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南方能源觀察
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水木
2022年4月14日，新加坡能源市場監管局（Energy Market Authority，以下簡稱EMA）收到20份響應“電力進口”的第一階段方案征集（Request for Proposal 1，以下簡稱RFP1）的初始方案（Initial Bids）。參與者應在2022年6月14日遞交最終方案（Final Bids）。本次RFP勝出者將于2022年4季度確定。優勝者獲得“電力進口”執照（License）後，將根據與EMA達成的協議開始投資、建設和運營向新加坡跨境送電的項目，旨在從2027年開始持續二十五年向新加坡提供不超過1.2GW並網功率的低碳電力。
本文將梳理作爲高度依賴進口化石能源的新加坡電力去碳化政策所面臨的各項挑戰，以及監管者EMA如何因地制宜地設計RFP規則和市場機制，並著力從“進口電力”上尋找突破。新加坡力圖依靠“進口低碳電力”來實現能源轉型過程中，EMA如何最大限度地兼顧“環境友好的清潔能源”，“可靠的電力能源安全”和“有效的電力市場”三方面目標（Trilemma）的實踐，不失爲國內外同行在能源轉型中一份有益參考。
新加坡電力去碳化的挑戰
盡管新加坡以經濟發達、環境宜居而聞名于世，但新加坡仍高度依賴化石能源，截至2021年，其電力消費中可再生能源占比不到2%，落後于多數東盟鄰國，與可再生能源占比較高的發達國家更是差距巨大。
新加坡作爲東盟區域唯一的發達經濟體，既有四面環海、地域面積小等地理特點，也有人均負荷大，電源類型單一，電力市場化程度高等特征。新加坡實現能源清潔化的困境主要有三方面：
首先，其地理位置處于赤道無風帶且境內河流缺乏足夠落差，這決定其難以開發風電和水電等常規可再生能源；
其次，由于其國土面積狹小，政府堅持將土地規劃爲更高價值的用途，不願意建設占地巨大的地面光伏電站，僅鼓勵開發規模較小的分布式屋頂光伏和水面光伏；
最後，新加坡作爲四面環海的島國，一直致力于加強自身電力能源安全，新加坡利用其國際航運樞紐的優勢，大力發展石化加工和LNG轉運業，政策上傾向于進口化石燃料在本島發電，而不是跨境購電。可見，新加坡電力“去碳化”的挑戰既有可再生能源禀賦和土地有限的地理約束，也存在能源安全政策的考量。
爲實現2050碳中和目標，新加坡政府在2019年公布了其“Four Switches”的能源發展路徑圖，明確“跨境電力進口”是當前“區域電網”電力發展階段的關鍵舉措。
建設東盟跨國電網，實現跨國清潔能源利用，需要克服東南亞山高林密，河流島嶼衆多等不利于電網互聯工程建設的困難；更大的挑戰則來源于域內各國在經濟體制産業上的巨大差異（表1），地緣政治上的互信程度和能否建立長期穩定合作共贏的商業制度安排。
表1 東盟五國基本國情對比表
雖然國際上有大規模跨國電網互聯的成功實踐（如歐洲電網互聯ENTSO-E），但新加坡所在的東盟區域跨國電網互聯仍方興未艾，目前超過半數電量僅是老撾向泰國輸送的水電。“老撾-泰國-馬來西亞-新加坡”跨境電力交易項目（LTMS-PIP），提出多年仍未有重大進展，其中原因之一是僅靠政府間合作難以克服多數東盟國家購電模式與新加坡現行電力市場規則的差異。
成功的“區域電網”必須要讓參與各方都能分享收益，務實可靠的跨國能源合作需要各方（無論是政府還是私營投資者）在市場、法律和監管機制上充分信任和協調，需要成熟可靠的技術方案和靈活友好的政策來幫助實現項目的可融資性，持續吸引對清潔發電資産、跨境輸電通道的長期投資。
創新的規則設計
與不少國家對可再生能源進行競價招標（Renewable Energy Auction）不同，本次EMA的RFP1的標的不是對“發電資産”或“電量”的“購買承諾”。EMA不提供合同契約性的購電承諾，投標人提交的方案不包括售電價格（雖然可提交期望的單位電量補貼金額）。本次RFP1實際競爭標的是一份市場進入許可（Market Entry License），即優勝者將獲得跨境參與新加坡電力批發市場（Singapore Wholesale Electricity Market，簡稱SWEM）准入許可，該許可允許電力進口商最大以1.2GW送電功率向該新加坡電力市場持續25年出售低碳電力。
