一、前言

东南亚是全球用电需求增长最快的地区之一，能源安全、低碳转型与跨境电力合作正逐步成为区域能源治理中的重要议题。[1]全球范围内，依托跨境输电基础设施推动区域电力互联，已成为应对电力需求增长、优化能源结构和提升系统韧性的一个重要方向。

在此背景下，新加坡正积极推进低碳电力进口计划，通过跨境输电引入区域清洁电力资源。从更广阔的区域视角看，东盟持续推动东盟电网规划（ASEAN Power Grid，"APG"），探索区域电力互联和多边电力贸易的区域电力一体化路径。尽管两者在项目制度规划和框架设计上并不相同，但在跨境输电、基础设施建设以及区域协同方面具有相通的逻辑。

本文以新加坡低碳电力进口计划与东盟电力互联项目为例，梳理区域跨境电力互联的主要制度安排、项目实践与未来发展趋势，为项目建设的参与路径与投资活动提供新的观察视角。

二、新加坡低碳电力进口计划

（一）项目概况

新加坡提出到2050年实现净零排放的国家目标，而目前电力部门主要以燃气发电为主，约占全国碳排放总量的40%，因此成为能源转型与减碳工作的重点领域。[2]但由于国土面积有限、自然资源匮乏，新加坡在本地开发可再生能源方面受到明显限制，相较之下，新加坡周边国家普遍拥有丰富的太阳能、风能、地热及水能资源，具备发展清洁能源出口的潜力。这种资源禀赋差异为区域内低碳电力贸易创造了天然机遇，新加坡低碳电力进口计划应运而生，旨在通过建设区域电网，从周边国家引入低碳电力，并推动区域减碳合作与共同发展。[3]

根据新加坡能源市场管理局（Energy Market Authority，"EMA"）的最新规划，新加坡计划到2035年进口约6吉瓦（GW）的低碳电力，届时将占全国电力需求的约三分之一。为落实这一目标，EMA于2021年11月启动首轮电力进口招标（RFP1），以遴选具备资质的电力进口方，通过新建跨境输电通道向新加坡输送并销售最高达1.2吉瓦的电力。EMA原计划在第二轮招标（RFP2）中授予剩余电量配额，但随后决定将RFP1与RFP2整合为一个统一机制，以提高项目实施的灵活性和协调性。

（二）项目开发运营模式

1、进口电力市场准入和监管架构安排

（1）市场准入

根据现行监管安排，新加坡电力进口项目被纳入与本地发电主体一致的市场体系之中。

在市场准入方面，EMA要求所有电力进口项目必须参与新加坡批发电力市场（Singapore Wholesale Electricity Market，"SWEM"），并全面遵守《电力市场规则》。进口商需向能源市场公司（Energy Market Company，"EMC"）注册为市场参与者，在每个半小时调度周期内进行电量报价，通过市场竞争获取调度资格。获调度电量按计划注入电网并在市场中出售，就市场参与而言，与本地发电企业并无本质区别。[4]

在运行与结算机制上，进口电力原则上适用“按实计量结算”（Pay-As-Metered），并纳入自动财务罚则机制（Automatic Financial Penalty Scheme，"AFPS"），当实际交付电量与实时调度计划偏差超过规定阈值时将触发罚则。同时，规模超过一定门槛的进口项目还需按照输电规程提供备用和调频等辅助服务，以保障电力系统安全与可靠运行。[5]

此外，为防止市场结构性集中，EMA对既有发电企业设定了25%的发电容量市场份额上限，并通过容量许可安排防范结构性垄断风险，进口电力整体被纳入这一竞争政策框架之下。[6]

