সিঙ্গাপুর নতুন পাওয়ার টেন্ডারে হাইড্রোজেন-রেডিনেস বাধ্যতামূলক করছে

সিঙ্গাপুর হাইড্রোজেন-রেডিনেসকে বিডের শর্ত বানিয়েছে

সিঙ্গাপুর হাইড্রোজেনকে দীর্ঘমেয়াদি আকাঙ্ক্ষা থেকে সরাসরি কঠোর ক্রয়নীতিতে পরিণত করেছে। অন্তত 600 MW গ্যাস-চালিত উৎপাদন সক্ষমতার জন্য নতুন request for proposals-এ Energy Market Authority হাইড্রোজেন-রেডিনেসকে ঐচ্ছিক বৈশিষ্ট্য নয়, বাধ্যতামূলক শর্ত করেছে।

এই টেন্ডার বেসরকারি খাতকে 2031 সালের শেষ নাগাদ অন্তত 600 MW-এর একটি combined cycle gas turbine unit তৈরি, মালিকানা ও পরিচালনার দায়িত্ব নিতে বলছে। কাঠামোতে 2032 সালের শুরুর মধ্যে আরও দুইটি অতিরিক্ত unit-এর বিকল্পও রয়েছে। কিন্তু সবচেয়ে গুরুত্বপূর্ণ বিষয় প্ল্যান্টের আকার নয়; এর সঙ্গে জোড়া জ্বালানি শর্ত: নতুন unit-গুলোকে আয়তনের হিসাবে অন্তত 30% হাইড্রোজেন ব্যবহার করে চালানো সম্ভব হতে হবে।

সোর্স টেক্সট অনুযায়ী, টেন্ডারের মৌলিক শর্ত পূরণ না করা প্রস্তাবগুলো মূল্যায়ন থেকে বাদ পড়বে। অর্থাৎ, হাইড্রোজেন-রেডিনেস এখন প্রতিযোগিতায় অংশগ্রহণের ন্যূনতম মানদণ্ড, কেবল review প্রক্রিয়ার কোনো অতিরিক্ত পয়েন্ট নয়।

অবকাঠামো পরিকল্পনার আড়ালে নীতি-সংকেত

একটি স্তরে এটি সাধারণ capacity procurement। সিঙ্গাপুর আশা করছে system peak demand 2034 পর্যন্ত 2.4% থেকে 4.8% compound annual growth rate-এ বাড়বে, যার মধ্যে semiconductors এবং data centers-এর মতো energy-intensive industries প্রধান চালক। সেই load সমর্থন করতে নতুন generation লাগবে।

আরেকটি স্তরে, এই টেন্ডারটি জানায় সিঙ্গাপুর কী ধরনের thermal capacity যোগ করতে চায়। gas এখনও স্বল্পমেয়াদে power mix-এর কেন্দ্রে আছে, কিন্তু নতুন asset-গুলোকে শুরু থেকেই lower-carbon fuel pathway-এর জন্য প্রস্তুত হতে হবে। এই শর্ত 2030-এর দশকে reliability বজায় রাখতে তৈরি প্ল্যান্টগুলোকে emissions standards কঠোর হলে বা fuel strategies বদলালে, খাপ খাইয়ে নেওয়া কঠিন হয়ে পড়ার ঝুঁকি কমায়।

টেন্ডারটি 75% plant load factor-এ net electricity output-এর জন্য 0.355 metric tons of CO2-equivalent per MWh emissions intensity limit-ও নির্ধারণ করেছে। Energy Market Authority আলাদাভাবে proposed emissions standards নিয়ে consultation প্রকাশ করেছে। সব মিলিয়ে এটি দেখায় যে নিয়ন্ত্রক capacity expansion-কে আরও শৃঙ্খলাবদ্ধ emissions framework-এর সঙ্গে সামঞ্জস্য করতে চাইছে, দুটিকে আলাদা ট্র্যাক হিসেবে দেখছে না।

এখানে হাইড্রোজেন-রেডিনেস কেন গুরুত্বপূর্ণ

হাইড্রোজেন-রেডি gas plants energy planning-এ ঘন ঘন আসা একটি ধারণা, কিন্তু বিভিন্ন বাজারে procurement language আলাদা। কিছু কাঠামো ভবিষ্যৎ conversion-কে ঐচ্ছিকভাবে উৎসাহ দেয়। সিঙ্গাপুরের পদ্ধতি সোর্স টেক্সটে আরও সুনির্দিষ্ট: bidders-দের আয়তনের হিসাবে অন্তত 30% হাইড্রোজেন-রেডি হওয়ার সক্ষমতা দেখাতে হবে।

এর মানে এই নয় যে প্ল্যান্ট সঙ্গে সঙ্গেই হাইড্রোজেনেই চলবে, বা এটি চালু হওয়ার সময় hydrogen supply economics অনুকূল থাকবে। এর মানে হলো engineering, equipment selection, এবং project design-এ প্রথম দিন থেকেই transition path ধরতে হবে। বাস্তবে, এতে turbine configuration, combustion strategy, এবং দীর্ঘমেয়াদি retrofit পরিকল্পনা প্রভাবিত হতে পারে।