2021年EMA發起的與馬來西亞100MW電力進口試點目的僅僅是“評估和完善電力進口的技術和監管框架”，利用已有電源和輸電通道無須大規模“新建投資”，也沒有對電力排碳量的考核。與之對比，本次RFP在規則設計上有顯著差別（參見表2），從比較中可梳理出這些規則變化體現出監管者的考量：
（1）首先滿足電網穩定性和供電安全的需要
新加坡電網目前用戶總負荷大多數時刻在6至7GW範圍波動，1.2GW並網功率的波動對整體電網穩定性影響已舉足輕重。因此，EMA要求“進口電力”必須是“可調度”且能“全天不間斷”供電。這雖然增加了電力進口商設計電源方案的難度，但大幅降低了電網消納難度，有利于確保新加坡本島電網的穩定性。EMA要求HVAC並網的電源采用Plant-to-Grid模式，HVDC並網的電源采用“背靠背”模式以保證新加坡本島交流同步電網的穩定性。此外，爲應付進口電源的緊急情況（如非計劃性停電），EMA提出統籌配套本地應急電源（Local Backup）。這都是維護電網穩定和供電可靠的重要技術支撐。
（2）鼓勵務實漸進的低碳化路徑
對于進口電力的碳排放強度，允許投標人采用一部分化石燃料發電（例如燃氣發電），以滿足整體的進口電力具備“連續及可調度”的技術特性。EMA務實地采用了延後考核碳排量上限的做法，在COD後五年才做排碳量的考核，這是鼓勵投資人漸進式提高綠電的比例。因爲以目前技術完全用綠電實現“非間歇可調度”的大規模電力供應，不但度電成本偏高，而且部分領域技術的成熟度和可靠性（如GW級電化學儲能和先進壓縮空氣儲能等）還有待時間檢驗。EMA對電源方案進行“留白”，允許投標人自行規劃設計的方案，還爲碳排量的考核預留了近十年的漸進式減排空間（按2027年投運，2032年才是碳排放考核的最晚時間）。
（3）避免資源的低效利用和重複浪費
對于海外進口電力，既有的輸電設施、適宜的海纜路徑和登陸點往往是稀缺資源。EMA的做法是盡量讓新加坡國境內的輸電資産歸新加坡政府SPPA公司（SP Power Assets Ltd）持有和管理維護。這樣SPPA所擁有的公共資源可以公平地開放給多家電力進口商來統籌優化使用（Open Access Treatment）；同時設置了對“占用公共資源卻閑置”的處置機制（Use-it-or-lose-it，簡稱UIOLI），對占用公共資源（如既有的輸電設施或者輸電通道等）一定時間內未合理利用的，SPPA有權收回其使用權並另行授權使用。
（4）提升項目的可融資性並注重與電力市場的銜接
對于大型的跨國發電和輸變電項目，項目的可融資性往往決定其成敗。不少購電方（一般是電網公司）以PPA的形式來確保投資方收益，但這對已經電力市場化的新加坡並不適用：首先，一般商業PPA難以消納如此大規模的電量，新加坡電網（SPPG）直接提供長期購電承諾又會對既有電力市場規則産生沖擊。EMA規則很巧妙，一方面要求電力進口商承受新加坡電力市場的商業風險（Merchant Risk）；另一方面，考慮到綠電電源巨大資本開銷（Capex）和高昂的跨國輸電成本（Opex），首先確保電力進口有25年的市場許可有效期（License Tenure），還向電力進口商提供一定形式的補貼（Revenue Support）。EMA提供了兩種補貼的形式供選擇：一種是雙向差價合同（two-way Contract-for-Differences，簡稱CfD），另一種是電量補貼（Performance Contract，簡稱PC）。兩種補貼的期限上限都是15年，並且需要補貼金額數額由投標人提出，並成爲競爭性RFP1的遴選指標之一。除去這些補貼，電力進口商參與批發市場所需遵循的規則和本島的其他發電商是一樣的——即要麽通過商業PPA售電直接享受綠電PPA的溢價，要麽參與新加坡電力批發市場售電，獲得綠證收益。
通過上述規則的設計，EMA既通過提供補貼幫助電力進口商提升項目可融資性，同時將補貼數額引入競爭機制，激勵投標人盡量減少補貼依賴。更重要的是，EMA規則將進口電力與新加坡的電力批發市場平滑銜接，減小了對市場既有規則和參與者的沖擊。
表2 新加坡電力進口RFP1和馬來西亞100MW
電力進口試點規則對比表
項目前景展望
