碳中和目標下可再生能源匱乏型國家電力發(fā)展研究
——以新加坡為例

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. 國網(wǎng)石家莊供電公司，河北省 石家莊市 050041；3. 清華大學，北京市 海淀區(qū) 100084）

0 引言

隨著中、美、日、韓、歐盟等眾多國家和地區(qū)提出碳中和目標，不同國家和地區(qū)的碳中和實現(xiàn)路徑成為各界研究的焦點。加大可再生能源的開發(fā)利用是實現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展的根本，一些發(fā)達國家或地區(qū)具有較大的能源需求，但可再生能源資源相對有限，需要對其碳中和目標下的能源發(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)達國家，其利用自身地緣優(yōu)勢，以石油加工起家，發(fā)展出包括電子半導體、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。但是由于國內(nèi)資源匱乏，目前能源供應主要依靠化石能源進口。

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

針對碳中和實現(xiàn)路徑，目前，國際能源署（International Energy Agency, IEA）、國際可再生能源署（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）等眾多國內(nèi)外智庫、學者均已對碳排放現(xiàn)狀、碳中和的實現(xiàn)路徑開展研究[1-10]。IEA發(fā)布的報告顯示[1]，2050年凈零排放的實現(xiàn)有賴于2030年前以空前的力度推進清潔技術(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能源，無需投資于新的化石燃料供應。IRENA發(fā)布報告指出[2]，為了避免災難性氣候變化，所有經(jīng)濟部門需要在21世紀中葉前實現(xiàn)碳凈零排放，同時針對四大能源密集行業(yè)和三種主要運輸方式如何利用可再生能源和相關(guān)技術(shù)在2060年前實現(xiàn)凈零排放進行了分析。美國能源信息署（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》等報告，分別介紹了2050年左右實現(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估和可再生能源發(fā)展路徑上[11-16]，對以碳中和為目標的遠期能源轉(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)，分析各個能源部門終端能源需求變化特點，預測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 碳中和目標下的新加坡電力需求預測

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)各個部門能源需求的歷史數(shù)據(jù)變化規(guī)律，使用不同的預測方法對各個部門2050年的終端能源需求總量進行預測，并分析碳中和目標下各部門電氣化率變化，依次計算新加坡2050年電力需求，其中居民、商業(yè)、工業(yè)部門使用趨勢推演進行預測，交通部門通過文獻[17]中的模型進行預測，具體如下。

1.1 居民部門

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

圖1為2010—2018年新加坡人口及居民部門終端能源需求增長率對比圖[18-19]，從圖中可以看到兩者變化趨勢高度統(tǒng)一。根據(jù)新加坡總理公署國家人口及人才署公布的《2020年人口簡報》，新加坡2011和2017年常駐人口增長率出現(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隨人口增長率的趨勢變化，2011和2017年居民部門終端能源消費出現(xiàn)下跌。鑒于二者的高度相關(guān)性，本文根據(jù)新加坡的人口預測，預測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率對比Fig. 1 Comparison of the growth rate between population andresidential energy demand in Singapore

根據(jù)聯(lián)合國《世界人口展望》預測，至2050年，新加坡將保持較低的人口增長，年均人口增長率約0.3%[20]。根據(jù)人口變化與居民部門終端能源消費的關(guān)系，預測2018—2030年，新加坡居民部門終端能源消費年均增長率約0.5%，至2030年居民部門終端能源消費達757 kt標準油。2030—2050年，居民部門終端能源消費年均增長率約0.3%，至2050年居民部門終端能源消費達803 kt標準油。

由于新加坡較早實現(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，居民部門電力消費占比保持在87%～88%，石油消費占比略微下降，天然氣消費占比緩慢上升[18]。至2030年，居民部門能源結(jié)構(gòu)保持目前的變化趨勢，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，燃油設施完全電氣化，考慮到居民對成本的敏感性，天然氣設施并未完全電氣化，仍保留現(xiàn)有天然氣設施?？紤]到實用性，未將氫燃料引入居民部門。電力終端需求達763 kt標準油，電氣化水平達到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測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、房地產(chǎn)、學術(shù)會議等組成，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)計局數(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，2009—2018年，商業(yè)部門終端能源消費保持線性增長，年均增長率約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)部門終端能源消費的高穩(wěn)定性，預測2018—2050年，新加坡商業(yè)部門終端能源消費依然保持線性增長，年均增長率約2.1%，至2030年商業(yè)部門終端能源消費達2301 kt標準油，至2050年商業(yè)部門終端能源消費達3481 kt標準油。

