白蘇，白云飛，袁駿，劉哲，高藝*

（1. 全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，北京市 西城區(qū) 100031；2. 國(guó)網(wǎng)石家莊供電公司，河北省 石家莊市 050041；3. 清華大學(xué)，北京市 海淀區(qū) 100084）

0 引言

隨著中、美、日、韓、歐盟等眾多國(guó)家和地區(qū)提出碳中和目標(biāo)，不同國(guó)家和地區(qū)的碳中和實(shí)現(xiàn)路徑成為各界研究的焦點(diǎn)。加大可再生能源的開發(fā)利用是實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展的根本，一些發(fā)達(dá)國(guó)家或地區(qū)具有較大的能源需求，但可再生能源資源相對(duì)有限，需要對(duì)其碳中和目標(biāo)下的能源發(fā)展方式做更深入的研究，新加坡就是其中的典型代表。新加坡是全球著名的“袖珍”發(fā)達(dá)國(guó)家，其利用自身地緣優(yōu)勢(shì)，以石油加工起家，發(fā)展出包括電子半導(dǎo)體、海洋工程裝備、醫(yī)藥、石油煉化等為支柱的成熟工業(yè)體系。但是由于國(guó)內(nèi)資源匱乏，目前能源供應(yīng)主要依靠化石能源進(jìn)口。

新加坡平均海拔15 m，有接近30%的地區(qū)低于海平面，地勢(shì)低洼。2020年3月31日，新加坡向《聯(lián)合國(guó)氣候變化框架公約》秘書處提交了國(guó)家自主貢獻(xiàn)，其中在“新加坡適應(yīng)工作的相關(guān)資料”提及，海平面上升對(duì)新加坡構(gòu)成生存挑戰(zhàn)，對(duì)新加坡的未來構(gòu)成威脅。為了實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，減少碳排放，近年來新加坡積極推動(dòng)可再生能源發(fā)展，提出到2030年溫室氣體排放總量達(dá)峰，而且小于650 Mt二氧化碳。但新加坡尚未提出實(shí)現(xiàn)碳中和的具體時(shí)間，因此本文以大部分發(fā)達(dá)國(guó)家提出的碳中和目標(biāo)日期—2050年—作為新加坡的碳中和目標(biāo)年。

針對(duì)碳中和實(shí)現(xiàn)路徑，目前，國(guó)際能源署（International Energy Agency, IEA）、國(guó)際可再生能源署（International Renewable Energy Agency,IRENA）、全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織（Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, GEIDCO）等眾多國(guó)內(nèi)外智庫、學(xué)者均已對(duì)碳排放現(xiàn)狀、碳中和的實(shí)現(xiàn)路徑開展研究[1-10]。IEA發(fā)布的報(bào)告顯示[1]，2050年凈零排放的實(shí)現(xiàn)有賴于2030年前以空前的力度推進(jìn)清潔技術(shù)，且需要清潔能源技術(shù)創(chuàng)新取得巨大飛躍。凈零路徑上，可再生能源將成為主導(dǎo)能源，無需投資于新的化石燃料供應(yīng)。IRENA發(fā)布報(bào)告指出[2]，為了避免災(zāi)難性氣候變化，所有經(jīng)濟(jì)部門需要在21世紀(jì)中葉前實(shí)現(xiàn)碳凈零排放，同時(shí)針對(duì)四大能源密集行業(yè)和三種主要運(yùn)輸方式如何利用可再生能源和相關(guān)技術(shù)在2060年前實(shí)現(xiàn)凈零排放進(jìn)行了分析。美國(guó)能源信息署（Energy Information Administration, EIA）、Mckinsey、GEIDCO等組織先后發(fā)布Energy Technology Perspectives 2020、Global Energy Perspective 2021、《全球碳中和之路》等報(bào)告，分別介紹了2050年左右實(shí)現(xiàn)全球凈零排放的可行方案。

新加坡能源發(fā)展研究主要集中在可再生資源評(píng)估和可再生能源發(fā)展路徑上[11-16]，對(duì)以碳中和為目標(biāo)的遠(yuǎn)期能源轉(zhuǎn)型以及電力發(fā)展研究較少。本文根據(jù)新加坡居民、商業(yè)、交通、工業(yè)四大能源部門終端能源需求歷史數(shù)據(jù)，分析各個(gè)能源部門終端能源需求變化特點(diǎn)，預(yù)測(cè)2050年新加坡各部門電力需求，并通過模型分析新加坡2050年電力供應(yīng)方式，提出新加坡2050碳中和能源電力發(fā)展情景，為新加坡碳中和發(fā)展提供參考。

1 碳中和目標(biāo)下的新加坡電力需求預(yù)測(cè)

