剛果(金)私人投資小型水電的模式及應用

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在非洲中部，特別是剛果(金)，水力發電潛能巨大，適于開發各種規模的水電項目。在現有供水基礎設施附近，有許多在建的小微型水電項目。此外，2014年剛果(金)對《能源法》進行修訂，允許私人企業在特許經營權的基礎上參與發電和配電能源項目。

受剛果(金)雷吉德索(Regideso)供水公司委托，德國菲徹特納(Fichtner)公司在城市次中心附近開展了首批小型水電項目的可行性分析。該批項目旨在通過小微電網滿足雷吉德索公司2030年之前的電力需求，同時滿足次中心人口的能源需求。項目第一階段將重點關注支付能力強的家庭和中小企業，通過降低商業風險吸引更多的私人投資者。該項目由德國開發銀行和德國復興信貸銀行提供貸款。

1 項目背景及試點選擇

2014年，一項新的《能源法》打開了剛果(金)的能源市場，私人企業的參與提高了該國的電氣化水平，特別是農村和偏遠地區。在投資能源行業和開發基于特許經營的發電和配電能源項目方面，私人企業正處于越來越有利的地位。

該項目分兩個階段實施。第一階段以公私合營(PPP)為基礎制定項目框架，第二階段對各潛在選址開展可行性研究。

潛在的私人投資者早期在金沙薩(Kinshasa)的專題研討會上探討過各種PPP模式。此外，還提出和協調達成了各項擔保機制，將私人投資風險降至最低。

菲徹特納公司的工作范圍包括評估剛果(金)次中心的4座小型水電站，其中一個供水項目由雷吉德索公司經營。姆韋內迪圖(Mwene Ditu)水電站和奇隆巴(Tshilomba)水電站被選為試點項目，進行公開招標。最終，更具典型性的姆韋內迪圖電站入選，因其所代表的地區都使用柴油發動機來供應低電壓的配電網，該網絡容易遭受故意破壞，幾乎不可能實現持續經營。因此，試點項目不僅包括小型水電站，還包括微型配電網絡。配電網的規模要依據該中心不同區域的支付能力來確定。

姆韋內迪圖地屬剛果(金)中部的洛馬米省，截至2016年，常住人口約25萬。奇隆巴位于呂伊魯(Luilu)河上，姆韋內迪圖東南方向約20 km處。呂伊魯河的年平均流量為140 m3/s。該地區擁有天然急流，落差高達6～7 m，適宜發展水電項目。作為其唯一的電力來源，奇隆巴水電站將在單獨的配電網絡內運營，水電站必須覆蓋配電網的基本和峰值需求。為此，該水電站必須全年供應電力。假設落差為12 m、流量為66 m3/s，該水電站能夠產生6 MW的電力，可用性超過99%。此外，依據第一階段將要實現電氣化的區域的需求預測來確定水電站規模。

2 公私合營模式的法律框架和提案

在項目第一階段，菲徹特納公司將分析項目實施框架，提出并定義不同的類型和模式，供私人企業參與投資項目中的各類水電站。在該過程中，應兼顧剛果(金)的政治制度和立法框架，以及有關法律、金融和財政規定。根據2014年新的《能源法》第8條和第46條，在剛果(金)的公用水道上修建或修復水電站，只能適用特許經營制度。根據該法第47條，只有國家政府和省級政府才有權簽訂特許經營合同。

項目期間，菲徹特納公司組織了兩場私人投資者專題研討會，以提高私人企業的興趣，同時對PPP模式的前景進行展望。通過這種密集互動，得出圖1所示的奇隆巴電站PPP模式。

圖1 奇隆巴項目的混合融資PPP模式

該模式包括混合融資結構以及針對雷吉德索公司等大客戶托管賬戶形式的擔保機制。德國復興信貸銀行作為案例中的公共機構，為配電網提供貸款，而發電站將由私人投資者提供融資。奇隆巴和配電網的運營都將由私人投資者進行管理。私人投資者將成立項目特設機構，以限制風險、防止破產(限制資金用途)。托管賬戶對于確?，F金流、實現至少15%的內部投資收益率十分重要。