根據EMA的計劃，電力進口RFP1應在未來3個月內公布最終獲勝者。在結果公布前，在此對項目前景做一些分析和展望：
（1）誰會參與RFP1？
大規模跨海的國際綠電項目開發和運營管理的複雜度高，投資規模大（預計RFP1總投資超過30億美元），且在東盟還沒有先例。預計競標團隊大多會由一家新加坡當地發電商牽頭，聯合多家優勢互補的公司組成的聯合體，以最大限度實現對項目開發、投融資、建設、運營等工作的能力匹配和風險分擔。其中，電源所在國（如印尼）和輸電通道途徑國（如泰國）的聯合體成員的作用關鍵，因爲這是資本開銷和工程建設的主要發生地。此外，跨國電網輸電運營、項目融資、工程建設等專業領域的企業也在各自分工中起到重要作用。根據EMA的官方信息和媒體報道，有參與RFP1意向的公司大致可分爲四類：
第一類是新加坡本地電力公司，如Keppel Electric，PacificLight Power，Senoko Energy，Tuas Power等，他們是新加坡目前的主要發電商。由于新加坡電力市場規模相對穩定且市場份額相對均衡（EMA限制發電商最大份額不允許超過25%），這些本地發電商司參與電力進口RFP是爲了在能源轉型的趨勢下確保自身未來的市場份額，因此他們有參與電力進口RFP的迫切性。
第二類是電網公司，如印尼的PT Indonesia Power，PT Batam，中國國家電網，中國南方電網等。印尼的電網公司占據臨近新加坡的地利優勢，來自中國的電網公司有海底高壓輸電投資運營的（特別是HVDC）的專業能力。由于跨境輸電是本項目的技術難點，擅長輸電的電網公司對項目成敗的影響舉足輕重。
第三類是新能源開發商，例如中國的晶科科技和天合光能，德國ib vogt，新加坡Sunseap，法國Total energies，阿聯酋Masdar等，他們可帶來大規模綠電投融資領域的豐富國際經驗。
其他參與者如設備廠家LS Electric，工程公司SamSung C&T或一些投資基金等可歸爲第四類。他們有的爲了參與項目工程建設，有的做財務投資，意圖參與本項目尋找未來商機。
（2）RFP1的1.2GW會是多家分享，還是一家獨攬？
根據RFP1的規則，競標方案最低允許300MW並網容量，因此可能出現多家競標者分享1.2GW功率額度。由于電力進口RFP有諸多新挑戰且存在跨境項目的不確定性風險。從穩妥推進的角度，EMA有理由拆分1.2GW爲多個License，以降低未來長達五年開發階段出現競標者放棄而導致新加坡“電力去碳化”進度延誤的整體風險。
當然，拆分帶來不利影響是降低了“項目規模的經濟性（Economies of Scale）”。足夠大的規模對實現有競爭力的平准度電成本（LCOE）至關重要。當規模偏小導致平准電價成本較高，EMA不得不提供更多補貼才能實現項目可融資化。從投標人角度，當更大“並網功率”（意味更多送電量）有利于以降低度電成本，投標人會傾向于按盡量大的容量來設計整體方案，以求在競爭中勝出。
由于2.8GW的RFP2將在2022年啓動。因此，EMA可能根據市場反響，將整體4GW統籌拆分爲多份License，以兼顧“分散開發中途放棄的風險”和“保證必要的規模效益”。
（3）哪個國別參與新加坡“電力進口”更具競爭力？
據EMA披露信息，RFP1響應方案中涉及到四國：印度尼西亞、馬來西亞、泰國和老撾。從新加坡的地理位置看（參見圖1），向北最近的是馬來西亞的柔佛州（柔佛海峽1.2—4.8公裏寬），向西和向南最近的分別是印尼廖內群島省（Kepulauan Riau，距新加坡最近約20km）的和蘇門答臘（Sumatera，距新加坡80km以上）。
圖1 新加坡鄰近區域地圖
從輸電距離看，馬來西亞向新加坡出口電力不僅有地利之便，還有遼闊的國土和豐富的可再生能源開發潛力。事實上兩國已有HVAC互聯線路多年，並成爲EMA在2021年100MW電力進口試點選擇的通道。但馬來西亞政府在2021年10月宣布了“限制向新加坡出口可再生能源電力”的政策，這成爲新加坡從馬來西亞進口“低碳電力”的直接政策障礙。