新加坡電力需求主要分布在居民、商業(yè)、交通和工業(yè)四大部門。根據(jù)各個(gè)部門能源需求的歷史數(shù)據(jù)變化規(guī)律，使用不同的預(yù)測(cè)方法對(duì)各個(gè)部門2050年的終端能源需求總量進(jìn)行預(yù)測(cè)，并分析碳中和目標(biāo)下各部門電氣化率變化，依次計(jì)算新加坡2050年電力需求，其中居民、商業(yè)、工業(yè)部門使用趨勢(shì)推演進(jìn)行預(yù)測(cè)，交通部門通過文獻(xiàn)[17]中的模型進(jìn)行預(yù)測(cè)，具體如下。

1.1 居民部門

居民部門的能源消費(fèi)量主要與人口總數(shù)、國(guó)家城鎮(zhèn)化率以及發(fā)達(dá)程度相關(guān)。新加坡早在20世紀(jì)90年代就跨入發(fā)達(dá)國(guó)家行列，在2008年城鎮(zhèn)化率就達(dá)到了100%，居民部門終端能源消費(fèi)變化不再受到城鎮(zhèn)化及國(guó)家發(fā)達(dá)水平影響。

圖1為2010—2018年新加坡人口及居民部門終端能源需求增長(zhǎng)率對(duì)比圖[18-19]，從圖中可以看到兩者變化趨勢(shì)高度統(tǒng)一。根據(jù)新加坡總理公署國(guó)家人口及人才署公布的《2020年人口簡(jiǎn)報(bào)》，新加坡2011和2017年常駐人口增長(zhǎng)率出現(xiàn)大幅下降，2020年新加坡總?cè)丝诔霈F(xiàn)首次下跌。居民部門終端能源消費(fèi)隨人口增長(zhǎng)率的趨勢(shì)變化，2011和2017年居民部門終端能源消費(fèi)出現(xiàn)下跌。鑒于二者的高度相關(guān)性，本文根據(jù)新加坡的人口預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)2050年新加坡居民部門的終端能源需求。

圖1 新加坡人口及居民部門終端能源需求增長(zhǎng)率對(duì)比Fig. 1 Comparison of the growth rate between population andresidential energy demand in Singapore

根據(jù)聯(lián)合國(guó)《世界人口展望》預(yù)測(cè)，至2050年，新加坡將保持較低的人口增長(zhǎng)，年均人口增長(zhǎng)率約0.3%[20]。根據(jù)人口變化與居民部門終端能源消費(fèi)的關(guān)系，預(yù)測(cè)2018—2030年，新加坡居民部門終端能源消費(fèi)年均增長(zhǎng)率約0.5%，至2030年居民部門終端能源消費(fèi)達(dá)757 kt標(biāo)準(zhǔn)油。2030—2050年，居民部門終端能源消費(fèi)年均增長(zhǎng)率約0.3%，至2050年居民部門終端能源消費(fèi)達(dá)803 kt標(biāo)準(zhǔn)油。

由于新加坡較早實(shí)現(xiàn)了100%城鎮(zhèn)化，居民部門電氣化率一直保持在高水平，尚未完成電氣化的領(lǐng)域集中在烹飪、洗浴等供熱環(huán)節(jié)。2009—2018年，居民部門電力消費(fèi)占比保持在87%～88%，石油消費(fèi)占比略微下降，天然氣消費(fèi)占比緩慢上升[18]。至2030年，居民部門能源結(jié)構(gòu)保持目前的變化趨勢(shì)，石油占比下降至2.6%，天然氣占比提升至9.8%，電力占比保持在87.6%。至2050年，燃油設(shè)施完全電氣化，考慮到居民對(duì)成本的敏感性，天然氣設(shè)施并未完全電氣化，仍保留現(xiàn)有天然氣設(shè)施?？紤]到實(shí)用性，未將氫燃料引入居民部門。電力終端需求達(dá)763 kt標(biāo)準(zhǔn)油，電氣化水平達(dá)到95%，天然氣占比5%，如表1所示。

表1 新加坡居民部門終端需求預(yù)測(cè)Table 1 Energy demand forecast of Singapore residential sector

1.2 商業(yè)部門

商業(yè)部門主要由批發(fā)零售、住宿餐飲、通信、金融保險(xiǎn)、房地產(chǎn)、學(xué)術(shù)會(huì)議等組成，其中通信和金融是新加坡的支柱產(chǎn)業(yè)，根據(jù)新加坡統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)，商業(yè)部門GDP占比約63%[21]。由于新加坡GDP保持平穩(wěn)增長(zhǎng)，2009—2018年，商業(yè)部門終端能源消費(fèi)保持線性增長(zhǎng)，年均增長(zhǎng)率約2.1%[18]，如圖2所示。

圖2 新加坡2009—2018年商業(yè)部門能源需求Fig. 2 Energy demand of Singapore commercial sector from 2009 to 2018