同時，將依據可行性研究對奇隆巴項目公開招標，這體現了投資者對項目進一步開發的責任擔當，涉及詳細設計準備、工程采購、施工合同和電站及其配電網的運行及維護合同。

3 奇隆巴試點項目

本文重點介紹小型水電站的分級方法，以便為雷吉德索公司和姆韋內迪圖的居民爭取到其所能承受的電價，同時滿足私人投資者的期望。本文也概述了雷吉德索公司對于獨立微電網商業運營所發揮的獨特作用。

3.1 水電站規模確定

鑒于奇隆巴項目是以孤島模式運行，因此必須對姆韋內迪圖進行恰當的需求預測。為了繪制各類消費群體的日負荷曲線，菲徹特納公司調查了姆韋內迪圖居民區的各類潛在消費者和中小企業(SME)。調查發現，姆韋內迪圖的負荷中心位于火車站附近區域。考慮到居民用電有早晚高峰期，合理的做法是，第一階段重點關注負荷中心的電氣化，以實現更加平均的配電負荷模式，這會對配電網的負荷系數產生積極影響。改進中小企業的日負荷曲線，因其在白天幾乎是恒定的。圖2顯示了電氣化負荷中心的日負荷預測曲線。

圖2 2030年電氣化負荷中心的日負荷曲線

在日負荷曲線中，假定雷吉德索公司在白天運行供水系統，這會導致日峰值達到4 MW，而晚上會消耗極少的能量。日負荷曲線的負荷系數為 0.5 左右，表明一座裝機4 MW的電站生成的電能中只有50%被消耗。因此，對日負荷曲線進行了優化，其結果如圖3所示。

圖3 優化后的泵送方式所引起的峰值需求差異

與初始負荷曲線相對，供水系統的泵站在非高峰時段運行，主要在晚上進行。此次優化產生了兩個積極影響，即早上的日峰值將減少1 MW多；由于負荷曲線變得更為均衡，負荷系數將增加70%左右。但需要指出的是，將供水系統的運行轉移到夜間需要更高的存儲容量。不過，優化供水系統沒有增加小型水電站規模劃算。

根據電氣化區域優化后的負荷曲線，奇隆巴電站的規模規劃為3 MW。

3.2 水電站設計

按照項目設計方案，奇隆巴水電站項目分為兩個階段開展。第一階段是修建一座裝機3 MW的電站，滿足負荷中心2030年前的峰值負荷。電站的總體布局按標準化設計，由包括進水口、引水渠、前池、壓力管道、廠房和尾水渠在內的一座小型混凝土壩構成。第一階段將按照66 m3/s的最終設計流量來設計和修建電站水道，為未來將裝機容量增加到6 MW留有空間。在項目第一階段，將修建一座能容納3個單機1 MW卡普蘭水輪機的水電站。每單元設計流量為11 m3/s，凈落差為 10.1 m。第一個擴建階段的年發電量為 24.6 GW(不考慮強制停機或配電損失)。

這種設計方法為私人投資者提供了靈活性，使其能夠按照1MW的增量擴建電站，直至達到6MW的最終建議容量。因此，私人投資者有能力應對第二個擴建階段對配電網提出的更高要求。鑒于電站的水道已按照66 m3/s的最終設計流量修建，因此可避免電站擴建期間中斷各單元的運行，擴建僅包括水電站的土建工程以及機電和壓力管道工作。

4 結 語

包括微型配電網在內，預計奇隆巴電站投資成本將達1 900萬歐元。依據混合融資模式，電力平均價格約 0.2 歐元/kWh。德國復興信貸銀行在該項目的公共融資中所占比例幾乎是總投資成本的1/3，與對居住在負荷中心的消費者進行調查時得出的支付能力相一致。與之前的 0.40～0.50 歐元/kWh發電成本相比較，該項目取得了顯著成效。

通過實施奇隆巴項目，提供清潔、可靠和持久的能源，發電成本和金融波動對石油市場的依賴度將會降低。此外，飲用水質量衛生狀況都將得到改善，從而可降低與引用劣質水源相關的水源性疾病。項目下一階段將開展奇隆巴項目的招標過程。試點項目的成功實施有可能為剛果(金)的若干后期項目奠定基礎，并改善次中心的能源與水源供應狀況。

郭重汕譯