蒙古能源行业的脱碳：混合能源解决方案的技术经济分析

《International Transactions on Electrical Energy Systems》：Decarbonizing Mongolia’s Energy Sector: A Techno-Economic Analysis of Hybrid Energy Solutions

　　摘要

为了实现碳中和并提高能源安全，蒙古正在探索向结合小型模块化反应堆（SMRs）和可再生能源的混合能源解决方案过渡。本研究评估了一种并网混合能源系统的可行性，该系统结合了煤炭、太阳能光伏（PV）、风力涡轮机、电池储能系统（BESS）和SMRs，以减少温室气体排放并提高能源可靠性。使用HOMER软件，基于净现值（NPC）、平准化能源成本（LCOE）和二氧化碳排放量，评估了多种能源组合方案。最佳方案（方案4）显示出二氧化碳排放量显著减少，预计到2030年将降至6,755,129公吨，而当前系统的排放量为10,860,025公吨。此外，该方案实现了315亿美元的NPC和0.0801美元/千瓦时的LCOE，证明了其经济可行性和环境效益。研究结果突显了SMRs和可再生能源在蒙古能源转型中的潜力，为寻求可持续和脱碳能源未来的政策制定者提供了宝贵的见解。

1. 引言

蒙古是东亚的一个内陆国家，北邻俄罗斯，南接中国。该国夏季炎热，冬季极其寒冷，一月份的平均气温可低至-30°C（-22°F）。因此，电力和热力供应在该国的能源基础设施中起着至关重要的作用。蒙古的大部分能源来自煤炭，少量来自原油出口，主要出口到中国[1]。根据2020年世界能源统计，全球84%的能源仍然依赖化石燃料，而可再生能源仅占全球初级能源消费的11%。对化石燃料的持续依赖显著增加了温室气体（GHG）排放，加剧了气候变化和环境污染[2]。相比之下，可再生能源提供了更清洁的替代方案，产生的排放量要少得多。蒙古的能源部门面临多个挑战，包括广阔而人口稀少的地理环境、过时的能源基础设施以及对基于煤炭的区域供暖系统的高度依赖。许多农村地区仍然依赖效率低下的柴油发电机和燃煤锅炉，由于燃料短缺和财务限制，这些设备通常每天只运行几小时。快速的经济增长和城市化导致能源需求显著增加，特别是在蒙古首都乌兰巴托，那里居住着超过160万人。这种不断增长的需求对该国老化的能源基础设施造成了巨大压力[3]。蒙古正在积极寻求能源多样化，以满足日益增长的电力需求，并向更可持续的能源未来过渡。《2015-2030年国家能源政策》旨在确保稳定的电力供应，同时将蒙古定位为未来的能源出口国[4]。截至2023年，蒙古的电力生产主要依赖于热电联产（CHP）工厂，占总产量的90.9%（1264兆瓦）。相比之下，可再生能源贡献了8.5%（风力涡轮机155兆瓦，太阳能光伏115.7兆瓦），而水力和柴油发电机分别贡献了0.6%（26.4兆瓦）和0.01%（8.55兆瓦）。然而，柴油发电机和水力发电厂的发电量有限，因此本研究不会考虑这些来源的电力生产。图1展示了蒙古按来源划分的能源生产情况[5]。图1：蒙古2023年电力生产构成（%）。来源：国际能源署https://www.iea.org/countries/mongolia/energy-mix（2025年2月17日访问）。电力生产仍然是蒙古最大的二氧化碳排放源之一。2023年，总发电量达到85.2827亿千瓦时，比上一年增长了4.3%。对燃煤发电厂的严重依赖导致了严重的空气污染，对公共健康构成了重大风险。为了应对这些挑战，蒙古政府制定了重要的可再生能源目标，计划到2030年将可再生能源在国家能源结构中的比例提高到30%。本研究调查了一种并网混合能源系统的可行性，该系统结合了煤炭、太阳能光伏、风力涡轮机、电池储能系统（BESS）和小型模块化反应堆（SMRs），以满足蒙古的能源需求。本文使用HOMER Pro软件进行优化和技术经济分析。