由于商業(yè)部門終端能源消費(fèi)的高穩(wěn)定性，預(yù)測(cè)2018—2050年，新加坡商業(yè)部門終端能源消費(fèi)依然保持線性增長(zhǎng)，年均增長(zhǎng)率約2.1%，至2030年商業(yè)部門終端能源消費(fèi)達(dá)2301 kt標(biāo)準(zhǔn)油，至2050年商業(yè)部門終端能源消費(fèi)達(dá)3481 kt標(biāo)準(zhǔn)油。

與居民部門類似，新加坡商業(yè)部門電氣化率一直保持在高水平，住宿餐飲業(yè)集中了商業(yè)部門油氣消費(fèi)的70%。2009—2018年，商業(yè)部門電力消費(fèi)占比在89%～90%，保持緩慢上升趨勢(shì)，石油、天然氣消費(fèi)占比均略微下降[18]。至2030年，商業(yè)部門能源結(jié)構(gòu)保持目前的變化趨勢(shì)，石油占比加速下降至2.6%，天然氣占比緩慢下降至4.3%，電力占比上升至93.0%。至2050年，燃油、燃?xì)庠O(shè)施均進(jìn)行大規(guī)模的電氣化改造，僅保留少量燃?xì)庠O(shè)備?？紤]到實(shí)用性，也未將氫燃料引入商業(yè)部門。電力終端需求達(dá)3271 kt標(biāo)準(zhǔn)油，電氣化水平達(dá)到94.0%，天然氣占比達(dá)4.3%，石油占比達(dá)1.7%，如表2所示。

表2 新加坡商業(yè)部門終端需求預(yù)測(cè)Table 2 Energy demand forecast of Singapore commercial sector

1.3 交通部門

新加坡交通部門主要包括城市交通（私家車、公共交通工具等）、航空業(yè)和航海業(yè)。如圖3所示，受到航運(yùn)、海運(yùn)業(yè)的影響，2009—2018年新加坡交通部門終端能源消費(fèi)波動(dòng)性較強(qiáng)，無明顯的規(guī)律性[18]，難以依靠往年數(shù)據(jù)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

圖3 新加坡2009—2018年交通部門能源需求Fig. 3 Energy demand of Singapore transportation sector from 2009 to 2018

為了規(guī)避波動(dòng)性影響，交通部門終端能源消費(fèi)中僅對(duì)城市交通進(jìn)行預(yù)測(cè)，航運(yùn)、海運(yùn)業(yè)終端消費(fèi)假定不發(fā)生變化，使用2018年的能源消費(fèi)量。根據(jù)2019年制定的《新加坡陸路交通總規(guī)劃2040》，受土地資源和道路承受力限制，未來新加坡汽車年增長(zhǎng)率不會(huì)超過0.2%；公共交通將會(huì)大力發(fā)展，軌道交通總長(zhǎng)度預(yù)計(jì)在2030年增加到360 km，2050年公共交通能源終端消費(fèi)相比2018年將增加1倍[22]，至2030年交通部門終端能源消費(fèi)達(dá)2502 kt標(biāo)準(zhǔn)油，至2050年交通部門終端能源消費(fèi)達(dá)3300 kt標(biāo)準(zhǔn)油。

交通部門的電氣化轉(zhuǎn)型是新加坡實(shí)現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵，近10年新加坡一直努力進(jìn)行交通部門的清潔化改造，天然氣已經(jīng)基本被淘汰。2009—2018年，交通部門終端能源消費(fèi)中，燃油占比從93.5%下降至89.2%，天然氣占比從1%下降至0.1%，電力占比從5.9%上升至10.7%[18]。

交通部門的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型分成城市交通及航空、航海兩部分進(jìn)行預(yù)測(cè)。城市交通主要考慮電動(dòng)乘用、貨用汽車、軌道交通等燃油車輛的電能替代。

根據(jù)預(yù)測(cè)，2030年新加坡電動(dòng)汽車占比將達(dá)到30%，總數(shù)約20萬輛。至2050年，應(yīng)用氫燃料完全替代航空、航海領(lǐng)域的石油消費(fèi)，氫能占交通部門能源消費(fèi)的30.3%。新加坡電動(dòng)汽車占比將達(dá)到100%，總數(shù)超過70萬輛，電力終端需求達(dá)2300 kt標(biāo)準(zhǔn)油，電力占交通部門能源消費(fèi)的69.7%，如表3所示。

表3 新加坡交通部門終端需求預(yù)測(cè)Table 3 Energy demand forecast of Singapore transportation sector

