张盛涵 编译
【文献来源】
J. Aleluia, P. Tharakan, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 159, May 2022, https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S136403212200149
文章内容
「READING」
摘要：东南亚人口不断增长，温室气体排放量不断上升，且易受气候变化影响，是全球应对气候变化行动的重要利益相关者。该地区的公共政策制定者面临着向清洁能源转型的挑战，以实现《巴黎协定》的目标，同时还要扩大获得负担得起的可靠能源供应的渠道。由于化石燃料燃烧的增加，东南亚是世界上温室气体排放增长最快的地区之一，仅次于南亚。因此，必须将其能源消耗与排放增长脱钩。本文回顾了东南亚能源行业的趋势，重点关注电力供需与全球脱碳努力之间的关系。基于全球和区域最佳实践，本文强调了政府和公共政策在加速该地区清洁能源转型方面可以发挥的关键作用，具体包括：制定强制性的长期气候和可再生能源目标及具有约束力的政策；采用迭代和自适应电力系统规划；支持有效的市场发展；为开拓性投资和主干基础设施提供融资；并支持公正、公平的转型。
关键词：东南亚、可再生能源、企业模式、融资工具、公共政策、法规、绿色经济、能源效率
1、引言
东南亚国家拥有超过6.5亿人口，占世界人口的8.5%。2020年，该地区的国内生产总值（GDP）按现价计算达到3.0万亿美元，占全球GDP的3.5%。过去五十年，直至新冠疫情爆发，该地区的GDP平均增长率为5%，高于全球3%的平均增长率。由于人口、城镇化和经济增长，东南亚的能源需求一直在快速增长。电力是增长最快的能源终端用途之一，2010—2019年平均需求同比增长6%，位居全球前列。尽管新冠疫情对这一增长率造成了一定影响，但预计短期至中期内，一些国家最早将在2022年恢复之前的增长轨迹。作为能源转型目标的一部分，东南亚国家联盟（ASEAN）的十个成员国（包括文莱、柬埔寨、印度尼西亚、老挝、马来西亚、缅甸、菲律宾、新加坡、泰国和越南）已制定了国家层面的可再生能源目标，并共同设定了到2025年将可再生能源在其一次能源消费中的占比提高到23%的目标。
尽管设定了这些可再生能源目标并做出了承诺，但东盟国家目前的政策和计划表明，至少到2040年，他们仍将继续依赖化石燃料。预计化石燃料消耗的增长将导致该地区2018年至2040年间的二氧化碳排放量增加60%以上，使东南亚成为世界上碳排放最密集的地区之一。2007年至2017年，东南亚化石燃料二氧化碳排放量的年增长率位居世界前列，仅次于南亚。此外，化石燃料消耗加剧了当地和区域的空气污染，并伴随不利的健康影响。根据世界卫生组织的数据，全球每年因家庭和环境空气污染导致的700万人过早死亡中，有34%发生在东南亚，尽管东南亚人口不到全球的10%。鉴于该地区很大一部分化石燃料需求依赖进口，能源安全和财政影响方面的担忧也日益加剧。因此，加速东南亚清洁能源转型对于确保全球及时脱碳、符合《巴黎协定》的目标至关重要。
2、东南亚的能源产业概况
2.1 能源需求和供应来源
2000—2018年，东南亚的一次能源需求增长了83%，达到7.01亿吨油当量。这相当于年增长率3.4%，几乎是全球平均水平2.0%的两倍。预计到2040年，在正常情况下，一次能源需求将达到11.11亿吨油当量，比2018年增长58.5%。
过去二十年，能源需求的增长主要由化石燃料满足。2018年，化石燃料供应了总能源需求的74.5%，其中石油（34.8%）、煤炭（20.4%）和天然气（19.3%）占比最高。其余部分由现代可再生能源（15.2%）和传统生物质（10.3%）满足。虽然可再生能源的使用量在此期间增长了40%，但化石燃料消耗量的增长速度却超过了可再生能源的使用量。
2.2 能量平衡和资源
尽管东南亚地区（例如印度尼西亚、马来西亚和泰国）有多个产油国，但该地区的石油消费量一直超过产量。东南亚是石油净进口国，2018年每日进口量超过400万桶。该地区也是天然气的主要生产国和出口国，尤其是在马来西亚、印度尼西亚和文莱，尽管由于国内需求增长，液化天然气出口增长停滞。该地区煤炭储量丰富，印度尼西亚在2020年是全球第二大煤炭出口国。总体而言，由于石油、天然气和煤炭进口占比高，东南亚的能源贸易处于逆差状态。
