印度尼西亚（以下简称“印尼”）拥有约2.8亿人口，是世界第四人口大国和东盟第一大经济体，近年来国内生产总值年均增速保持在5%以上，经济增长动力充沛。作为全球最大的动力煤出口国和第三大煤炭生产国，印尼能源结构长期以来以化石能源为主。为应对气候变化挑战，印尼近年来加快能源结构转型，出台多项推动可再生能源发展的政策，并设定了相关目标。

中国和印尼同为G20和金砖国家成员，双边经贸往来密切，中国连续12年成为印尼最大贸易伙伴。随着印尼在政策和市场层面不断完善可再生能源投资环境，中资企业有望在其能源转型进程中发挥更大作用，实现高质量绿色发展。本文从印尼电力市场现状、可再生能源投资政策及面临的主要挑战三个方面展开分析，旨在为中资企业在印尼开展可再生能源投资提供参考。

印尼电力市场概况

一、电力主管机构

印尼电力体系由多层级机构共同参与治理，涵盖立法制定、政策执行及监管协调等职能，形成多元协同格局。

立法与决策层面：人民协商会议及中央政府主导能源立法，法案经下议院通过后颁布；总统行政系统通过法规和政策推动政策落实。2001年分权体制实施后，地方政府在电力基础设施发展中拥有更大自主权，可通过财政激励、补贴、许可等举措支持发展。

职能部委方面：能源与矿产资源部（以下简称“能矿部”，MEMR）下设电力局（DJK）与新可再生能源局（EBTKE），分别负责全行业监管和可再生能源政策制定与实施。国有企业部（MSOE）监管国家电力公司（PLN）治理结构与经营绩效，财政部（MoF）通过担保、补贴、股权投资等金融工具支持能源项目。国家发展规划部（BAPPENAS）制定电力发展中长期战略，统筹预算分配，协调跨部委合作，推动国家电力整体布局。

协同监督部门：国家能源委员会（DEN）负责能源政策协调，环境与林业部、投资协调委员会、工业部等参与审批或监管。

二、电力市场结构

印尼电力结构以化石能源为主，可再生能源占比偏低。截至2024年，印尼总装机容量为100.65GW，传统能源（煤炭、天然气）占78.5%，可再生能源占14.2%，其中风光仅占约1.05%，发展潜力巨大。2024年全国发电量约为371TWh，可再生能源发电占比18.1%，其中风光仅为2.36%。

电网方面，印尼尚未形成统一的全国电网系统，其电力系统由7个主岛电网及600余个孤网系统构成，各主岛系统独立运营，电源结构与负荷特征差异较大，呈现“分散为主、局部联网”的格局。

市场主体方面，PLN为印尼电力系统主导企业，掌握发、输、配主要资产。私营企业通过IPP模式参与发电业务，主要服务于工业园区、离网地区等特定场景，接受PLN统一规划与调度。

三、电力规划体系

印尼的发电容量规划采用集中式管理模式，通过一系列层级分明、自上而下的政策与规划文件推动实施，主要包括：

国家能源政策（KEN）：作为国家能源战略，确立能源安全与独立目标，指导能源结构转型与长期布局，由议会批准。

国家电力总体规划（RUKN）：制定全国电力发展20年展望，包括发、输、配电系统发展趋势，由能矿部编制，并至少每3年更新一次。

区域电力计划（RUKD）：由地方政府制定的区域电力发展方案，是对RUKN的细化落实。

电力供应商业计划（RUPTL）：为期10年的商业计划，涵盖发电、输电、配电领域的投资需求，包括电力需求与产量预测、系统扩展、燃料使用等内容，每年审查一次。所有电力许可证持有者需针对其运营区域发布年度更新版RUPTL，经能矿部批准后生效。其中，PLN发布的RUPTL为电力投资的核心指导文件，直接决定未来技术组合与IPP市场空间。

四、可再生能源发展目标与RUPTL新政

2025年5月，印尼能矿部正式批准《2025—2034年电力供应业务规划》（RUPTL 2025—2034），作为未来10年电力发展的关键指导文件，重点内容包括：

在新增装机方面，未来10年规划新增发电容量69.5GW。其中，2025—2029年为多元化布局阶段，规划新增12.2GW可再生能源装机（覆盖光伏、水电、地热、生物质能等），配套3GW储能与3.5GW燃煤机组，兼顾短期供需平衡与清洁过渡；2030—2034年则大幅加速可再生能源发展，拟新增17.1GW光伏、7.2GW风电、11.7GW水电、5.2GW地热、0.9GW生物质能以及两座各250MW的小型核电机组。

投资方面，总投资预计达1855亿美元，其中约73%由IPP承担，PLN负责其余部分。为保障可再生能源接入与消纳，PLN同步规划了输电与储能系统，重点加强跨岛电网互联与主干网扩容。

印尼可再生能源投资政策与环境

一、外商准入与本地化要求

印尼政府近年来持续放宽电力领域外商准入。根据2021年第10号总统令，1MW以上发电项目及输配电项目均允许100%外资控股，仅电力安装咨询及1MW以下小型项目存在持股限制。为中资企业以IPP模式进入市场提供了政策通道。