1.4 工業(yè)部門

新加坡工業(yè)部門主要包括制造業(yè)、建筑業(yè)、公共事業(yè)和其他，制造業(yè)終端能源消費(fèi)占工業(yè)部門能源消費(fèi)的90%，高新電子設(shè)備、煉油和制藥是新加坡制造業(yè)的支柱產(chǎn)業(yè)[21]。2009—2015年，隨著電子設(shè)備和制藥業(yè)在新加坡的高速發(fā)展，工業(yè)部門終端能源消費(fèi)快速上升；2016年后，隨著發(fā)展速度減緩以及新加坡政府出臺(tái)能效提高政策，工業(yè)部門終端能源消費(fèi)保持平穩(wěn)波動(dòng)，如圖4所示[18]。

圖4 新加坡2009—2018年工業(yè)部門能源需求Fig. 4 Energy demand of Singapore industrial sector from 2009 to 2018

2009—2018年，新加坡原油進(jìn)口量和石油制品產(chǎn)量均在50 000 kt標(biāo)準(zhǔn)油左右，2018年煉油年終端能源消費(fèi)3000 kt標(biāo)準(zhǔn)油。隨著全球碳中和進(jìn)程的不斷推進(jìn)，IEA預(yù)測(cè)至2050年，全球石油消費(fèi)將減少75%[1]，新加坡作為石油煉化中心，預(yù)測(cè)煉油業(yè)規(guī)模將下降80%，新加坡制造業(yè)終端能源消費(fèi)將大幅下降。預(yù)測(cè)至2050年，新加坡工業(yè)部門終端能源消費(fèi)將下降至7600 kt標(biāo)準(zhǔn)油。

工業(yè)部門是新加坡電氣化轉(zhuǎn)型最困難的部門，近10年新加坡在工業(yè)部門的能效提升方面取得了顯著成果，但是在能源轉(zhuǎn)型方面收效甚微。2009—2018年，工業(yè)部門煤炭、石油、天然氣、電力消費(fèi)占比保持在1.5%、68.0%、12.5%、18.0%[18]。2030年，新加坡工業(yè)部門能源結(jié)構(gòu)不會(huì)發(fā)生重大轉(zhuǎn)變，小部分供熱使用的燃油設(shè)備將進(jìn)行燃?xì)夂碗娏Ω脑?，石油占終端消費(fèi)比重下降至57.3%，天然氣上升至15.9%，電力上升至25.0%，煤炭保持在1.8%。

至2050年，考慮成本和技術(shù)因素，燃油設(shè)備將按各自特點(diǎn)分別進(jìn)行燃?xì)?、電氣化和碳捕集、利用和封存（CCUS）改造，燃?xì)庠O(shè)備主要進(jìn)行CCUS改造，煤炭設(shè)備完全淘汰。電力終端需求達(dá)4600 kt標(biāo)準(zhǔn)油，電氣化率上升至60.4%，氫能占終端消費(fèi)比重上升至13.2%，石油和天然氣占比下降至13.2%，如表4所示。

表4 新加坡工業(yè)部門能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)預(yù)測(cè)Table 4 Energy demand forecast of Singapore industrial sector

1.5 全社會(huì)電力需求

綜上，根據(jù)終端能源需求預(yù)測(cè)和碳中和目標(biāo)下各部門電氣化水平分析，2018—2050年新加坡電力需求預(yù)測(cè)如表5所示。預(yù)計(jì)2050年用電量將達(dá)到137 TWh，最大負(fù)荷為22.5 GW。2030—2050年，新加坡用電量年均增長(zhǎng)率為3.1%，除居民部門外，商業(yè)、交通和工業(yè)三個(gè)部門用電量年均增長(zhǎng)率均超過2%，商業(yè)部門用電量增長(zhǎng)17.2 TWh，年均增長(zhǎng)率為2.6%；交通部門用電量增長(zhǎng)17.8 TWh，年均增長(zhǎng)率為4.9%；工業(yè)部門用電量增長(zhǎng)26.1 TWh，年均增長(zhǎng)率為3.1%；居民部門用電量增長(zhǎng)0.8 TWh，年均增長(zhǎng)率為0.3%。

表5 2018—2050新加坡電力需求預(yù)測(cè)Table 5 Power demand forecast in Singapore from 2018 to 2050

2 碳中和目標(biāo)下的新加坡電力轉(zhuǎn)型

2.1 新加坡電力供應(yīng)現(xiàn)狀

2019年，新加坡總裝機(jī)容量為12 580 MW，其中熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組10 490 MW，蒸汽渦輪機(jī)組1360 MW，開式循環(huán)燃?xì)鈾C(jī)組180 MW，垃圾發(fā)電260 MW，太陽能光伏發(fā)電裝機(jī)270 MW[18]。