东南亚拥有丰富的可再生能源资源。大多数国家的太阳能资源处于中等至高等水平，柬埔寨、泰国和越南尤其丰富。虽然风能资源并不那么丰富，但菲律宾和越南风力强劲。印度尼西亚和菲律宾拥有全球最优质的地热资源，生物质资源也十分丰富，农业和林业的生物质潜力估计为80亿吉焦。该地区的水力发电潜力也十分丰富，尤其是在湄公河及其支流沿岸。
2.3 能源获取与补贴
2019年，东南亚超过90%的人口已经用上了电，尽管各国的电气化率差异很大，从缅甸的51%和柬埔寨的75%，到新加坡和泰国的100%不等。然而，电气化统计数据并未充分反映供电质量和可靠性。在清洁烹饪方面，2018年仍有2.18亿人依赖传统生物质。
许多国家的发展政策都优先考虑到2030年通过电网扩展和激励措施实现全民能源覆盖。越南在通过农村电气化提高能源覆盖率方面取得了成功，2019年超过99%的家庭实现了电气化。在印度尼西亚，补贴从煤油转向液化石油气，使清洁烹饪能源的覆盖率提高了50%。同时，一些东南亚国家继续支持终端用户电力和燃料补贴，该地区2018年的能源补贴支出占其GDP的0.5%。这不仅给国家预算带来压力，也危及可再生能源的竞争力。
2.4 东南亚的电力部门
2000—2018年，东南亚的电力需求年均增长率为6%，是全球增长最快的地区之一。2017年，该地区的电力消耗超过985太瓦时，主要来自煤炭（38.2%），其次是天然气（36.8%）和可再生能源（22.3%），其中包括水电。尽管煤炭是该地区的主要发电来源，尤其是在印度尼西亚、马来西亚和菲律宾等国家，但在其他国家，煤炭的重要性并不高（例如，在文莱或缅甸，煤炭占发电量的不到10%）（见图1）。东南亚是全球少数几个燃煤发电规模不断扩大的地区之一，2021年在建的新增燃煤发电装机容量为21吉瓦，主要集中在印度尼西亚、菲律宾和越南。
图1. 东南亚国家发电装机容量结构（2020年、2025年、2030年），作者根据国家能源规划估算（单位：吉瓦）。
文莱的数据太小，无法包含在图表中，其装机容量约为0.9吉瓦，其中95%-98%为天然气发电。
来源：作者研究与分析
尽管新冠疫情导致2020年的电力需求下降高达20%，但未来电力增长率仍有望恢复至疫情前水平。一个重要的需求驱动因素是空间制冷，占2018年电力消耗的9%。然而，2018年东南亚只有15%的家庭拥有空调，远低于同类高收入国家70%—80%的拥有率。随着气温升高和经济发展，空调数量将会增加，到2040年，空调可能占能源需求的五分之一和峰值电力负荷的三分之一。
根据国际可再生能源机构的数据，2020年东南亚地区可再生能源装机容量达到86.7吉瓦，其中58%为水电。风电装机容量适中，装机容量为2.7吉瓦，主要集中在泰国和越南。太阳能光伏是该地区增长最快的领域，截至2020年底装机容量为22.8吉瓦。其中约70%的装机容量位于越南，包括公用事业规模的光伏项目和太阳能屋顶光伏项目，并由上网电价补贴计划推动。
然而，相对于到本世纪中叶实现净零排放所需的部署规模而言，可再生能源发电目标（不包括水电）还不够雄心勃勃。东盟的目标是到2025年可再生能源（包括水电）满足23%的一次能源需求，这与2017年略高于10%的水平相比，是一个显著的进步。各个国家的目标雄心程度各不相同，这反映了当地情况，例如其当前的能源结构和可再生能源资源的可用性。例如，越南的目标是到2030年可再生能源发电占比达到32%，而根据缅甸最新的能源总体规划，可再生能源可以占到发电量的62%。此外，虽然许多国家的非水电可再生能源占比可能会上升，但在其他一些国家，这一比例也可能下降（图1）。
另一方面，尤其令人担忧的是，由于煤炭成本低廉且本土供应充足，煤炭消费量在过去十年中迅速增长。目前尚无关于该地区燃煤发电增长的可靠预测。例如，东盟能源中心估计，到2040年，装机容量可能从2018年的79吉瓦增至120吉瓦至259吉瓦之间。天然气发电仍将保持重要地位，到2040年将占总装机容量的25%至27%。规划中的煤炭和天然气发电厂的如此高增长限制了该地区雄心勃勃的可再生能源发展机会。
在大多数东南亚国家，电力市场结构基于单一买家模式，并有独立电力生产商参与，例如马来西亚、菲律宾和泰国。少数国家已经发展出竞争性的批发和零售市场，例如新加坡和菲律宾。另一方面，在印度尼西亚和越南，市场主要由垂直整合的公用事业公司主导。
东南亚国家长期以来一直致力于将其电力系统整合到区域电网中。为此，各国已做出了政治承诺并建立了相应的机构能力。然而，地面基础设施建设和互联互通进展缓慢。目前，老挝—泰国—马来西亚—新加坡电力一体化项目是唯一一个涉及两个以上国家之间电力贸易的项目，大多数跨境贸易都是在双边协议下进行的。柬埔寨尤其依赖从邻国进口电力，2020年进口电力占其电力需求的32%。老挝是一个电力净出口国，主要来自水电，泰国是其主要贸易伙伴。
