00%-0.01%1500.030.020.016.00%-0.01%2.00%0.00%-4.00%-0.02%-2.00%-2.00%0020032003202320232000200020092009201320132017201720072007202720272002200220222022201120112015201520062006202620262001200120212021201020102014201420182018200820082004200420242024200520052025202520122012201620162019201920202020亿美元（2015年不变价）亿人2022年12月6162“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析电力供需情况从发电量结构来看，煤电是波黑的主力电源，占比始终高于55%，2017年曾达到72%。2021年，波黑总发电量为17055.44吉瓦时。其中，火电9820.98吉瓦时，水电6316.99吉瓦时，风电并网381.81吉瓦时。波黑出口电力8197.66吉瓦时；进口电力3312.00吉瓦时（STATEELECTRICITYREGULATORYCOMMISSION,2017,2021）。截至2021年，波黑已建成119个小水电站，但发电量仅占全国全部发电量的2.54%（AZEMKURTIC,2022）。2021年波黑电力消费总量为12170吉瓦时，电力用户1570415个，其中居民用户占比92%，其他消费用户占比8%。近些年，波黑电力终端消费较为平稳，基本在10000~12000千瓦时之间波动。图37.波黑发电量结构变化（2013年-2020年）图38.波黑终端电力消费变化数据来源：国家电力管理委员会,2017,2021数据来源：国家电力管理委员会,2017,2021煤电其他水电100%14,00090%12,00080%10,00070%8,00060%50%6,00040%30%4,00020%10%2,000002013201311088.3511183.341173511792.510959.849970.6510672.5610873.3511431.92017201720152015201420142018201820162016201920192020202020212021吉瓦时波黑是电力净出口国，主要向包括欧盟在内的区域市场出口电力（ENERGYCOMMUNITY,2021）。数据来源：国家电力管理委员会,2017,2021电力行业管理体制和市场机制波黑不属于欧盟成员国，但作为能源共同体所有成员国之一，波黑有义务执行能源共同体关于能源、环境、竞争和可再生能源等相关的法律。波黑电力行业管理和市场运行涉及国家层面和两个实体层面的多家监管和实施机构，监管和运作结构比较分散和复杂。两个政治实体负责制定和实施本辖区内的电力相关法规政策及标准。立法基础波黑电力市场建立、运作、管理和实施主要依据三个关键法律文件。波黑议会（PA）2002年通过了《波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输、监管机构和系统运营商法》（LawonTransmissionofElectricPower,RegulatorandSystemOperatorofBosniaandHerzegovina）。该法案规定了国家电力监管委员会、独立系统运营商和电力传输公司的建立和工作，并界定了这些机构的职能和权限，旨在促进和推动在波黑建立一个电力市场和区域电力市场（THEPARLIAMENTARYASSEMBLYOFBOSNIAANDHERZEGOVINA,2002）。《建立波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输公司法》（LawEstablishingtheCompanyfortheTransmissionofElectricPowerinBosniaandHerzegovina）的目的是建立一个单一的输电公司，并确保波黑全境内以规定的质量标准持续供应电力。该法案旨在促进波黑电力市场的建立，并将其纳入区域电力市场和区域能源发展活动（THEPARLIAMENTARYASSEMBLYOFBOSNIAANDHERZEGOVINA,2004b）。《波斯尼亚和黑塞哥维那输电系统独立系统运营商法》（LawEstablishinganIndependentSystemOperatorfortheTransmissionSystemofBosniaandHerzegovina）的目的是建立一个独立的系统运营商，并确保波黑全境内以规定的质量标准持续供应电力，促进在波黑建立一个竞争性的电力市场，并将其纳入区域电力市场和区域能源发电力进口电力出口9,0008,0007,0006,0005,0004,0002,0001,0003,000020136910.83166.95767.573965.375213.443428.167697.773118.736568.842824.967327.443266.288197.6633125997.73177.666788.43144.5520172015201420182016201920202021吉瓦时图39.波黑电力进出口情况（2013年-2021年）2022年12月6364“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析展活动。该法案的制定依据现有的国际惯例和适用的欧盟指令（THEPARLIAMENTARYASSEMBLYOFBOSNIAANDHERZEGOVINA,2004a）。能源主管机构在国家层面，波黑对外贸易和经济关系部（MinistryofForeignTradeandEconomicRelationsofBiH,MFTERBiH）负责波黑全境范围内能源管理事务，包括制定政策和基本原则，负责协调和整合国际机构和实体之间的战略计划制定。在波黑联邦层面，波黑联邦能源、采矿和工业部（MinistryofEnergy,MiningandIndustryofFBiH,MEMIFBiH）负责波黑联邦辖区内能源相关的立法建议，确保能源市场正常运作，以及管辖区内与电力和能源部门相关的其他任务。在塞族共和国层面，塞族共和国能源、采矿和工业部（MinistryofEnergy,MiningandIndustryofRS,MEMIRS）负责塞族共和国辖区内能源相关的立法建议，确保能源市场正常运作，以及管辖区内与电力和能源部门相关的其他任务（NEDŽIDASALIHOVIĆ-WHALEN,2015）。电力行业监管和机构波黑电力部门包括三家电力监管机构以及两家国家层面电力输送机构。