2005—2019年，新加坡實(shí)現(xiàn)了天然氣對(duì)石油的全面替代，石油發(fā)電占比從23.1%下降至0.2%，天然氣發(fā)電從74.4%提升至96.0%?？稍偕茉窗l(fā)電量占比保持在3%左右，且以垃圾發(fā)電為主。2019年，新加坡總發(fā)電量52.9 TWh，其中石油發(fā)電0.1 TWh，占比0.2%；天然氣發(fā)電50.8 TWh，占比96.0%；燃煤發(fā)電0.5 TWh，占比0.9%；垃圾和太陽能發(fā)電1.5 TWh，占比2.8%[18]。

目前，新加坡電力需求幾乎全部由本國(guó)氣電裝機(jī)供應(yīng)，天然氣依賴程度高、電力系統(tǒng)零碳轉(zhuǎn)型壓力大。

2.2 碳中和目標(biāo)下新加坡電源裝機(jī)規(guī)劃

電力部門脫碳是實(shí)現(xiàn)碳中和關(guān)鍵環(huán)節(jié)，本節(jié)對(duì)碳中和目標(biāo)下新加坡各類電源發(fā)展路徑展開分析，預(yù)測(cè)2050年新加坡的電源構(gòu)成。

2.2.1 規(guī)劃方法

本文研究的電源規(guī)劃方法針對(duì)電力系統(tǒng)完全脫碳情景，通過優(yōu)化各類電源裝機(jī)，使得化石能源占比最低，從而降低電力系統(tǒng)CCUS等昂貴脫碳技術(shù)的使用率，充分發(fā)揮新加坡電力進(jìn)口潛力。目標(biāo)函數(shù)具體表示為

式中：Ci為各類電源裝機(jī)容量；Coil為油電裝機(jī)容量；Cgas為氣電裝機(jī)容量。

模型的約束條件包括目標(biāo)年全年電量平衡、典型日午峰電力平衡和典型日晚峰電力平衡。約束條件具體表示為

式中：Ci為各類電源裝機(jī)容量；η為各類電源午峰、晚峰出力系數(shù)；P為典型日午峰、晚峰最大負(fù)荷；r為負(fù)荷備用率；T為各類電源年利用小時(shí)數(shù)；E為目標(biāo)年全年電力需求。

本文取2050為目標(biāo)年，取最大負(fù)荷日為典型日。模型設(shè)定晚峰約為午峰峰值的85%[23]，負(fù)荷備用率為10%。模型為線性優(yōu)化，建模平臺(tái)為MATLAB，模擬時(shí)間跨度為10 a，決策變量數(shù)量為210。

由于新加坡國(guó)內(nèi)電源結(jié)構(gòu)比較簡(jiǎn)單，國(guó)內(nèi)電源僅有氣電、太陽能及少量生物質(zhì)，且本文更關(guān)注于研究新加坡電力進(jìn)口潛力，因此沒有采用以系統(tǒng)成本最低為目標(biāo)，碳排放為約束條件的傳統(tǒng)規(guī)劃模型。

2.2.2 模型基本假設(shè)

根據(jù)現(xiàn)有機(jī)構(gòu)對(duì)全球碳中和情景下各類技術(shù)的發(fā)展預(yù)測(cè)[1-10]，本文對(duì)模型中的各類參數(shù)做出假設(shè)。

新加坡供電電源包括：油電、氣電、太陽能光伏發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、燃?xì)浒l(fā)電以及跨國(guó)受電。模型對(duì)每一類電源的裝機(jī)上下限、不同時(shí)段出力系數(shù)設(shè)定如下。

油電、氣電：2030年后不再新建機(jī)組，機(jī)組退役年齡在25 a以上，年利用小時(shí)數(shù)上限設(shè)定為5500 h，午峰、晚峰出力系數(shù)均為0.9。

光伏：根據(jù)已有的資源評(píng)估研究成果[17]，裝機(jī)上限為9000 MW，年利用小時(shí)數(shù)上限設(shè)定為1600 h，午峰出力系數(shù)為0.9，晚峰出力系數(shù)為0.2。

生物質(zhì)：根據(jù)資源評(píng)估，裝機(jī)上限為1000 MW，年利用小時(shí)數(shù)上限設(shè)定為6000 h，午峰、晚峰出力系數(shù)均為0.9。

燃?xì)洌焊鶕?jù)技術(shù)發(fā)展評(píng)估，設(shè)定裝機(jī)上限為2500 MW，年利用小時(shí)數(shù)上限設(shè)定為6000 h，午峰、晚峰出力系數(shù)均為0.9。

跨國(guó)受入：根據(jù)周邊國(guó)家電力送出潛力，設(shè)置上限為15 000 MW，年利用小時(shí)數(shù)上限設(shè)定為6000 h。

2.3 規(guī)劃結(jié)果

根據(jù)模型計(jì)算結(jié)果，至2050年，新加坡國(guó)內(nèi)總裝機(jī)規(guī)模21 500 MW。其中太陽能裝機(jī)容量達(dá)9000 MW，CCUS氣電裝機(jī)達(dá)9000 MW，燃?xì)潆娬?500 MW，生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)1000 MW。新加坡2050年午峰、晚峰電力平衡如表6所示。