এটি developers কীভাবে bid risk বিবেচনা করেন সেটিও বদলে দেয়। যে project একটি সরল gas asset হিসেবে finance করা যেত, এখন তাকে প্রযুক্তিগত প্রস্তুতি এবং emissions constraints একসঙ্গে পূরণ করতে হবে। regulator কার্যত এমন dispatchable capacity চাইছে যা বর্তমান চাহিদার জন্য নির্ভরযোগ্য, কিন্তু একক-জ্বালানির ভবিষ্যতে আটকে নেই।

কোনো revenue support নেই, আর financing গুরুত্বপূর্ণ

Energy Market Authority শুধু প্রযুক্তিগত compliance চাইছে না। সোর্স টেক্সট অনুযায়ী, অংশগ্রহণকারীদের প্রস্তাবিত generation business finance করার সক্ষমতা দেখাতে হবে, এবং কোনো revenue support দেওয়া হবে না। এটি একটি গুরুত্বপূর্ণ বাণিজ্যিক শর্ত।

Revenue support না থাকায় bidders-দের power market এবং দীর্ঘমেয়াদি plant economics-এর বিশ্বাসযোগ্যতার ওপর ভিত্তি করে তাদের যুক্তি দাঁড় করাতে হবে। তাই হাইড্রোজেন-রেডিনেস শর্তটি এমন একটি market design-এর মধ্যে পড়ছে, যেখানে private sector-কে এখনও বড় commercial responsibility নিতে হবে। developers-দের চ্যালেঞ্জ কেবল compliant technology দেখানো নয়; asset আর্থিকভাবে নিজের পায়ে দাঁড়াতে পারবে তাও প্রমাণ করা।

এই সংমিশ্রণ শক্তিশালী balance sheet, ভালো capital access, বা প্রতিষ্ঠিত thermal generation অভিজ্ঞতা থাকা খেলোয়াড়দের পক্ষে ক্ষেত্রকে সীমিত করতে পারে। এটি এমন bidders-দেরও সুবিধা দিতে পারে যারা bankability ক্ষুণ্ণ না করে কীভাবে hydrogen-capable design choices ব্যবস্থাপনা করা হবে, তার বিশ্বাসযোগ্য roadmap দেখাতে পারে।

আঞ্চলিক জ্বালানি কৌশল সম্পর্কে এই টেন্ডার কী বলে

সিঙ্গাপুরের এই পদক্ষেপ অনেক power system-এ দৃশ্যমান একটি বড় টানাপোড়েনকে প্রতিফলিত করে: দশকের পর দশক সবচেয়ে বেশি নির্গমনকারী ক্ষমতায় আটকে না থেকে firm capacity যোগ করার প্রয়োজন। দ্রুত বর্ধনশীল, জমি-সীমিত, শিল্পনির্ভর অর্থনীতিতে reliability-এর চাহিদা decarbonization লক্ষ্য কঠোর হলেই হারিয়ে যায় না। নীতিগত চ্যালেঞ্জ হলো এমন প্ল্যান্ট কেনা যা growth সমর্থন করবে এবং পরে cleaner fuels-এর জন্য বিকল্পও রেখে দেবে।

সোর্স টেক্সট বলে না যে হাইড্রোজেন এই সমীকরণের সবকিছু সমাধান করবে, আর বড় পরিসরে fuel switching কখন বা কীভাবে হবে তাও জানায় না। কিন্তু এটি দেখায় যে Singapore ভবিষ্যতের retrofit আলোচনার জন্য বিষয়টি ফেলে না রেখে সরাসরি procurement সিদ্ধান্তে hydrogen compatibility ঢোকাচ্ছে। এটিই টেন্ডারটিকে এর headline megawatts-এর চেয়ে বেশি গুরুত্বপূর্ণ করে তোলে।

যদি পরিকল্পনা অনুযায়ী বাস্তবায়িত হয়, এই project 2031 সালের শেষ নাগাদ অন্তত 600 MW নতুন গ্যাস-চালিত ক্ষমতা যোগ করবে, আর 2032 সালের শুরুর দিকে অতিরিক্ত unit-এর সম্ভাবনাও থাকবে। আরও গুরুত্বপূর্ণ, এটি একটি precedent তৈরি করবে: সিঙ্গাপুরের পরবর্তী generation buildout-এ fuel flexibility এবং emissions performance আর পার্শ্ব বিষয় নয়। এগুলোই মূল entry conditions।

মূল বিষয়গুলো

• সিঙ্গাপুরের নতুন power tender 2031 সালের শেষ নাগাদ অন্তত 600 MW-এর একটি combined cycle gas turbine unit চাইছে।
• নতুন unit-গুলোকে আয়তনের হিসাবে অন্তত 30% হাইড্রোজেন-রেডি হতে হবে, এবং cardinal requirements না মানা bids বাতিল হবে।
• টেন্ডারটিতে কঠোর emissions-intensity limit এবং কোনো revenue support নেই।
• 2034 পর্যন্ত peak demand বাড়বে বলে আশা করা হচ্ছে, যার একটি কারণ semiconductors এবং data centers।

এই নিবন্ধটি PV Magazine-এর রিপোর্টিংয়ের ওপর ভিত্তি করে। মূল নিবন্ধটি পড়ুন.