香港能源轉型須守三防線
海上液化天然氣接收站、兩電新燃氣機組和未來將軍澳接電站，應是互補而非互相取代
香港的能源轉型，正進入一個比「煤轉氣」更複雜的階段。環境及生態局局長謝展寰近日表示，政府正與兩電及內地企業研究以將軍澳第132區為接點，輸入更多零碳電力。擴大零碳電力輸入方向合理，但除了減碳比例和供應增幅，價格機制、本地後備安排及基建風險亦須同步交代。方案不宜簡化為「內地綠電較便宜」，也不能假設有了海底電纜便可減少本地發電設施。真正需要處理的，是香港如何在減碳之餘，維持可靠供電、可承受的電價和足夠的系統韌性，避免以一種新的依賴取代舊有風險。
減碳方向正確 政策交代仍待細談
香港沒有自產煤、石油和天然氣，能源安全從來不是「自給自足」，而是能否妥善組合不同來源、不同技術和不同風險。政府資料顯示，2025年的發電燃料組合中，天然氣佔55%，核能和可再生能源佔28%，煤佔17%。這個比例反映香港已大幅減少燃煤發電，卻同時把更多風險轉移至進口天然氣、跨境核電和其他外來能源。
政府的下一步，是進一步提高零碳能源比重。連接大亞灣核電站和南方電網的清潔能源輸電系統強化工程，已於2026年3月完成，零碳能源佔比可逐步提升至約35%。當局又在將軍澳第132區預留土地興建策略性電力設施，目標是在2035年把零碳能源比例提高至約60%至70%。這不只是環保政策，也是為數據中心、算力中心和其他新增用電需求預先部署。
接收站與新機組 買的是保障而非廉價能源
然而，在討論未來之前，必須先看清近年兩項已投產基建的角色。2023年投入運作的海上液化天然氣接收站，讓中電和港燈可經海運直接從全球市場採購液化天然氣，再分別輸送至龍鼓灘及南丫發電廠。它的最大價值，不是多發一度電，而是為香港增加一個燃料入口。當個別管道、氣源或地區供應出現問題，兩電仍可尋找替代貨源，供應鏈不致完全押在單一路徑之上。
接收站亦有助兩電共同採購、簽訂長期合約和提高議價能力，但這不代表天然氣會從此變得便宜。液化天然氣價格仍受地緣政治、航運、天氣、液化產能和美元匯率影響。接收站能做的，是提升燃料採購的彈性和價格管理能力，而不是把國際燃料價格鎖定在低位。
另一方面，中電龍鼓灘D2機組及港燈南丫L12機組，處理的是另一個問題，即如何把天然氣更有效率、更可靠地轉化為電力。D2於2024年4月投入運作，容量600兆瓦，聯合循環效率約60%。L12於同年3月底投產，容量380兆瓦，效率超過58%。新機組以較少燃料生產同等電量，也能在用電高峰、其他機組停運或輸入電力下降時靈活調節發電。
跨境零碳電力可取 但不能取代本地發電
換言之，海上接收站解決「氣從哪裏來」，新燃氣機組則解決「如何把氣有效地變成電」。前者擴闊燃料來源，後者提供本地、可調度的發電能力。兩者合起來，才構成香港現階段供電的第一、第二道防線。
將軍澳第132區接電站，則可能成為第三道防線。若香港能透過新的跨境輸電設施，購入核電、水電、風電和太陽能等零碳電力，便可減少國際煤炭和天然氣價格波動帶來的影響，也可借助內地規模更大、地域更廣、技術更多元的電力系統。從減碳角度看，增加零碳電力輸入具有實際需要。從經濟角度看，長期購電和輸電合約亦可能比現貨燃料採購更具可預測性。
不過，「零碳」不等於「免費」，「輸入」也不等於「沒有風險」。市民最終承擔的，不只是上游發電成本，還包括跨境輸電、海底電纜、接電站、本地電網升級、融資，以及維持本地後備能力的成本。政府和兩電目前尚未公布購電價格、輸電費、資產所有權和成本分攤方式。在核心資料尚未完備之前，現階段仍難判斷方案對電費的實際影響。政府在推進政策的同時，亦宜及早交代成本和責任分配，讓社會在充分掌握資料的基礎上討論方案。
一組海底電纜連接兩地 也可能集中多重風險
更重要的是，海底電纜本身也是關鍵基建。船錨、捕魚作業、海床移動、極端天氣或施工均可能造成損壞，而海底維修往往需時。若大量電力集中經將軍澳一個登岸點輸入，接電站、登岸位置或相連輸電走廊便可能成為共同失效點。所謂多種零碳能源，也不一定等於多個獨立供應來源。若不同電源最終共用同一組主幹線，風險仍然高度集中。
這亦說明，本地燃氣機組不宜過早退場。當跨境供應中斷、區域用電緊張，或風電和太陽能輸出突然下降時，本地可快速調度的機組仍須及時補位。香港可以逐步減少燃氣發電量，但在建立足夠的系統冗餘、儲能和需求管理能力之前，仍須保留適當的後備容量。否則，即使帳面上的低碳比例提高，系統韌性也可能受到影響。
技術問題可以解決 制度含糊才最危險
跨境輸電亦會令電網管理更複雜。中電和港燈現時各自營運電網，大型外來電源接入後，涉及保護設定、頻率與電壓控制、事故責任、跨網結算和備用安排。若供應包含較多風電和太陽能，短期波動更需要儲能、需求管理或燃氣機組平衡。這些技術問題不及「60%至70%零碳能源」般容易成為新聞標題，卻直接決定供電是否可靠。