表6 新加坡2050年電力平衡表Table 6 Power balance of Singapore in 2050

2050年太陽能潛力基本開發(fā)完畢，根據(jù)光伏度電成本高低確定開發(fā)順序。2030年前主要開發(fā)陸基光伏，2040年前主要開發(fā)陸基光伏、內(nèi)陸漂浮式光伏、基建光伏以及少量屋頂光伏，2050年全部類型太陽能開發(fā)完畢，太陽能光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到9000 MW。2030—2050年太陽能裝機(jī)變化如圖5所示。生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)增長(zhǎng)至1000 MW。

圖5 新加坡太陽能裝機(jī)發(fā)展預(yù)測(cè)Fig. 5 Solar energy development forecast in Singapore

CCUS氣電裝機(jī)達(dá)9000 MW，至2050年，氣電機(jī)組加速退役，2010年前服役的氣電機(jī)組基本完全退出，剩余機(jī)組全部進(jìn)行CCUS改造。2030年前氣電依然作為新加坡的主力電源，裝機(jī)總量達(dá)12 000 MW。約2035年，氣電達(dá)峰后，隨著太陽能的加速開發(fā)，2000年前服役的氣電機(jī)組逐步退役。

圖6 新加坡氣電發(fā)展預(yù)測(cè)Fig. 6 Gas development forecast in Singapore

由于新加坡可再生能源資源不足，到2050年，新加坡典型日午峰需跨國(guó)受入電力約5400 MW；晚峰隨著太陽能出力下降，需跨國(guó)受入電力增長(zhǎng)至約7850 MW。且新加坡沒有綠氫制備資源，氫能發(fā)電所需綠氫也需從外國(guó)進(jìn)口。

2.4 電力供應(yīng)轉(zhuǎn)型

目前，新加坡采用就地平衡的電力發(fā)展方式，本國(guó)通過進(jìn)口天然氣和石油，在沿海布局油氣發(fā)電廠，滿足國(guó)內(nèi)電力需要。根據(jù)新加坡電力規(guī)劃，2030年將逐步提升可再生能源發(fā)電裝機(jī)比例，但仍以天然氣發(fā)電為主。

至2050年，為了實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)脫碳，電源結(jié)構(gòu)從氣電為主轉(zhuǎn)換為可再生能源為主。由于氣電機(jī)組大規(guī)模退役并且不再新建，以及受國(guó)內(nèi)可再生能源資源限制，根據(jù)電力平衡分析，2050年新加坡電力缺額接近8000 MW。因此，為促進(jìn)可再生能源發(fā)展，實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)，遠(yuǎn)期新加坡需要尋求周邊國(guó)家的電力支援，電力發(fā)展方式從就地平衡轉(zhuǎn)變?yōu)槎喾较蚩鐕?guó)受電。

3 經(jīng)濟(jì)性分析

根據(jù)上文分析，新加坡綠氫、電力均需通過進(jìn)口滿足需求。中國(guó)西藏南部雅魯藏布江水資源豐富，據(jù)評(píng)估雅魯藏布江流域水能資源蘊(yùn)藏量為113 GW[24]，且本地難以消納，有較強(qiáng)的送出潛力。中國(guó)西藏水電外送東南亞是全球能源互聯(lián)網(wǎng)骨干網(wǎng)架的重要組成部分[25]。

澳大利亞同樣可再生能源資源豐富，且隨著“澳大利亞—東盟電力聯(lián)網(wǎng)（Australia-ASEAN Power Link, AAPL）”計(jì)劃的提出，兩國(guó)能源互通意愿強(qiáng)烈。新—澳能源互通的形式既可以選擇直接鋪設(shè)遠(yuǎn)距離跨海送電線路，也可以選擇在澳大利亞制氫后運(yùn)至新加坡，在新加坡本地燃?xì)浒l(fā)電。隨著全球碳中和進(jìn)程的推進(jìn)，預(yù)計(jì)燃?xì)漭啓C(jī)、氫氣生產(chǎn)及運(yùn)輸成本大幅降低，理想情況下燃?xì)潆娬镜亩入姵杀究梢耘c現(xiàn)在的燃?xì)怆娬鞠嗤?，成本低于新建CCUS燃?xì)怆娬綶26]。

為了選擇更經(jīng)濟(jì)的能源輸送方式，本章以中國(guó)—新加坡及澳大利亞—新加坡互聯(lián)為例，對(duì)遠(yuǎn)距離電力進(jìn)口和進(jìn)口液氫就地發(fā)電進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

