参考 | 新加坡试水低碳电力进口
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南方能源观察
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水木
2022年4月14日，新加坡能源市场监管局（Energy Market Authority，以下简称EMA）收到20份响应“电力进口”的第一阶段方案征集（Request for Proposal 1，以下简称RFP1）的初始方案（Initial Bids）。参与者应在2022年6月14日递交最终方案（Final Bids）。本次RFP胜出者将于2022年4季度确定。优胜者获得“电力进口”执照（License）后，将根据与EMA达成的协议开始投资、建设和运营向新加坡跨境送电的项目，旨在从2027年开始持续二十五年向新加坡提供不超过1.2GW并网功率的低碳电力。
本文将梳理作为高度依赖进口化石能源的新加坡电力去碳化政策所面临的各项挑战，以及监管者EMA如何因地制宜地设计RFP规则和市场机制，并着力从“进口电力”上寻找突破。新加坡力图依靠“进口低碳电力”来实现能源转型过程中，EMA如何最大限度地兼顾“环境友好的清洁能源”，“可靠的电力能源安全”和“有效的电力市场”三方面目标（Trilemma）的实践，不失为国内外同行在能源转型中一份有益参考。
新加坡电力去碳化的挑战
尽管新加坡以经济发达、环境宜居而闻名于世，但新加坡仍高度依赖化石能源，截至2021年，其电力消费中可再生能源占比不到2%，落后于多数东盟邻国，与可再生能源占比较高的发达国家更是差距巨大。
新加坡作为东盟区域唯一的发达经济体，既有四面环海、地域面积小等地理特点，也有人均负荷大，电源类型单一，电力市场化程度高等特征。新加坡实现能源清洁化的困境主要有三方面：
首先，其地理位置处于赤道无风带且境内河流缺乏足够落差，这决定其难以开发风电和水电等常规可再生能源；
其次，由于其国土面积狭小，政府坚持将土地规划为更高价值的用途，不愿意建设占地巨大的地面光伏电站，仅鼓励开发规模较小的分布式屋顶光伏和水面光伏；
最后，新加坡作为四面环海的岛国，一直致力于加强自身电力能源安全，新加坡利用其国际航运枢纽的优势，大力发展石化加工和LNG转运业，政策上倾向于进口化石燃料在本岛发电，而不是跨境购电。可见，新加坡电力“去碳化”的挑战既有可再生能源禀赋和土地有限的地理约束，也存在能源安全政策的考量。
为实现2050碳中和目标，新加坡政府在2019年公布了其“Four Switches”的能源发展路径图，明确“跨境电力进口”是当前“区域电网”电力发展阶段的关键举措。
建设东盟跨国电网，实现跨国清洁能源利用，需要克服东南亚山高林密，河流岛屿众多等不利于电网互联工程建设的困难；更大的挑战则来源于域内各国在经济体制产业上的巨大差异（表1），地缘政治上的互信程度和能否建立长期稳定合作共赢的商业制度安排。
表1 东盟五国基本国情对比表
虽然国际上有大规模跨国电网互联的成功实践（如欧洲电网互联ENTSO-E），但新加坡所在的东盟区域跨国电网互联仍方兴未艾，目前超过半数电量仅是老挝向泰国输送的水电。“老挝-泰国-马来西亚-新加坡”跨境电力交易项目（LTMS-PIP），提出多年仍未有重大进展，其中原因之一是仅靠政府间合作难以克服多数东盟国家购电模式与新加坡现行电力市场规则的差异。
成功的“区域电网”必须要让参与各方都能分享收益，务实可靠的跨国能源合作需要各方（无论是政府还是私营投资者）在市场、法律和监管机制上充分信任和协调，需要成熟可靠的技术方案和灵活友好的政策来帮助实现项目的可融资性，持续吸引对清洁发电资产、跨境输电通道的长期投资。
创新的规则设计
