新冠疫情影响下的印尼发电市场分析

印度尼西亚（简称印尼）作为世界人口第四大国及东南亚第一经济体，近几十年来经济发展迅速，表现出良好的经济活力和巨大的能源电力需求潜力。印尼拥有丰富的煤炭、油、气资源，以及水能、地热能、太阳能等可再生能源资源，中国和印尼两国政府领导人分别提出的“一带一路”倡议和“全球海洋支点”战略，为两国开展油气、煤炭、电力等能源电力合作开拓了广阔的合作空间。

目前，中国和印尼两国的电力项目合作成果斐然。中国大唐、华电、神华国华、国投电力、中电建等企业在印尼都有投资燃煤电厂，在役在建装机总容量超过8000兆瓦。随着全球能源转型、环境保护等因素的不断刺激，为了优化能源结构、建立更加清洁和可持续的能源体系，印尼政府正在着手提高可再生能源在能源结构中的比重。因此，可再生能源领域的合作将成为未来中国和印尼两国能源合作的主要方向。

然而，受2020年新冠肺炎疫情影响，印尼的国民经济受到冲击，电力市场也发生巨大变化，处于行业垄断地位的印尼国家电力公司（PLN）在经营上面临更加复杂的挑战，以至于与PLN签约的一些在建待建独立发电厂（IPP）投资项目也受到巨大冲击，未来发电行业的发展趋势也发生变化。

随着越来越多的中资企业有意投资印尼发电市场，非常有必要深入了解新冠疫情影响下的印尼发电市场及其未来增长方向与空间，以便在快速寻找发现合适的投资机会的同时，及时调整在印尼的投资策略。

本文首先介绍了新冠疫情影响下的印尼经济状况，其次分析了印尼发电市场受疫情影响出现的用电量下降、部分地区出现大比例电力供应过剩，以及国家电力供应商业规划的调整情况，重点介绍了疫情下PLN面临的经营困难及其对内、对外采取的机构调整、经营策略变化和IPP购售电协议（PPA）的重新谈判，分析总结了印尼发电市场中相关电力技术的未来发展趋势。在此基础上，为有意投资印尼发电市场的中国企业提供相关建议。

1、新冠肺炎疫情影响下的印尼经济

疫情严重程度暂未缓解

印尼自2020年3月2日确诊两例新冠肺炎病毒感染患者开始，随后疫情快速蔓延，每天新增感染人数快速增长。截至2021年4月，印尼已确认超过160万例新冠病毒感染病例，已记录超过4万例死亡，每天仍新增感染病例5000例左右，疫情严重程度暂未缓解。

针对疫情，印尼政府相继出台了航空管制、入境签证限制、疾病处置、防疫财政补贴、设备物资进出口、物资储备、国家进入紧急状态、禁止伊斯兰斋月返乡等一系列措施来控制此次新冠疫情的蔓延。印尼政府已于2021年1月13日启动新冠疫苗接种计划，截至2021年4月8日，已经为9309809人接种了新冠疫苗，政府的目标是到2022年初完成1.815亿人疫苗接种。

年度GDP出现衰退

2021年2月，印尼统计局（BPS）宣布，2020年印尼全国GDP同比下降2.07％。这是自1998年亚洲金融危机以来印尼首次年度GDP收缩，原因是受持续的新冠疫情及政府采取的大规模社会限制（PSBB）的影响，使消费者购买力大幅降低，几乎所有的国内生产总值成分都在下降。过去20年间，印尼的GDP年增长率几乎都在5%～6％。因此，2020年疫情导致该国陷入20年来首次经济衰退。

但是，与其他东南亚主要经济体的2020年度GDP年增长率相比，印尼表现出更为稳健的经济活力，例如菲律宾下降9.5%，泰国下降6.1%，马来西亚下降5.6%，新加坡下降5.4%，柬埔寨下降2.8%。

陆续出台大规模经济激励政策

在疫情暴发后，2020年3月31日，印尼公布了包括贫困家庭免费或折扣电费、增加失业救济金支出等共计246.5亿美元的额外支出计划，通过采取刺激经济措施，应对新冠疫情对经济发展的影响。后续，政府又几次出台类似的疫情期间国家财政额外支出计划。例如，2020年8月，应能源和矿产资源部（ESDM）要求，PLN降低所有非补贴低压用户的电费，从2020年10月至2020年12月，电费降低了22.5印尼盾/千瓦时。

