中国储能网讯：2023年5月，印度尼西亚（以下简称“印尼”）中央政府官员重申，禁止本国可再生能源出口，保护国内可再生能源对工业的供应。一年前，印尼投资部长在公开活动中宣布，政府鼓励在印尼投资可再生能源，但必须优先满足本国需要，否则不允许可再生能源电力出口。

  而此前的2023年3月，新加坡与印尼签订了可再生能源合作谅解备忘录（MOU）。总部位于新加坡的主要可再生能源开发商和企业合作伙伴拟投资370亿美元建设位于印尼廖内（Riau）地区的“绿色走廊”（Green Corridor）。

  尽管波折不断，从周边国家进口电力依然是新加坡能源转型战略中的重要组成部分。2022年3月，新加坡能源市场监管局（Energy Market Authority，EMA）发布的《能源转型2050路线图》（以下简称《路线图》）显示，到2035年，新加坡25%的发电量将来自进口电力，到2050年，这一比例将上升至40%。按照计划，氢能也是未来转型主力。

  《路线图》指出，能源转型的深度和速度与低碳技术的发展程度、政治经济环境的动态变化等高度相关，唯一确定的是，在低碳时代，整个能源系统的成本将上升。与许多东盟国家稍有不同，对于土地资源稀缺、人口稠密、价格承受力较强但一次能源匮乏的新加坡来说，转型面临的最大命题是如何平衡保障能源安全与推动可持续发展，并促进产业升级。

  一位长期从事国际投资分析的人士认为，未来东盟国家电网互联、电力交互程度加深是大势所趋。在全球发展清洁能源的大背景下，和欧洲、美国等相比，中国虽然起步不早，但优势是具有世界上少有的验证低碳技术和探索能源转型路径的复杂场景，能够为推动周边国家清洁低碳发展提供技术支持和经验借鉴。

跨境电力互联：一道必答题

  2022年6—10月，新加坡从老挝进口超过170吉瓦时的电力，被认为是试点多国电力互联在经济和技术上可行的证明。这部分进口电力源于“老挝—泰国—马来西亚—新加坡电力一体化项目”（LTMS-PIP）。EMA在2022年10月完成了马来西亚和新加坡两国海底互联线路的扩容，输送容量从450兆瓦提升到了1000兆瓦，为未来扩大电力进口规模做准备。

  “尽管试点项目运营规模不大，其示范作用为东盟各国电力互联互通的规模化发展打下了基础。”前述国际投资人士指出。

  2022年，新加坡启动电力进口方案征集（Request for Proposal，RFP），优胜者将获得电力进口“执照”，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项目。

  根据目前EMA披露的信息，马来西亚、印尼、老挝、柬埔寨、越南、泰国和澳大利亚等多个国家都是新加坡扩大电力进口规模的目标国。基本模式是在这些国家合适的地方开发可再生能源电力，并通过互联线路送往新加坡。但部分国家仅支持在本国开发可再生能源，对完全出口有所限制。

  就在EMA宣布RFP后不到一个月，马来西亚政府发布禁令，只允许向新加坡出口不可再生能源，禁止通过马来西亚的输电设施向新加坡出售低碳电力；印尼中央政府鼓励在印尼投资可再生能源的前提是，满足印尼本国需要，否则不允许出口。还有国际投资领域人士提到，在印尼一些岛屿投资开发可再生能源，由于当地原始森林众多，生态功能突出，可能遇到环境、社会和公司治理（ESG）领域的规则约束。

  波折之下，EMA不得不推迟RFP计划第一阶段的截止时间。

  多位长期从事能源咨询的人士认为，新加坡采用市场化的方式来推动电力进口，这是一种值得鼓励的尝试，能够吸引优质的国际投资，从众多方案中挑选最适合新加坡的来实施。但跨国电力贸易的影响因素复杂，实际推进过程中将面临许多困难，不确定性较高。

  “跨国电力互联的关键在于利益平衡，市场化手段之外，还有赖于政府多边协商推动。”前述国际能源投资分析人士提到，东盟电网加强互联是大势所趋，新版的《东盟电网互联总体规划研究（AIMS2020）》中，“扩大跨国电力交易并消纳更高比例的可再生能源”已作为关键优先事项。