同时，政府推行“国内产业优先政策”（TKDN），对设备和服务设定本地化比例。以光伏为例，原计划2022年组件本地含量达60%，但受限于本地制造能力、质量与供应链，推行困难。2023—2024年间政策调整，规定2024年底前签署协议并计划于2026年下半年前投运的项目，可在2025年6月30日前使用进口组件，同时将本地化比例放宽至20%。

二、电价机制与采购流程

为提升可再生能源项目收益可预测性，印尼政府在2022年颁布第112号总统令（PR 112），构建更为清晰的电价结构与采购机制。

1.电价结构

PR 112确立了与燃煤脱钩的分技术、分地区上限电价体系，按发电技术类型（如水电、风电、光伏等）及项目所处区域设定基准价，再乘以“地区系数”得出具体上限电价。该机制摆脱了可再生能源电价需低于煤电的约束，为可再生能源定价提供独立空间。对于部分调峰型电源（如部分水电项目），在满足条件下可突破上限，经主管部门批准后通过谈判确定更高电价，增强项目灵活性。

2.采购方式

PR 112对PLN的电力采购流程进行简化，主要包括两类：

直接指定（Direct Appointment）：适用于利用政府水利设施、水坝或地热资源的项目，电价通过谈判确定；

直接选择（Direct Selection）：适用于光伏、风电、生物质、潮汐等大多数可再生能源项目，采用“技术预审+最低价中标”方式，项目开发商需在180天内完成采购程序。

三、购电协议新规解读

2025年3月，印尼能矿部发布第5号可再生能源购电协议指南（PPAGuidelines 2025），对PPA合同条款做出调整，部分关键变化如下：

合同期限：PPA执行期最长30年，可协商延长，延长期不计入原始投资成本核算。

开发模式：由传统建设-拥有-运营-转让（BOOT）模式转为建设-拥有-运营（BOO）模式或双方商定的其他模式，增强灵活性。

再融资安排：明确独立发电商享有再融资权利，须提前通报PLN。

所有权转让机制：在不影响项目公司资质前提下，允许将所有权转让给直接拥有超过90%股权的关联公司或贷款机构。

碳资产与环境权益：明确可再生能源项目拥有其产生的碳信用、绿色证书、环境标签等交易权利，为企业获取国际绿色收益（如碳市场）提供依据。

可再生能源投资面临的主要挑战

一、政策执行风险

尽管印尼中央层面确立了清晰的发展目标和支持政策，但在实际执行中仍存在审批周期长、流程复杂等问题。可再生能源项目的开发通常涉及能源、规划、土地、环保等多个主管部门，协调难度较大，审批进度易滞后。部分地方政府在项目管理经验、执行标准方面尚不成熟，导致审批时间延长。

二、融资环境与汇率波动

印尼可再生能源项目的融资普遍依赖外资，本地银行体系对绿色能源支持能力有限。具体表现在授信比例偏低，融资工具单一，贷款期限难以匹配新能源项目回报周期，且利率偏高，导致融资成本偏高。项目多为美元计价、印尼盾结算，近年来印尼盾持续贬值，币种错配带来汇率波动风险，回款折损可能削弱偿债能力与投资回报。与此同时，本地再融资渠道有限，企业难以通过优化债务结构缓解中长期财务压力，影响项目全生命周期的资本配置效率。

三、本地化政策影响

尽管TKDN政策已阶段性放宽，本地化要求仍对外资企业构成现实挑战。以光伏为例，本地组件效率低、成本高、供应链交付周期不稳定，易影响并网计划，压缩投资回报空间。TKDN政策对依赖规模化与成本控制优势的中资企业构成实质影响，增加了项目财务建模与投标复杂度。

四、土地获取难度高

印尼的土地私有化程度高，部分地区地权分散、登记信息不完善。可再生能源项目通常需征用大面积土地，开发阶段土地确权成本高、周期长。一些地区的土地权属存在争议，登记与实际使用权不一致，可能引发法律风险或纠纷。另外，不同地区土地使用政策差异较大，进一步增加项目不确定性。

五、电网接入与系统稳定性

印尼电网互联程度低，可再生能源资源富集区域消纳能力有限。现有电网系统尚未形成对可再生能源等间歇性电源高比例接入的动态适应机制，尤其储能部署滞后，系统调节能力薄弱。短期内，电网瓶颈与储能缺口将直接影响可再生能源项目的并网可行性与运行稳定性，成为企业投资评估中的关键风险。

结语

印尼作为东盟最大经济体，具备庞大的电力市场需求和可再生能源发展潜力，政策导向日趋明朗，但制度与市场风险仍不容忽视。中资企业在印尼开展可再生能源项目投资，应系统评估政策、融资、土地与电网等方面挑战，通过属地化策略、联合体合作机制和多元融资安排，提升项目可行性与抗风险能力。