2023年以来，新加坡能源市场监管局（Energy Market Authority，简称EMA）围绕电力市场，出台了多项应急管制政策。本文通过梳理新加坡电力市场当前面临的诸多挑战，回顾其发展历程，从更长的时间跨度和更广泛的产业发展范围以及技术变革的角度，去理解新加坡电力市场的独特性，粗浅勾勒新加坡能源转型的整体思路，探讨当地电力行业如何结合“有效市场”和“有为政府”两方面的力量应对挑战，争取有计划有谋略地达成可负担、可持续发展的中长期能源政策目标。

一、新加坡电力市场面临的挑战

2023年7月31日，EMA发布了两份重要公告，一份是《强化对电力零售商的监管制度》[1]，另一份则是《对新建600MW燃气联合循环电站的公开方案征集》[2]。这两份公告都是EMA2022年10月发布的《增强电力部门的安全性和灵活性》系列政策中的具体举措，反映出新加坡自2001年开始推行电力领域“去管制化”改革至今，在批发市场和零售市场都遇到了难以解决的新问题和新挑战。

新加坡电力市场从2003年开始正式运行，截至2023年正好二十年。在市场发展早期，主要政策特征是对原有相对封闭、一体化的电力体系推行“去管制化”，以实现监管者的目标，包括：通过开放来吸引更多私营资本投资，通过市场竞争加速高效发电机组的更新换代，通过放开售电侧允许消费者获得更高性价比的选择等。在相当长的时间里，新加坡很大程度上实现了既定目标，并以建成东南亚“最高的市场化程度”和“最可靠”的电力体系为荣。

近三年来，新加坡政府顺应能源转型的全球化趋势，开始推行电力领域“去碳化”的长期政策，新冠疫情后期叠加俄乌冲突引起的全球能源价格上涨，给高度依赖外部一次能源的新加坡电力市场带来重大影响。这些新的外部环境、新的政策，以及电力投资内在的周期性都使得当前监管者面对很多新挑战。

1. 批发市场电价保持高位，异常波动频发

新加坡的电力负荷近年整体呈现缓慢增长的趋势。EMA根据新加坡的经济发展规划，预测未来的电力负荷仍将持续增长，在先进制造业、数字经济等电力负荷密集型行业的推动下，预计新加坡的峰值用电负荷将保持3.4%至6.5%的年均复合增长率。

受国际市场天然气价格上涨影响，新加坡电力市场统一电价（USEP）2022年均价达到292新元/MWh，较前两年显著提高，随着进口发电燃料成本的回调，电价呈现稳步回落的趋势，但随着负荷增长再次大幅上涨，期间电力现货市场的价格异常波动频发（如图1）。

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图1：新加坡近一年（2022年7月至2023年6月）批发市场电价USEP和用电负荷

数据来源：新加坡能源市场公司（EMC）

电价除了受燃料成本因素影响外，由发电机组充裕度不足引起的价格波动性加剧，特别是超高现货电价频繁出现，让监管者不得不出台临时政策进行干预。EMA在2023年7月1日开始对电力批发市场实施“临时价格上限（Temporary Price Cap）”政策，根据行业反馈，EMA将“临时价格上限”设定为现行电力生产长期边际成本的三倍。

2. 系统灵活性需求不断上升

初级备用（Primary Reserve）、应急备用（Contingency Reserve）和调频（Regulation）等服务于系统稳定性和灵活性的辅助服务成本都大幅上升。需求侧响应的调用量（DR curtailment）也同比上升。为此，EMA也积极促成在2022年投运了200MW/285MWh的电化学储能电站，其定位主要是提供电力系统稳定运行所需的灵活性资源。

3. 进口电力开始试点，但可靠性仍待验证

2022年6月开始，在老挝-泰国-马来西亚-新加坡电力一体化（Lao-Thailand-Malaysia-Singapore PIP, 简称LTMS）合作框架下，新加坡开始正式从老挝进口100MW的水电，并成为EMA独立统计的一类电力来源。根据新加坡能源市场公司（Energy Market Company, 简称EMC）的数据，其在2022年的容量利用系数约22%，仅运行半年就显著提高了新加坡可再生能源占比。2023年第一季度，进口电力的容量利用系数进一步提高到了约40%。考虑到这仅是试点阶段，虽然电量绝对值不大，但增长潜力可期。