2. 文献综述

随着各国寻求可靠和低碳的电力生产途径，整合可再生能源技术和先进核能的混合能源系统吸引了越来越多的学术和政策关注。现有文献一致强调，结合多种能源可以提高系统的灵活性、能源安全性和韧性，同时减少温室气体排放，特别是在基础设施受限和电力需求增长的发展中经济体中。太阳能和风能混合系统的技术可行性和经济可行性已得到广泛研究。Khamharnphol等人[6]对太阳能、风能和柴油混合系统进行了技术经济评估，表明集成配置显著降低了平准化能源成本（LCOE），优于传统系统。同样，Beza等人[7]应用HOMER对埃塞俄比亚的微电网混合系统进行了优化，发现混合解决方案比以化石燃料为主的替代方案提供了更高的可靠性和更低的成本。总体而言，这些研究证实了混合可再生能源系统在扩大能源获取和减少对进口化石燃料依赖方面的关键作用。最近的研究进一步扩展了混合系统分析，纳入了社会经济和制度维度以及技术性能。Muhammad Ahmar等人[8]研究了巴基斯坦的沼气技术应用，表明社会经济、基础设施和制度因素显著影响了分散式能源系统的成功部署。虽然研究重点是沼气，但他们的逐步框架强调了情境因素在混合能源采纳中的重要性，这对蒙古的能源转型非常相关。在相关研究中，Fahad Ali等人[9]对巴基斯坦农村地区的混合能源系统进行了技术经济评估，证实基于可再生能源的混合配置可以为偏远和服务不足的地区提供具有成本效益和可靠的电力。Ali等人[10]的早期可行性研究也表明，混合可再生能源系统特别适合像蒙古这样地理广阔且人口稀少的国家。除了仅使用可再生能源的配置外，将核能（特别是SMRs）整合到混合能源系统中也受到了广泛关注。Gabbar等人[11]分析了核能和可再生能源混合系统，强调了SMRs在提供稳定基荷电力同时补偿太阳能和风能资源间歇性方面的作用。Paisiripas等人[12]研究了泰国SMRs与可再生能源的集成，报告称二氧化碳排放量大幅减少，同时系统可靠性得到提高。Mignacca和Locatelli[13]的全面综述以及爱达荷国家实验室[14]的最新分析表明，通过模块化部署和与可再生能源的有效整合，SMRs可以实现具有竞争力的资本成本。这些发现表明，混合可再生能源SMR系统对于面临快速电力需求增长和电网稳定性挑战的国家来说是一个可行且可扩展的解决方案。一些研究集中在发展中国家部署混合能源系统上，这些国家面临着与蒙古类似的结构挑战，包括老化的基于煤炭的基础设施、有限的电网灵活性、不断增长的电力需求和对进口燃料的高度依赖。Islam[15]证明，混合系统在并网应用中显著降低了能源成本和排放量。Silva等人[16]评估了拉丁美洲的能源多样化和政策措施，强调多样化的混合系统增强了长期的能源韧性。在蒙古背景下，Nergui等人[17]对可再生能源政策进行了比较分析，强调了多样化能源来源和长期规划的必要性，以满足国家的可持续性和能源安全目标。尽管有这些重要贡献，但在特定于蒙古的混合系统中整合SMRs与大规模太阳能光伏（PV）、风能和电池储能方面，仍存在明显的研究空白。大多数现有研究要么专注于改进基于煤炭的系统，要么评估独立的可再生能源技术，而没有考虑先进的核能整合。很少有研究使用HOMER进行全面的技术经济分析，以评估能够同时提高系统可靠性、减少排放并满足蒙古预期电力需求的混合配置。本研究通过系统评估多种结合SMRs、风能、太阳能光伏和电池存储的混合系统配置，解决了这一空白，以确定蒙古可持续能源转型的最佳路径。

3. 方法论

为了评估混合可再生能源系统的性能，本研究采用了Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources（HOMER）软件，这是一种广泛用于建模离网和并网电力系统的仿真工具。HOMER通过根据用户定义的技术和经济参数模拟不同的系统配置来促进优化。

3.1. 混合系统的数学建模

3.1.1. 光伏阵列功率输出模型

太阳能输出模块可以根据以下公式计算：

(1)

