一、需求预判：高耗能产业驱动用电负荷快速上行

截至 2026 年 8 月，新加坡用电峰值负荷为 8.6GW，2031 年峰值需求区间可达 9.9GW 至 13GW。负荷增长的核心驱动力来自半导体制造、数据中心等能耗密集型行业，叠加电动交通持续普及；最终增速取决于相关产业项目的投产节奏。为匹配这一增量，EMA 同步布局多元供给与基础设施，避免单一能源路径带来的供给风险。

二、电源侧布局：气电作为基底，同步布局德光岛长期能源集群

2026 至 2031 年，五座新建天然气发电厂将陆续投运，使新加坡现有约 12GW 发电装机提升约 26%。EMA 正在评审 2026 年 9 月截止的气电厂招标方案，相关项目计划2032年前投产；如果需求持续超预期，后续五年还将启动多轮招标补充装机。 长期维度，新加坡持续推进德光岛能源集群可行性研究，规划布局可适配氢能的天然气电厂、LNG 接收站以及各类低碳技术，为远期能源转型预留空间。天然气目前承担新加坡约 95% 的电力供给，在转型周期内仍是电力安全的压舱石。

三、燃气与电网：大规模基建投入，夯实系统承载能力

在天然气基础设施方面，裕廊港第二座 LNG 接收站将于 2030 年投运，全国 LNG 再气化能力从 1000 万吨 / 年提升至 1500 万吨 / 年，同时研究裕廊岛现有接收站扩容，配套天然气管网升级，保障电厂供气稳定。 电网是本次规划的投资重点。2025–2029 年新加坡计划投入最高 53 亿新元扩建电网，投资规模为上一个五年的 11 倍。重点任务包括：2031 年前建成 7 座新输电变电站；2030 年前将高压输电电缆由 7700 公里拓展至 9100 公里；升级配电网，支撑光伏、电动车充电等新型负荷。新加坡还在评估电缆隧道扩容方案，目标将现有约 50 公里隧道长度提升两倍以上，服务淡滨尼晶圆园区等负荷热点区域，降低后续管网改造对城市的扰动。

四、新能源与跨境电力：光伏、储能、进口绿电协同补位

光伏方面，新加坡当前光伏装机 2.3GWp，稳步冲刺 2030 年 3GWp 目标，进一步提出 2035 年 4GWp 的新增目标，开发场景集中在水库、闲置土地与建筑屋顶。 储能目标明确：储能容量从当前 350MWh 提升至 2030 年略超 1GWh。储能系统用于快速平抑新能源波动、应对电网故障，在电网改造期间缓解通道瓶颈，提升整个电力系统的调节能力。 跨境低碳电力进口同样是重要方向。新加坡正在开展与马来半岛第二条电力互联通道的可研，建成后输送容量最高可达 2GW，与现有 1GW 双向互联线路形成互补，扩大区域绿电引入规模。

这份五年规划清晰体现新加坡 “气电托底、新能源补充、跨境绿电调剂” 的转型路线，对中国电力能源企业具备明确参考价值。

第一，新加坡电网、LNG、储能、跨境电缆工程释放稳定基建机会，具备输变电设备、电缆、储能系统、LNG 配套装备供应能力的厂商，可以持续跟踪 EMA 招标信息，适配新加坡高标准城市电网的技术与安全规范。

第二，本土光伏开发空间有限，新加坡光伏项目偏向屋顶、水面等场景，对组件轻量化、运维方案有特殊要求，相关企业可以针对性打磨方案。

第三，新马第二条跨境互联通道意味着东南亚跨境电网互联持续提速，跨境输电、海底电缆、绿证交易相关业务具备长期机会。同时企业应当理性判断，新加坡项目准入门槛高、合规体系严格，规划仅为框架安排，可研、招标、地存在不确定性，需要结合项目周期做好风控，不高估短期订单兑现节奏。