与不少国家对可再生能源进行竞价招标（Renewable Energy Auction）不同，本次EMA的RFP1的标的不是对“发电资产”或“电量”的“购买承诺”。EMA不提供合同契约性的购电承诺，投标人提交的方案不包括售电价格（虽然可提交期望的单位电量补贴金额）。本次RFP1实际竞争标的是一份市场进入许可（Market Entry License），即优胜者将获得跨境参与新加坡电力批发市场（Singapore Wholesale Electricity Market，简称SWEM）准入许可，该许可允许电力进口商最大以1.2GW送电功率向该新加坡电力市场持续25年出售低碳电力。
2021年EMA发起的与马来西亚100MW电力进口试点目的仅仅是“评估和完善电力进口的技术和监管框架”，利用已有电源和输电通道无须大规模“新建投资”，也没有对电力排碳量的考核。与之对比，本次RFP在规则设计上有显著差别（参见表2），从比较中可梳理出这些规则变化体现出监管者的考量：
（1）首先满足电网稳定性和供电安全的需要
新加坡电网目前用户总负荷大多数时刻在6至7GW范围波动，1.2GW并网功率的波动对整体电网稳定性影响已举足轻重。因此，EMA要求“进口电力”必须是“可调度”且能“全天不间断”供电。这虽然增加了电力进口商设计电源方案的难度，但大幅降低了电网消纳难度，有利于确保新加坡本岛电网的稳定性。EMA要求HVAC并网的电源采用Plant-to-Grid模式，HVDC并网的电源采用“背靠背”模式以保证新加坡本岛交流同步电网的稳定性。此外，为应付进口电源的紧急情况（如非计划性停电），EMA提出统筹配套本地应急电源（Local Backup）。这都是维护电网稳定和供电可靠的重要技术支撑。
（2）鼓励务实渐进的低碳化路径
对于进口电力的碳排放强度，允许投标人采用一部分化石燃料发电（例如燃气发电），以满足整体的进口电力具备“连续及可调度”的技术特性。EMA务实地采用了延后考核碳排量上限的做法，在COD后五年才做排碳量的考核，这是鼓励投资人渐进式提高绿电的比例。因为以目前技术完全用绿电实现“非间歇可调度”的大规模电力供应，不但度电成本偏高，而且部分领域技术的成熟度和可靠性（如GW级电化学储能和先进压缩空气储能等）还有待时间检验。EMA对电源方案进行“留白”，允许投标人自行规划设计的方案，还为碳排量的考核预留了近十年的渐进式减排空间（按2027年投运，2032年才是碳排放考核的最晚时间）。
（3）避免资源的低效利用和重复浪费
对于海外进口电力，既有的输电设施、适宜的海缆路径和登陆点往往是稀缺资源。EMA的做法是尽量让新加坡国境内的输电资产归新加坡政府SPPA公司（SP Power Assets Ltd）持有和管理维护。这样SPPA所拥有的公共资源可以公平地开放给多家电力进口商来统筹优化使用（Open Access Treatment）；同时设置了对“占用公共资源却闲置”的处置机制（Use-it-or-lose-it，简称UIOLI），对占用公共资源（如既有的输电设施或者输电通道等）一定时间内未合理利用的，SPPA有权收回其使用权并另行授权使用。
（4）提升项目的可融资性并注重与电力市场的衔接
对于大型的跨国发电和输变电项目，项目的可融资性往往决定其成败。不少购电方（一般是电网公司）以PPA的形式来确保投资方收益，但这对已经电力市场化的新加坡并不适用：首先，一般商业PPA难以消纳如此大规模的电量，新加坡电网（SPPG）直接提供长期购电承诺又会对既有电力市场规则产生冲击。EMA规则很巧妙，一方面要求电力进口商承受新加坡电力市场的商业风险（Merchant Risk）；另一方面，考虑到绿电电源巨大资本开销（Capex）和高昂的跨国输电成本（Opex），首先确保电力进口有25年的市场许可有效期（License Tenure），还向电力进口商提供一定形式的补贴（Revenue Support）。