其中fPV是光伏降额系数；YPV是在标准测试条件下的光伏阵列额定容量（W）；GT是照射在光伏阵列表面的全球太阳辐射（kW/m2）；GT, GTC是在标准测试条件下的标准辐射（1 kW/m2）。Cp是功率的温度系数（%/°C），TC是光伏模块的实时温度（°C），TSTC是在标准测试条件下的光伏模块温度（25°C）。在研究中，我们将使用Canadian Solar MaxPower CS6X-325P [18]在HOMER中模拟光伏面板组件。表1提供了光伏面板的技术和经济特性。

表1. 光伏面板特性

| 项目 | 值 | 单位 |
|------------|-------------|--------------|
| 安装容量 | 116 | MW |
| 降额系数 | 88 | % |
| 资本成本（每千瓦） | 700 | $ |
| 更换成本（每单位） | 700 | $ |
| 运维成本（每千瓦） | 14 | $ |
| 使用寿命 | 25 | 年 |

3.1.2. 风力涡轮机模型

HOMER使用三步过程计算每个时间步长内风力涡轮机的功率输出。首先，HOMER计算风力涡轮机轮毂高度处的风速，该风速通过以下公式计算[19]：

(2)

功率曲线通常指定了标准温度和压力条件下的风力涡轮机性能。为了调整实际条件，实际空气密度的功率输出值通过以下公式计算：

(3)

其中PWTG = 输出功率（kW），PWTG,STP = 标准温度和压力下的风力涡轮机功率输出（kW），ρ = 实际空气密度（kg/m3），ρ0 = 标准压力和温度下的空气密度（1.225 kg/m3）。蒙古有3台风力涡轮机，分别为Salkhit（50 MW）、Tsetsii（50 MW）和Shand-Salkhit（55 MW），总容量为155 MW。项目中将使用Enercon E-82 E2风力涡轮机模型[20]。风力涡轮机的技术和经济特性见表2。

表2. 风力涡轮机特性

| 项目 | 值 | 单位 |
|------------|-------------|--------------|
| 安装容量 | 155 | MW |
| 额定功率（每单位） | 2 | MW |
| 切入风速 | 2 | m/s |
| 额定风速 | 12.5 | m/s |
| 切出风速 | 34 | m/s |
| 轮毂高度 | 85 | m |
| 资本成本（每单位） | 2,600,000 | $ |
| 更换成本（每单位） | 2,600,000 | $ |
| 运维成本（每年） | 48,000 | $ |
| 使用寿命 | 25 | 年 |

3.1.3. 电池模型

Tsengeg 0.6 MW和Songino 80 MW BESS计划于2023年在蒙古投入运行。本研究采用了一种通用的锂离子电池组，容量为1 MWh，标称电压为600 V。以下公式描述了电池的存储容量[21]：

(4)

其中Cwh是电池容量（kW），EL是总负载需求（kWh/天），AD是日自主运行时间，DOD是放电深度，ηinv是逆变器效率，ηBAT是电池效率。表3展示了1 MWh通用锂离子电池的技术和经济特性。

表3. 通用1 MWh锂离子电池特性

| 项目 | 值 | 单位 |
|------------|-------------|--------------|
| 安装容量 | 80 | MW |
| 额定容量 | 1670 | Ah |
| 标称电压 | 600 | V |
| 最大充电电流 | 1670 | A |
| 最小充电状态 | 20 | % |
| 资本成本（每单位） | 500,000 | $ |
| 更换成本（每单位） | 500,000 | $ |
| 运维成本（每年） | 2000 | $ |
| 使用寿命 | 8 | 年 |

3.1.4. 转换器

转换器促进了混合系统中交流和直流组件之间的能量流动。其尺寸是根据峰值负载要求和系统设计规范确定的[22]。本研究使用了一个通用的自由转换器模型。转换器的特性如下表4所示。

表4. 转换器特性

| 项目 | 值 | 单位 |
|------------|-------------|--------------|
| 资本成本（每千瓦） | 750 | $ |
| 更换成本（每千瓦） | 750 | $ |
| 运维成本（每千瓦/年） | 15 | $ |
| 效率 | 95 | % |
| 使用寿命 | 15 | 年 |SMR（i-SMRs）