总体而言，新加坡并未将电力进口视为市场外的特殊安排，而是通过统一的调度、结算和竞争规则，将跨境电力系统性地融入现有批发电力市场框架之中。

（2）技术要求

在技术与运行层面，进口电力项目总体需遵守EMA制定的技术规范和系统运行规则，满足新加坡电网对安全性与可靠性的设计要求。跨境电力可通过高压交流（High Voltage Alternating Current，"HVAC"）或高压直流（High Voltage Direct Current，"HVDC"）方式接入，其中，涉及长距离输送或“电网—电网”互联（grid-to-grid interconnections）的项目通常采用HVDC技术方案。[7]

在运行管理方面，进口电力须具备可调度性，接受新加坡电力系统运营方的自动发电控制（Automatic Generation Control），并按照新加坡批发电力市场的实时调度指令运行。为保障系统稳定，EMA原则上要求进口电力以非间歇、稳定的方式提供，即在每个半小时调度周期内保持功率水平恒定。除非EMA另行规定，进口电力应在商业运行后五年内实现季度最低75%的负荷率；同时，EMA以本地发电机组约90%的可用率作为参照，要求进口电力在整体可用性水平上与本地发电保持可比性。[8]

（3）监管要求

进口商在开展跨境电力进口并向新加坡批发电力市场供电前，需获得EMA颁发的电力进口商许可证。获许可的进口主体原则上须为在新加坡注册成立的公司，并持续遵守许可证条件及新加坡电力市场的相关规则。[9]

对于建设新增跨境互联设施的项目，进口商许可证期限通常与上游电力供应协议期限或互联设施的技术寿命挂钩，预计在约25年左右。为强化履约约束，EMA要求进口商在获得有条件批准时提交履约保证金，若项目延期交付或违反监管义务，EMA有权没收保证金或提高相关要求。[10]

2、输电基础设施的安排

（1）框架性安排

新加坡现有的电网并不足以支持其电力进口计划，而需要建设专门的跨境输电基础设施，包括海底电缆、登陆点（landing points）以及高压直流换流站（HVDC converter sites）等。这些设施的规划与建设是电力互联项目实施的关键环节。

在运营模式上，目前的制度构建仍属于框架性安排，核心规则是根据基础设施所在地的不同，确立差异化的管理模式。具体而言，当基础设施位于新建或未使用土地上，或需由多个进口商共同使用（shared interconnector）时，由新加坡能源资产公司（Singapore Power Assets，"SPPA"）[11]负责统一建设、持有与运营，以确保系统运行的统一标准和电网安全。若基础设施建在私人土地上（如本地发电企业厂区），且仅供单一进口商使用（dedicated interconnector），EMA可根据具体情况决定不要求SPPA介入，由进口商自行投资、建设和运营。[12]

（2）灵活调整机制

在上述框架性安排下，EMA进一步制定了灵活性规定，以适应跨境项目的复杂性与多样化需求。

在建设阶段，原则上应由SPPA负责在境内建设新的进口电力基础设施，但鉴于部分设施位于新加坡以外的海域，需获得境外监管审批，因此为提高项目执行效率并实现工程一体化建设，EMA可允许进口商（importer）或进口商与SPPA合作先行建设全部或部分设施，包括跨境海底电缆及其在新加坡境内的连接段。[13]

在所有权方面，项目建成后，进口商在新加坡境内部分的资产须以“象征性价格”（如1新元）移交给SPPA，以确保电力基础设施的最终归属仍由国家电网体系统一管理，在此情况下，进口商仅需向SPPA支付合理使用费。若进口商有充足的理由且经EMA审批后，进口商可以保留在新加坡领海内海底电缆及高压直流换流站设备的所有权，但EMA有权要求进口商拆除或移除相关设备。[14]

在运营和维护阶段，原则上由SPPA负责其所拥有的电力进口基础设施的运行与维护。但鉴于高压直流跨境输电系统在实际运行中需要与境外电网运营方进行实时协调，进口商因直接参与跨境电力调度并负责境外相关设施的管理，在部分情形下更适合承担特定高压直流设备的运营与维护工作。因此，经EMA审批后，进口商可负责这类高压直流设备的运行与维护，而SPPA继续负责其余基础设施（包括建筑外壳及附属设施）。[15]

