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南方能源觀察
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張柳潼
2018年5月，新加坡本土海水淡化龍頭企業凱發集團（Hyflux）因資金鏈出現困難宣布公司重組。 凱發集團2016年上馬411 MW（兆瓦）的聯合循環燃氣機組（CCGT）後，公司開始出現大規模虧損。2016年虧損1.14億新幣 （折人民幣5.7億），2017年虧損0.82億新幣，2018年第一季度持續虧損0.22億新幣，平均每度發電虧損0.05新元（折2.5毛），其它電力公司2014年以來盈利水平也大幅下降，幾年來都處于低盈利或虧損情況。
與此同時，雖然新加坡發電成本在亞洲最貴，但這幾年供大于求的買方市場讓電力大用戶享受比馬來西亞和菲律賓都低廉的電價。
但是，這種情況是否能持續？
作爲亞洲第一個成功電改，2003年成立電力現貨市場，2008年政府成功賣出持有的三大發電公司而發電市場成爲亞洲外資持股最高的國家，新加坡發電市場過去15年從高盈利到負盈利大波動的內在原因值得深究。這也能爲中國目前正在進行的電改提供一些可鑒之處。
新加坡電力市場改革曆程
新加坡電改在90年代末實行政企分家和廠網分開。1998年4月電網公司PowerGrid開始運行新加坡電力庫（Singapore Electricity Pool），引進發電側競爭。2003年1月1日國家電力市場全電力庫（NEMS）現貨批發市場開始運行。售電市場也于2001年開始逐步放開。目前發電和售電已經完全開放。
新加坡現貨市場采用全電力庫模式，市場以單一電能（energy-only）的形式，實行電能和輔助服務市場每半小時聯合優化出清；采用發電側單邊競價和全電量競價，全額結算，節點邊際電價的機制。電能市場最高限價被定爲新幣4500/MWh，是平均價格水平的30-60倍，其標准是以新加坡的GDP總量除以用電需求。
圖1簡單總結了新加坡主要的發電商，2017年最高負荷和裝機。
圖 1: 新加坡各大發電商
來源：EMC和水石能源（WaterRock Energy）分析
2003年現貨市場開始時，三大發電商發電量占比接近85%，這讓他們有很大的市場力。爲了有效地控制發電商的市場力，能源市場管理局在2004年推出了固定合約 (vesting contract)。 固定合約跟上網標杆電價類似，價格以F級燃氣機組的長期邊際成本計算。固定合約份額在2004年定爲65%，等同電力銷售65%的價格以固定合約價格定價。在固定合約高份額的情況下，發電商大部分收入與固定合約直接挂鈎。這就減低了現貨市場價格對其收益的影響，從而有效地降低了三大發電商利用各自市場力推高現貨市場價格的動機。
隨著時間的推移，較小發電商的産能擴張和新發電商的進入逐步增加市場的競爭性。新加坡市場能源管理局于2013年開始逐步把固定合約份額從2013年的55%降低至2019年的20%，2019年下半年後不再有傳統的固定合約，只保留了至2023年中的液化天然氣（LNG）固定合約。
在電力現貨市場運行5-6年後，政府主權財富基金淡馬錫控股于2008-2009年將其100%控股的三大發電商以高價賣給海外資産。
低迷的現貨市場和LNG接收站的建設
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海外資産收購電廠後，2010-2012年效益很好， 2013年下半年盈利開始快速下滑。市場的大波動其實與建設LNG接收站息息相關。
2004年6月，新加坡進口印尼天然氣的一條運輸管道出現問題，部分天然氣供給中斷，導致了25%地區停電。事故後，政府立刻組織深度調研如何防範類似情況，結論是急需建設液化天然氣（LNG）接收站來提升能源安全。
爲了提高LNG接收站的經濟性，能源市場管理局于2006年8月出台了規定發電商暫停簽署新的管道天然氣合同 （PNG moratorium）的政策，使得發電商滿足增量需求只能進口LNG或繼續利用已有的燃油機組。但LNG接收站商業化的過程仍然艱巨，LNG銷售公司BG一開始仍無法有效營銷LNG。能源市場管理局在2009年出台了LNG固定合約的另一新政策，以此鼓勵采用LNG新建CCGTs以取代燃油機組，從而推動LNG接收站的發展。LNG固定合約期限爲10年，總量爲每年120萬噸。
這兩個政策提升了LNG接收站的經濟性，但也帶來了意想不到的後果。管道天然氣進口的限制推高了2010-2012年的現貨價格，而長達10年的LNG固定合約幫助促成了一場投資熱潮。