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)部門油氣消費的70%。2009—2018年，商業(yè)部門電力消費占比在89%～90%，保持緩慢上升趨勢，石油、天然氣消費占比均略微下降[18]。至2030年，商業(yè)部門能源結(jié)構(gòu)保持目前的變化趨勢，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、燃氣設施均進行大規(guī)模的電氣化改造，僅保留少量燃氣設備。考慮到實用性，也未將氫燃料引入商業(yè)部門。電力終端需求達3271 kt標準油，電氣化水平達到94.0%，天然氣占比達4.3%，石油占比達1.7%，如表2所示。

表2 新加坡商業(yè)部門終端需求預測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、海運業(yè)的影響，2009—2018年新加坡交通部門終端能源消費波動性較強，無明顯的規(guī)律性[18]，難以依靠往年數(shù)據(jù)進行預測。

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)避波動性影響，交通部門終端能源消費中僅對城市交通進行預測，航運、海運業(yè)終端消費假定不發(fā)生變化，使用2018年的能源消費量。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率不會超過0.2%；公共交通將會大力發(fā)展，軌道交通總長度預計在2030年增加到360 km，2050年公共交通能源終端消費相比2018年將增加1倍[22]，至2030年交通部門終端能源消費達2502 kt標準油，至2050年交通部門終端能源消費達3300 kt標準油。

交通部門的電氣化轉(zhuǎn)型是新加坡實現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵，近10年新加坡一直努力進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、航海兩部分進行預測。城市交通主要考慮電動乘用、貨用汽車、軌道交通等燃油車輛的電能替代。

根據(jù)預測，2030年新加坡電動汽車占比將達到30%，總數(shù)約20萬輛。至2050年，應用氫燃料完全替代航空、航海領(lǐng)域的石油消費，氫能占交通部門能源消費的30.3%。新加坡電動汽車占比將達到100%，總數(shù)超過70萬輛，電力終端需求達2300 kt標準油，電力占交通部門能源消費的69.7%，如表3所示。

表3 新加坡交通部門終端需求預測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)終端能源消費占工業(yè)部門能源消費的90%，高新電子設備、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能效提高政策，工業(yè)部門終端能源消費保持平穩(wěn)波動，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，新加坡原油進口量和石油制品產(chǎn)量均在50 000 kt標準油左右，2018年煉油年終端能源消費3000 kt標準油。隨著全球碳中和進程的不斷推進，IEA預測至2050年，全球石油消費將減少75%[1]，新加坡作為石油煉化中心，預測煉油業(yè)規(guī)模將下降80%，新加坡制造業(yè)終端能源消費將大幅下降。預測至2050年，新加坡工業(yè)部門終端能源消費將下降至7600 kt標準油。

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)不會發(fā)生重大轉(zhuǎn)變，小部分供熱使用的燃油設備將進行燃氣和電力改造，石油占終端消費比重下降至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，燃油設備將按各自特點分別進行燃氫、電氣化和碳捕集、利用和封存（CCUS）改造，燃氣設備主要進行CCUS改造，煤炭設備完全淘汰。電力終端需求達4600 kt標準油，電氣化率上升至60.4%，氫能占終端消費比重上升至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)部門能源消費結(jié)構(gòu)預測Table 4 Energy demand forecast of Singapore industrial sector

1.5 全社會電力需求

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

表5 2018—2050新加坡電力需求預測Table 5 Power demand forecast in Singapore from 2018 to 2050

2 碳中和目標下的新加坡電力轉(zhuǎn)型

2.1 新加坡電力供應現(xiàn)狀

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

2005—2019年，新加坡實現(xiàn)了天然氣對石油的全面替代，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氣電裝機供應，天然氣依賴程度高、電力系統(tǒng)零碳轉(zhuǎn)型壓力大。