（三）项目实施情况

项目实施层面，跨境电力进口企业必须依照EMA的审批流程取得相应许可，主要分为三个阶段。企业首先向EMA提交项目方案，EMA在完成技术和商业可行性初步审查后，可授予有条件批准（conditional approval），并明确项目需进一步完成的研究、监管沟通及跨国协调事项。企业在满足这些前置条件后，由EMA授予有条件许可（conditional license）。获得有条件许可后，企业需深化项目设计、取得境内外监管批准，并达到项目融资关闭的要求。待企业全面符合上述要求后，即可获得正式进口商许可证（importer license），从而被授权向新加坡输送电力。

截至目前，EMA已向来自澳大利亚、柬埔寨、印度尼西亚、马来西亚以及越南的11个低碳电力进口项目授予有条件批准，6个项目进一步获得有条件许可。[16]在这些项目中，印尼拟向新加坡进口的电力占据最大的比重，共有2吉瓦获得有条件许可以及1.4吉瓦获得有条件批准的项目。一方面，新加坡与印尼地理位置毗邻，跨境输电距离较短，使相关项目在技术和经济层面更具可行性；[17]另一方面，自2022年1月以来，新加坡与印尼先后签署多份能源合作谅解备忘录（MOU），涵盖跨境电力贸易、互联互通基础设施建设以及在印尼发展可再生能源制造产业（包括光伏及储能电池）的投资等内容。[18]这些合作文件为项目落地提供了制度支持和监管预期，为新加坡企业积极参与印尼可再生能源产业链建设提供了支持，也为目前多个印尼项目能够快速进入实质性审批阶段奠定了基础。

（四）项目主要参与者

作为新加坡本地能源与基础设施领域的龙头企业，吉宝（Keppel）作为新加坡低碳电力进口计划最主要的参与者，是目前唯一同时从柬埔寨与印尼两地进口电力获得EMA有条件批准的主体。就柬埔寨而言，Keppel Energy已获得进口1吉瓦电力的批准，[19]并于2023年与柬埔寨皇家集团（Royal Group Power Company Ltd）签署长期电力购买及出口协议（PPEA），拟通过陆上高压输电线路及新建海底高压电缆相结合的方式将电力输送至新加坡。[20]同年，Keppel Infrastructure获准从印尼进口300兆瓦可再生能源电力，该项目计划经廖内群岛（Riau Islands）至新加坡的海底电缆系统实现输电。[21]

2023年10月，EMA授予Sembcorp Utilities有条件批准从越南进口海上风电为主的低碳电力。Sembcorp Utilities拟与越南国家石油技术服务公司（PTSC）合作，通过新建约1000公里的海底电缆，将低碳电力越南输送至新加坡。[22]

2024年，EMA授予了SunCable进口1.75吉瓦低碳电力的有条件批准。该项目计划利用澳大利亚北领地的太阳能资源，并通过全长约4,300公里的新建海底电缆输送至新加坡。[23]上述海底电缆属于SunCable澳大利亚—亚洲电力连接线（AAPowerLink）项目的重要组成部分，建成后将成为全球最长的海底电力输电电缆。[24]

目前，新加坡低碳电力进口计划的投标工作仍在持续推进，EMA对新项目提案保持开放态度。我们认为，潜在参与方需重点关注出口国的政策环境，及早落实项目用地，慎重选择具备执行能力与政府关系的当地合作伙伴，并与EMA建立顺畅、高效的沟通机制。