3、东南亚电力行业的新兴趋势和变革驱动力
3.1 可再生能源技术成本下降
过去十年，可再生能源技术的成本大幅下降，尤其是太阳能光伏（PV）和风能。2010—2019年，全球公用事业规模太阳能光伏的平准化电力成本（LCOE）下降了82%，陆上和海上风电的平准化电力成本分别下降了39%和29%。
东南亚的太阳能成本也呈现出类似的下降趋势，原因如下：i）全球技术发展及相关成本降低；ii）靠近全球最大的制造业中心（中国）；iii）本地制造能力发展（例如马来西亚、泰国和越南）；以及iv）丰富的太阳能资源。另一方面，由于物流更复杂、供应链欠发达以及缺乏优质风能资源，2013年至2018年间，东南亚陆上风电的平准化电力成本（LCOE）仅下降10%左右。
在一些东南亚国家，政策和监管激励措施在推动装机方面发挥了作用，尽管结果各不相同。泰国是第一个引入上网电价补贴的东南亚国家，随后又引入了上网电价补贴，最近又引入了竞争性补贴计划。虽然这些补贴支持了泰国可再生能源的增长，但其对降低平准化度电成本（LCOE）的影响尚不明确。同样，相对较高的上网电价补贴，加上太阳能光伏安装成本的下降，导致越南到2020年底的并网太阳能光伏装机容量（包括屋顶）超过16吉瓦。
另一方面，在举行竞争性拍卖的情况下，成本大幅下降。2019年，马来西亚和柬埔寨启动了太阳能光伏采购的竞争性招标。柬埔寨的计划采用了两步逆向拍卖，最终实现了东南亚迄今为止最低的太阳能采购价格，为3.9美分/千瓦时，几乎是此前签署的双边合同的一半。柬埔寨的经验表明，拍卖创造的竞争环境可以降低平准化度电成本，这与其他地方的经验产生了共鸣。因此，竞争性招标在东南亚其他国家也越来越受到欢迎。2020年，马来西亚和缅甸启动了1吉瓦的太阳能招标，越南也在考虑引入拍卖机制。
3.2 新兴技术正在成为主流
新兴技术正在该地区取得进展，尤其是浮动太阳能光伏和海上风电。浮动太阳能光伏非常适合土地资源有限但水资源丰富的地区，例如泰国、印度尼西亚和越南。该地区浮动太阳能光伏的市场潜力估计为24吉瓦。此外，拥有漫长海岸线的东南亚国家可以充分利用海上风电的潜力，尤其是越南和菲律宾，这两个国家的技术潜力分别为475吉瓦和178吉瓦。
该地区已安装了一些全球规模最大的浮动太阳能光伏技术项目。越南是先行者，2020年已投产70兆瓦。新加坡和泰国分别在2021年投产60兆瓦和45兆瓦。泰国还设定了到2030年达到997兆瓦的目标，并可能进一步增加到5吉瓦。其他国家也有计划，例如印度尼西亚宣布在2020年增加145兆瓦的装机容量。
就海上风电而言，越南未来10至15年的发展目标并不高，预计到2045年装机容量将增长到20吉瓦以上，但这仍然只是其技术潜力的一小部分。2020年，菲律宾宣布将开发高达1.2吉瓦的海上风电。同年，泰国完成了一项预可行性研究，确定了技术上最具可行性的商业开发区域。
电池储能系统（BESS）也出现在该地区的规划文件中，尤其是在太阳能和风能计划渗透率更高的情景下。然而，BESS的安装发展缓慢。泰国已在两座变电站安装了容量分别为21兆瓦和16兆瓦的电池，用于辅助服务和频率调节，同时还在开发一座10兆瓦的混合风电站。柬埔寨、印度尼西亚、越南和菲律宾也宣布了其他BESS计划。例如，柬埔寨正在计划于2024年启动一项太阳能光伏和BESS项目。
3.3 企业对清洁能源的需求不断上升
气候变化意识的不断增强，增加了消费者对绿色产品的偏好，也增加了投资者对供应链脱碳的压力。在柬埔寨，多家跨国公司已签署RE100倡议，并正在推动提高可再生能源发电能力的渗透率。越来越多在印度尼西亚、马来西亚、新加坡、泰国和越南开展业务的跨国公司承诺加入“基于科学的目标倡议”，该倡议旨在帮助企业设定减排目标。欧盟的碳边界调整机制可能也将推动可再生能源的发展。就连该地区的本土企业和电力行业的国有企业也已开始承诺实现净零排放。一个值得注意的案例是印度尼西亚电力公司PLN，该公司宣布了2060年实现碳中和的目标。
企业需求催生了采购可再生能源电力的替代方式，包括投资分散式发电和点对点交易。然而，由于一些国家（例如柬埔寨）仅允许安装用于自用目的的屋顶太阳能，分散式发电的发展速度并不均衡。越南是一个突出的积极例子，其太阳能屋顶项目受益于颇具吸引力的上网电价。因此，屋顶太阳能在2020年占越南太阳能发电量的48%。2020年，越南宣布有意最终确定一项直接购电协议试点机制，允许生产者和消费者进行双边电力交易。该计划一旦最终确定并成功实施，可能会改变越南电力市场的根本面。