2010年因基建刺激政策電力需求快速增長，接近9%。但發電商不能協商簽署新的管道天然氣合約而LNG接收站仍沒建成，天然氣出現了短缺。國際油價也快速上漲，燃氣機組對比燃油機組的發電成本優勢快速擴大。電廠競價開始以燃油機組的邊際成本爲標准推高現貨電力市場價格。這種高價格其實也真實反映了現貨市場在天然氣短缺背景下該有的影子價格。當發電商知道他的年天然氣供應不足時，他們會優化其氣量的利用並以燃油機組的邊際成本爲其影子價格作爲競價的參考。
被推高的現貨電力價格可能讓一些發電商錯判。2010年8月到2011年2月短短6個月中，一共有四家發電商成功招標2450 MW CCGT的工程總承包合同。更加不可思議的是，開頭提到的凱發集團2012年5月在沒有任何LNG固定合約的情況下也決定投資一個CCGT機組。新加坡在兩年內開工建設了3000 MW的裝機，接近最高負荷的一半。新投的CCGTs都跟BG簽訂了10年的LNG購售協議，照付不議高達合約量的95%。
2010-2012年因爲天然氣的短缺每年現貨平均價格比固定合約價格（相當于中國的標杆電價）高了15-25%。2013年下半年液化天然氣站上馬和新電站逐步投産，現貨價格很快降到了比固定合約價格低30-40%。換句話說，現貨價格比燃料成本還低。但是新電廠已經在建，液化天然氣合約已經簽署，發電商也沒辦法延遲新電站的投産時間。
這種投資熱潮的原因至今仍是一個謎。可能是當時天然氣短缺現貨價格高漲而使得發電商和融資方錯判；或是由于2006年政府限制新的管道天然氣的簽署以至發電商延後其投資計劃使其都在同一時間段決定投資；或是2009年底推出的LNG固定合約給予了新電廠一部分發電長達10年的低風險合約。
從經濟學角度，這也可能是由于囚徒困境而使得發電商同時決定投資。囚徒困境是非零和博弈典型的例子。在新加坡小規模的電力市場環境下，如果所有的發電商都協同不再投資新建機組，電力市場價格將隨需求增長而上升，帶來最佳團體利益。如果一些發電商選擇不投資，而選擇投資的發電商將帶來自我利益最大化， 優于協同不投資選擇下的自我利益。但是如果每個發電商都考慮自我利益最大化而全部選擇投資，那麽無論團體或自我利益都劣于協同不投資的情況，這就陷入“囚徒困境”。
LNG固定合約的分配機制也放大了囚徒困境的弊端。六家發電商首先各分配每年10萬噸LNG。第二步按照各發電商的容量等比例分配剩下的60萬噸LNG固定合約，發電商可選擇性加入。他們也需同時改造燃油電廠爲燃氣電廠或新建燃氣電廠。如果某一家或多家發電商選擇放棄，那麽未分配的份額將由其余選擇加入的發電商平分。第二步的分配設計增加了商業決定的相關性。如果某一發電商決定不要其LNG固定合約的份額，再分配機制意味著被放棄的配額將轉移到競爭對手，增加其競爭優勢。
雪上加霜的是，新加坡經濟逐步側重服務業，政府也積極推出提高能效的政策，電力需求增長因而逐年放緩，從1999-2007年4.6%的年增長下滑到這幾年的1-2%。工業電力大用戶（例如大煉油，石化和制藥）在經曆2010-2012年的高電價後也積極建立自備電廠。如果剔除自備電廠的發電，由大電廠供應的電力需求增長在過去5年中平均年增長只有0.8%。這增長率遠遠不及電力公司簽署照付不議的天然氣合約時3-5%的年增長預期。而發電商簽署的長期管道和液化天然氣合約都有很高的照付不議條款。 這使得幾個發電商照付不議天然氣過剩，他們不得不以照付不議的天然氣量來決定發電量。這使得現貨電力市場競爭異常激烈，價格經常低于合同燃氣成本價。
我們預期在接下來五年電力市場仍會疲軟，主因是需求增長將持續在1-2%，而分布式光伏仍會繼續建設上馬。電力現貨市場價格的低迷，固定合約份額的大幅下降，同時新加坡沒有中長期合同，導致電廠現金流出現困難。部分電廠總部將需繼續注入現金才能維持其電廠的運營維修和支付基本利息。政府也在考慮需不需要出台政策救市，也已經開始給發電商更大的空間和自由來積極地處理照付不議天然氣的情況。
中長期來講，新加坡的發電組合非常單一。其運行機組都是F級CCGT，天然氣價格也相當接近，這就構成了相當平緩的發電供給曲線。電廠的盈利情況可能會處于結構性的低迷。能源市場管理局也在考慮需不需要設立一個長期的容量市場從而確保電廠在淘汰舊産能後有新建産能的動機以維持備用容量在30%以上。
圖 2：2025年的供給曲線
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