9月22日，亚洲开发银行（Asian Development Bank）宣布向蒙古国提供总计4000万美元的优惠贷款，用于在蒙古国西部开发41MW的清洁能源系统。能源项目将开发一个40.5MW的分布式可再生能源系统，为蒙古国偏远和欠发达地区提供电力和供暖，以及一个500KW的热力热泵系统，为公共建筑供暖。项目预计于2023年完成。亚行东亚司首席能源专家山村志（Shigeru Yamamura）表示，需要一个清洁、可靠和可持续的能源行业来促进蒙古国西部省份的经济发展，同时满足减少碳排放、环境污染的需求。

清洁能源在蒙古国近几年发展势头迅速，部分由国际多边组织提供融资的风电、光伏项目均实现融资关闭且完成并网发电。风电项目方面，欧洲复兴开发银行（European Banks for Reconstruction and Development，EBRD）是蒙古国市场较为活跃的金融机构，目前已为三个风电项目提供有限追索项目融资：乌兰巴托市Saikhit风电项目（50MW）、南戈壁省Tsetsii风电项目（50MW）、东戈壁省赛因山达风电项目（55MW）。光伏项目方面，日本通过其对蒙古国的专项融资计划– Joint Credit Mechanism（JCM）先后为蒙古国两个光伏项目（10MW达尔汗光伏项目以及15MW扎门乌德光伏项目）提供优惠融资，设备供应商均为夏普。

相较清洁能源，传统火电项目在蒙古国市场的推进情况则要严峻得多。近几年，中资承包商中标的火电项目均因多种外部因素而停摆或暂缓。其中原因包括：政治干预、业主实力较弱、融资条件过于苛刻、担保不充足、煤炭价格波动剧烈等。从电力需求来看，蒙古国当前全国装机容量约为1130MW，而预计至2030年，装机容量也仅为3080MW，其中1040MW为采矿区需求量。为了在未来12年的时间内弥补1950MW的需求缺口，在蒙古国推进开发成本相对较低、配套煤炭资源储量丰富的火电项目似乎应是不二选择。但随着蒙古国在2015年正式颁布《2015-2030年能源政策纲要》，火电项目便陷入困局，主要面临以下难题：

难题一：火电项目缺乏东道国政策支持

近几年，乌兰巴托市环境急剧恶化，空气污染日益显著。几乎每年1-2月份，民众及NGO都会自发组织游行抗议，声讨政府在环境治理方面的种种不作为。每年冬季，大气中包含的大量PM10、PM2.5等颗粒物对民众健康产生极大影响。其中，火电站所排放的污染物占据较大比例，如下图所示：

图1  乌兰巴托市污染源分布图

来源：EBRD

面对民众的抗议，执政党出于未来选票的考虑，对于火电项目也无法提供实质性利好的政策倾斜。第五电站（CHP5）项目的无限期停摆，虽然与投资者之间利益分配未达成一致有所关联，但更应理解为是政府从政策角度考虑而终止了这一可能引发更大民众抗议的项目。

此外，蒙古国在2016年4月正式成为《巴黎气候协议》（Paris Climate Agreement）缔约国。同时，IMF作为蒙古国援助计划的牵头机构，对于发展清洁能源也提供了较多咨询服务与建议，也直接推动蒙古国政府制订相关清洁能源的规划与实施细则。这也提高了中资企业在蒙推动火电项目的难度。

难题二：中资金融机构融资条件苛刻

受制于融资手段的单一以及蒙古国财政部在龙建路桥BT项目上的“负面记录”，中资金融机构在蒙古国市场鲜有结构化融资项目成功落地的案例。此外，蒙古国主权评级较低也是限制中资金融机构在蒙开展结构化融资的重要因素。外部市场环境疲弱，内部风险偏好保守，导致蒙古国大型基础设施建设项目在近几年获得商贷支持的屈指可数。中资承包商仍依赖“两优贷款”来推动项目。但本质上依赖政府负债的模式与蒙古国政府所倡导的“私有化”以及IMF援助计划中降低政府负债的建议相悖，因此商业贷款未来将成为蒙古国大型项目推动的首要选择。

当前在蒙古国市场较为活跃的金融机构主要来自欧洲、日本，其中欧洲金融机构主要以EBRD为首的国际多边组织所牵头的银团或A/BLoan模式进入蒙古国市场，较为活跃的参与行包括FMO、BNP Paribas、INGN.V.、Deutsche Bank等。日本银行则主要以JICA的优惠贷款与商业银行贷款相结合方式推进项目。融资模式均为有限追索或无追索项目融资。一方面，项目SPV的出资人最大程度上兼顾了本地影响力与技术实力。如Tsetsii风电站项目的出资人就包括蒙古国清洁能源领域的龙头Newcom集团与日本软银的能源投资公司。

图2  Tsetsii风电站项目融资结构图

来源：EBRD、Newcom、JICA

另一方面，项目融资机构中均有国际多边组织或外国ODA机构参与。EBRD、JICA作为在蒙古国叙作项目融资、ODA乃至TA业务较为活跃的机构，其与蒙古国政府保持着良性互动。这些机构在对蒙古国政府的政策规划、行业导向等方面都能够提供具有一定影响的意见与建议。因此，蒙古国政府（及其控股电力公司）在这些机构参与的电站项目PPA项下均能如期履行支付义务，也为上述金融机构以无追索或有限追索项目融资结构支持清洁能源项目提供了良好的基础。