3.4 电力行业数字化和新商业模式的兴起
数字经济正在创造新的机遇，以提升网络弹性和效率，并支持需求响应计划。数据分析和区块链技术正在推动能源即服务商业模式的发展。
首先，一些国家电力公司正在战略性地将自己定位为数字经济的重要参与者，包括泰国的电力公司（PEA）、越南的电力公司（EVN）和马来西亚的国能（TNB）。例如，PEA拥有一种账单融资业务模式，通过能源服务公司，促进中小企业的能源效率投资，而这得益于数字平台。
其次，本文看到新的参与者不断涌现，并引入了新的技术和服务。例如，小型企业也在与成熟的能源行业参与者合作。在泰国，Power Ledger与BCPG合作，试用区块链进行点对点能源交易，新加坡SP集团推出了亚洲首个基于区块链的可再生能源证书市场。
第三，本文观察到点对点能源交易的兴起，这种交易允许生产者和消费者直接进行交易，目前已有多个试点项目正在实施。在马来西亚，SEDA推出了一项点对点能源交易计划，太阳能光伏发电商可以将其多余的发电量出售给其他消费者。在泰国，三家国家电力公司（EGAT、MEA和PEA）正在实施类似的试点项目。
3.5 煤电部门发展趋势
减少全球碳排放的一项关键战略是逐步淘汰煤炭在电力行业的使用。这一淘汰措施一方面是停止新建燃煤电厂。另一方面是逐步减少燃煤电厂的使用，并考虑重新利用现有的燃煤电厂。在以美国和欧盟为首的发达经济体中，现有燃煤电厂的退役数量有所增加，而新增燃煤电厂的装机容量也有所下降，而亚洲发展中国家则仍在继续新建燃煤电厂。东南亚已成为继中国和印度之后最大的燃煤电厂增长市场之一。
然而，有早期迹象表明，这一趋势即将发生转变，尤其是在最近承诺到本世纪中叶实现大幅碳减排的情况下。该地区的新燃煤电厂建设已经放缓。2020年上半年，新开工燃煤电厂0.8吉瓦，远低于2015年以来2.7吉瓦的六个月平均值。一个关键原因是，新燃煤电厂的融资变得越来越困难。许多发达国家（例如美国和丹麦）已经停止了对新燃煤电厂的公共融资。所有主要的多边开发银行——世界银行、欧洲投资银行和欧洲复兴开发银行——也都停止了对新燃煤电厂的融资。亚洲开发银行在其新能源政策中表示，将不再为新的燃煤发电和供热产能提供融资。2020年，曾担任最后贷款人的日本和韩国也宣布计划暂停向海外燃煤电厂提供公共贷款。2021年9月，中国也采取了类似举措。
同时，一些东南亚国家已开始削减国内煤电产能扩张计划。2020年，菲律宾宣布暂停新建煤电厂；2021年，印度尼西亚宣布将在2023年后停止新建煤电厂。2021年2月发布的越南第八个电力发展规划（PDP-8）草案指出，2020年—2030年将继续投资煤炭，新增煤电装机容量至多17吉瓦，远低于其2016年先前规划中设定的2020年—2030年新增30吉瓦电厂的目标。然而，该规划草案的后续修订又恢复了到2030年新增3吉瓦煤电的目标，这表明电力规划者不愿大幅减少对煤炭的依赖。印度尼西亚和菲律宾正在与亚洲开发银行（ADB）合作，制定可行的融资机制以支持燃煤电厂的提前退役和/或重新利用。
4、促进和加速能源转型的政策建议
为与《巴黎协定》和其他可持续发展目标保持一致，东南亚能源部门在2019—2040年每年需要超过1400亿美元投资，远高于2018年的650亿美元。其中超过一半的投资需要用于电力部门。同时，投资必须从化石燃料向清洁能源和能源效率进行根本性转变。调动所需投资规模的障碍可分为三类：政策、制度和市场。第一类障碍包括政治意愿不足、政策法规不完善以及官僚机构复杂。第二类障碍包括公众意识缺乏、承购商的能力和信誉有限、协调不足以及投资者经验有限。第三类障碍包括资本成本高、货币风险以及电力市场和金融体系不发达。
4.1 政府和公共部门领导
政府和公共部门的作用需要集中在五大相互关联的活动支柱上：A）制定长期强制性的气候和可再生能源目标及具有约束力的政策；B）以迭代和适应性韧性为重点的电力系统规划；C）支持有效的市场发展；D）支持开创性投资和主干基础设施；E）实现公正公平的转型。
4.1.1 制定长期强制性气候和可再生能源目标及约束性政策