不过，进口电力的规模月度差异较大(如图2)，例如2023年4至6月期间，进口电力趋于零。这反映出进口电力的可靠性仍待更有力的机制去保障，也需要更长的时间来验证。

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图2：新加坡近12个月各电源（含进口电力）占比示意图

数据来源：新加坡能源市场公司（EMC）

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图3：新加坡电力消费中可再生能源占比

数据来源：新加坡能源市场公司（EMC）

4. 新增机组持续不均衡，可控发电机组容量日益不足

从2015年开始，新加坡市场就没有新增燃气机组（包括CCGT和OC），燃煤机组逐步退役，同期发电侧主要增量是屋顶或漂浮光伏，以及垃圾发电机组。新加坡光伏装机（主要是屋顶光伏和水库漂浮光伏）等间歇性电源稳步增长，但其可控电源（特别是燃气发电机组）的供给却在持续下降。

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图4：新加坡近五年各电源装机规模示意图

数据来源：新加坡能源市场公司（EMC）

与之对应的是系统发电机组备用率（Supply Cushion）日益下降，2022年平均发电机组备用率下降了7.7%至14.5%，为近二十年的最低值。2023年5月，炎热天气使得新加坡的电力负荷峰值达到了7.9GW的新高，而同期的燃气联合循环电站装机容量仅9.4GW。

这是系统稳定性和可靠性裕度不足在指标上的体现，它反映了系统应对突发情况的能力日益不足，电力系统可能面临供应短缺和不稳定的风险。对市场最直观的影响就是当前的新加坡电力系统容易因运行中不可避免的波动进入“高风险运行状态”甚至“紧急运行状态”，进而危及整个电网的稳定，这期间往往会启动需求侧响应并出现日内现货极端价格。

发电机组充裕性不足的问题让监管者和电网运行者担忧，监管者EMA不得不出台临时政策干预市场，对电力市场实施“临时价格上限（Price Cap）”。2023年4月10日，EMA发布公告正式启动了一个公开意见征询，这是启动公开征询“确保足够发电能力的方案（Request for Proposal，RFP）”的前序流程，EMA的最终目的是通过这些举措促进私人资本及时在本地投资发电机组，满足五年后电力系统所需的发电机组资源。2023年5月19日，EMA宣布自筹资金建设2台340MW简单循环的燃气机组，增加电网运行可靠性。

二、新加坡电力市场发展脉络

新加坡一直是国际投资热土，即便是在新冠疫情和俄乌冲突的影响下，新加坡的GDP仍在大量投资的带动下获得高速增长。新加坡发电行业既有如Tuas，YTL Sereya等大型外资集团，也有国资控股的Keppel和Sempcorp等本地集团，为何发电领域还面临日益严重的结构性投资不足？EMA对私营发电企业不主动进行长期投资，有两点解释：一是能源转型带来的不确定性，二是对目前投资燃气机组可能出现资产搁浅的担忧，但更深入的原因必须从历史发展的角度来认识。

1995年，新加坡政府启动了对原发输配售一体化电力体系的改革。1998年成立了过渡性质的新加坡电力联营体（Singapore Electricity Pool，SEP）。2003年开始建立并运营专门的新加坡电力市场（National Electricity Market of Singapore，简称NEMS）。

当时，发电侧仅有四家主要发电商，分别是Senoko,、PowerSeraya、Tuas和 SembCorp，其中前三者的市场份额超过80%。监管者认为，当时电价处于高位的重要原因是市场集中度过高，竞争不足。作为过渡性手段，推出了授权合约机制，即一种双向合约，由政府强制与各发电集团签订，并要求发电方按照政府定价承担合约电量的供应，授权合约的电价由长期边际成本（the long run marginal cost，LRMC）模型确定，也就是采用当时先进燃气联合循环CCGT机组的典型技术、成本和合理收益指标测算出的标杆电价。

监管者通过这种干预政策，一定程度上稳定了合理价格下的市场电能量供给。更重要的是，2008年，新加坡国资管理部门淡马锡完成了发电部门的私有化，Tuas、PowerSeraya和Senoko全部被私有化出售给国际投资者，新加坡发电部门的外资企业市场比例超过80%。为增加天然气供给来源，新加坡于2013年建成液化天然气（LNG）接收站，将其以LNG授权机制（LNG vesting scheme）的形式分配给发电方，并形成10年期的长期供应合同，更多发电投资者，如Pacific Light Power、Taser，先后进入市场并增加发电份额。新加坡发电市场的集中度从2013年开始显著下降，一直到2018年，市场集中度相对平稳（如图5）。

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图5：新加坡发电市场集中度指数（HHI指数）变化趋势

数据来源：EMA发布的电力统计数据

本阶段，新加坡的用电量和用电负荷峰值呈现稳步增长的态势（如图6），年用电量从2005年的38TWh增加到2022年57TWh，负荷峰值从2005年的5.5GW增长至2022年的7.7GW，但整体增速呈现下降趋势。2005至2013年之间，发电量的年复合增长率为2.9%，而2013年至2022年，其年复合增长率约为2.0%。