EMA提供了两种补贴的形式供选择：一种是双向差价合同（two-way Contract-for-Differences，简称CfD），另一种是电量补贴（Performance Contract，简称PC）。两种补贴的期限上限都是15年，并且需要补贴金额数额由投标人提出，并成为竞争性RFP1的遴选指标之一。除去这些补贴，电力进口商参与批发市场所需遵循的规则和本岛的其他发电商是一样的——即要么通过商业PPA售电直接享受绿电PPA的溢价，要么参与新加坡电力批发市场售电，获得绿证收益。
通过上述规则的设计，EMA既通过提供补贴帮助电力进口商提升项目可融资性，同时将补贴数额引入竞争机制，激励投标人尽量减少补贴依赖。更重要的是，EMA规则将进口电力与新加坡的电力批发市场平滑衔接，减小了对市场既有规则和参与者的冲击。
表2 新加坡电力进口RFP1和马来西亚100MW
电力进口试点规则对比表
项目前景展望
根据EMA的计划，电力进口RFP1应在未来3个月内公布最终获胜者。在结果公布前，在此对项目前景做一些分析和展望：
（1）谁会参与RFP1？
大规模跨海的国际绿电项目开发和运营管理的复杂度高，投资规模大（预计RFP1总投资超过30亿美元），且在东盟还没有先例。预计竞标团队大多会由一家新加坡当地发电商牵头，联合多家优势互补的公司组成的联合体，以最大限度实现对项目开发、投融资、建设、运营等工作的能力匹配和风险分担。其中，电源所在国（如印尼）和输电通道途径国（如泰国）的联合体成员的作用关键，因为这是资本开销和工程建设的主要发生地。此外，跨国电网输电运营、项目融资、工程建设等专业领域的企业也在各自分工中起到重要作用。根据EMA的官方信息和媒体报道，有参与RFP1意向的公司大致可分为四类：
第一类是新加坡本地电力公司，如Keppel Electric，PacificLight Power，Senoko Energy，Tuas Power等，他们是新加坡目前的主要发电商。由于新加坡电力市场规模相对稳定且市场份额相对均衡（EMA限制发电商最大份额不允许超过25%），这些本地发电商司参与电力进口RFP是为了在能源转型的趋势下确保自身未来的市场份额，因此他们有参与电力进口RFP的迫切性。
第二类是电网公司，如印尼的PT Indonesia Power，PT Batam，中国国家电网，中国南方电网等。印尼的电网公司占据临近新加坡的地利优势，来自中国的电网公司有海底高压输电投资运营的（特别是HVDC）的专业能力。由于跨境输电是本项目的技术难点，擅长输电的电网公司对项目成败的影响举足轻重。
第三类是新能源开发商，例如中国的晶科科技和天合光能，德国ib vogt，新加坡Sunseap，法国Total energies，阿联酋Masdar等，他们可带来大规模绿电投融资领域的丰富国际经验。
其他参与者如设备厂家LS Electric，工程公司SamSung C&T或一些投资基金等可归为第四类。他们有的为了参与项目工程建设，有的做财务投资，意图参与本项目寻找未来商机。
（2）RFP1的1.2GW会是多家分享，还是一家独揽？
根据RFP1的规则，竞标方案最低允许300MW并网容量，因此可能出现多家竞标者分享1.2GW功率额度。由于电力进口RFP有诸多新挑战且存在跨境项目的不确定性风险。从稳妥推进的角度，EMA有理由拆分1.2GW为多个License，以降低未来长达五年开发阶段出现竞标者放弃而导致新加坡“电力去碳化”进度延误的整体风险。