具有约束力的气候变化政策和可再生能源目标向该行业的所有参与者表明，能源转型是一项长期的公共优先事项。目前，东南亚国家的非水电可再生能源目标相对于长期脱碳目标而言相对较低。这些目标需要可信，有清晰的路线图支持，并与长期政策和激励措施相衔接，为项目开发发出强有力的市场信号。未能勾勒出清晰一致的监管路径的政策，对可再生能源的部署构成了重大挑战。例如，2019—2020年越南太阳能光伏发电的快速扩张，导致了电力传输瓶颈。购电协议（PPA）中缺乏“照付不议”条款，加剧了限电现象，给项目开发商带来了更大的风险。在印度尼西亚，燃煤电厂电力采购的“照付不议”条款阻碍了可再生能源新增装机容量的开发。
在此背景下，应制定更具雄心的措施，暂停新建燃煤电厂（例如菲律宾和印度尼西亚已宣布的措施）。此外，制定具有约束力的年度化石燃料发电量目标，并使其随时间推移而下降，也有助于减少电力行业对化石燃料的使用。制定并执行更严格的发电厂环境标准，不仅可以减少环境空气污染，还能使可再生能源、储能技术和需求侧效率更具经济竞争力。然而，这样的目标和标准可能会导致平均电价上涨，这在政治上可能具有挑战性。另一方面，如果这些更高的价格逐渐转嫁给消费者，也有助于提高终端能源效率。
与基于发电量的目标相比，对碳排放定价也可支持长期的去碳化。除新加坡自2019年起征收碳税外，东南亚国家尚未实施碳定价工具。印度尼西亚、泰国和越南正计划在近期引入排放交易系统。例如，泰国于2015年启动了自愿排放交易体系，而越南和印度尼西亚正在为其计划中的体系制定详细的规则和程序。在2021年11月召开的COP-26会议期间，根据《巴黎协定》第6条就国际碳交易的详细规则达成一致，预计将增强这些辖区对发展全国碳市场的信心。
4.1.2 以复原力为重点的迭代和适应性电力系统规划
东南亚的电力规划与全球趋势一样，历来侧重于开发当地资源、建设输配电网以及通过电气化和工业发展增加需求。随着时间的推移，规划必须考虑其他标准，如环境保护、可持续发展、提高系统可靠性、市场导向和提供低成本电力——所有这些都在综合资源规划（IRP）框架中加以考虑。
目前的一个关键挑战是超越可靠性，将抗灾能力的各个方面纳入电力部门的综合规划。提高抗灾能力需要电力规划部门与主要利益相关者密切合作，利用称为“综合资源和抗灾能力规划”（IRRP）的流程来考虑和评估影响大但概率低的事件的影响。IRRP流程是一个重点突出的协作、学习和适应流程，有助于在考虑各种指标的情况下确定后悔最少的资源计划。此外，规划框架还必须纳入并解决电力系统中可变（如风能和太阳能）和分布式（如屋顶太阳能）发电资源的更大渗透率所带来的影响。同样重要的是，在系统中规划新的灵活资源和输电发展，以弥合资源可用性与需求之间的地理距离。例如，越南已开始在其PDP-8草案中纳入IRRP流程的某些要素，其他东南亚国家也应效仿。
4.1.3 支持有效的市场开发
除了制定清洁能源目标并以适当的政策支持这些目标之外，东南亚国家的政府还需要制定支持性的市场结构和框架，包括商业安排。这些有利环境直接影响开发商对风险的认识，并对清洁能源项目的财务可行性和资本成本产生影响
以下方法已被证明可以降低这种风险，并为竞争者创造一个公平的竞争环境：i）确定可再生能源区或预选项目开发地点；ii）提供具体地点的数据（如环境影响评估研究）；iii）建立一站式 政府机构，以满足所有的执照和许可证要求；iv）规定项目开发的所有技术要求；v）通过将可再生能源项目连接到国家电网来促进接入。东南亚地区的一些国家已经采用了其中的一些措施。柬埔寨的国家太阳能公园项目就是一个很好的例子
价格发现的竞争机制，特别是招标，应成为分配新的可再生能源能力以降低成本的首选方法。与上网电价或双边谈判的购买力平价协议相比，竞争已在全球范围内降低了能源价格。此外，竞争性招标吸引了国际投资者和赞助商，使项目的开发能够以全球最佳实践为基础。一些司法管辖区存在的当地含量要求也可能阻碍可再生能源投资，印度尼西亚在太阳能光伏项目方面的经验就说明了这一点。因此，各国政府应谨慎评估本地含量法规的影响，以便随着本地产业通过学习和/或与国际开发商合作发展自身能力，逐步引入本地含量法规。同样重要的是，政府应通过标准化PPA的形式降低合同风险，这样可以提高透明度、降低交易成本并加快合同谈判。
4.1.4 支持开拓性投资和主干基础设施
政府将在支持高风险、高回报公共投资的融资方面发挥关键作用，如电网基础设施、电力互联和储能系统，这些是将更多可变可再生能源并入电网的关键。然而，政府往往对基础设施投资不足。除了贫困和相关的发展障碍，政治经济也带来了巨大的挑战。使这一情况进一步恶化的是，过去东南亚亚国家能源部门的大部分公共开支都用于与化石燃料相关的基础设施。