通过不断出台经济激励政策，印尼政府很好地提振了国内经济，收效比较明显。根据印尼投资协调委员会（BKPM）统计，疫情期间，世界上几乎所有经济体都在经历低迷之际，2020年印尼国内投资额仍同比增长7％，达到386.5万亿印尼盾。

新冠肺炎疫情影响下的电力市场

2、人均用电量与电力投资下降

受疫情冲击，印尼2020年全国用电量降幅明显。根据印尼ESDM披露数据，2020年，人均用电量为1089千瓦时，约为目标值1142千瓦时的95％。虽然全国家庭用电量确实有所增加，但是工商业用电量却急剧下降，原因是新冠疫情导致工商业经济及社会活动量减少。

如图所示，2020年4～5月及2021年2月期间，受政府强制执行的社会限制政策，PLN月度售电量降幅明显。2020年PLN全年累计售电量为243.6太瓦时，较2019年下降0.79%。

同时，新冠疫情影响也使得印尼2020年电力行业的发电与输配电实际投资额仅为70.4亿美元，约占119.5亿美元年度目标值的59％。

部分地区出现电力供应过剩

2020年11月25日，PLN对外披露，受新冠疫情影响，印尼一些地区出现电力供应过剩。例如，在南苏拉威西和北苏拉威西地区发电备用余量（Reserve Margin）达到58%，苏门答腊地区为55%，爪哇和巴厘地区为46.8%，南、中和东加里曼丹地区为45%，西加里曼丹为42%。然而，在印尼东部的马鲁古、巴布亚和努沙登加拉地区仍存在电力短缺。

根据PLN的2020年公司年报披露，2020年印尼用电需求率（Demand Factor）由2019年的37.72%降低为34.61%。

电力有关部委管理压力增大

2020年9月18日，印尼国有企业部（BUMN）部长致函ESDM部长和BKPM负责人，表示关注受新冠疫情影响下的PLN运营和财务状况，对PLN的电力供应过剩表示关切，希望两部委：第一，努力提高电力需求，限制发放非PLN电力供应和自备电力的商业许可；第二，调整2020～2029年印尼电力供应商业规划（RUPTL）。

为提高用电需求，印尼政府计划的短期解决方案是加快推动工商业的复苏；中期解决方案是通过鼓励使用电动汽车和电磁炉来创造新的用电需求，例如快速推动公共电动汽车充电站建设，以吸引民众使用电动汽车；从长远来看，政府计划将过剩的电力向新加坡等邻国出口。其中，受疫情影响， 2020年完成了93个电动汽车充电站的建设，仅完成原计划目标168个充电站的55%。

电力供应商业规划重新调整

在意识到因为新冠疫情出现的较低电力需求之后，印尼政府提出：将根据电力系统供需要求调整待建、在建发电项目的商业运行日期（COD），并将推迟原计划在2025年投产的35吉瓦发电项目计划时间进度。

2020年12月底，PLN提出了调整后的RUPTL 2021~2030年草案。根据笔者获得的该草案文稿，原规划在2025年投产的35吉瓦发电项目将推迟到2029年投产，并且与RUPTL 2019~2028年相比，新草案规划的未来10年新增发电装机容量已经由56.4吉瓦降低到40.9吉瓦，发电量平均年增长率由6.4%调低为4.9%。此前，2000～2019年，化石能源年均增长率为6.5%。但是，在2021～2030年规划草案中，化石能源年均增长率将降低为3.6%。

3、新冠肺炎疫情影响下的PLN

资金短缺压力进一步增大

PLN长期面临资金短缺问题。首先，因为很大部分用户享受补贴电费，所以印尼PLN电力销售收入少于实际电力成本，长期亏本售电，导致其严重依赖政府补贴。在新冠疫情蔓延后，用电需求降低，售电收入减少，为保障民生、刺激消费，政府要求PLN进一步降低部分享受补贴用户的电费水平，致使多年严重依赖政府财政补贴的PLN在疫情影响期间更加入不敷出。