SMR是根据一个通用的大型发电机组组件进行建模的，因为HOMER程序中没有包含核电站模块。反应堆设计、位置和监管要求只是影响紧凑型模块化反应堆资本成本的几个变量之一。深夜的资本成本通常估计在每千瓦3000美元到10,000美元之间。当SMR运行时，不会产生碳排放。然而，如果在铀矿的开采或加工过程中使用了化石燃料，这些活动所产生的温室气体排放并未在本分析中考虑。该项目将使用KHNP公司的i-SMR来在仿真软件中建模i-SMR组件[23]。SMR的特性如表5所示。

表5. SMR的特性

| 特性 | 值 | 单位 |
|-----------------|------------|-------------|
| 容量 | 680 | MW |
| 资本成本（每千瓦） | 3500 | $ |
| 更换成本（每千瓦） | 3500 | $ |
| 运营维护成本（每小时运营费用） | 0.013 | $ |
| 最小负荷比 | 90 | % |
| 燃料成本（4.95% U-235） | 50,000 | $/kg |
| 使用寿命 | 80 | 年 |
| 每千瓦时燃料消耗量 | 0.2 | μg |

3.1.6. 热电联产厂（CHPPs）

由于HOMER程序在其建模能力中缺乏燃煤电厂模型，因此CHPPs是使用通用的大型发电机组件构建的，其规格详细列在表6中。截至今天，热值约为5500 kcal/kg的煤炭平均价格为452,306蒙古图格里克（MNT）。根据2025年2月14日的汇率1美元=3459蒙古图格里克，5500 kcal/kg的煤炭价格约为0.15美元[24]。

表6. CHPPs的特性

| 特性 | 值 | 单位 |
|-----------------|------------|-------------|
| 安装容量 | 1269 | MW |
| 资本成本（每千瓦） | 2200 | $ |
| 更换成本（每千瓦） | 2200 | $ |
| 运营维护成本（每小时运营费用） | 0.020 | $ |
| 最小负荷比 | 30 | % |
| 燃料成本（褐煤） | 0.15 | $/kg |
| 使用寿命 | 50 | 年 |

3.1.7. 电网

截至2024年11月15日，蒙古实施了分层电价制度，以促进能源效率并确保其能源部门的财务可持续性[25]。将引入基于消耗量的三层电价制度。之前的平均家庭电价为140蒙古图格里克，但在修订后的电价制度下，每月前150千瓦时的消耗量为175蒙古图格里克，150至300千瓦时的消耗量为256蒙古图格里克，超过300千瓦时的消耗量为285蒙古图格里克。大约85%的蒙古电力来自燃煤电厂。由于对煤炭的高度依赖，蒙古的电力消耗与大量的二氧化碳排放相关。例如，消耗1000千瓦时的电力将导致大约582克的二氧化碳排放。在评估蒙古的能源项目或消耗时，考虑这一高温室气体足迹对于准确评估环境影响和探索整合更多可再生能源以减少碳足迹的机会至关重要[26]。

3.1.8. 经济模型

3.1.8.1. 净现值成本（NPC）

混合系统的净现值（NPC）是指在整个项目生命周期内安装和运营系统的所有成本的总现值，减去该项目生命周期内所获得的所有收入的总现值。

(5)
其中TAC是总年化成本（$/年），i是利率（%），n是项目生命周期（年）。

3.1.8.2. 平均发电成本（LCOE）

系统每千瓦时的平均发电成本称为LCOE。LCOE是通过将项目的年成本（$/年）加上能源系统产生的总电力负荷（千瓦时/年）来计算的。

(6)
其中TAC是总年化成本（$/年），ELoad是总电力负荷（千瓦时/年）。

3.2. 排放

研究中估计了六种污染物，包括二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、未燃烧的碳氢化合物（UHC）、颗粒物（PM）、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）。其中，CO2被用作排放的衡量标准。发电机的年CO2排放量通过以下公式计算[28]。