如上所述，第一步是通过可再生能源综合规划程序，规划新的输电基础设施，以容纳更多的可再生资源。在东南亚国家，这些输电计划由政府或国有公用事业公司主导。其次，政府应创造有利条件，吸引私营部门投资电网基础设施。公私合作伙伴关系（PPP）安排是一个可以考虑的选项，东南亚以外的新兴经济体（如印度）的经验表明，建设、拥有、运营和转让模式可以有效地，从而使私营部门愿意承担建设和运营风险，以发展电网基础设施项目。
4.1.5 促进公正和公平的过渡
在许多东南亚国家，化石燃料的开采对当地社区的经济和社会福利做出了重大贡献例如，印度尼西亚是全球最大的煤炭出口国，而越南也是主要的煤炭生产国。因此，逐步淘汰化石燃料需要在更广泛的社会经济背景下考虑，以实现受影响地区的公正过渡。东南亚国家可以借鉴那些已经认识到这种转型所带来的挑战，并已采取措施保护那些最容易受到变化影响的人的判例。例如，欧盟的“公正过渡机制”旨在2021—2027年筹集至少1500亿欧元，以支持受影响的社区。
东南亚国家需要为这一转变制定计划，并考虑如何利用摆脱化石燃料工作的机会来改善社会和环境福利。此外，清洁能源工作往往更具性别包容性，因为妇女占可再生能源劳动力的32%，而石油和天然气行业的这一比例仅为22%。
在此背景下，东南亚国家也可借鉴美国和印度最近的提议。前者的重点是利用创新融资，通过煤电厂退役创造价值，并以公平的方式在各利益相关方之间分配这一价值，而后者的重点是将煤电厂重新利用为可再生能源和电池存储电厂，从而在这一过程中创造巨大价值，然后在各利益相关方之间进行分配。
4.2 提高能源效率
东南亚快速增长的能源需求意味着，仅靠供应方措施不足以在满足能源需求的同时实现其他能源安全、经济和可持续发展目标。因此，提高各终端使用部门的能源效率将在东南亚能源转型中发挥重要作用。
东南亚国家已经制定了支持提高能源效率的计划，包括监管要求（如制定最低能源绩效标准（MEPS））、信息提供（如能源绩效标签）以及生态、金融和财政激励措施（如对更高效的设备实行免税）。
新加坡拥有最全面的能效框架，制定了具有法律约束力的法规和标准以及融资计划。泰国是另一个先行者，于2003年启动了能效循环基金，提供低息贷款。泰国还拥有支持能效的全面政策和监管框架，其能效发展计划（2011—2030年）定期更新。
正如这两个案例所证明的，东南亚国家已逐渐认识到能源效率的作用。然而，该地区的能效潜力在很大程度上仍未得到发挥。因此，政策制定者应优先考虑能源效率，将其作为支撑清洁能源转型的关键方法之一。
首先，东南亚国家应努力使终端能源价格反映成本，避免补贴。补贴会降低节能的商业吸引力。虽然一些东南亚国家已采取措施逐步取消补贴，但为响应COVID-19而实施的救济计划已导致一些国家恢复了部分补贴（如印度尼西亚、越南）
其次，东南亚国家应优先采取能效措施，遏制电力需求增长最快的驱动因素之一：空间制冷。应考虑两种主要方法：引入建筑规范和标准以及电器标签计划。例如，柬埔寨、老挝和缅甸尚未颁布MEPS。其他国家（如越南）虽然已经制定了MEPS，但这些标准要么目标不高，要么缺乏执行力度，要么没有完全强制执行。MEPS的执行不严格使各国容易进口效率较低的产品。这些问题可以通过统一东南亚国家联盟各国的标准来解决，例如通过东盟内部现有的贸易平台。通过消除市场间技术要求的差异，统一标准可以促进各国间效率较高设备的贸易，促进性能较好设备的竞争，从而降低最终用户的价格。协调还可以降低产品设计、测试和检验的成本，并使没有MEPS的国家能够迅速采用更严格的标准。
东南亚国家应继续支持能源服务公司（ESCO）的发展。马来西亚、新加坡和泰国已积极采用ESCO模式。在泰国，ESCO市场由专门的ESCO基金支持。在马来西亚，绿色技术融资计划支持ESCO项目。在泰国，配电公用事业公司正在利用ESCO来重塑自身并探索新的商机。
然而，ESCO市场在其他东南亚国家仍处于起步阶段。因此，建议各国政府：i）将能源服务公司作为其能源政策的一部分；ii）建立能源服务公司的授权和评级框架；iii）考虑设计能够支持国内能源服务公司市场发展的融资计划。
4.3 促进和扩大绿色融资渠道
清洁能源转型需要对东南亚国家的绿色基础设施进行大规模投资。例如，仅为实现东盟提出的到2025年可再生能源占一次能源23%的目标，估计每年就需要投资270亿美元，而由于目前的政策目标不高，可能还有140亿美元的缺口。仅靠公共部门无法满足这些资金需求，还需要动员其他资金来源，包括私人、机构和商业资金。在东南亚地区，清洁能源投资最广泛使用的混合融资方法是信用增级计划和公私伙伴关系。下面举例说明SEA背景下的一些最佳做法。