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图6：新加坡市场发电量和负荷峰值历年变化趋势

数据来源：EMA发布的电力统计数据

在引入市场机制后，随着授权合约的影响和市场集中度的下降，发电侧的市场竞争加剧，新加坡市场统一电价（USEP）更加灵敏地反映出市场的供需。

新加坡绝大部分电力由以天然气为燃料的发电机组提供，且天然气完全依赖进口。早期天然气仅从马来西亚和印度尼西亚以管道进口，随着LNG接收站的投运，LNG成为发电燃料的重要来源。进口天然气的成本直接影响新加坡发电企业的边际成本，新加坡电力市场的电价与燃料价格呈现高度正相关关系。

在电力市场领域，常以火花差（即Spark Spread，指发电机组燃料成本与销售电价的差额）作为去掉燃料成本变化因素后的发电机组收益指标，这个指标比电价更准确反映发电商的实际盈利水平。新加坡的市场平价火花差在2009年至2012年较高，这得益于发电侧的市场集中度较高，且决定市场价格的边际机组电价水平较高，相对高效率的联合循环燃气机能够获得较高的火花差。LNG终端配套电站的规划，叠加乐观的市场收益预期，这段时间新加坡新增燃气电站集中投运，从约5GW跃升到了约10GW（如图7）。

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图7：新加坡各类电源装机规模历年变化

数据来源：EMA发布的电力统计数据

2013年之前连续几年的燃气机组规模的快速增长，使得体量不大的新加坡发电侧市场机组供给快速饱和。因此，从2013年开始，火花差长期低迷，处于接近零甚至负值，并持续了近10年。发电企业经历了漫长的市场低谷，同时电力去碳化的政策方向愈发清晰，不断有老旧燃煤和燃油机组退役，新的光伏装机入场，燃气机组建设一直停滞。2021年之后，伴随着可用机组规模的下降和负荷需求的回升，以及燃料价格大幅上涨等多种因素，火花差出现了大幅增长，进入到近二十年来的最高区间，燃气机组盈利重回“高光时刻”，但投资人并没有急于加大投资。

表1：新加坡电力市场的发展历程

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三、技术革命：

未来新加坡电力格局的驱动力

1. 从《2050报告》看长期政策

务实灵活的能源转型政策可以在一定时期内兼顾实现多个目标，但在目标达成的程度上是有边界的，不过放眼长远，如果限制性、基础性的核心要素发生变化，例如技术突破，则可能重塑政策制定者的取舍逻辑，实现更高的多目标达成上限。

EMA在2022年3月发布了一份名为“Charting the Energy Transition 2050”的报告（以下简称《2050报告》），描绘了具有“2050能源转型委员会”提出的“指导新加坡未来能源系统的长期规划”。该报告被视为新加坡一系列“碳中和政策”的先导和更为具体的能源（包含电力）战略的前奏，为后续政策方向定调。

该报告的结论是对新加坡在2050年实现碳中和持乐观态度，提出了实现碳中和应该推行和探索的战略行动。同时，该报告也直言主要挑战有两类，即“地缘政治趋势“和“技术进步”的不确定性。相比地缘政治这一更难预测的因素，该报告更多探讨了技术进步因素将如何改变新加坡未来电力格局。

该报告指出，地热能和核能有可能在新加坡未来的能源结构中发挥作用，并且新加坡应具备应用此类能源新技术的先发优势。下一代突破性能源技术将需要高度专业化的知识才能提前部署、监管和运营。为了评估这些技术在当地的可行性，新加坡应制定所需的能力、法规、各种技术的资源和时间表，并确定应提前开发的领域。

表2：《2050报告》对电力能源的长期规划

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2. 电力进口在能源转型中的定位

在《2050报告》提出的三种可能的能源转型场景中，对电力进口的定位有所不同。在第一种技术进步最乐观的场景中，多样化的低碳能源组合能够充分满足需求，电力进口主要作为“实惠可靠“的可选电力来源，其份额更多取决于“价格竞争力”。在第二种技术进步最慢的场景中，电力进口成为“不得不选择的”低碳电力来源。《2050报告》没有列出技术进步停滞叠加国际合作遇阻的场景。

表3：电力进口在《2050报告》三大场景下的定位

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uJ1v7KTgcbFE0XAlRHV8d35NWI4w6UOs.png图8：《2050报告》三大场景下的电力来源组成比较