三、东盟电力互联项目

（一）项目概况

自1997年提出东盟电力互联（APG）构想以来，东盟持续推进跨境电力基础设施建设，提升区域电力系统的可靠性与整体能源安全。围绕不同成员国的区位特点，APG逐步形成了北部系统（涵盖柬埔寨、老挝、缅甸、泰国和越南）、南部系统（涵盖印度尼西亚、马来西亚和新加坡）以及东部系统（涵盖文莱、印度尼西亚、马来西亚和菲律宾）三大互联板块。APG计划从双边跨境电力贸易，逐步扩展至次区域层面的多边交易安排，最终构建更加一体化的区域电力体系。[25]

截至2024年，东盟已在18个重点互联项目中实现8条跨境互联线路投入运行，形成约2.8吉瓦的“电网—电网”（grid-to-grid）互联容量，并配套约7.5吉瓦的“发电—电网”（generation-to-grid）运行能力。[26]根据规划，到2040年，东盟跨境互联总容量预计将提升至13.7吉瓦，并逐步引入多条海底互联线路，推动APG由分散的跨境连接向更具系统性的区域电力网络演进。[27]

（二）代表性多边互联项目

1、老挝–泰国–马来西亚–新加坡电力互联项目（LTMS-PIP）

LTMS-PIP是东盟区域内首个真正意义上的多边跨境电力项目。其前身为“老挝—泰国—马来西亚”（LTM）机制，通过既有互联线路将老挝水电单向输送至马来西亚。新加坡于2022年加入后，项目扩展为LTMS-PIP，实现了区域内首次覆盖四国的跨境电力交易。

本项目第一阶段已于2024年完成，累计输电量266GWh，最大输电能力100兆瓦。当前进入第二阶段，不仅继续支持从老挝经泰国和马来西亚输送电力至新加坡，还新增了马来西亚直接向新加坡的输电路径，总体容量提升至200兆瓦。为配合该阶段实施，EMA已将Keppel的电力进口许可证延长至2026年，并将其进口上限提高至200兆瓦。[28]

从实践经验看，LTMS-PIP的顺利推进通常被认为得益于多项因素的共同作用，包括部长级及以上层面的持续政治支持、相对简化且可操作的交易模式、以政府主导并由不同工作组分工推进的精简治理结构，以及通过“边实施、边调整”（learning by doing）的方式，逐步由较为简单的安排过渡至更复杂机制的推进路径。这些措施在一定程度上减缓了多国协调与跨境交易的复杂性，也为后续次区域多边电力项目提供了可借鉴的实践经验。[29]

2、文莱-印度尼西亚-马来西亚-菲律宾电力互联项目（BIMP-PIP）

在LTMS-PIP取得阶段性进展的背景下，东盟进一步探索次区域层面的多边跨境电力互联与电力贸易路径。BIMP-PIP于2023年第41届东盟能源部长会议（AMEM）上提出，依托文莱—印度尼西亚—马来西亚—菲律宾东盟东部增长区（BIMP-EAGA）这一既有次区域合作机制，旨在通过跨境输电基础设施建设与多边交易安排，促进区域电力资源的优化配置。

与主要基于既有陆上电网、以相对单向跨境输电为特征的LTMS-PIP不同，BIMP-PIP所处区域呈现典型的群岛型地理格局，电力系统分散程度较高。因此，BIMP-PIP所涉及的跨境电力互联需要新建陆上和海底输电基础设施，并以双向、多点的跨境电力流动为特征，其技术、制度与实施复杂性亦相对更高。

3、APG框架外的互联项目

除东盟电力互联框架内的相关项目外，东南亚国家亦在推进多种跨境电力互联实践。前文所述正在推进的新加坡—越南、新加坡—柬埔寨电力互联项目，均以国家之间的双边合作为基础，通过新建跨境输电通道引入区域清洁电力资源。这体现了在区域合作机制之外，国家双边层面灵活探索跨境电力合作路径的做法。