隔著馬來西亞和泰國，老撾的水電基地至新加坡的直線距離長達1800公裏以上（見圖2），但其仍是新加坡進口低碳電力的一個有競爭力的選擇。新加坡、老撾、馬來西亞和泰國四國政府在2021年38屆東盟部長級會晤的能源會議上，宣布重啓2014年提出的利用已有電網設施，從老撾經泰國和馬來西亞向新加坡輸電送不超過100MW的跨境電力通道項目（Lao PDR, Thailand, Malaysia, Singapore – Power Integration Project，簡稱LTMS-PIP）。RFP1在規則設計、進口電力規模和商業技術安排等多方面與政府間推動的LTMS-PIP有顯著差異，但這都屬于東盟電力互聯的“北電南送”的模式。
此外，印尼政府對向新加坡出口低碳電力表示出積極合作態度。2022年1月份，印尼和新加坡兩國政府簽署了兩國第一個政府間能源領域備忘錄（MoU），並宣布組成能源工作組推進兩國在能源領域的合作，其中任務之一就包括跨境電力和區域電網力互聯。新加坡南側的廖內群島（Kepulauan Riau）是與新加坡本島的距離最近的印尼島嶼，西側的蘇門答臘省距離稍遠，但具有更爲遼闊的可供開發土地。這些區域都有豐富的光照適合建設光伏電站並通過海底電纜向新加坡供電。新加坡的大士電力（Tuas Power），勝科工業（Sembcorp Industries），Sunseap和太平洋光電（PacificLight Power）也都在商業層面尋找印尼合作方來進行向新加坡出口“低碳電力”的合作嘗試。
然而，從印尼進口電力仍存在一定法律障礙。依據印尼現行法律，僅有國有電力公司 Perusahaan Listrik Negara（PLN） 及其子公司 PLN Batam被允許從事電力出口業務，其他印尼當地發電商的電力業務區許可證（Wilayah Usaha 或“Wilus”）並不包含向境外出口電力的許可。這說明跨境電力業務仍存在一定法律和監管障礙待突破。
圖2 新加坡距印尼地熱和老撾水電資源聚集地距離
（4）哪種電源和輸電技術方案更匹配EMA的期望？
EMA對進口電力的技術要求主要有三點：
第一是“低碳環保”：EMA不接受燃煤發電或核電，允許一定比例化石能源發電，但設置了COD投運五年之內度電碳排量的考核上限（0.15tCO2e/MWh）；
第二是“非間歇性全天供電且高利用率”：EMA要求進口電力具備可調度性且能全天不間斷地供電，對並網線路的利用率下限考核要求爲不低于75%（COD投運五年之內）；
第三是“與新加坡電網交流同步”：這要求對HVAC並網的電源只能排他性並入新加坡電網（Plant-to-Grid模式）；而采用HVDC的電源，通過直流背靠背方式隔離不同的異步交流電網，允許更靈活引入其他電網的電源。
在新加坡周邊規劃一個滿足上述全部要求並具備競爭力的綠電基地和配套輸電方案頗具挑戰。太陽能是新加坡周邊最廣泛分布的清潔能源，主要限制是可用土地（或適宜的水面）。光熱發電雖能解決發電間歇性問題，但選址條件苛刻；光伏發電本身存在間歇性和可用小時數偏低的問題，對應的解決方案通常有兩種思路：
一種是配套可控電源（例如燃氣發電），通過多種電源互補實現並網總出力滿足EMA的要求，但仍有燃料供應、電站選址等諸多限制，滿足碳排放考核更是不易；
另一種是引入大規模長時儲能，例如抽水蓄能或壓縮空氣儲能等，但這兩類儲能電站有特定選址要求。電化學儲能的地理限制最少，但目前應用在長時儲能（十小時以上）場景下度電成本偏高。考慮到電化學儲能仍有成本下行的預期且建設周期明顯短于輸電通道的建設，可用“延後儲能采購”的策略（並網投運是2027年）來降成本。
風能、地熱能和水力發電資源富集區一般距新加坡本島較遠，以蘇門答臘島西側的水電和地熱能富集區爲例，該區域距離新加坡直線距離在450公裏以上（見圖2）。雖然輸電成本更高，但水電和地熱都是可控清潔電源，沒有間歇性的問題，能大幅減少儲能需求，特別是地熱發電不受天氣和季節變化影響，能長期保持很高發電容量系數（80%至90%），滿足EMA對進口電力並網容量系數不低于75%的考核要求。
對于輸電方案，海底電纜輸電可選HVAC和HVDC兩類方案。如果從新加坡附近的孤立島嶼向新加坡輸電（例如印尼的廖內群島），選擇HVAC更爲合理，因爲較短海纜距離適合HVAC，並網容量和電壓等級都在HVAC合理區間；但如果從距離較遠的電源（如印尼的蘇門答臘，或者更遠的老撾、泰國的清潔能源基地）向新加坡輸電，HVDC（包括架空和海纜）則在輸電距離、傳輸容量和損耗方面有明顯優勢。此外，HVDC可以“背靠背”方式連接兩端異步交流電網，使得在電源端可以利用既有的電源和輸電網，實現更有效率的資産利用。