国家层面包括国家电力监管委员会（StateElectricityRegulatoryCommissionofBosniaandHerzegovina,SERC），独立系统运营商（IndependentSystemOperatorofBiH,ISO）和波黑电力输送公司（ElektroprenosBosneiHercegovine）。在实体层面上，塞族共和国和波黑联邦也分别设立了本辖区内的电力监管委员会。能源电力相关的政策需要在国家层面和两个实体层面两个层面通过才能正式生效（NEDŽIDASALIHOVIĆ-WHALEN等,2020）。国家层面国家电力监管委员会（SERC）按照《波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输、监管机构和系统运营商法》要求成立，作为波黑国家层面的电力市场监管机构，负责全国电力体系的监管，包括电力输送、输送系统的运作和国际电力贸易，以及布尔奇科地区电力生产、分配和消费等，负责确定电价标准和电网接入链接条件等。SERC具有独立法人地位的非盈利性机构，由波黑议会负责监管（ENERGYREGULATORSREGIONALASSOCIATION,2022b）。波黑独立系统运营商（ISO）按照《波斯尼亚和黑塞哥维那电力传输、监管机构和系统运营商法》依法成立，负责管理波黑全境内输电网的运行和调度，并指导、安排和协调电网的维护、建设和扩展，保证稳定和可靠的电力供应。ISO是独立于其他电力市场主体和电力生产、分配和供应活动的非盈利性国家级电力系统运营商。ISO由塞族共和国和波黑联邦两个实体拥有，在波黑全境负责输电网络的运行和调度。ISOBiH相关工作由SERC监管（THEPARLIAMENTARYASSEMBLYOFBOSNIAANDHERZEGOVINA,2004a）。波黑电力输送公司ElektroprenosBosneiHercegovine在波黑国家电力监管委员会（SERC）监管下，负责建立负责波黑地区高压输电网路的输送、维护、建设、扩容和管理等工作（THEPARLIAMENTARYASSEMBLYOFBOSNIAANDHERZEGOVINA,2004b）。波黑联邦和塞族共和国两个实体层面波黑联邦波黑联邦能源监管委员会（RegulatoryCommissionforEnergyinFederationofBosniaandHerzegovina,FERK）是波黑联邦行政管辖区内的电力市场监管机构，具体负责监督和管理电力的生产、分配和供应，以及电力市场。可再生能源和高效热电联产运营商（Operatorzaobnovljiveizvoreenergijeiefikasnukogeneraciju,OIEiEK）于2013年成立，主要支持可再生能源和高效热电联项目建立电力赎回和激励制度等，并由DERK进行监管。塞族共和国塞族能源监管委员会（（RegulatoryCommissionforEnergyofRS,RERS）是塞族行政管辖区内的电力市场监管机构，负责监督和管理电力的生产、分配和供应，以及电力市场，并负责可再生能源开发利用。发电企业目前，波黑有三家国有发电公司，分别是JPElektroprivredaBiH、JPElektroprivredaHZHB、MPElektroprivredaRS。JPElektroprivredaBiH覆盖波黑联邦波什尼亚克族地区，发电量约占波黑发电总量的50%；JPElektroprivredaHZHB覆盖波黑联邦克罗地亚族地区，发电量约占波黑发电总量的10%；MPElektroprivredaRS负责塞族行政管辖区，发电量约占波黑发电总量的40%。JPElektroprivredaBiH和JPElektroprivredaHZHB是负责电力生产、输配、供应和贸易的垂直一体化企业。MPElektroprivredaRS下属11个分支机构（五个配电机构、五个发电企业和一个研究中心）。KomunalnoBrčko是负责布尔奇科特区（BD）电力分配和供应，没有任何发电能力，这三家发电企业来满足电力需求（NEDŽIDASALIHOVIĆ-WHALEN,2015）。波黑电力供应以燃煤发电和水力发电为主，近几年开始发展风电、太阳能光伏发电。波黑小水电和光伏电以私人投资为主，波黑正在建设一些私人投资的生物质能电力项目、风电项目，波黑也正在考虑建设或重建燃用褐煤的发电厂。电力市场机制波黑电力市场由国家电力监管委员会（SERC）负责制定规则和条例，规范电价制定方法。2021年，SERC出台了《输电服务、独立电力系统运营商系统服务、辅助服务的电价定价方法》（TariffPricingMethodologyforServicesofElectricityTransmission,OperationofISOandAncillaryServices），规定了输电网费用、独立系统运营商运营电价、系统服务电价和辅助服务的电价制定方法。电价适用于接入400kV、220kV、110kV电压水平的电力用户。电价构成包括：峰值容量、接入输电网络的发电设施注入的有功功率、提取的有功功率、过度提取的无功功率。电价水平可按照如下标准区分，包括季节性电价、日电价、取决于尖峰负荷时长的电价、取决于消费水平的电价（SERC,2021）。波黑上网电价构成包括设备运营、维护、更换、建设和重建的合理成本，以及合理的投资汇报、摊销、税收，也包括环境和消费者保护。上网电价确定程序必须确保上网电价以事实为基础，符合《波黑电力传输、监管机构和系统运营商法》和《输电服务、独立电力系统运营商系统服务、辅助服务的电价定价方法》规定的一般电价制定原则和标准（SERC,2021）。2021年12月，SERC通过《关于波黑布尔奇科地区配电服务费的决定》（DecisionontariffsforelectricitydistributionservicesintheBrčkoDistrictofBIH）和《关于波黑布尔奇科地区普遍服务范围内的电力供应价格的决定》（theDecisionontariffsforelectricitysupplywithinuniversalserviceinBrčkoDistrictofBIH），于2022年1月正式生效。根据这些决定，配电的平均电价保持在相同的水平，而为居民客户和接入0.4千伏商业客户的供应平均价格分别增加了3.77%和3.17%。2022年12月6566“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析从2012年开始，波黑采用固定上网电价制度（FiT,Feed-inTariff）鼓励新能源发电，两个实体分别确定本辖区的补贴电价。此外，塞族共和国将上网电价溢价（FiP,Feed-inPremium）制度也纳入了可再生能源支持框架中。FiP制度是指在大型可再生能源发电企业在公开市场的电力销售价格上加收溢价（补贴金额）的制度。FiT定价制度是只对可再生能源电力设定保障性收购配置并采用固定价格收购（BOSNIAANDHERZEGOVINA,2020）。2018年波黑可再生能源支持计划如下表所示。