当然，拆分带来不利影响是降低了“项目规模的经济性（Economies of Scale）”。足够大的规模对实现有竞争力的平准度电成本（LCOE）至关重要。当规模偏小导致平准电价成本较高，EMA不得不提供更多补贴才能实现项目可融资化。从投标人角度，当更大“并网功率”（意味更多送电量）有利于以降低度电成本，投标人会倾向于按尽量大的容量来设计整体方案，以求在竞争中胜出。
由于2.8GW的RFP2将在2022年启动。因此，EMA可能根据市场反响，将整体4GW统筹拆分为多份License，以兼顾“分散开发中途放弃的风险”和“保证必要的规模效益”。
（3）哪个国别参与新加坡“电力进口”更具竞争力？
据EMA披露信息，RFP1响应方案中涉及到四国：印度尼西亚、马来西亚、泰国和老挝。从新加坡的地理位置看（参见图1），向北最近的是马来西亚的柔佛州（柔佛海峡1.2—4.8公里宽），向西和向南最近的分别是印尼廖内群岛省（Kepulauan Riau，距新加坡最近约20km）的和苏门答腊（Sumatera，距新加坡80km以上）。
图1 新加坡邻近区域地图
从输电距离看，马来西亚向新加坡出口电力不仅有地利之便，还有辽阔的国土和丰富的可再生能源开发潜力。事实上两国已有HVAC互联线路多年，并成为EMA在2021年100MW电力进口试点选择的通道。但马来西亚政府在2021年10月宣布了“限制向新加坡出口可再生能源电力”的政策，这成为新加坡从马来西亚进口“低碳电力”的直接政策障碍。
隔着马来西亚和泰国，老挝的水电基地至新加坡的直线距离长达1800公里以上（见图2），但其仍是新加坡进口低碳电力的一个有竞争力的选择。新加坡、老挝、马来西亚和泰国四国政府在2021年38届东盟部长级会晤的能源会议上，宣布重启2014年提出的利用已有电网设施，从老挝经泰国和马来西亚向新加坡输电送不超过100MW的跨境电力通道项目（Lao PDR, Thailand, Malaysia, Singapore – Power Integration Project，简称LTMS-PIP）。RFP1在规则设计、进口电力规模和商业技术安排等多方面与政府间推动的LTMS-PIP有显著差异，但这都属于东盟电力互联的“北电南送”的模式。
此外，印尼政府对向新加坡出口低碳电力表示出积极合作态度。2022年1月份，印尼和新加坡两国政府签署了两国第一个政府间能源领域备忘录（MoU），并宣布组成能源工作组推进两国在能源领域的合作，其中任务之一就包括跨境电力和区域电网力互联。新加坡南侧的廖内群岛（Kepulauan Riau）是与新加坡本岛的距离最近的印尼岛屿，西侧的苏门答腊省距离稍远，但具有更为辽阔的可供开发土地。这些区域都有丰富的光照适合建设光伏电站并通过海底电缆向新加坡供电。新加坡的大士电力（Tuas Power），胜科工业（Sembcorp Industries），Sunseap和太平洋光电（PacificLight Power）也都在商业层面寻找印尼合作方来进行向新加坡出口“低碳电力”的合作尝试。
然而，从印尼进口电力仍存在一定法律障碍。依据印尼现行法律，仅有国有电力公司 Perusahaan Listrik Negara（PLN） 及其子公司 PLN Batam被允许从事电力出口业务，其他印尼当地发电商的电力业务区许可证（Wilayah Usaha 或“Wilus”）并不包含向境外出口电力的许可。这说明跨境电力业务仍存在一定法律和监管障碍待突破。
图2 新加坡距印尼地热和老挝水电资源聚集地距离
（4）哪种电源和输电技术方案更匹配EMA的期望？
EMA对进口电力的技术要求主要有三点：
第一是“低碳环保”：EMA不接受燃煤发电或核电，允许一定比例化石能源发电，但设置了COD投运五年之内度电碳排量的考核上限（0.15tCO2e/MWh）；