2.2 碳中和目標下新加坡電源裝機規(guī)劃

電力部門脫碳是實現(xiàn)碳中和關(guān)鍵環(huán)節(jié)，本節(jié)對碳中和目標下新加坡各類電源發(fā)展路徑展開分析，預測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)劃方法針對電力系統(tǒng)完全脫碳情景，通過優(yōu)化各類電源裝機，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)揮新加坡電力進口潛力。目標函數(shù)具體表示為

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

模型的約束條件包括目標年全年電量平衡、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、晚峰最大負荷；r為負荷備用率；T為各類電源年利用小時數(shù)；E為目標年全年電力需求。

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

由于新加坡國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)比較簡單，國內(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口潛力，因此沒有采用以系統(tǒng)成本最低為目標，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

根據(jù)現(xiàn)有機構(gòu)對全球碳中和情景下各類技術(shù)的發(fā)展預測[1-10]，本文對模型中的各類參數(shù)做出假設。

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、燃氫發(fā)電以及跨國受電。模型對每一類電源的裝機上下限、不同時段出力系數(shù)設定如下。

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

光伏：根據(jù)已有的資源評估研究成果[17]，裝機上限為9000 MW，年利用小時數(shù)上限設定為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)資源評估，裝機上限為1000 MW，年利用小時數(shù)上限設定為6000 h，午峰、晚峰出力系數(shù)均為0.9。

燃氫：根據(jù)技術(shù)發(fā)展評估，設定裝機上限為2500 MW，年利用小時數(shù)上限設定為6000 h，午峰、晚峰出力系數(shù)均為0.9。

跨國受入：根據(jù)周邊國家電力送出潛力，設置上限為15 000 MW，年利用小時數(shù)上限設定為6000 h。

2.3 規(guī)劃結(jié)果

根據(jù)模型計算結(jié)果，至2050年，新加坡國內(nèi)總裝機規(guī)模21 500 MW。其中太陽能裝機容量達9000 MW，CCUS氣電裝機達9000 MW，燃氫電站2500 MW，生物質(zhì)發(fā)電裝機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)電裝機達到9000 MW。2030—2050年太陽能裝機變化如圖5所示。生物質(zhì)發(fā)電裝機增長至1000 MW。

圖5 新加坡太陽能裝機發(fā)展預測Fig. 5 Solar energy development forecast in Singapore

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

圖6 新加坡氣電發(fā)展預測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受入電力約5400 MW；晚峰隨著太陽能出力下降，需跨國受入電力增長至約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進口。

2.4 電力供應轉(zhuǎn)型

目前，新加坡采用就地平衡的電力發(fā)展方式，本國通過進口天然氣和石油，在沿海布局油氣發(fā)電廠，滿足國內(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)電裝機比例，但仍以天然氣發(fā)電為主。

至2050年，為了實現(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。由于氣電機組大規(guī)模退役并且不再新建，以及受國內(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，為促進可再生能源發(fā)展，實現(xiàn)碳中和目標，遠期新加坡需要尋求周邊國家的電力支援，電力發(fā)展方式從就地平衡轉(zhuǎn)變?yōu)槎喾较蚩鐕茈姟?/p>

3 經(jīng)濟性分析

根據(jù)上文分析，新加坡綠氫、電力均需通過進口滿足需求。中國西藏南部雅魯藏布江水資源豐富，據(jù)評估雅魯藏布江流域水能資源蘊藏量為113 GW[24]，且本地難以消納，有較強的送出潛力。中國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）”計劃的提出，兩國能源互通意愿強烈。新—澳能源互通的形式既可以選擇直接鋪設遠距離跨海送電線路，也可以選擇在澳大利亞制氫后運至新加坡，在新加坡本地燃氫發(fā)電。隨著全球碳中和進程的推進，預計燃氫輪機、氫氣生產(chǎn)及運輸成本大幅降低，理想情況下燃氫電站的度電成本可以與現(xiàn)在的燃氣電站相同，成本低于新建CCUS燃氣電站[26]。

為了選擇更經(jīng)濟的能源輸送方式，本章以中國—新加坡及澳大利亞—新加坡互聯(lián)為例，對遠距離電力進口和進口液氫就地發(fā)電進行經(jīng)濟性分析。