其次，在PLN总计38个用户类别中，PLN只能获得25类用户电费收入的政府补贴，其余13类用户（总计约4200万用户数量）并没有政府补贴。自2017年以来，即使是在燃油价格上涨且印尼盾汇率疲软的情况下，这13类用户的电费也从未提高。因此，这部分电费收入缺口是PLN资金短缺的原因之一。

另外，印尼一些行业分析人士还将PLN一直存在较大资金压力归因于其与IPP签订的“美元计价”与“照付不议”的购电协议（PPA）。一方面，印尼盾对美元持续贬值；另一方面，没有电量送出时的发电备用余量仍需要PLN支付容量电价费用。因此，不断投产的IPP新增发电容量给PLN带来日益繁重的资金支付压力。

2020年，PLN全年平均销售电价为1071.36印尼盾/千瓦时，与2019年的1129.59印尼盾/千瓦时相比，下降5.15%。销售电价与用电需求的走低，给PLN资金流动性带来巨大压力，根据IEEFA的预测，2021年PLN需要的政府财政补贴将达到137.6万亿印尼盾（约89亿美元）。

调整内部架构与经营策略

PLN在无望提高销售端电费水平的情况下，只能寄希望于提高市场用电需求，减少电力供应过剩。为此，在印尼电力市场由供应不足转入供应过剩的新形势下，以及在新冠疫情影响下，消费与商业习惯发生巨大转变的情况下，PLN提出其企业经营方向将从供应驱动转向需求驱动。2020年底，PLN启动内部机构改革，调整部门组织架构及其职责分工，提出建立绿色、精干高效、创新、聚焦用户的企业发展主旨，以及体现全新PLN核心价值观的企业文化工作理念。其中，“绿色”表示持续增加使用新兴能源和可再生能源发电；“精干高效”表示确保可靠、高效的电力供应；“创新”表示开拓新型收入来源；“聚焦用户”表示要成为用户的第一选择，并实现100％的电气化率。

在经营策略方面，一方面，PLN将全力推动用电模式创新，鼓励使用电磁炉、电动摩托车和电动汽车，积极支持智能农业的电力供应，并协助政府推进高能耗战略项目，例如冶炼项目、工业园区及经济开发特区；另一方面，PLN将通过数字化电厂、智能微网、移动端应用等系列数字化创新技术进一步改善用户供电服务质量，以提高用电需求。

启动IPP的PPA重新谈判

在提高用电需求实现“开源”的同时，PLN还与在建、待建IPP电厂重启PPA谈判，实现“节流”。

截至2021年4月，原计划在2025年投产的35吉瓦发电项目中，已经调试或投产运行发电装机容量10.1吉瓦，在建容量18.0吉瓦，已签订PPA但尚未建设容量6.2吉瓦，招标采购阶段容量0.8吉瓦和仍处于规划阶段容量为0.7吉瓦。

自2020年下半年起，PLN就以单独谈判形式要求上述待建、在建与即将投入商业运行的IPP项目或者延后COD时间，或/并调整PPA中计算照付不议容量电价收入时采用的电厂可用系数（原PPA中约定为80%），即在燃煤电厂25年运行期内，在不影响照付不议容量电价收入总额的情况下，设定“前低后高”的年度电厂可用系数分布，由此降低电厂投产后初始几年的照付不议容量电价收入，但在后续运行年份中通过增加容量电价收入给予补偿，以此缓解PLN未来几年内面对的巨额资金压力。

就上述PPA重新谈判，PLN均采用强力施压、逐一谈判、不对外公开的方式，每个IPP电厂的建设进度、所处区域电力供需等情况有所不同，最终每个IPP电厂接受的PPA修改内容也不尽相同。文中表格为印尼近期在建调试或延期建设的IPP项目汇总，其中一些电厂的PPA都被迫作了调整：有的在建电厂的两台发电机组于2020年早已完成性能测试，但始终未获得PLN的COD证书，经过与PLN谈判，PLN同意一台机组进入COD，但将另一台机组的COD时间强行延期至2021年底，相当于将该电厂第一年可用系数降为50%；有的电厂被PLN要求将原PPA中约定投产初始两年电厂可用系数分别降低8.7%、10%，并且后续年份中PLN不会补偿第一年可用系数降低8.7%导致的照付不议部分容量电价收入的减少量。