而截至目前，电力行业内尚无中资金融机构成功落地的商贷项目。在本地电力项目商贷模式不断优化的背景下，基于东道国主权担保/财政担保项下的出口信贷或项目融资在蒙古国已不是主流模式，甚至可以说很难获得业主的认同。中资金融机构乃至中国工程承包企业需要充分认识到蒙古国政府在电力行业的政策导向，及时调整项目跟进策略。

难题三：火电成本优势不再，中资设备供应商对蒙市场缺乏重视

单纯从度电成本的角度考虑，火电仍具有一定优势。根据已经对外披露的蒙古国部分电站项目投资规模，火电项目造价大约为1200-1600美元/千瓦，而清洁能源（主要为风电与光伏）则为2200-2500美元/千瓦。但考虑到高昂的、不可估计的社会成本，火电的成本优势就显得较为薄弱。

图3  不同发电方式2020年度电成本预测

来源：U.S.Energy Information Administration

此外，中资承包商参与较多的火电项目中，其使用的设备多为如东方电气、哈尔滨电气、特变电工、南瑞等，且设备价格较西方、日本等国家电气设备供应商产品具有一定优势。但蒙古国业主仍然更加倾向选择西方设备。一方面，蒙古国业主仍然对于MADE-IN-CHINA的产品持怀疑态度，尤其认为中国企业在清洁能源领域缺乏经验。另一方面，中资电气设备供应商相较GE、ABB、施耐德、西门子等老牌设备供应商，对蒙古国市场并未足够重视。上述西方设备供应商均在蒙古国设立代表处，与蒙古国政府、本地大型财团等保持了长期稳定的合作关系。同时发展本地代理商，培养一批具有专业素质的本地售后人员及技术人员，保障了服务的连贯性。另外，GE、ABB等供应商同时还为业主提供咨询、规划、培训等顾问类技术服务，极大提升其在蒙古国市场的市场影响力，而中资设备供应商在这些增值服务方面则较为逊色。

上述三大难题是制约火电项目在蒙全面推进的核心问题，而且短期内这些问题均不具备快速解决的基础。蒙古国政府能源政策将按照《2015-2030能源政策纲要》执行，加之中资金融机构（主要以开行、口行、工行、中行为主）对蒙风险偏好并未随着蒙古国主权评级上调、经济复苏等利好因素而出现实质性转变（信保对蒙承保政策仍有待观察），清洁能源融资模式很难全盘复制在火电项目上，因此我们认为，蒙古国绝大多数CA或IA项下的火电项目将很难实现突破。

在当前市场环境下，我们认为中资企业在蒙古叙作电力项目的策略应采用“火电精挑细选、清洁能源稳中扩张”的模式，具体体现在以下三方面：

策略一：以矿带电

蒙古国“产业多元化”战略在短时间内并不具备充分实施的基础，因此GDP增幅仍将依赖采矿业。其中，蒙古国战略矿的开发情况便值得关注。如Oyu Tolgoi Power Plant（或按照政府选址方案则为Tavan Tolgoi Power Plant）、MAK公司的Tsagaan Suvarga铜金矿配套电站项目等。坑口小型火电项目的经济效益以及技术可行性显然要优于清洁能源项目。同时，作为矿场自用电站，其还款现金流将取决于国际大宗商品价格，相较评估购电方、蒙古国政府的风险，通过“照付不议”合同、指数化跟踪大宗商品价格等措施可以更好地把握现金流，确保金融机构贷款的安全。因此，把握大型战略矿的开发情况及配套设施需求是中资承包商可以关注的。

策略二：现有电站设施的扩容及电网传输项目

现有的CHP3、CHP4以及省级电站设施较为陈旧，蒙古国政府具有设施更新升级的需求。此部分业务机会也多通过“两优贷款”或外国政府ODA方式完成。虽然盈利性较为有限，但对于工程承包企业在本地市场扩大影响，巩固与客户的业务关系而言则是非常理性的“敲门砖”。因此，此类扩容升级类项目可以作为工程承包企业维护政府关系、夯实客户关系的辅助工具。

策略三：稳步推进清洁能源项目布局

毫无疑问，清洁能源未来将会是蒙古国电力市场的主导，其中风电、光伏项目凭借蒙古国独特的资源优势以及现有较为成熟的项目模式将成为外资工程承包企业、投资者的首选。中资企业在清洁能源项目中可以最大程度调动国内产业基金、集团投资机构、PE等机构的积极性，通过合理的投融资模式设计，使其参与到蒙古国清洁能源项目的投资中来。同时，参与清洁能源项目也将有助于中资企业，尤其是中资工程承包、能源投资企业加强与西方能源开发企业、设备供应商的密切合作，便利企业在其它国家电力市场的开发。此外，清洁能源项目也更容易获得低成本的融资支持。

蒙古经济金融研究中心

（研究员   周小舟）

2018年10月18日