  2023年3月，EMA有条件批准从柬埔寨进口1吉瓦清洁能源并通过超过1000公里的海底电缆运送到新加坡，这成为RFP的助推剂。澳大利亚Sun Cable公司也曾提出通过4200公里海底电缆将澳大利亚北部的光伏发电送至新加坡的方案。此外，越南正与新加坡胜科公司（Sembcorp）就在两国之间修建一条海底电缆从越南输送海上风电至新加坡进行谈判。

  前述投资分析人士认为，由于地理因素影响，欧洲、日本早在20年前就开始投入海底电缆的研发和应用，但就远距离稳定输送清洁电力的实践经验而言，中国国内的高压互联大电网技术成熟、场景复杂，具有一定的竞争力。海底电缆实践方面，南方电网公司海南跨海互联项目一期（660兆瓦）已投运12年，二期（600兆瓦）也已投运3年，电力岛系统为离岸或偏远地区提供稳定的电力保障，并实现为海上平台或设备供电，同时实现通信互联。

  “在一个开放的市场里，未来将是技术、成本、商业安排的综合竞争。”

氢能：石化产业“枢纽”的未来

  新加坡是仅次于美国休斯敦和荷兰阿姆斯特丹的世界第三大炼油中心、石油贸易枢纽和亚洲石油产品定价中心，天然气发电份额占其2020年总发电量的95%。

  鉴于跨境电力互联的高度不确定性，以及本地清洁能源资源的匮乏，与石化产业紧密相连的氢能被视为新加坡实现能源转型长期目标的重要支撑。

  《路线图》认为，由于天然气机组的寿命长达25年，为避免资产搁浅，从现在开始准备氢能替代非常有必要。根据《路线图》的预测，到21世纪30年代，一个由多种低碳氢来源组成的全球氢供应链开始出现，随着电解水和甲烷热解等技术的发展，绿氢变得更具成本效益，氢与传统燃料之间的成本差距缩小。在此背景下，到2050年，新加坡拟将氢作为净零电力供应结构的重要组成部分。

  近年来，欧洲石油公司普遍加快了布局“绿电—绿氢—炼化”示范项目的步伐。英国石油公司（BP）与丹麦沃旭能源（Orsted）公司合作，利用海上风电生产的绿氢，替代旗下德国Lingen炼厂的天然气制氢，实现零碳氢气利用。西班牙雷普索尔与沙特阿美合资毕尔巴鄂炼厂10兆瓦绿氢项目，实现绿氢替代。除了低碳转型目标之外，帮助这些老牌石油企业转型，保持新加坡石化产业“世界枢纽”的地位，也是发展氢能的重要动力。

  近日，新加坡贸易与工业部长颜金勇在接受媒体采访时提出，去碳化过程中的挑战，首先需要进行国际合作，包括进口氢能、电力及碳捕集封存利用技术研发应用等。

  2023年7月，吉宝与三菱电力亚太和裕廊工程财团合作的600兆瓦联合循环燃气轮机发电厂项目开工，计划投资7.5亿新元，于2026年上半年完工。该发电厂被设计为掺烧30%的氢气，也可以完全依靠氢气运行，将为裕廊岛的工业过程、能源和化工客户生产蒸汽。按照规划，新加坡还将在裕廊岛布局首个大型氢进口终端，与附近发电厂和工业设施相连，2040年投运，其容量将满足新加坡一半以上的电力需求。

  裕廊岛目前是世界级的石化生产基地，全球100多家石油、石化和特种化学品公司在此设立机构开展业务，总投资额超过470亿新元。入驻的企业可以共享蒸汽、供水、废物/水处理、工业消防、实验室、检测仪器、培训中心等基础设施，以及港口、码头、仓储等物流服务。

  颜金勇表示，“新加坡将积极推进氢能源进口项目，我们希望与中国等氢能生产国合作，参与氢能产业链发展”。

  在氢能技术开发与应用方面，欧洲、日本的发展早于中国，但近年来随着中国国内需求的增加，技术也有所突破。早前，南方电网公司设计的国内首个集成应用于交通和电网领域的电氢协同制、储、用一体化示范项目，将氢的存储压力从常规的40兆帕以上降至4兆帕以下，实现了固态储氢。

  虽然从世界范围看，绿氢作为主要电源燃料距离规模化发展还有很长的路程，但已有越来越多的国家将氢能作为低碳转型的主要技术路线之一。对我国而言，适时评估对氢能技术研发应用的投入，增加对海外市场需求的研究，更加积极地参与国际合作，是一个必要的考量。