根据2019年塞族共和国公布的《可再生能源和高效热电联产法修正案》（TheLawontheAmendmentstotheLawonRenewableEnergySourcesandEfficientCogeneration），可再生能源电力企业可以享有诸多支持政策，包括优先接入电网、保障性电力收购、固定上网电价，以及获得溢价的权利（波黑,2020）。波黑联邦政府发布的《可再生能源使用行动方案》（ActionPlanforUsageofRenewableEnergySourcesintheFederationofBiH）规定了波黑联邦行政区内电力、供热（制冷）、交通的终端能源中可再生能源占比的约束性目标，并且鼓励水电、太阳能、风能、生物质能电力的发展（波黑,2020）。波黑成立专门工作组，研究讨论一系列推动可再生能源支持改革计划，旨在降低可再生能源的支持成本，并在完全自由电力市场环境下促进可再生能源项目。目前工作组针对大型可再生能源项目和小型可再生能源项目分别提供了不同支持方案建议，提出大型可再生能源项目采用FiP支持模式，小型可再生能源项目仍采用FiT定价模式。不同可再生能源技术的大型和小型区分标准目前还没有确定（波黑,2020）。现有装机和能源资源禀赋波黑电力装机以水电和煤电为主，基本各占半壁江山，风电是波黑第三大电源，其次是太阳能发电。太阳能发电项目于2015年开始运行，大型风电项目于2018年开始运行，生物质能发电装机容量较少。波黑可再生能源发电市场主要以独立发电企业为主，国有发电企业为辅。2020年，独立发电企业发电量占可再生能源发电量的76.4%，国有发电企业占比为23.6%。目前，波黑可再生能源激励政策主要针对于10兆瓦以上的水电、风电、光伏发电和生物质电厂。到2035年，波黑希望风电发电量占比超过小水电电量占比（佚名,2017）。数据来源：波黑,2020项目类型支持计划塞族共和国波黑联邦水电FiT（0.0606–0.0714）€/千瓦时（0.06–0.144）€/千瓦时FiP（0.0164-0.0272）€/千瓦时-风电FiT0.075€/千瓦时（0.073–0.187€/千瓦时）FiP0.0307€/千瓦时-生物质能FiT（0.1159–0.1234€/千瓦时（0.12-0.24€/千瓦时）FiP（0.0714-0.0791）-太阳能FiT（0.0949-0.1402）€/千瓦时（0.093–0.208€/千瓦时）FiP（0.0507-0.0956）€/千瓦时-表12.2018年波黑可再生能源支持计划根据美国国际贸易管理局（USInternationalTradeAdministration,USITA）提供的数据，波黑煤炭储备官方估计约为50亿吨，煤炭年产量约为1500万吨（美国国际贸易管理局,2022），波黑没有油气储备。波黑得益于其地理区位优势，是巴尔干地区水能、太阳能和风能等可再生能源最丰富的国家之一。根据世界银行数据，波黑太阳能资源为3.66千瓦时/平方米/天。尽管如此波黑能源供应目前仍高度依赖化石能源。2019年一次能源供应中，化石能源（煤、油和气）占比为76%，非化石能源（生物质燃料、水能、太阳能及光伏）占比为24%。图40.波黑电力装机结构变化（2013年-2021年）图41.波黑能源供应结构（2019年）数据来源：国家电力监管委员会,2017,2021数据来源：国际能源署,2022煤电风电太阳能水电生物质发电兆瓦5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000201320142015201620172019201820202021煤炭，51.9%生物质燃料及垃圾废物16.5%水电，7.0%天然气，2.5%油品，21.8%风能太阳能等，0.3%2022年12月6768“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析波黑监管者区域委员会（EnergyRegulatorsRegionalAssociation,ERRA）网站提供电价和天然气价格数据库，付费用户可以获得1998年以来发电、批发和重点用户电价和电力消耗量，以及天然气批发和终端用户价格（ERRA，2022a）。波黑电力用户分为居民用户和其他类型用户。2021年波黑平均电价为77.66欧元/兆瓦时，比2020年电价（78.99欧元/兆瓦时）低1.7%。其中居民平均电价是71.73欧元/兆瓦时，其他类型用户平均电价为93.11欧元/兆瓦时（STATEELECTRICITYREGULATORYCOMMISSION,2021）。居民用天然气价格约为0.66马克/立方米，工业用天然气价格0.86马克/立方米（商务部国际贸易经济合作研究院等,2021）。能源环境政策气候政策2021年4月，波黑正式向UNFCCC秘书处提交了第二次强化国家自主贡献。波黑目前的年温室气体排放量的全球占比低于0.1%。针对2030年和2050年，温室气体减排目标承诺为：2030年实现的无条件减排目标：2030年相对于2014年下降12.8%，相对于1990年下降33.2%；有条件减排目标：2030年相对于2014年下降17.5%，相对于1990年下降36.8%；2050年实现的无条件减排目标：2050年相对于2014年下降50%，先对于1990年下降61.7%；有条件减排目标：2050年相对于2014年下降55%，先对于1990年下降65.6%。波黑2030年承诺的温室气体减排目标考虑了新建1050兆瓦煤电厂或者更新改造的排放空间（波黑,2022）。2021年3月，波黑部长会议通过了《2020-2030年波黑减排计划》，提出基于《巴黎协定》和欧盟《西巴尔干绿色议程》，该计划旨在全球范围内减少碳排放，到2050年实现碳中和。2020年11月，波黑签署了西巴尔干地区《绿色议程宣言》（theGreenAgendafortheWesternBalkans）（GAWB）。波黑在应对气候变化、可再生能源发展和环境政策与欧盟保持一致，承诺本国2050年实现碳中和。根据能源共同体和欧盟法律，波黑承诺制定具有前瞻性的2030年能源和气候目标，制定并实施综合的能源和气候计划，通过将气候行动纳入部门政策，减少西巴尔干经济体的温室气体排放；承诺引入碳定价工具和以市场为基础的可再生能源支持计划，努力减少并且逐渐退出煤炭补贴，严格遵守国家援助规则，积极参与西巴尔干地区转型期的煤炭区域倡议（区域合作理事会,2020）。根据区域合作理事会2021年10月公布的《绿色宣言实施方案》，为寻找社会可接受的以及公正的淘汰燃煤发电路径，西巴尔干地区应建立一个脱碳委员会致力于在2024年底前制定一个淘汰煤炭的行动方案（ActionProgrammeforCoalPhase-out（APCP））。APCP应制定淘汰燃煤发电的时间表以及各项措施行动，防止和减轻潜在负面影响（区域合作理事会,2021）。