思考
東盟區域內政府間合作的“電網互聯”長期進展緩慢，新加坡本國的“電力去碳化”也進度甚微。在此背景下，EMA發起的“電力進口”RFP1兼具務實和創新性。RFP1的規則設計顯露出監管者對私營資本以更高效率實現跨國綠色能源合作寄予厚望，表現出在“國家能源安全”和“電力去碳化”之間的小心平衡和對既有電力市場規則的尊重，不少細節還體現出對“市場競爭有效性”和“政府統籌公平性”兩種力量的精心把控。
新加坡本次電力進口RFP1之所以受各國同行矚目，除了整體項目的規模大，更多是新加坡監管者同時面對“能源安全” “跨國購電” ”電力去碳化” “電力市場化”等具有共性的現實命題，爲業界提供了一個由“負荷中心”主導，以商業模式去建立“海外新能源基地”服務自身能源轉型的具有良好借鑒參考價值的實踐樣本。當然，目前RFP1仍在進行中，進展備受關注，前景令人期待，最終成效還有待時間證明。
參考引用（上下滑動查看）
1， Energy Market Authority, 2019, “The Future of Singapore’s Energy Story”, [URL]: https://www.ema.gov.sg/media_release.aspx?news_sid=20191029Yk3uENU5Z4bL
2， 東盟能源中心，水電水利規劃設計總院，2019，“東盟電力互聯互通項目實施現狀及前景分析”[Report]
3， Straits Times，2021，“Malaysia’s Energy Ministry to limit renewable energy exports to Singapore”, [URL]https://www.straitstimes.com/asia/se-asia/malaysias-energy-ministry-to-limit-renewable-energy-exports-to-singapore
4， The Ministry of Energy and Mineral Resources，2022，”Indonesia, Singapore Ink MoU on Energy Cooperation”, [URL] https://www.esdm.go.id/en/media-center/news-archives/indonesia-singapore-ink-mou-on-energy-cooperation
5， Energy Market Authority, 2021, “Lao PDR-Thailand-Malaysia-Singapore Power Integration Project”， [URL]https://www.mti.gov.sg/-/media/MTI/Newsroom/Press-Releases/2021/09/Second-Minister-for-Trade-and-Industry-Dr-Tan-See-Leng-at-the-39th-AMEM.pdf
6， Elrika Hamdi，2022，“Singapore’s clean electricity success rests on support from exporting nations”， [URL]:https://ieefa.org/articles/singapores-clean-electricity-success-rests-support-exporting-nations
7， Alexander Richter ， 2021， “Geothermal crucial in energy transition targets of Indonesia”， [URL]:https://www.thinkgeoenergy.com/geothermal-crucial-in-energy-transition-targets-of-indonesia/
作者系國際電力投資領域資深研究者
編輯 姜黎
審核 馮潔
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