柬埔寨国家太阳能公园项目展示了混合融资如何促进私营部门投资。该项目以公私伙伴关系的形式构建，对风险进行了明智的分配。政府通过其国家电力公司EDC承担国家特定风险，提供电网连接、土地和辅助服务。这样一来，项目开发商就可以专注于其能够更好地管理的风险，如电厂设计、建设和运营。这使得项目的风险回报情况对私营部门更具吸引力。该项目还采用了传统资金和优惠资金相结合的混合融资结构。第一笔资金由亚行提供，第二笔资金由优惠贷款和战略气候基金（气候投资基金之一）的赠款组成。
另一个值得注意的清洁能源融资工具是东盟催化绿色融资机制（ACGF），其优先事项是支持和催化对绿色基础设施的投资。东盟催化绿色融资机制的独特之处在于，它由所有东盟成员国拥有，资金管理则委托亚行负责。在试点阶段（2019—2021年），东盟绿色信贷担保基金实现了开发基础设施管道、提供去风险资金以提高项目的银行可担保性以及建设知识和能力的目标。ACGF表明，支持项目结构和融资的“一站式”综合方法对于确定和开发绿色项目以及支持政府以更具创新性的方式利用公共财政来弥补绿色基础设施的融资缺口至关重要。在国家层面也需要类似的绿色融资机制。印度尼西亚的“印度尼西亚可持续发展目标1”（SDG1）就是这样一个国内融资机制的例子。
4.4.加强区域电力贸易
加强区域互联可实现以下目标：i）通过利用灵活的资源，更好地管理间歇性可再生能源（例如，老挝的水力资源可满足泰国或柬埔寨的灵活性和升压需求）；ii）通过利用各国更大、更多样化的区域需求，降低削减风险；iii）提高东南亚电力系统在极端天气事件和其他紧急情况下的恢复能力。
二十多年来，东南亚国家一直在探索加强区域电力互联和电力贸易的机会。这些努力得到了各种政府间平台的支持，包括东盟电网倡议和大湄公河次区域电力贸易协调委员会。然而，区域电力贸易仍然只占该地区电力消费总量的很小一部分，其中绝大部分都是围绕双边跨境PPA进行的。
目前，老挝—泰国—马来西亚—新加坡电力一体化项目是唯一一个涉及两个以上国家间电力贸易的项目。该项目旨在将老挝过剩的水力发电出口到马来西亚，再通过泰国，最终出口到新加坡。然而，就基荷而言，迄今为止每年通过该项目交易的电力只有2.3兆瓦，仅占这些国家发电装机容量的一小部分。不过，该项目证明了东南亚国家间多边电力贸易的可行性，并可为进一步的区域一体化设定蓝图。
东南亚国家需要认识到，加强区域一体化的价值超过了历史政治趋势。因此，这些国家应在该地区多年来开展的基础性工作的基础上，建立新的机构和监管工具，开展技术研究，包括区域电网规范，以促进区域电力贸易。如图2所示，为该地区提出了加强区域电力贸易的路线图。
图2：区域电力贸易演变的四个关键阶段
4.5.支持化石燃料发电资产的加速退役和重新利用
减少现有煤电厂的作用是全球能源行业去碳化的关键因素。尽管许多东南亚国家已降低了新建燃煤电厂的雄心，但煤电已占东南亚发电能力的很大一部分。因此，东南亚国家联盟的清洁能源转型需要在本十年内加快现有煤电资产的退役或重新利用。同样重要的是，推迟或取消许多计划中的煤电厂，代之以更清洁的替代能源，如更多地使用可再生能源和天然气发电厂，为电网整合提供灵活性。减少现有电厂的煤炭使用量，不再建设新的煤电厂，也将有助于减少环境空气污染，如前所述，这是东南亚国家面临的一项关键挑战。
太阳能和风能成本的快速下降为新建煤电厂和淘汰老旧煤电厂提供了具有成本效益的替代方案。印度的一项案例研究表明，如果采购价格更低的太阳能作为替代品，退役一座已有5年历史的煤电厂可节省34%的能源成本；如果考虑到煤炭和可再生能源融资成本的相对差异，还可额外节省32%。东南亚国家应对其现有煤炭资产进行尽职调查，并评估取代煤炭资产的成本和效益，转而采用可再生能源替代品，这些替代品的并网可得到灵活资源的支持，如电池、抽水蓄能和天然气发电。作为SEA国家常规IRRP流程的一部分，应考虑限制新规划煤电厂规模所带来的空气污染和碳排放降低的益处。电力发展计划中必须认真考虑“不新建煤电厂”的方案，除非这些新建煤电厂与碳捕集与利用或二氧化碳捕集与封存（CCUS）相结合。尽管未来采用碳捕集与封存技术的煤电厂仍是电力行业去碳化的一个关键选择，但该技术尚未得到大规模示范和部署，尽管有许多研究对其在SEA中的价值进行了评估。