2013年10月8日，部长会议通过的《波黑2025年适应气候变化和低排放增长战略》（ClimateChangeAdaptationandLowEmissionsGrowthStrategyofBiHto2025）提出，在2025年左右波黑温室气体年排放量达峰，并且人均排放水平低于欧盟27国人均水平。到2025年，将煤电厂的能源生产效率至少提高到40%，新增至少150兆瓦可再生能源发电能力（包括、生物质（热电联产）、水力发电和风力发电）。能源/电力转型政策2022年，波黑联邦实体的联邦议会下院众议院的立法者赞成修改其管辖区内的《电力法》，保护河流和生物多样性，禁止小型水电站建设（AZEMKURTIC,2022）。2018年10月，波黑部长会议通过《2035年前波黑能源战略框架》（EnergyframeworkstrategyofBiHuntil2035），这是一份非约束性的框架协议，主要包括新建能源设施、增加可再生能源电力生产、投资输电网络、维持矿山生产和进行现代化改造。根据该框架，波黑联邦计划新建17座水电站、11座风电站；塞族共和国计划新建33座水电站、3座风电站（商务部国际贸易经济合作研究院等,2021）。2016年，SERC批准《波黑独立系统运营商（ISOBiH）：2017-2026年指示性电量发展计划》（IndependentSystemOperatorinBiH（ISOBiH）:IndicativeProductionDevelopmentPlan2017-2026）。该计划覆盖波黑所有发电类型（包括火电、风电、水电和太阳能发电），并提供有关：1）生产能力参数；2）前期输电网的平衡性能；3）前期波黑的发电量和消费量；4）2016年输电网的电力平衡；5）2017-2026年的消费预测；6）综合可再生能源；7）2017-2026年输电网的电量和电力平衡等信息。2016年，SERC通过《2015-2024年长期输电网络发展计划》（Long-TermTransmissionNetworkDevelopmentPlan2015-2024），该计划要求在2015-2024年间输电网损失率约为2.2%。投资环境与双边合作根据商务部等最新公布的《对外投资合作国别（地区）指南：波黑（2021年版）》，波黑的电力项目投资是采用特许经营投资承包模式，通过建立战略合作伙伴关系+BOT（建设-经营-转让）或PPP（公私合作合营），以BOT模式为主。联邦和塞族共和国两个实体的具体实施模式有部分差别（商务部国际贸易经济合作研究院等,2021）。中国在波黑的投资和承包工程合作尚处于起步阶段，但发展潜力巨大。2016年8月，东方电气公司承包建设的波黑斯塔纳里30万千瓦火电站项目正式完工并交接，开始执行运维合同；2018年8月，项目质保期结束，顺利移交业主。这是中资企业首次在波黑参与基础设施建设的项目（商务部国际贸易经济合作研究院等,2021）。2022年12月6970“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析孟加拉国孟加拉国经济与人口增长迅速，人均电力消费水平较低，电力需求增长空间巨大。目前发电结构以燃气和燃油电厂为主，煤电占比较低。孟加拉国可再生能源潜力非常有限，同时化石能源匮乏，贫煤缺油，本地较为丰富的天然气资源产量已经开始下降并将在中长期枯竭，目前对于进口化石能源的需求快速上升。由于成本优势，煤电将在短中期内有较快发展。目前没有关于煤电退出的讨论。为满足电力需求并履行其应对气候变化的承诺，孟加拉国需尽快发展可开发的新能源，由于可用土地的限制，分布式光伏将有较为可观的前景。除此之外，还需要发展核电并从邻国进口更多水电，这将需要大量的电网基础设施与相关投资。2022年12月7172“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析缩写全名中文NDCNationallyDeterminedContribution国家自主贡献PPPPublic-PrivatePartnership公私合作BOOTBuild-Own-Operate-Transfer建设—拥有—经营—转让PFIPrivateFinanceInitiative私有部门融资BOOBuild-Own-Operate建设一拥有一运营BLTBuild-Lease-Transfer建设—租赁—转让DBFODesign-Build-Finance-Operate设计一建设一融资一运营IPPsIndependentPowerProducers独立发电商SIPPSmallIndependentPowerProducer小型独立发电商MPEMRMinistryofPower,EnergyandMineralResources孟加拉电力、能源和矿产资源部SREDASustainableandRenewableEnergyDevelopmentAuthority可持续和可再生能源发展局BERCBangladeshEnergyRegulatoryCommission孟加拉国能源管理委员会BPDBTheBangladeshPowerDevelopmentBoard孟加拉国电力发展委员会APSCLAshuganjPowerStationCompanyLtd.阿术甘杰电力公司EGCBElectricityGenerationCompanyofBangladeshLtd.孟加拉发电公司NWPGCLNorthWestPowerGenerationCompanyLtd.西北发电公司REBRuralElectrificationBoard农村电气化委员会WZPDCLWestZonePowerDistributionCompanyLtd.西区配电有限公司NLDCNationalLoadDispatchCenter国家电力调度中心NESCONorthernElectricitySupplyCompanyLtd.北方电力供应有限公司BIFPCLBangladesh-IndiaFriendshipPowerCompany（Pvt.）Ltd.孟加拉-印度友谊电力公司BBPCLBayofBengalPowerCompany（Pvt.）Ltd.孟加拉湾电力公司PPAPowerPurchaseAgreement购电协议DPDCDhakaPowerDistributionCompanyLtd.城市电网公司PGCBPowerGridCompanyofBangladeshLtd.孟加拉国电网公司RPCLRuralPowerCompanyLimited农村电力公司JICAJapanInternationalCorporationAgency日本国际协力机构EAElectricalAdvisor电力顾问CEIChiefElectricalInspector电力检查主管缩写和中英文孟加拉人民共和国（ThePeople’sRepublicofBangladesh）位于南亚次大陆，连接着中国、印度和东盟三大经济体，地理位置优越。大部分地区属于亚热带季风型气候。