(7)
其中Egen表示发电机的CO2排放量，Efactor是每单位燃料消耗量的CO2排放因子，Tfuel是发电机的总燃料消耗量。

3.3. 可再生能源比例

来自可再生能源的电力供应占总电力的百分比称为可再生能源比例。使用以下公式计算可再生能源比例。

(8)
其中Eg,non?ren是非可再生能源发电量（千瓦时/年），ELoad是总电力负荷（千瓦时/年）。

4. 案例研究

4.1. 蒙古的可再生能源潜力

蒙古在可再生能源开发方面具有巨大潜力。该国每年有270至300个晴天，估计每年有2250至3300小时的日光时间。戈壁沙漠占地5542平方公里，与中国接壤，是世界上太阳能发电量最高的地区之一，平均太阳辐射量为5.4千瓦时/平方米/天。此外，沙漠还具有丰富的风能资源，风速在80米高度处超过9.0米/秒，年风时长为4000至4500小时，使其成为大规模风能项目的理想地点。本研究基于NASA提供的蒙古太阳能辐射和风速数据[29]。计算了感兴趣区域的太阳辐射量，以充分利用可用的日光能量。全年平均日太阳辐射量为5.71千瓦时/平方米/天，1月份为3.74千瓦时/平方米/天，5月份为7.82千瓦时/平方米/天，如图2所示。

图2显示了平均每月太阳辐射量和清晰度指数。年平均清晰度指数约为0.5，这是根据1983年7月至2005年22年的全球水平辐射月平均值计算得出的[30]。年平均风速在50米高度处为18.48米/秒。4月份的最高平均风速为18.24米/秒，1月份的最小平均风速为9.74米/秒[31]。图3显示了2022年蒙古的月平均风速。

图3显示了蒙古的年平均风速。2023年蒙古的电力产量为85.287亿千瓦时，进口电力为24.476亿千瓦时，研究期间的总电力消耗量为109.759亿千瓦时。2023-2024年冬季，2023年12月21日中央电力系统的负荷高峰为1636兆瓦。为了进行模拟，使用了蒙古2023年的电力负荷曲线。图4显示了蒙古每天的平均负荷需求为30,175,000千瓦时，负荷高峰为1636兆瓦。

本文旨在更实际地利用蒙古2030年的预计电力需求来规划未来的可再生能源项目。根据《2015-2030年能源政策》，目标是在2020年前将可再生能源占比提高到蒙古总电力容量的20%，到2030年提高到30%。预计2023年至2030年间，蒙古的净电力消耗将以每年约7%-8%的速度增长。这一预测基于最近的数据，表明该国的电力消耗每年增长约7%-8%，而安装的能源容量每年增长5%-6%。图5展示了预期的负荷需求。经过调整后，蒙古的负荷曲线预计将达到48,454,456千瓦时/天，负荷高峰为2628兆瓦，如表7所示。

表7. 2030年蒙古的预计负荷需求

| 基线 | 扩展后 |
|-----------------|--------------|
| 平均负荷（千瓦时/天） | 30,175,000 | 48,454,456 |
| 平均负荷（千瓦） | 1,257,291.67 | 2,018,935.67 |
| 负荷高峰（兆瓦） | 1,636,149.45 | 2,627,298.48 |
| 负荷系数 | 0.77 | 0.77 |

5. 结果与讨论

5.1. 仿真结果

在这项研究中，基于技术-环境-经济视角模拟并比较了各种混合系统的情景，以评估供应负荷需求。

5.1.1. 情景1：当前系统（CHPPs/电网/PV/WT/BESS）

参考情景如图6所示，涵盖了蒙古的所有能源系统组件。截至2023年，蒙古的电力生产主要依赖于热电联产厂，占总产量的90.9%（1264兆瓦）。

图6显示了参考情景的示意图。相比之下，可再生能源的贡献率为8.5%（风力涡轮机155兆瓦，太阳能光伏115.7兆瓦），而水力和柴油发电机分别贡献了0.6%（26.4兆瓦）和0.01%（8.55兆瓦）。此外，蒙古的电力产量为85.287亿千瓦时，另有24.476亿千瓦时来自进口[32]。2030年的仿真结果显示，系统电力产量为176.56亿千瓦时，进口电力为58.69亿千瓦时。情景1的总净现值为401亿美元，平均发电成本为0.102美元/千瓦时，该系统每年产生10,860,025吨二氧化碳。