为支持煤电厂提前退役，2021年启动了两个潜在的资助机制。首先，亚行建议汇集公共和私人资源，同时提供优惠资金，以激励东南亚地区的煤电厂提前退役。重新利用煤电资产是另一种选择——蒸汽轮机和输电系统可用于新建天然气发电厂、带电池的太阳能光伏发电厂或太阳能热系统。同时，亚行建议的基金将为替代即将退役的煤炭资产所需的清洁能源基础设施提供资金，并解决因煤炭替代而受到负面影响的社区的社会问题。其次，气候投资基金中的“加速煤炭转型投资计划”提议为世界各地的煤炭退役和煤炭再利用项目提供优惠资源。虽然这些煤炭退役基金和方法仍处于概念阶段，但它们的成功对于加快东南亚地区的清洁能源转型至关重要。
4.6 支持部署清洁能源，将其作为经济复苏的工具
COVID-19大流行对大多数东南亚国家的国内生产总值（GDP）和就业水平产生了重大影响。2020年，该地区的国内生产总值缩减了4.0%，而上一年则增长了4.4%。为了支持经济从危机中反弹，一些东南亚国家制定了COVID-19援助计划，并将清洁能源作为支持领域之一。例如，马来西亚已拨出29亿美元专款用于促进能效投资。此外，马来西亚和缅甸已启动大规模招标，采购新的太阳能光伏发电能力，这两个国家都将此作为经济刺激计划的一部分。
然而，东南亚国家（如印度尼西亚、菲律宾和泰国）的许多经济复苏计划并未强调对绿色投资的支持。例如，菲律宾的基础设施建设投资没有考虑“绿色”因素。在印度尼西亚，约42%用于支持可再生能源的专项资金被转用于COVID-19相关项目。越南降低了因封锁而被迫留在家中的居民用户的电力零售价。从中期来看，这些居民补贴如果继续下去，将限制越南电力部门吸引资金部署清洁能源的可行性。总体而言，东南亚国家的复苏计划与世界最大经济体的复苏计划形成鲜明对比。
东南亚国家应考虑将清洁能源转型作为经济刺激复苏计划的一部分，这将推动关键经济部门的持续能力和转型。此外，与化石燃料投资相比，发展清洁能源基础设施已被证明能为当地带来更大比例的就业机会和更高的经济效益。
4.7 提高气候政策的雄心，扩大全球合作
东南亚国家均已批准《巴黎协定》并提交了其国家发展计划。然而，根据国家发展目标中的“一切照旧”、无条件和有条件减缓情景，预计到2030年，这些国家的温室气体排放量将进一步增加。
东南亚国家更雄心勃勃的承诺和气候政策既可行，又有利于可持续发展。东南亚国家联盟可以通过扩大可再生能源的开发和部署、提高能源效率、逐步淘汰和退役化石燃料发电队伍，来促进和加快其去碳化努力。气候政策可提供全经济范围的激励措施，帮助解决制度和行为障碍，提高监管的确定性，吸引国际资金和技术支持以促进可再生能源的发展，并避免技术和制度锁定化石燃料基础设施。
国际气候融资，加上私人资本市场的绿色融资，可以帮助东南亚国家加快清洁能源转型。然而，发达国家每年支持发展中经济体的1000亿美元承诺尚未兑现。此外，最不发达国家和小岛屿发展中国家（其中一些位于东南亚和南亚地区）获得的气候资金不到可用资金的20%。发展中国家在成功获得气候基金提供的资源方面面临重重困难，这进一步加剧了国际气候融资面临的挑战。58亿美元的“清洁技术基金”就是一个很好的例子，由于受援国在使用过程中遇到阻碍，低成本气候基金多年来一直没有动用。鉴于许多东南亚国家极易受到气候变化的影响，这些国家应利用其在国际气候变化谈判中的地位，动员更多的气候资金支持，并尽快加以利用。
5、结论
本文概述了东南亚地区的电力部门，讨论了清洁能源部署的驱动因素，并根据全球和东南亚地区的具体领先实践提出了高层次的政策解决方案。尽管东南亚国家支持更多的清洁能源部署，但加快这一过渡对于实现脱碳目标和刺激经济发展至关重要，尤其是在后COVID-19恢复计划的背景下。东南亚国家政府可通过以下方式在这一过渡中发挥领导作用：制定具有约束力的长期可再生能源目标和政策；采用迭代和适应性的电力系统规划；通过市场机制增加竞争和降低成本；投资于先驱和主干基础设施；管理过渡对目前依赖化石燃料发展的当地社区和经济的影响。同时，能源转型需要支持可靠和负担得起的能源供应，因为该地区仍有数百万消费者无法获得电力服务。国际社会需要通过支持调动转型所需的资金来促进东南亚的转型。这种国际支持还将吸引该地区私营部门的投资。绿色融资机制，如东盟的ACGF和印度尼西亚SDG1，也将有助于调动不同的资金来源。
编译者简介
「READING」
张盛涵，兰州大学政治与国际关系学院2024级本科生。
校对者简介
「READING」
陈澄，兰州大学政治与国际关系学院2024级硕士研究生。
【兰州大学中亚及周边动态编译团队】
兰州大学中亚及周边动态编译团队，依托政治与国际关系学院研究生科研创新项目，聚焦区域与国别时政动态和学术前沿，通过编译、分析与传播，促进人才培养，强化学科交叉，推动中亚及周边区域国别学的深度发展。
本文编译仅供学术参考，文中观点不代表发布机构和平台。