3.1 跨國(guó)輸電成本分析

3.1.1 中國(guó)—新加坡陸上跨國(guó)輸電

本文分析的中國(guó)—新加坡輸電工程，起點(diǎn)中國(guó)西藏南部雅魯藏布江水電基地，途徑緬甸、泰國(guó)、馬來西亞至新加坡，采用±800 kV直流輸送方式，輸電容量8000 MW，線路全長(zhǎng)約3988 km。如圖7所示。

圖7 中國(guó)—新加坡輸電工程Fig. 7 China-Singapore transmission project

電力進(jìn)口成本考慮發(fā)電和輸電兩部分。根據(jù)表7投資測(cè)算參數(shù)，中國(guó)—新加坡輸電總投資約75億美元。

表7 各電壓等級(jí)電網(wǎng)投資測(cè)算參數(shù)Table 7 Investment cost parameters of power grid

輸電成本計(jì)算如式（5）所示：

式中：分子為全生命周期內(nèi)的項(xiàng)目成本，包括權(quán)益投資成本（CEPCI）、運(yùn)營(yíng)成本（COM）、保險(xiǎn)（CIC），貸款（CLP）包括年度利息和攤銷，COM、CIC在第1年后根據(jù)通貨膨脹率進(jìn)行調(diào)整；分母為系統(tǒng)的全生命周期送電量，由可用輸電容量（C）和年均運(yùn)行小時(shí)數(shù)（H）計(jì)算。式（5）分子和分母由加權(quán)平均資本成本（IWACC）的凈現(xiàn)值計(jì)算得到的名義貼現(xiàn)率（IDR）進(jìn)行折現(xiàn)。

當(dāng)?shù)責(zé)o風(fēng)險(xiǎn)利率以新加坡政府債券收益率數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，債務(wù)成本為10 a（R10），股權(quán)成本為20 a（R20）；市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)溢價(jià)（IMRP）使用新加坡國(guó)家電力市場(chǎng)（EMA）提供的最新數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算；債務(wù)比率（D）為由外部貸款人提供資金的投資的百分比；稅率（ITR）使用新加坡企業(yè)的所得稅率，即17%。貸款期限為15 a；采用30 a線性折舊；系統(tǒng)壽命為30 a；運(yùn)營(yíng)成本通脹率為1.7%，不計(jì)稅；在建設(shè)期間沒有利息，假設(shè)貸款人提供寬限期；名義債務(wù)率5%；權(quán)益成本8.75%～9%；100%股權(quán)融資IWACC=9%，輸電電價(jià)估算主要參數(shù)如表8所示。

表8 中國(guó)—新加坡輸電電價(jià)估算主要參數(shù)Table 8 Estimation parameters of China-Singapore transmission price

計(jì)算得到中國(guó)—新加坡輸電成本約2.8美分/kWh。預(yù)計(jì)到2050年，雅魯藏布江水電基地發(fā)電成本約6美分/kWh，則新加坡從中國(guó)進(jìn)口電力的成本約為8.8美分/kWh。

3.1.2 澳大利亞—新加坡海上跨國(guó)輸電

本文分析的澳大利亞—新加坡輸電工程，起點(diǎn)是澳大利亞北部城市達(dá)爾文，采用±800 kV直流輸送方式，輸電容量8000 MW，線路全長(zhǎng)約4000 km，其中海底電纜長(zhǎng)約3700 km。

根據(jù)表7投資測(cè)算參數(shù)計(jì)算，澳大利亞—新加坡輸電總投資約20.5億美元，輸電電價(jià)估算主要參數(shù)如表9所示，計(jì)算得到輸電成本約15美分/kWh。

表9 澳大利亞—新加坡輸電電價(jià)估算主要參數(shù)Table 9 Estimation parameters of Australia-Singapore transmission price

預(yù)計(jì)到2050年，澳大利亞可再生能源發(fā)電成本降低至2美分/kWh，則新加坡從澳大利亞進(jìn)口電力的成本約為17美分/kWh。

3.2 澳大利亞—新加坡液氫進(jìn)口本地發(fā)電成本分析

本地燃?xì)浒l(fā)電成本包括兩部分：液氫進(jìn)口成本和新建燃?xì)潆姀S成本。

3.2.1 液氫進(jìn)口成本

液氫進(jìn)口成本主要包括綠氫制造、氫氣液化和海上運(yùn)輸三部分。

綠氫制造成本：參考IEA、IRENA、國(guó)際氫能委員會(huì)（Hydrogen Council）、澳大利亞聯(lián)邦科學(xué)與工業(yè)研究組織（CSIRO）[27-30]的預(yù)測(cè)，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織電解水制氫成本預(yù)測(cè)模型[31]，本文預(yù)計(jì)2050年澳大利亞可再生能源發(fā)電成本將降低至2美分/kWh，電解槽投資成本降至200美元/kW，效率提升至70%。2050年澳大利亞利用可再生能源電解水制氫成本將降至0.9～1.1美元/kg。