4、印尼发电市场未来发展趋势

作为全球最大温室气体排放国之一，印尼于2016年10月19日加入《巴黎协定》，承诺将于2030年前，藉由加强保护森林和发展可再生能源，降低至少29%的温室气体排放量。

印尼发电市场与电力技术具有后发优势，结合印尼降低温室气体排放的承诺与其“万岛之国”的地理特点，其能源系统也必然走上3D能源系统发展之路，即去碳化（Decarbonisation）、数字化（Digitalisation）和去中心化（Decentralisation）。

按照这种发展趋势，可以预见印尼未来电力发展路径：逐渐淘汰燃油发电，煤电和气电并重构成主体电源，同时大力发展水电和地热、太阳能、生物质等非水可再生能源，以应对国内经济发展、电力需求增长、减排承诺及生态环保的需要。

燃煤发电增速减缓

印尼丰富的煤炭资源禀赋决定其以燃煤装机为主。2020年印尼发电装机容量约为62.3吉瓦，其中燃煤发电装机占近一半。

面对全球环保政策的压力，以及各国限制化石能源的承诺与化石能源需求即将见顶的预期，全球金融机构普遍认为，从煤电撤资有助于其本身降低其环境社会管制（ESG）风险和财务风险。

金融投资机构政策的改变对煤电投资者影响非常大。例如，近几年在印尼发电市场非常活跃的丸红株式会社、伊藤忠商事及日本主要金融机构已纷纷宣布不再参与开发新煤电或煤矿项目。紧随其后，韩国企业的投资方向也发生同样变化。中国政府在提出“30·60”的碳达峰与碳中和目标后，中国企业必将减少在境外的燃煤发电新增投资和相关金融支持。由此，随着原本在印尼燃煤电厂投资中扮演主角的中、日、韩企业和金融机构的逐渐退出，未来燃煤电厂的建设热潮必将落幕。

因此，虽然按照PLN的2021～2030年规划草案，印尼未来10年内新增发电装机仍以燃煤发电为主，即新增燃煤发电装机15.9吉瓦，增长39.1％（其中包括3.5吉瓦的坑口电厂和12.4吉瓦非坑口电厂），但是，与此前的2019～2028年规划中的新增燃煤发电装机27.1吉瓦（增长48%）相比，新规划中燃煤发电新增容量减少、增速减缓，且均为已批复的正在实施项目。2021年3月，PLN已对外宣称未来其不再建设新的燃煤电厂。

可再生能源发展提速

即使在电力供应过剩情况下，PLN仍致力于推动政府的可再生能源发展目标，即到2025年在全国能源结构中可再生能源占比达到23％。

截至2020年10月，印尼可再生能源发电装机容量为7982兆瓦，占总发电装机容量的12.7％，其中水电/小水电装机5151兆瓦，地热发电2443兆瓦，太阳能发电79兆瓦，风力发电131兆瓦和生物质178兆瓦，实现了14.02％的可再生发电量占比。

按照PLN的2021～2030年规划草案，关于未来新兴能源和可再生能源，水电/小水电发电装机增加最大，为8.9吉瓦，占新增总容量的22％；其次是地热发电，为3.5吉瓦，占新增总容量的8.5％；其余为3.7吉瓦或9％为太阳能、生物质能、垃圾焚烧发电、沼气发电、洋流发电等可再生能源。

然而，若当下存在的电力供应过剩问题不解决，就无法给可再生能源发展腾出更多发展空间，更无法实现规划发展目标。为此，印尼政府已经启动关闭老旧燃煤电厂的前期研究。例如，ESDM正在开展利用太阳能配储能电站方案替代已经运行35年的Suralya燃煤电厂（3400兆瓦）可行性研究，该电厂是印尼政府计划采用绿色能源替代的5655兆瓦超过20年运行时间的燃煤电厂之一。

柴油发电逐渐被替代淘汰

印尼政府正在推动柴油发电向可再生能源发电转换计划，目标是在未来三年内逐步停止全部柴油发电厂的运营。

目前，大约有5200台柴油发电机组分布在印度尼西亚的2130个地点，并且有可能转换为约2吉瓦的可再生能源发电。采用的替代柴油发电技术包括：光伏发电+电池储能，柴油发电作为紧急电源；与光伏/风电混合的柴油发电或其他可再生能源发电，例如小水电、生物质发电等；可再生能源发电。