孟加拉国有八个行政区，首都为达卡市（Dhaka），第二大城市是位于孟加拉湾东北湾的港口城市吉大港（Chittagong），吉大港贡献了全国80%的国际贸易与40%的工业产值（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻孟加拉国大使馆经济商务处等,2020）。宏观社会经济条件孟加拉国是南亚地区乃至全球最具经济发展活力的国家之一。从2010年以来，GDP增速基本保持在6%以上，并且有加快的趋势，2019财年实现8.15%的经济增长。IMF预测2022年孟加拉国经济增速将恢复至新冠疫情前的水平。2020年，孟加拉国人口数量为全球第八，人口增速1%左右，有放缓趋势，但劳动力充沛，人口红利较为明显。孟加拉国处于快速工业化阶段，根据世界银行数据计算，第二产业占比持续增长，从2000年的21%增长到2020年的32%左右。服装加工业是其支柱产业（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻孟加拉国大使馆经济商务处等,2020;IMF,2022a）。根据IEA数据（IEA,2022），孟加拉国本土的天然气产量已经于2017年左右达到峰值并开始下降，但天然气需求仍迅猛上升，因此对于进口的天然气依赖更加明显，2020年大约40%的终端消费天然气通过LNG进口提供。孟加拉国本地煤炭产能比较有限，从2015年左右需求开始大幅上涨，2020年本地生产煤炭仅能满足约13%的终端煤炭需求，其余均依靠进口。图42.孟加拉GDP历史趋势、结构及预测（2015年不变价）数据来源：世界银行，2021；IMF，20214504003503001502002501005002003200020092013201720072002201120152006200120102014201820082004200520122016201920202021202320252022202420272026亿美元（2015不变价）第三产业增加值第一产业增加值GDP第二产业增加值2022年12月7374“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图43.孟加拉国社会、经济、能源指标脱钩趋势（相对于2000年）图44.孟加拉国电力需求将快速增长数据来源：课题组基于世界银行,IMF,BP公布数据计算数据来源：历史数据来自IEA，预测数据来自孟加拉能矿部电力司（MPEMRPowerDivision）的RevisitingPSMP2016报告电力需求发展空间孟加拉国人均用电量约为483千瓦时，约为邻国印度人均用电量的二分之一，中国的十分之一，发展空间较大。根据孟加拉国电力公司的预测，到2041年，较2020年提高四倍；到2103年提高至2391千瓦时的水平。此外，在人口、经济的稳定增长、工业发展、电力供应的覆盖范围扩大的推动下，根据电力司预测，孟加拉国电力需求将快速增长。GDP人口人均GDP二氧化碳排放二产比重一次能源消费总量4.51.54.03.53.02.52.01.00.50200320002009201320172007200220112015200620012010201420182008200420052012201620192020交通商业居民用电工业农林500,000450,000350,000400,000300,000200,000250,000150,00050,000100,0000200020052015202520352020201020302040吉瓦时电力需求电力需求预测2000=1图45.孟加拉国地图（用电需求主要集中在DHAKA和CHITTAGONG两个主要城市）电力需求目前将持续集中在首都达卡和港口城市吉大港区域，但随着电力供给更多转移到南部和西北部，供需间的地理不平衡将对电网基础设施建设产生巨大需求。电力行业管理体制和市场机制主要实体政府部门发电、输电和配电方面的所有事项和政策相关问题由孟加拉电力、能源和矿产资源部电力司（MinistryofPower,EnergyandMineralResources,MPEMRPowerDivision，后文简称电力司）负责处理。电力司于1998年在MPEMR下成立。截止到2022年11月，电力部门最新的官方规划文件是于2016年在日本国际协力机构JICA（JapanInternationalCorporationAgency）支持下发布的《电力综合发展计划》（PowerSystemMasterPlan（PSMP）2016），该计划于2018年被更新。孟加拉政府（GoB）于2014年在PowerDivision下成立了可持续和可再生能源发展局（SustainableandRenewableEnergyDevelopmentAuthority，SREDA），旨在促进和传播可持续能源，同时解决可再生能源和能源效率问题。数据来源：WorldAtlas.com2022年12月7576“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析PowerCell于1995年在电力司下成立，以促进部门改革的实施和促进私营部门的发展（USAID,2021）。电力司下的EA&CEI（Electricaladvisor，EA；ChiefElectricalInspector，CEI）负责计划及财政。孟加拉国能源管理委员会（BangladeshEnergyRegulatoryCommission，BERC）负责制定规则和条例，以确保管理、运营和关税确定的透明度。该委员会于2006年颁布了《发电许可条例》，并于2008年颁布了《输电和配电许可条例》。2007年发布了发电电价条例，2010年发布了输电和配电的条例。国有发电公司孟加拉国电力发展委员会（TheBangladeshPowerDevelopmentBoard,BPDB）主要负责除达卡和西部地区以外的城市地区的主要发电和配电。该委员会隶属于孟加拉国政府电力、能源和矿产资源部电力司。除BPDB之外，国有发电企业还包括BPDB的子公司阿术甘杰电力公司（AshuganjPowerStationCompanyLtd.,APSCL）、孟加拉国发电公司（ElectricityGenerationCompanyofBangladeshLtd.,EGCB）、西北发电公司（NorthWestPowerGenerationCompanyLtd.,NWPGCL），以及非BPDP子公司的农村电力公司（RuralPowerCompanyLimited,RPCL）。国有电力输配公司孟加拉国的输电归属孟加拉电网公司（PowerGridCompanyofBangladeshLtd，PGCB），PGCB负责全部220kV及以上电网，PGCB是BPDB的子公司（USAID,2021）。在BPDB之外，配电被横向分为首都地区的城市电网公司（DhakaPowerDistributionCompanyLtd.