氫氣液化成本：氫氣的主流輸送方式是將氣態(tài)氫氣加壓或液化后，利用交通工具運(yùn)輸。目前氫氣液化過程消耗電能約12～17 kWh/kg[32]。預(yù)計(jì)到2050年，液化耗電量及設(shè)備成本將大幅下降，計(jì)及人工及設(shè)備折舊等因素，電價(jià)按2美分/kWh計(jì)算，預(yù)計(jì)2050年氫氣液化成本為50～70美分/kg。

海上運(yùn)輸成本：參考中國(guó)氫能聯(lián)盟[33]、CSIRO[30]的預(yù)測(cè)結(jié)果，至2050年，液氫海上運(yùn)輸?shù)膬r(jià)格將降至與現(xiàn)在液化天然氣（liquefied natural gas，LNG）運(yùn)輸價(jià)格相同。以160 km3LNG運(yùn)輸船為基準(zhǔn)的平均即期租船費(fèi)為88 692美元/d[34]。按目前LNG海運(yùn)價(jià)格考慮，澳大利亞海運(yùn)至新加坡約8～12 d，海運(yùn)成本6～9美分/kg。

綜合上述分析，澳大利亞的液氫通過海運(yùn)至新加坡的進(jìn)口成本約1.46～1.89美元/kg。

3.2.2 燃?xì)潆姀S成本

燃?xì)浒l(fā)電應(yīng)用還屬于起步階段，目前尚未有投入商業(yè)使用的燃?xì)錂C(jī)組。常規(guī)燃?xì)鈾C(jī)組度電成本計(jì)算如式（7）所示：

式中：分子為全壽命周期成本；分母為全壽命周期發(fā)電量；CEPCI為總投資；COM為運(yùn)行成本；Cfuel為燃料成本；Ccarbon為碳價(jià)；D為退役及廢物管理成本；IDR為名義貼現(xiàn)率。

根據(jù)IEA預(yù)測(cè)，至2050年燃?xì)錂C(jī)組的成本將接近目前燃?xì)鈾C(jī)組的成本。因此，燃?xì)潆姀S度電成本計(jì)算主要參考了燃?xì)鈾C(jī)組，投資、運(yùn)行、退役成本以及名義貼現(xiàn)率等參數(shù)參考IEA發(fā)布的報(bào)告中的燃?xì)鈾C(jī)組參數(shù)[27]，具體如表10所示。

表10 燃?xì)鈾C(jī)組投資測(cè)算參數(shù)Table 10 Investment cost parameters of gas turbine

簡(jiǎn)化得到燃?xì)潆姀S度電成本：

綜上分析，進(jìn)口液氫就地發(fā)電的度電成本為15～16.9美分/kWh，與遠(yuǎn)距離跨海電力進(jìn)口度電成本17美分/kWh相比，低0.1～2美分/kWh，具有一定競(jìng)爭(zhēng)力，但是與遠(yuǎn)距離陸上電力進(jìn)口度電成本還有較大的差距。

4 結(jié)論

1）2050年新加坡電力需求快速增長(zhǎng)。通過對(duì)新加坡不同部門的終端能源消費(fèi)和電氣化水平分析，碳中和目標(biāo)下，預(yù)計(jì)2050年新加坡電力需求137 TWh，年均增速3%，最大負(fù)荷22.5 GW。

2）碳中和目標(biāo)下，新加坡電源結(jié)構(gòu)將由氣電為主轉(zhuǎn)變?yōu)榭稍偕茉礊橹?，電力供?yīng)方式將由國(guó)內(nèi)平衡轉(zhuǎn)變?yōu)榭鐕?guó)受電。根據(jù)模型規(guī)劃結(jié)果，2050年新加坡可再生能源裝機(jī)占比提升至約58%，相比2019年提升約54個(gè)百分點(diǎn)。由于新加坡本地可再生能源資源不足，2050年新加坡需電力進(jìn)口約7850 MW，綠氫完全依賴進(jìn)口。

3）陸上遠(yuǎn)距離送電是可再生能源資源不足地區(qū)解決電力缺口的重要手段。隨著制氫、輸氫成本的不斷下降，遠(yuǎn)距離跨海輸氫的經(jīng)濟(jì)性可以與遠(yuǎn)距離跨海輸電進(jìn)行競(jìng)爭(zhēng)。根據(jù)計(jì)算，2050年，新加坡通過陸上遠(yuǎn)距離受電成本最優(yōu)，為8.8美分/kWh；進(jìn)口液氫就地發(fā)電其次，成本約為15美分/kWh；海上遠(yuǎn)距離電力進(jìn)口度電成本最高，達(dá)17美分/kWh。