在老挝—越南之间，陆路跨境电力互联已取得实质性进展。老挝南部的Monsoon Wind Power Project于2025年8月实现商业运行，成为亚洲首个投入运营的跨境可再生能源项目。该项目装机容量约600兆瓦，电力经老挝境内输电网络汇集后，通过一条约27公里的高压输电线路跨越老越边境，接入越南500千伏输电系统，实现向越南电网的直接供电。该项目在跨境输电工程实施、跨国电力交易安排以及清洁能源跨境流动方面，提供了具有代表性的实践样本。[30]

（三）未来发展趋势

1、建立新的融资机制

根据世界银行的估算，到2045年实现东盟电力互联的总体愿景（ASEAN Power Grid vision），预计需要约8,000亿美元的发电与输电领域投资[31]。然而，在实际推进的过程中，融资问题成为制约项目落地的重要因素之一。

从整体市场结构看，东盟多数国家的电力市场仍以纵向一体化或单一买方模式为主，电网通常由国有电力公用事业机构持有和运营。受制于财务状况和资产负债能力，部分电力企业在本国电网投资方面已面临压力，更难以独立承担资本密集型的跨境互联项目。在监管层面，不同成员国在法律和监管层面普遍对电力企业开展跨境投资设置较高门槛，也在一定程度上增加了项目审批和实施的不确定性。此外，由于跨境资产的所有权结构、收益机制和成本回收方式尚不清晰，私营部门参与度整体偏低，进一步推高了项目的融资成本。[32]

为应对东盟电力互联项目在规模化推进过程中面临的资金瓶颈，2025年东盟能源部长会议（AMEM）提出了建立东盟电网融资倡议（ASEAN Power Grid Financing Initiative，APGF）。该倡议由东盟主导，并在亚洲开发银行（ADB）与世界银行（World Bank）的协作支持下推进，旨在为多边开发银行（MDBs）、公共部门及私营部门在输电基础设施和跨境互联项目中的投资提供支持。[33]

目前，亚洲开发银行已承诺在未来十年内为东盟电力互联项目提供最高100亿美元的融资支持，并配套提供由亚洲开发银行、英国、欧盟及其他合作伙伴共同出资的600万美元技术援助资金。世界银行通过“加速可持续能源转型计划”（Accelerating Sustainable Energy Transition Program）提供25亿美元的初始资金支持，并向东盟能源中心（ACE）提供1,270万美元的启动性赠款，用于推动可融资项目的前期准备并明确APG后续支持阶段的实施方向。[34]亚洲基础设施投资银行（AIIB）亦宣布将通过多阶段规划性融资模式（Multiphase Programmatic Approach），为东盟电力互联相关项目提供最高20亿美元的融资支持。[35]

总体而言，APGF是区域性融资机制的探索，但其具体运作模式、项目筛选机制及风险分担安排仍有待在后续政策文件和实践中进一步明确。

2、建设跨境海底电力电缆

根据2024年第42届东盟能源部长会议的授权决定，为推动跨境海底电力电缆的建设，由东盟高级能源官员会议（SOME）会同东盟能源中心（ACE）共同牵头编制《东盟海底电力电缆发展框架职权范围文件》（ASEAN Subsea Power Cable Development Framework ToR）。该职权范围文件已于2025年第43届东盟能源部长会议正式通过。[36]

在内容结构上，海底电力电缆发展框架拟围绕四个核心支柱展开：法律与监管框架、技术规范、商业安排以及治理机制，分别对应海底电缆在铺设、运行维护和修复以及安全保护等全生命周期环节中的制度与操作需求。根据现行工作安排，东盟高级能源官员会议与东盟能源中心将继续推进框架文本的细化与完善，计划在2026年东盟能源部长会议或更早完成最终定稿，并在此基础上逐步推动相关规则的实施落地。[37]

3、从次级区域互联到整体互联

在东盟电力互联总体目标下，以LTMS-PIP、BIMP-PIP为代表的次区域多边跨境电力互联项目成为推动区域一体化由理念走向实施的关键载体。在区域整体制度与基础设施条件尚未完全成熟的阶段，通过具体次区域项目探索多国电力互联与电力贸易安排，是当前最具可操作性的推进路径。