5.1.2. 当前系统+新CHPPs

根据“2015-2030年国家能源政策”，蒙古能源资源装机容量翻倍的目标中最受期待的能源发展项目是乌兰巴托第5号热电厂项目。在该政策下，情景2进行了建模，当前能源系统与新CHPP产生的450兆瓦电力相结合，如图7所示。

图7显示了情景2的示意图。组合的总净现值为404亿美元，平均发电成本为0.103美元/千瓦时，该系统每年产生10,991,899吨二氧化碳。

5.1.3. 当前系统+i-SMR

在此情景中，当前系统的电力与i-SMR产生的680兆瓦电力相结合，假设在蒙古部署了四个i-SMR模块。

图8显示了情景3的示意图。该仿真符合蒙古的长期发展策略——新恢复政策（2041-2050），该政策旨在利用核能[33]。仿真结果显示，总净现值为313亿美元，平均发电成本为0.0795美元/千瓦时，该系统每年产生7,330,300吨二氧化碳。

5.1.4. 当前系统+i-SMR+300兆瓦新风力涡轮机

目前，蒙古有3台风力涡轮机，总容量为155兆瓦。在此情景中，假设每个风力涡轮机的容量为300兆瓦，并将其整合到系统中，如图9所示。

图9显示了情景4的示意图。总净现值为315亿美元，平均发电成本为0.0801美元/千瓦时，该系统每年产生6,755,129吨二氧化碳。

5.1.5. 当前系统+i-SMR+300兆瓦新光伏

此情景展示了煤炭、电网、核能和可再生能源的结合。图10提供了一个包括当前系统和680兆瓦i-SMR以及300兆瓦新光伏的混合能源系统的示意图。

图10显示了情景5的示意图。总净现值为323亿美元，平均发电成本为0.0821美元/千瓦时，该系统每年产生6,986,719吨二氧化碳。

6. 混合能源系统的比较分析

为了应对蒙古日益增长的能源需求，本研究旨在开发一种多样化能源来源并提高可持续性和可靠性的混合能源系统。本节探讨了混合能源系统的技术经济和环境方面。混合能源系统的仿真结果按净现值（NPC）、回收率（R.F.）和二氧化碳排放量（CO2排放）进行了排序。

表8按净现值（NPC）、回收率（R.F.）和二氧化碳排放量（CO2排放）对混合可再生能源系统的仿真结果进行了排名。

表8. 混合可再生能源系统的仿真结果排名

| 情景 | 混合系统 | NPC（十亿美元） | LCOE（美元/千瓦时） | R.F.（%） | CO2排放（吨/年） |
|-----------------|-----------------|-------------|--------------|-------------------|
| 1 | 当前系统/i-SMR/300兆瓦新风力涡轮机 | 31.5 | 0.0801 | 8,88 | 6,755,129 |
| 2 | 当前系统/i-SMR | 31.3 | 0.0795 | 3,85 | 7,330,300 |
| 3 | 当前系统/i-SMR | 31.3 | 0.0795 | 3,85 | 7,330,300 |
| 4 | 当前系统/i-SMR+300兆瓦新风力涡轮机 | 32.3 | 0.0821 | 6,99 | 6,986,719 |
| 5 | 当前系统/新CHPPs | 40.4 | 0.103 | 3,87 | 10,991,899 |
| 参考情景 | 当前系统（CHPPs/电网/PV/WT/BESS） | 40.1 | 0.102 | 3.84 | 10,860,025 |

结果显示，从环境角度来看，最理想的情景（4）的净现值为315亿美元，平均发电成本为0.0801美元/千瓦时。从经济角度来看，最理想的情景是情景（3），净现值为313亿美元，平均发电成本为0.0795美元/千瓦时。最不利的选项是孤立情景（2），其NPC（净现值）为404亿美元，LCOE（平准化成本）为0.103美元/千瓦时。从环境角度来看，情景（4）可以减少温室气体排放，每年减少6,755,129吨二氧化碳，而当前系统每年排放10,860,025吨二氧化碳。在电力生产系统中，减少温室气体排放是一个关键因素。在蒙古，热电厂占据了二氧化碳排放的主要部分。本研究将考虑热电厂的二氧化碳排放情况。截至2023年，热电厂共排放了1,136万吨二氧化碳。根据我们研究的最佳情景（情景4），预计到2030年二氧化碳排放量将减少到6,755,129公吨。