，DPDC）和孟加拉国达卡电力公司（DhakaElectricSupplyCompanyLimited，DESCO），以及农村地区的农村电气化委员会（RuralElectrificationBoard，REB）。城市配电公司包括西区配电有限公司（WestZonePowerDistributionCompanyLtd.，WZPDCL）和北方电力供应有限公司（NorthernElectricitySupplyCompanyLimited，NESCO）等。调度机构PGCB管理着国家电力调度中心（NationalLoadDispatchCenter，NLDC），该机构负责预测电力需求并根据经济性最优（Meritorder）进行发电机组的调度。然而调度主要是通过人工手动在表格中处理，这可能也导致了燃油发电机组和成本较高的机组被优先于成本更低的机组调度（USAID,2021）。合资企业BPDB与其他组织/公司建立了合资企业，包括BPDB和RPCL的合资公司BRPowerGenLtd.，BPDB和印度NTPC的合资公司孟加拉-印度友谊电力公司（Bangladesh-IndiaFriendshipPowerCompany（Pvt.）Ltd.,BIFPCL），以及BPDB和中国CHDHK成立的合资公司孟加拉湾电力公司（Pvt.）（BayofBengalPowerCompany（Pvt.）Ltd.,BBPCL）。私有部门为满足电力需求，孟加拉国政府出台政策鼓励通过PPP、RPP、IPP等方式推动电力行业发展。私有部门包括独立发电商（IPP），小型IPP（SIPP）和租赁电厂（Rental或RPP）。孟加拉国国内国有与私有两类投资主体的装机容量接近。2020年总装机容量为20,383兆瓦，其中包括9,717兆瓦的国有装机量，622兆瓦为合资项目，7332兆瓦为IPP/SIPP，1301兆瓦的租赁电厂和1,160兆瓦的印度进口电力（BPDB,2021）。电力市场机制与现状孟加拉国电力市场为单一购买者模式（SingleBuyer，又称为购电垄断）。IPP需要通过和BPDP签订购电协议（PPA）来销售生产的电力，电价为商议协定电价。输电由孟加拉国电网公司PGCB负责。BPDP将购买的电力供应给其负责的4个区域，并且售卖给负责不同地区城市、农村的5个配电公司。一些研究表明，尽管已经有政府补贴，但BPDP仍亏损严重，这主要是由于BPDP上网电价的设定低于平均发电成本，导致BPDB每生产一千瓦时就产生约1塔卡（BDT）的损失（HASANMEHEDIANDISMAILALI,2021）。现有装机和能源资源禀赋现有电源结构由于当地较为丰富的天然气储量，孟加拉国的现有发电量主要为天然气发电，其次为重油、柴油发电，煤电占比2%左右。燃油电厂由于成本较高，且对环境负面影响较大，利用小时数远低于燃气电厂。2004年以来，由于燃油发电、煤电和调入电力的明显增长，燃气发电占比呈下降趋势，2019年占比约为70%，燃油发电占比约为10%（INFRASTRUCTUREDEVELOPMENTCOMPANYLIMITED（IDCOL）,2021）。同时，孟加拉国于2013年起从印度调入电力，调入电量逐渐增大，2020年约占用电量的9%左右（BPDB,2021）。图46.孟加拉国电力市场主要主体与关系图片来源：课题组参考文献（BPDB,2021;陈伟,2017）绘制输电发电PowerCellEA&CEI电力能源矿业资源部电力司（MPEMP.PowerDivision）配电BPDPWZPDC合资公司SZPDCBPDP子公司NWZPGCIPPDESCOSIPPBREBPBSsBPDBPGCB2022年12月7778“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析图47.孟加拉国历史发电量结构以天然气为主图48.孟加拉国装机结构（2019年）数据来源：IEA数据来源：BPDB2019年度报告煤炭水力发电天然气石油吉瓦时100,00080,00060,00040,00020,000020002005201020152019太阳能｜光伏，0%核能，4%化石能源｜煤炭，6%化石能源｜石油，34%化石能源｜天然气，55%水力发电，1%地热，0%根据SREDA数据，截止到2022年11月，孟加拉国可再生能源装机总量为948.83兆瓦，其中太阳能发电714.83兆瓦，并网太阳能发电358.6兆瓦，水电230兆瓦，风电仅有2.9兆瓦（表13）。资源禀赋如前文所述，孟加拉国“贫煤缺油”，本地一次能源生产与消费以化石能源天然气为主，且本地天然气产量已经达峰并开始下降。发展新能源是实现低碳发展的最重要举措之一，但由于可用土地面积以及地理气象条件的限制，孟加拉国新能源发展潜力较为有限。根据电力司的《电力综合发展规划（2016）》，包括以光电为主，加上风电、生物质能、垃圾焚烧发电、小型水电在内，孟加拉国仅有大约3700兆瓦的清洁电力装机潜力，其中风、光电总发电潜力约为4200吉瓦时，远低于其电力需求。孟加拉国水力资源开发程度较高，目前只有一座230兆瓦的中型水电站，除此之外只有小型水电站资源（小于1兆瓦）（POWERDIVISIONMINISTRYOFPOWER,ENERGYANDMINERALRESOURCES,2016）。发展方向在可再生能源中，孟加拉国光伏资源较为丰富，但由于可利用土地的限制，分布式光伏相较于集中式光伏的发展前景更为可观。另外值得注意的是，目前孟加拉国的电力需求高峰期是在晚上，因此光伏并不能在高峰用电时期发电。但随着经济和工业发展，孟加拉国的电力负荷曲线也会更加接近发达国家白天高峰、晚上低谷的用电特征，届时光伏发电可以支撑用电高峰需求（POWERDIVISIONMINISTRYOFPOWER,ENERGYANDMINERALRESOURCES,2016）。面对增长的电力需求、温室气体减排的承诺以及有限的清洁电力发展空间，调入电力将在未来扮演比较重要的角色。从周边的不丹、尼泊尔、缅甸、和印度东北及西部调入清洁水电是孟加拉国电力计划中提出缓解电力缺口难题的解决途径之一。按照现有规划，孟加拉国计划逐步从印度调入电力，并扩展至尼泊尔（2030年前后）和缅甸（2040年前后开始）（陈伟,2017）。除此之外，孟加拉国也计划逐步发展核电来降低对天然气发电的需求，在2040年左右达到7000兆瓦装机量来提供基础负荷。孟加拉国现有一座核电站在建，预计2023年开始投产（WORLDNUCLEARASSOCIATION,2022），第二座核电站正在选址论证过程中（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻孟加拉国大使馆经济商务处等,2020）。数据来源：SREDA网站,数据为截止到2022/11/24的装机情况（SREDA,2021）表13.