第二是“非间歇性全天供电且高利用率”：EMA要求进口电力具备可调度性且能全天不间断地供电，对并网线路的利用率下限考核要求为不低于75%（COD投运五年之内）；
第三是“与新加坡电网交流同步”：这要求对HVAC并网的电源只能排他性并入新加坡电网（Plant-to-Grid模式）；而采用HVDC的电源，通过直流背靠背方式隔离不同的异步交流电网，允许更灵活引入其他电网的电源。
在新加坡周边规划一个满足上述全部要求并具备竞争力的绿电基地和配套输电方案颇具挑战。太阳能是新加坡周边最广泛分布的清洁能源，主要限制是可用土地（或适宜的水面）。光热发电虽能解决发电间歇性问题，但选址条件苛刻；光伏发电本身存在间歇性和可用小时数偏低的问题，对应的解决方案通常有两种思路：
一种是配套可控电源（例如燃气发电），通过多种电源互补实现并网总出力满足EMA的要求，但仍有燃料供应、电站选址等诸多限制，满足碳排放考核更是不易；
另一种是引入大规模长时储能，例如抽水蓄能或压缩空气储能等，但这两类储能电站有特定选址要求。电化学储能的地理限制最少，但目前应用在长时储能（十小时以上）场景下度电成本偏高。考虑到电化学储能仍有成本下行的预期且建设周期明显短于输电通道的建设，可用“延后储能采购”的策略（并网投运是2027年）来降成本。
风能、地热能和水力发电资源富集区一般距新加坡本岛较远，以苏门答腊岛西侧的水电和地热能富集区为例，该区域距离新加坡直线距离在450公里以上（见图2）。虽然输电成本更高，但水电和地热都是可控清洁电源，没有间歇性的问题，能大幅减少储能需求，特别是地热发电不受天气和季节变化影响，能长期保持很高发电容量系数（80%至90%），满足EMA对进口电力并网容量系数不低于75%的考核要求。
对于输电方案，海底电缆输电可选HVAC和HVDC两类方案。如果从新加坡附近的孤立岛屿向新加坡输电（例如印尼的廖内群岛），选择HVAC更为合理，因为较短海缆距离适合HVAC，并网容量和电压等级都在HVAC合理区间；但如果从距离较远的电源（如印尼的苏门答腊，或者更远的老挝、泰国的清洁能源基地）向新加坡输电，HVDC（包括架空和海缆）则在输电距离、传输容量和损耗方面有明显优势。此外，HVDC可以“背靠背”方式连接两端异步交流电网，使得在电源端可以利用既有的电源和输电网，实现更有效率的资产利用。
思考
东盟区域内政府间合作的“电网互联”长期进展缓慢，新加坡本国的“电力去碳化”也进度甚微。在此背景下，EMA发起的“电力进口”RFP1兼具务实和创新性。RFP1的规则设计显露出监管者对私营资本以更高效率实现跨国绿色能源合作寄予厚望，表现出在“国家能源安全”和“电力去碳化”之间的小心平衡和对既有电力市场规则的尊重，不少细节还体现出对“市场竞争有效性”和“政府统筹公平性”两种力量的精心把控。
新加坡本次电力进口RFP1之所以受各国同行瞩目，除了整体项目的规模大，更多是新加坡监管者同时面对“能源安全” “跨国购电” ”电力去碳化” “电力市场化”等具有共性的现实命题，为业界提供了一个由“负荷中心”主导，以商业模式去建立“海外新能源基地”服务自身能源转型的具有良好借鉴参考价值的实践样本。当然，目前RFP1仍在进行中，进展备受关注，前景令人期待，最终成效还有待时间证明。
参考引用（上下滑动查看）
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， 东盟能源中心，水电水利规划设计总院，2019，“东盟电力互联互通项目实施现状及前景分析”[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/
作者系国际电力投资领域资深研究者
编辑 姜黎
审核 冯洁
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