不过，东盟能源中心（ACE）在2025年4月政策简报中指出，次区域项目并非区域一体化的终点，而是服务于整体互联目标的中间阶段。通过在有限范围内率先落地互联项目，东盟能够在可控风险下逐步解决技术标准协调、监管衔接和商业模式设计等关键问题，为未来扩大至更多成员国奠定基础。[38]因此，东盟在推进次区域互联项目的同时，也强调保持区域整体视角，确保不同项目在规划理念、制度设计和技术路线上的兼容性。

此外，《东盟能源合作行动计划（2026—2030年）》（APAEC 2026–2030）将加强APG的规划与实施列为未来五年的重点任务，机构协同、基础设施建设、区域市场一体化和低碳转型等方向提出总体安排。行动计划强调，通过强化APG相关机构之间的协调机制，完善跨境互联与输电基础设施的区域规划，并同步推进监管、商业及技术框架建设，逐步扩大跨境电力贸易规模。在此基础上，APAEC将低碳APG作为区域能源合作的重要抓手，通过推动电网现代化和数字化、促进清洁能源跨境流动，系统性提升东盟能源安全与互联互通水平。[39]

四、小结

新加坡与东盟在电力互联方面的探索表明，通过跨境输电实现区域电力系统联通，有助于在更大空间尺度内优化能源资源配置，缓解单一国家可再生能源资源分布不均与系统调节能力受限的问题，同时提升区域整体的能源安全与系统稳定性。

从新加坡低碳电力进口计划到东盟区域电力互联，可以看到跨境电力合作既体现在国家层面的双边安排，也体现在区域层面的多边机制。在这一进程中，随着跨境输电线路、海底电缆及配套电网设施等具体项目逐步落地，也为企业以项目参与方或投资主体的身份参与区域电力互联项目提供了新的机遇。

[注]

[1]International Energy Agency, Southeast Asia Energy Outlook 2024.

[2]First Request for Proposal (RPF1) to Appoint Licensed Electricity Importers (with Reference to RPF2), Version 1.5, 1 Aug 2023.

[3]Energy Market Authority, Why Does Singapore Need to Import Electricity?, available at https://www.ema.gov.sg/news-events/news/feature-stories/2023/why-does-singapore-need-to-import-electricity?.

[4]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶2.4.

[5]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶2.5, 2.7-2.8.

[6]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶2.6.

[7]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶3.3-3.4.

[8]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶3.6-3.9.

[9]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶5.1-5.2.

[10]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶5.3-5.4.

[11]SPPA是新加坡能源集团（SP Group）的子公司，主要负责运营、监管新加坡输配电系统。

[12]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶ 6.1-6.3.

[13]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶¶ 6.5-6.6.

[14]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶ 6.7.

[15]Energy Market Authority, Guide to Electricity Imports (1 July 2022, Version 1.1), ¶ 6.8.

[16]Energy Market Authority, Regional Power Grids, available at https://www.ema.gov.sg/our-energy-story/energy-supply/regional-power-grids (last visited 16 December 2025).

[17]Mutya Yustika, Maximizing reciprocal benefits from Indonesia's green electricity export to Singapore, available at https://ieefa.org/resources/maximizing-reciprocal-benefits-indonesias-green-electricity-export-singapore.

[18]Energy Market Authority, Singapore and Indonesia Make Substantive Progress on Electricity Imports, available at https://www.ema.gov.sg/news-events/news/media-releases/2024/singapore-indonesia-make-substantive-progress-on-electricity-imports.

[19]Energy Market Authority, EMA Grants Conditional Approval for 1 Gigawatt (GW) of Electricity Imports from Cambodia, available at https://www.ema.gov.sg/news-events/news/media-releases/2023/ema-grants-conditional-approva-for-1-gigawatt-of-electricity-imports-from-cambodia.