孟加拉国新能源发电装机情况（2022年）项目类型分布式（兆瓦）并网（兆瓦）合计（兆瓦）太阳能发电356.24358.6714.84风力发电20.92.9水力发电0230230生物质能发电1.0901.09合计359.33589.5948.832022年12月7980“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析能源环境政策电力能源部门是孟加拉国政府重点、最优先发展的部门之一。2021年发布的《穆吉布气候繁荣计划2030》中提出“在国际和其他投资的支持下，到2030年可再生能源在能源消费中占比达到30%，到2041年达到至少40%，并实现电网的韧性和现代化”的目标。早在2009年，《孟加拉国可再生能源政策》中提出过“到2015年满足总电力需求的5%，到2020年满足10%”的目标，不过数据显示，目前本地新能源发电占比远低于该目标（INFRASTRUCTUREDEVELOPMENTCOMPANYLIMITED（IDCOL）,2021）。孟加拉国目前最新的电力规划文件是日本的国际协力署（theJapanInternationalCooperationAgency,JICA）于2016年协助孟加拉国完成《电力综合发展规划（2016）》，该规划分为短期（至2021年）、中期（至2031年）和长期（至2041年），旨在优先发展可再生能源，以替代燃煤发电。孟加拉国在其NDC中提出2030年各行业的温室气体排放量相比BAU情景无条件减少27.56MtCO2e（6.73%）的减排目标，其中26.3MtCO2e（95.4%）将来自能源部门（GOB,2021），电力部门2030年BAU情景下的排放95.14MtCO2e无条件减少到87.13MtCO2e。在有条件的情况下，2030年各部门的温室气体排放量将比BAU减少61.9MtCO2e（15.12%）。此外，NDC中提出到2030年的新能源行动计划，其中包括可再生电源总计达到911.8兆瓦，具体装机量如表15所示。为了支持可再生电力的发展，孟加拉国政府与目前或可能即将投入使用的所有地面太阳能和风能项目签署了20年的购电协议，在20年内将以协议电价购买电力。这些项目中的大多数都是通过股权（20%）和贷款（80%）相结合的方式进行融资。股权投资来自于私有公司，而贷款融资主要来自于发展金融机构（DFI），例如亚洲开发银行、世界银行和国际金融公司（INFRASTRUCTUREDEVELOPMENTCOMPANYLIMITED（IDCOL）,2021）。如表15所示，在孟加拉国目前的规划中，私有部门的投资仍将占有较大比重。数据来源：孟加拉国NDC（GOB,2021）表14.孟加拉国更新NDC中提出的可再生电源需求和投资需求项目类型累计装机量（兆瓦）（2030年）累计投资需求（百万美元）（20212030年）（无条件情况下）累计投资需求（百万美元）（20212030年）（有条件情况下）并网光伏58112081845风电149333600生物质2035.471沼气532.164新水电1002042166微电网光伏56.8260.5260.5合计911.820735006.5投资环境与双边合作孟加拉国是第一个响应中国”一带一路“倡议的南亚国家，另外，孟加拉国一直大力推动孟中印缅经济走廊建设和孟印缅斯泰经合组织（BIMSTEC）等次区域合作组织进程。根据中国商务部投资指南信息，世界经济论坛的《2020年全球竞争力报告》显示，孟加拉国在全球最具竞争力的141个国家和地区中，排第105位。截至2019年6月底，孟加拉国外汇储备为327.16亿美元。到目前为止孟加拉国未发生国家主权债务违约情况。由于日本JICA长期深度参与孟加拉国电网的顶层规划，其在规划、用地、融资等方面的优势与影响力对于中方投资者来说不可小觑（陈伟,2017）。为鼓励私人与外国资本对电力部门投资，孟加拉国提供一些特别优惠激励措施。例如，投资建设独立电站（IPP电站）享有投产后15年内免征所得税（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻孟加拉国大使馆经济商务处等,2020），以及对电力设备免征增值税和关税（冯一铭等）等优惠。企业层面，中资企业在孟加拉国参与的基础设施投资项目主要包括电站和公路类项目，主要通过PPP模式，电站项目大多签署购电协议。个别电站项目为外商私营投资，未与政府或孟加拉国国企合作，但也签有政府购电协议，作为项目运营收益保障。中资企业积极利用PPP模式（含BOT、BOOT、PFI、BOO、BLT、DBFO等多种模式），参与孟加拉国基础设施建设。中国企业在孟加拉国承包或参与了普尔巴里2x1000兆瓦超超临界燃煤电站二期项目，博杜阿卡利2x660兆瓦燃煤电站等项目（商务部国际贸易经济合作研究院中国驻孟加拉国大使馆经济商务处等,2020）。2022年1月，由中国施朗德电力公司和孟加拉国当地企业MostafaMotors的合资公司合作的孟加拉国首个农光互补电站获得政府批准并签署20年的购电协议，装机容量3.7兆瓦，预计于同年投产（中国能源报,2022）。2022年3月，中国能建国际集团与BeringiaEnergyGlobal公司签署了位于孟加拉国吉大港区的巴哈拉查拉光伏项目EPC框架合同，项目装机量500兆瓦。数据来源：课题组基于RevisitingPowerSystemMasterPlan2016中Table30整理表15.并网可再生能源发展计划（2018-2041年累计新增量）发电企业装机量（兆瓦）BPDB223BPDB子公司1660私有部门950合计29332022年12月8182“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析附录1数据库指标一级分类二级分类指标INDICATOR发展规划及目标气候和环境目标NDCNDC碳中和政策Netzeropolicies环境保护政策电厂排放标准EnvironmentprotectionpoliciesPowerplantemissionstandards环境保护政策环境社会影响评价要求等EnvironmentprotectionpoliciesEnvironmentalimpactrequire-ments环境保护政策其他环境保护政策Otherenvironmentprotectionpolicies电力行业政策化石能源（煤电）退役Fossilfuelphaseout（coal）化石能源（油和天然气）退役或改造Fossilfuelphaseoutorretrofit（oilandnaturalgas）新化石能源（煤电）政策Constructionofnewfossilfuelplants可再生能源政策和目标Renewableenergypolicyandtargets宏观社会经济综合信息总人口（历史）Population（Historical）总人口（预测）Population（Projection）GDP（历史）GDP（Historical）GDP（预测）GDP（Projection