图片来源：Charting the Energy Transition 2050

3. 氢能战略

2022年10月，新加坡工业贸易部发布了《新加坡国家氢战略》[3]，对氢能的定位是“氢将与太阳能、进口电力和其他潜在的低碳能源一起使我们的电力结构多样化。在深度脱碳的未来（2050年），替代天然气满足新加坡一半的电力需求。

新加坡氢能战略的着眼点不限于作为替代天然气这种“燃料”，除了低碳环保价值，氢能延伸的产业价值更为重要。氢气可作为燃料或原材料延伸至交通、半导体制造业、石化加工业等更广泛领域的脱碳需求。新加坡作为世界半导体产业生产基地、第三大炼油中心，同时也是运输量领先的集装箱转运港和航空枢纽，有强烈意愿推动低碳氢及其衍生燃料的发展，使其成为未来海运和航空领域化石燃料的替代品，以实现运输业深度脱碳。新加坡的政策制定者雄心勃勃地希望利用其战略地理位置和成熟的物流枢纽地位，将新加坡建设成为低碳氢的储存、贸易和运输枢纽。这就需要在这里建立大规模的氢基础设施，类似于新加坡此前成为液化天然气（LNG）储运终端所做的工作。利用新加坡的产业资本、专业人才和商业环境，将新一代氢能的产业链合作伙伴聚集在一起，完成对既有石化产业的转型升级。

可见氢能战略旨在实现多产业转型和电力低碳化两方面的目标。相比电力进口，氢能发电的优点是可支持多产业深度脱碳，衔接现有天然气发电，对邻国依赖少；缺点是目前的技术成熟度和性价比距规模化商用仍有距离，难以预测何时能够实现技术突破。然而，在积极的产业政策支持下，相关试点项目已经启动，其中日本企业表现得尤为积极。

2022年8月，吉宝集团宣布将用三菱电力的技术，建设具备升级以氢气为燃料的600MW吉宝Sakra天然气发电厂。2022年12月，EMA发布了一份征询兴趣函（EOI），公开邀请在裕廊岛建设加注低碳或零碳氨燃料并能发电的设施。

综合分析《新加坡氢能战略》与《2050报告》可见，氢能在新加坡能源转型战略中被寄予厚望，与电力进口一样，都是重塑未来电力格局的重要力量。

4. 其他电源技术路径

（1）模块化小型核电

新加坡政府从2010开始对开发本土核电站进行了2年的预可行性研究（Pre-feasibility study），结论是：首先，相比天然气发电，既有的核电技术不适合新加坡；其次，新加坡仍需要加强对核电技术的研发能力，继续就核能安全加强国际合作。考虑到新加坡国土面积狭小以及福岛核事故的影响，不难理解这样的结论。

在EMA电力进口的规则中，核电是不被允许作为进口电源的[4]。但有意思的是，在《2050报告》中，小型模块化反应堆（Small Modular Reactor）出现在“场景三”里：在本地零碳发电（如氢能）不成熟，电力进口也无法充分保证需求的情况下，将采用新一代核电技术（SMR）作为本国一定比例的脱碳电力来源。《2050报告》预测到2040年代，新加坡可能评估发展核能的可行性，在本土建设核电站。

新加坡目前已经建立了评估核电技术安全性能的能力，并密切关注新兴核技术的进展，特别是有望显著提高安全性和部署灵活性的SMR技术，相比传统核电技术更符合新加坡的实际需要。等到SMR技术通过世界其他试点获得验证和完善，新一代核电技术（包括更具革命性的核聚变技术等）将成为未来深度脱碳的重要电力来源。事实上，EMA在2021年启动的”低碳能源研究资助计划”中，就包括对SMR技术的应用支持。因此，SMR为代表的新一代核能有望成为新加坡电力供应保障的重要组成部分。

（2）地热发电利用

由于新加坡干燥的岩石条件，传统热液系统并不适合作为发电电源，但一些研究认为，使用水力压裂或闭环系统方法的下一代地热系统有可能在新加坡实现发电。EMA从2021年开始支持开发适合新加坡的地热利用技术。地热发电被认为是新加坡在其国土上难得的清洁可控的优质发电品种。

（3）碳捕捉利用和存储（CCUS）

尽管碳捕捉利用和存储（CCUS）主要应用于工业部门（特别是高浓度二氧化碳排放的场景，而不是CCGT燃气电站），新加坡仍继续积极监测CCUS领域的发展，主要是从能源安全的角度来看，CCUS可以让新加坡履行对气候变化的碳减排承诺的同时，继续使用天然气，使其供应结构多样化，并减轻低碳氢供应短缺的影响。