按照政府规划，在初始阶段，首先实施200个地点的柴油发电转换计划，等效发电容量约为225兆瓦。计划将这些柴油发电转换为“光伏发电+电池储能”的发电基础设施，总发电容量达660兆瓦。

燃煤生物质耦合发电受到重视

印尼政府推广的燃煤生物质耦合发电计划也是快速提高可再生能源发电比例的策略之一。

目前，印尼具有潜在生物质混烧能力的燃煤电厂数量为113个，总装机容量高达18895兆瓦。若以上所有燃煤电厂均以商业化方式进行混烧，假定其中燃煤电厂煤粉锅炉混烧生物质比例为6％，循环流化床锅炉为40％，炉排锅炉为70％，则相当于通过生物质混烧实现1.8吉瓦的可再生能源发电装机。

目前，印尼已有多个PLN自有燃煤电厂进行了混烧试验，生物质燃料包括：林木颗粒、木屑颗粒、棕榈壳颗粒、锯末颗粒、稻壳颗粒等。

虽然印尼是世界上最大的生物质燃料生产国之一，但是其生产的生物质原料因国内外价格差异大，所以大部分出口欧盟、日本和韩国等国家，印尼国内生物质电厂的燃料供应并不稳定、充裕。

因此，加速推广实施燃煤生物质耦合发电的重要前提条件是，在政府和其他利益相关方的支持下，能够维持生物质燃料的长期可持续供应，并能够保障具有竞争力的生物质燃料价格，从而不会提高电力供应成本。

分散式能源智能微网发展潜力大

印尼拥有17000多个岛屿，电网互联程度较低，呈现分布式结构。对于难以接入输电网的岛屿和偏远地区，“分散式能源系统+小型智能微电网”已成为未来重要的电力供应解决方案。

近五年来，印尼全力实施“村村通电“计划，为全国范围内2500多个缺乏电力保障的村庄改善供电，以实现100%电气化率的目标。该计划包括建设光伏发电、风电、微型水电、生物质发电等分散式可再生能源小型发电厂、由其供电的储能充电站、家用太阳能发电系统，以及必要的配电网络。

同时，PLN正在开发智能电网，以改善供电效率、可靠性、弹性和可持续性，并且满足吸纳更多可再生能源的要求。目前，PLN已开始建设智能电网示范项目，并规划从2020～2024年，每年将在爪哇-巴厘地区安装5个智能电网电力系统。智能电网技术还将用于农村和偏远地区难以接入输电网络的小型智能微电网。

然而，“分散式能源系统+小型智能微电网”的建设既有资金密集型要求，又有技术密集型要求。因此，其建设安装面临许多挑战，例如高昂的投资成本、区域PLN与地方政府等各有关参与方系统协作与组织实施的难度。除此之外，在不同电力供应场景下的技术方案及其指标要求等方面的标准化仍有大量工作要做。

结 语

根据2019年印尼官方统计，中国位列印度尼西亚第二大外资来源国，其中电力是重要的投资领域。2020年11月，印尼政府通过综合法案(Omnibus Law)，将进一步改善国内经商环境，吸引更多境外投资。因此，在后疫情时代的未来，中国企业仍将保持在印尼发电市场的强烈投资意向，而且，可再生能源领域必将成为中印尼能源合作主攻方向。

但是，中国投资者在关注印尼水电、地热、光伏、生物质等各种可再生能源发展机会的同时，还要看到这个市场已经吸引了全球众多大型电力公司。例如，除了深耕印尼市场多年的中、日、韩电力公司以外，还可以发现ENEL、EDF、ENGIE等世界500强企业，以及曾经屡次创造全球光伏项目最低竞标电价水平的沙特ACWA电力公司。因此，印尼可再生能源项目招标电价的竞争势必非常激烈，感兴趣的中国投资者需要做好充足准备。

此外，中国投资者也需要提前关注印尼光伏发电项目招标中过高的本地化比例要求、可再生能源项目容量普遍偏小且上网电价偏低、PLN垄断下的电网配套建设滞后、土地高度私有化制度下的征地困难、僵硬且保护性非常强的劳动法规、工会及劳工组织的强势影响力、宗教极端分子的突发恐怖活动等方面的复杂现状，需要提前做好应对。