[20]Keppel first to receive Energy Market Authority’s conditional approval for large-scale renewable and low-carbon energy import to Singapore, available at https://www.keppel.com/media/-keppel-first-to-receive-energy-market-authoritys-conditional-approval-for-large-scale-renewable-and-low-carbon-energy-import-to-singapore/.

[21]Keppel receives EMA’s conditional approval to import 300 MW of solar power from Indonesia, available at https://www.keppel.com/media/keppel-receives-emas-conditional-approval-to-import-300-mw-of-solar-power-from-indonesia/.

[22]Energy Market Authority, EMA Grants Conditional Approval for 1.2 Gigawatt (GW) of Electricity Imports from Vietnam, https://www.ema.gov.sg/news-events/news/media-releases/2023/ema-grants-conditional-approval-for-one-point-two-gigawatts-of-electricity-imports-from-vietnam.

[23]Energy Market Authority, EMA Grants Conditional Approval of 1.75 GW of Electricity Imports from Australia, available at https://www.ema.gov.sg/news-events/news/media-releases/2024/ema-grants-conditional-approval-of-one-point-seven-five-gigawatts-of-electricity-imports-from-australia.

[24]Australia-Asia Power Link (AAPowerLink), available at https://www.suncable.energy/our-projects.

[25]ASEAN Power Grid, available at https://aseanenergy.org/apaec/asean-power-grid/.

[26]ASEAN Centre for Energy, ASEAN Power Grid Interconnections Project Profiles (as of 26 September 2024).

[27]ASEAN Centre for Energy, ASEAN Power Grid (Updates 2025), p. 3.

[28]ASEAN Centre for Energy, ASEAN Power Grid (Updates 2025), p. 5.

[29]ASENAN Centre for Energy, Initiatives for Sub-Regional Power Trade in ASEAN: An Emerging Approach to Progress, Policy Brief No.5 / April 2025, p. 4.

[30]Monsoon Wind, Achieving Commercial Operation, Delivering Clean Energy Across Borders, available at https://www.monsoonwindasia.com/news-and-updates-2/monsoon-wind-power-project-achieves-commercial-operation-delivering-clean-energy-across-borders.

[31]World Bank, ASEAN Power Grid Financing (APGF) Initiative, available at https://www.worldbank.org/en/region/eap/brief/asean-power-grid-financing-apgf-initiative.

[32]Peerapat Vithayasrichareon, Rena Kuwahata et al., Driving Global and Regional Collaboration to Realise the ASEAN Power Grid Vision (30 September 2025), available at https://www.iea.org/commentaries/driving-global-and-regional-collaboration-to-realise-the-asean-power-grid-vision.

[33]Joint Media Statement of the Forty-Third Asean Ministers on Energy Meeting (43rd AMEM, 16 October 2025).

[34]The ASEAN Secretariat, ADB and World Bank Group Launch the ASEAN Power Grid Financing Initiative with the ASEAN Secretariat and the ASEAN Centre for Energy (ACE) (15 October 2025), available at https://asean.org/adb-and-world-bank-group-launch-the-asean-power-grid-financing-initiative-with-the-asean-secretariat-and-the-asean-centre-for-energy-ace/.

[35]https://www.aiib.org/en/news-events/news/2025/aiib-partners-maybank-cimb-ambank-bpmb-mobilize-up-usd6-billion-sustainable-infrastructure.html

[36]ASEAN Centre for Energy, ASEAN Plan of Action for Energy Cooperation (APAEC) 2026-2030, p. 24.

[37]Joint Media Statement of the Forty-Third ASEAN Ministers on Energy Meeting (43rd AMEM).

[38]ASENAN Centre for Energy, Initiatives for Sub-Regional Power Trade in ASEAN: An Emerging Approach to Progress, Policy Brief No.5 / April 2025, p. 5.

[39]ASEAN Plan Action for Cooperation (APAEC) 2026-2030, pp. 23-25.