3.1 跨國輸電成本分析

3.1.1 中國—新加坡陸上跨國輸電

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

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

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

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

輸電成本計算如式（5）所示：

式中：分子為全生命周期內(nèi)的項目成本，包括權(quán)益投資成本（CEPCI）、運營成本（COM）、保險（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）和年均運行小時數(shù)（H）計算。式（5）分子和分母由加權(quán)平均資本成本（IWACC）的凈現(xiàn)值計算得到的名義貼現(xiàn)率（IDR）進行折現(xiàn)。

當?shù)責o風險利率以新加坡政府債券收益率數(shù)據(jù)為基礎，債務成本為10 a（R10），股權(quán)成本為20 a（R20）；市場風險溢價（IMRP）使用新加坡國家電力市場（EMA）提供的最新數(shù)據(jù)進行計算；債務比率（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；運營成本通脹率為1.7%，不計稅；在建設期間沒有利息，假設貸款人提供寬限期；名義債務率5%；權(quán)益成本8.75%～9%；100%股權(quán)融資IWACC=9%，輸電電價估算主要參數(shù)如表8所示。

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

計算得到中國—新加坡輸電成本約2.8美分/kWh。預計到2050年，雅魯藏布江水電基地發(fā)電成本約6美分/kWh，則新加坡從中國進口電力的成本約為8.8美分/kWh。

3.1.2 澳大利亞—新加坡海上跨國輸電

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

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

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

預計到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口電力的成本約為17美分/kWh。

3.2 澳大利亞—新加坡液氫進口本地發(fā)電成本分析

本地燃氫發(fā)電成本包括兩部分：液氫進口成本和新建燃氫電廠成本。

3.2.1 液氫進口成本

液氫進口成本主要包括綠氫制造、氫氣液化和海上運輸三部分。

綠氫制造成本：參考IEA、IRENA、國際氫能委員會（Hydrogen Council）、澳大利亞聯(lián)邦科學與工業(yè)研究組織（CSIRO）[27-30]的預測，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測模型[31]，本文預計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，利用交通工具運輸。目前氫氣液化過程消耗電能約12～17 kWh/kg[32]。預計到2050年，液化耗電量及設備成本將大幅下降，計及人工及設備折舊等因素，電價按2美分/kWh計算，預計2050年氫氣液化成本為50～70美分/kg。

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

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

3.2.2 燃氫電廠成本

燃氫發(fā)電應用還屬于起步階段，目前尚未有投入商業(yè)使用的燃氫機組。常規(guī)燃氣機組度電成本計算如式（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為運行成本；Cfuel為燃料成本；Ccarbon為碳價；D為退役及廢物管理成本；IDR為名義貼現(xiàn)率。

根據(jù)IEA預測，至2050年燃氫機組的成本將接近目前燃氣機組的成本。因此，燃氫電廠度電成本計算主要參考了燃氣機組，投資、運行、退役成本以及名義貼現(xiàn)率等參數(shù)參考IEA發(fā)布的報告中的燃氣機組參數(shù)[27]，具體如表10所示。

表10 燃氣機組投資測算參數(shù)Table 10 Investment cost parameters of gas turbine

簡化得到燃氫電廠度電成本：

綜上分析，進口液氫就地發(fā)電的度電成本為15～16.9美分/kWh，與遠距離跨海電力進口度電成本17美分/kWh相比，低0.1～2美分/kWh，具有一定競爭力，但是與遠距離陸上電力進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。通過對新加坡不同部門的終端能源消費和電氣化水平分析，碳中和目標下，預計2050年新加坡電力需求137 TWh，年均增速3%，最大負荷22.5 GW。

2）碳中和目標下，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?，電力供應方式將由國?nèi)平衡轉(zhuǎn)變?yōu)榭鐕茈?。根?jù)模型規(guī)劃結(jié)果，2050年新加坡可再生能源裝機占比提升至約58%，相比2019年提升約54個百分點。由于新加坡本地可再生能源資源不足，2050年新加坡需電力進口約7850 MW，綠氫完全依賴進口。

3）陸上遠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，遠距離跨海輸氫的經(jīng)濟性可以與遠距離跨海輸電進行競爭。根據(jù)計算，2050年，新加坡通過陸上遠距離受電成本最優(yōu)，為8.8美分/kWh；進口液氫就地發(fā)電其次，成本約為15美分/kWh；海上遠距離電力進口度電成本最高，達17美分/kWh。