此外，工程的財務和監管安排同樣需要清晰。填海、海底電纜、接電站和電網升級均涉及龐大資本開支。若工程超支、需求預測偏高，或資產回報機制設計不當，用戶可能既要支付新基建成本，也要繼續承擔本地後備機組的費用。在現行《管制計劃協議》下，電力公司可就固定資產取得准許回報。因此，政府除了促成基建，也須做好監管和把關工作。哪些新資產可納入回報基礎、工程超支由誰承擔，以及購電合約如何接受獨立審核，均宜在動工前作出清楚交代，並在保障商業敏感資料與公眾監察之間取得平衡。
「潔淨能源」也不代表相關工程沒有環境代價。海底電纜鋪設、填海和接電設施可能影響海床生態、漁業及航道，施工期間亦會帶來噪音、泥沙和景觀問題。即使運作階段的碳排放較低，整個項目仍須進行全生命周期評估，並妥善安排海洋復修和持份者參與，才能建立政策公信力。
三軌並行要防容量過剩 更要正視機組使用率下降
三道防線同時存在，固然可提高供電韌性，卻也帶來另一個較少被討論的問題。若未來用電增長低於預期，而跨境零碳電力、本地燃氣機組及液化天然氣供應能力均按高需求情景擴建，香港便可能出現發電及輸電容量過剩。電力系統保留一定備用容量本屬必要，不能把所有未被使用的機組一概視為浪費。但若備用水平長期遠高於合理需要，市民便可能同時承擔海底電纜、接電站、燃氣機組及燃料基建的固定成本。
最可能受到影響的，是使用率逐步下降的本地燃氣機組。跨境零碳電力通常具有較低的邊際燃料成本，也可能按長期合約優先輸入。燃氣機組因而由日常主力發電，轉為只在用電高峰、輸入中斷或可再生能源波動時啟動。這種角色雖仍有重要系統價值，但機組運行時數減少，會令固定成本分攤至較少的發電量之上，維修團隊、零件供應及操作熟練度亦較難維持。液化天然氣接收站若吞吐量下降，同樣可能面對單位使用成本上升，以及長期採購量與實際需求不匹配的問題。
因此，三軌並行較適合理解為三套系統按需要分工，而不是同步擴張。跨境零碳電力可承擔較穩定的日常供應，高效率燃氣機組則提供調峰和事故後備，液化天然氣接收站則維持燃料來源多元。政府可按不同的用電增長情景制訂容量規劃，設定合適的備用水平，分階段落實投資，並定期檢視新增容量是否仍有實際需要。若燃氣機組日後主要提供備用服務，其成本回收機制亦可考慮由單純按發電量計算，逐步加入透明的容量或可靠度補償，以維持後備機組的營運能力。整體而言，三軌並行能否發揮作用，將取決於各項設施能否清楚分工，並在成本、容量與供電可靠性之間取得平衡。
完善資料披露與後備安排 有助凝聚社會共識
由此可見，政策重點未必在本地發電與輸入電力之間作單一選擇，而在於讓三道防線在合適容量和清晰分工下互相補足。海上液化天然氣接收站提供燃料多元化，D2和L12等高效率燃氣機組維持本地可調度能力，跨境零碳電力則有助降低化石燃料依賴。若任何一環的規模與實際需求未能配合，均可能增加系統成本或形成新的供應風險。
具體而言，政府可把項目分為三個執行階段。第一，在啟動招標前公布能源轉型路線圖和需求預測，列出高、中、低三種用電增長情景，並為輸入電力比例、本地最低備用容量、海底電纜可用率和事故復電時間設定量化指標。同時，政府亦應交代電力來源及可核證的零碳屬性、購電價格公式與合約年期，以及2033年後兩電的規管、資產回報和跨網結算安排。第二，在批出主要工程合約前，由政府、兩電和獨立電力系統專家完成成本效益分析與事故壓力測試，公開測試摘要，並在合約中列明工程超支、延誤、供應中斷和價格波動的責任分配。若需求預測或造價偏離既定門檻，下一階段投資便須重新審批。第三，在工程和營運期設立公開監察機制，每半年公布工程進度、最新預算、採購價格區間、系統備用率、電纜故障情況和機組使用率，並每三年檢討輸入容量、本地後備水平及燃氣機組補償機制。透過明確的時間表、量化指標、分段審批和定期披露，政府既可及早調整投資規模，也能讓公眾根據具體資料評估項目的成本、風險和成效。
能源安全並非單純追求最低電價，而是要確保任何一種供應出現問題時，其他選項仍能及時補上。將軍澳接電站可成為香港減碳的重要一步，但在增加輸入電力的同時，仍須維持本地後備能力，加強成本監督，並清楚界定各方責任。政策成效不只取決於輸入多少零碳電力，也取決於香港能否以合理成本保留足夠後備、分散供應路線、提高合約透明度，並為極端情景做好準備。跨境潔淨能源值得推進，但較穩妥的原則，是把它視為增加一項選擇，而不是集中依賴單一通道。政府若能在項目推進期間同步交代價格、冗餘設計和問責機制，將更有利於社會客觀評估方案的環境效益、供電價值與長期成本。
重點總結
減碳可以借助海底電纜，能源安全卻不能只依賴一組通道。香港需要的，不是以輸入電力取代本地發電，而是讓海上液化天然氣接收站、新燃氣機組和跨境零碳電力各有分工、互為後備。零碳比例固然重要，成本透明、後備充足和風險分散同樣不可或缺。能源轉型的底線很清楚：電力可以更低碳，供應必須保持可靠，成本也應清楚管理。
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