7. 最优结果的敏感性分析
敏感性分析有助于评估不确定性或变量变化（如资本成本、折现率或电力负荷需求的变化）的影响。本节将对系统最优情景（情景4）进行敏感性分析。

7.1. 电力负荷变化的影响
在估算电力负荷需求时，考虑了人口增长、经济扩张和气候变化等多种因素。为了确定电力负荷需求对理想混合能源系统性能的影响，必须进行敏感性分析。在本节中，通过将预测的电力负荷需求在-10%到+10%的范围内以5%的间隔变化，计算了最优混合能源系统的NPC和LCOE。图11展示了电力负荷变化对NPC和LCOE的影响。

7.2. 折现率变化的影响
折现率是评估项目可行性时的一个重要经济因素。在本节中，通过将名义折现率在6%、8%、10%、12%和14%之间变化，分析了最优混合能源系统的NPC和LCOE。图12展示了折现率变化对NPC和LCOE的影响。

7.3. 资本成本变化的影响
图13和图14显示了情景4系统中不同组件的资本成本变化对总NPC和LCOE的影响。每个组件的资本成本在0.5到1.5之间变化。从这两个数字可以看出，SMR（小型模块化反应堆）的资本成本对NPC和LCOE的影响最大。图中显示了资本成本变化对NPC的影响，以及资本成本变化对LCOE的影响。

7.4. 电价变化的影响
电价波动是由供需动态、燃料成本、监管政策和季节性变化等多种因素共同作用的结果。本节通过将电价从0.08美元/千瓦时调整到0.12美元/千瓦时，分析了NPC和LCOE的变化。图15展示了电价变化对NPC和LCOE的影响。

8. 结论
本研究评估了将SMR（小型模块化反应堆）与可再生能源结合使用以减少温室气体排放并提高能源安全性的可行性。通过使用HOMER软件模拟多种能源组合情景，比较了不同混合能源系统的经济、技术和环境影响。除了两个环境指标（可再生能源比例和二氧化碳排放量）外，还考虑了两个经济指标（NPC和LCOE）。从技术、环境和经济角度分析了四种混合能源系统情景，然后对最优情景进行了敏感性分析。结果表明，将SMR与风能和太阳能结合使用可以显著减少蒙古对燃煤电厂的依赖，同时保持成本效益。在评估的情景中，结合680兆瓦SMR和300兆瓦新风电的混合系统（情景4）是最有利的选项。该情景实现了最低的NPC（315亿美元）和最低的LCOE（0.0801美元/千瓦时）。这一最优配置的主要优势包括：
- LCOE降低：情景4的LCOE为0.0801美元/千瓦时，比情景1（0.102美元/千瓦时）降低了21.5%，提高了经济可行性。
- 二氧化碳排放减少：情景4将二氧化碳排放量减少了37.8%，从情景1的10,860,025吨减少到6,755,129吨，显示出显著的环境效益。
- NPC降低：情景4的NPC为315亿美元，比情景1（401亿美元）降低了21.4%，增强了其财务可行性。这一分析表明，结合SMR和可再生能源的混合能源解决方案在蒙古的能源转型中具有最大的经济和环境优势。研究结果证实，这类解决方案可以在支持国家脱碳目标的同时，确保可靠的电力供应。随着蒙古增加可再生能源的比例，政策制定者应考虑部署先进的核技术（如SMR），与风能和太阳能一起，以实现可持续的低碳能源未来。进一步的研究应探讨特定地区的实施策略、监管框架和金融机制，以促进混合能源系统在蒙古的大规模应用。

本研究得到了蒙古核能委员会执行办公室的支持。

作者声明：本文的早期版本已作为预印本发表在arXiv上：(https://arxiv.org/abs/2506.15749)。作者声明没有利益冲突。

数据可用性声明：支持本研究结果的数据可向通讯作者索取。