）三产增加值和比重-第一产业Valueadded（AgricultureandForestry）三产增加值和比重-第二产业Valueadded（Industryincludingconstruction）三产增加值和比重-第三产业Valueadded（Service）一次能源消费总量Primaryenergyconsumption碳排放Carbondioxideemission能源能源资源情况化石能源储量（煤油气）Fossilfuelprovedreserve（Coal,OilandNaturalgas）新能源资源最大理论开发潜力-太阳能RenewablemaxtheoreticalpotentialSolar新能源资源最大实际开发潜力-太阳能RenewablemaxpracticalpotentialSolar新能源资源最大理论开发潜力-风能RenewablemaxtheoreticalpotentialWind燃料对外依存度煤炭进口在一次能源消费占比Shareofimportincoalprimaryconsumption原油进口在一次能源消费占比Shareofimportinoilprimaryenergyconsumption天然气进口在一次能源消费占比Shareofimportinnaturalgasprimaryenergyconsumption一级分类二级分类指标INDICATOR电力行业供需情况电力需求电力需求趋势（历史）Electricitydemand电力需求趋势（预测）Electricitydemandforecast人均电力需求趋势Electricitydemandpercapita最大负荷（PeakDemand）趋势PeakelectricitydemandForecast电力覆盖率Accesstoelectricity电力供给发电量和结构变化趋势Generationmix装机量和结构变化趋势Capacitymix不同电源的容量因子（或利用小时数）Capacityfactorbytype不同电源LCOELCOEbytype不同电源建造成本Constructioncostbytype电力对外依赖度电力进出口占比Electricityimportandexport电力市场机制市场垂直一体化垄断模式Verticallyintegratedmonopoly单一购买者模式（购电垄断）Singlepurchaser批发竞争模式Wholesalecompetition零售竞争模式Retailcompetition发电调度机制MeritDispatch私有化Privitisation购电协议（PPA）PPA价格上网电价形成机制Tariffstructure不同电源上网电价On-gridtariffbyfueltypes2022年12月8384“一带一路”六国电力行业绿色低碳化分析一级分类二级分类指标INDICATOR电力行业政策和管理体制政策工具市场化工具绿色证书配额Renewableenergycredit电价补贴及其他激励政策等Electricitypricesubsidiesandotherincentives上网电价补贴Feed-in-Tariff碳市场Carbonmarket碳税Carbontax碳价区间Carbonpricerange管制型政策标杆上网等电价政策Uniformon-gridtariff可再生能源配额制（RPS）RPS针对可再生能源的招标书RFP可再生能源项目融资等政策Renewablepowerplantsfinancingandtaxincentivepolicies财政和融资政策化石能源融资等政策Fossilfuelpowerplantsfinancingandtaxincentivepolicies绿色金融体系清洁能源基金等Cleanenergyfunds电力行业参与实体投资主体Investmententities监管机制Powerindustryregulatorysystem监管机制主管部门（政策制定与市场运行管理）PowerindustryregulatorysystemAdministrationandplanning监管机制监管部门（发放许可/制定审核电价等）PowerindustryregulatorysystemRegulation发电企业Powergenerationenterprises输配企业Transmissionanddistributionenterprises电力调度机构等Dispatchagencies投资环境外国投资特殊规定Foreigninvestmentpolicies主权信用评价Sovereigncreditevaluation全球竞争力排名Globalcompetitivenessrankings全球营商环境排名Globalbusinessenvironmentranking外汇环境Exchangepolicies双边合作项目Bilateralcollaboration陈伟,2017.孟加拉国电力市场分析及电力营销研究[J].电力经济,32（6）.戴立,2019.燃煤电站购电协议（PPA）两部制电价设计规则解析[J/OL].能源研究与信息,35（3）.DOI:10.13259/j.cnki.eri.2019.03.005.冯一铭,周保中,周畅游,等.孟加拉国电力市场研究[J].何旭,若夕子,2021.巴基斯坦电力市场及中巴核电合作策略分析[J].中国核电,14（5）.商务部,2021.对外投资合作国别（地区）指南：南非（2021版）[Z/OL].（2021）[2022-11-25].http://www.mofcom.gov.cn/dl/gbdqzn/upload/nanfei.pdf.商务部等,2022.对外投资合作国别（地区）指南：巴基斯坦2021年版[EB/OL].（2022-01）[2022-05-25].http://www.mofcom.gov.cn/dl/gbdqzn/upload/bajisitan.pdf.商务部国际贸易经济合作研究院,中国驻孟加拉国大使馆经济商务处,商务部对外投资和经济合作司,2020.对外投资合作国别（地区）指南-孟加拉国（2020年版）[R].商务部国际贸易经济合作研究院,中国驻印度尼西亚大使馆经济商务处,商务部对外投资和经济合作司,2020.对外投资合作国别（地区）指南-印度尼西亚[M].商务部国际贸易经济合作研究院等,2021.对外投资合作国别（地区）指南：波黑（2021年版）[R/OL].（2021）[2022-06-05].http://fec.mofcom.gov.cn/article/gbdqzn/.水电十六局,2022.水电十六局津巴布韦卡里巴南岸水电站维保团队获业主点赞[EB/OL]//广东省水力发电工程学会.（2022-02-23）[2022-08-22].htt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