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近日，印尼主权基金Danantara主导的首批垃圾焚烧发电（WtE）项目招标，以全国33座电厂规划、PLN长期采购背书为亮点，吸引包括20家中资的潜在供应商。但结合本次招标文件的PPA核心条款设计，供电方面临的风险远超表面收益。

本文将从PPA条款对供电方的结构性不利、PLN历史违约案例的深度复盘、国际仲裁实践的启示三个维度，揭示项目潜藏的多重风险，为中国投资者提供决策参考。

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本次PPA协议对供电方的结构性不利：

权利义务失衡的五大核心表现

（一）购电义务缺乏刚性保障，收益稳定性被架空

本次PPA未采用国际通行的“照付不议（Take-or-Pay）”机制，仅约定PLN需调度不低于年度合同电能（ACE）的电量，却无未调度足额电量仍需付款的义务，本质是按实际调度量付费的松散模式。这一设计使供电方收益完全依赖PLN的调度指令，在印尼，PLN面临41.5%的装机过剩率（IEEFA 2020数据），未来极可能以电网安全、电力供需平衡为由削减调度量。

更关键的是，条款对超额电量的收益限制堪称收益陷阱。根据招标文件，超过ACE及kWh差额保证金的电量，仅按基础电价的20%结算（即0.04美分/kWh），远低于垃圾焚烧发电的单位成本（约0.08-0.12美分/kWh）。这意味着供电方即便通过技术优化提升发电量，也无法获得合理回报，反而可能因超额发电加剧成本亏损，彻底丧失提升产能的积极性。

此外，kWh差额保证金机制看似为供电方提供补偿，实则存在多重限制。根据招标文件规定，限制事件、不可抗力等导致的未调度电量，需扣除72小时（限制事件）或14天（情况变更、不可抗力）的宽限期，且仅能通过后续发电量冲抵，无法直接获得现金补偿。结合PLN历史上频繁以限制事件为由限制电厂运行的做法，这一机制对供电方的实际保护作用微乎其微。

（二）风险分担严重倾斜，供电方承担全链条成本压力

条款将项目全周期核心风险几乎全部转移给供电方，形成PLN稳赚不赔、供电方盈亏自负的失衡格局。在电价风险方面，明确基础电价（20美分/kWh）仅因附录所列触发事件可调整，而燃料成本（垃圾处理费、附加生物燃料采购价）、汇率波动（印尼盾对美元汇率波动）、运维成本上涨等风险均由供电方自行承担。当前印尼通胀率波动区间为3%-5%，垃圾处理费年均涨幅约4%，长期固定电价将使供电方面临严重的成本收益倒挂风险。

在调度风险方面，赋予PLN限制事件下的无补偿限制权，只要PLN证明已用尽其他限电选项、电厂为最低优先级，即可限制或断开电厂连接，且前72小时未调度电量不计入kWh差额。这一条款为PLN的任意调度提供了合法借口，供电方可能面临电厂正常运行却无发电量的被动局面，却无法获得任何补偿。

在燃料供应风险方面，要求供电方仅能使用《合作协议》约定的废物作为燃料，仅可在冷启动时使用生物燃料、木柴，若使用煤炭等其他燃料则构成不可补救事件。但条款未明确《合作协议》违约时的责任划分，若地方政府或废物供应商中断供应，供电方既无法更换燃料，也无法以燃料短缺为由豁免违约责任，陷入无燃料发电却需承担违约赔偿的两难境地。

（三）协议终止与资产收购条款偏向PLN，供电方权益无保障

协议终止条款的设计明显倾向PLN，供电方在项目终止时难以获得合理回报，甚至可能面临资产缩水。根据合同，若因供电方不可补救事件终止协议，PLN可按“未偿优先债务-（股权承诺额-实际出资额）”的低价收购项目，这意味着供电方的股权投入可能被完全清零。例如，若某项目未偿优先债务为1亿美元，股权承诺额为5000万美元，实际出资额为3000万美元，PLN仅需支付8000万美元即可收购项目，供电方2000万美元的股权投入直接亏损。

即便因PLN违约或不可抗力终止协议，供电方的收益也被严格限制。根据附录条款，商业运营日后的收购价虽包含合理股权内部收益率（IRR），但IRR需由双方指定的独立估价师确定，且PLN有权对估价结果提出异议。结合PLN历史上通过拖延估值或质疑结果阻碍收购的做法，供电方可能长期无法收回投资，陷入项目终止却资金冻结的困境。

更值得警惕的是合同中隐藏“PLN项目购买选择权”，PLN可在融资日期后至协议期满前的任意时间，提前180天通知收购项目，买价按附录确定。这一条款赋予PLN低价抄底的权利，若项目后期现金流改善或电价政策利好，PLN可强制收购，供电方无法享受项目增值收益；若项目亏损，PLN则可放弃收购，让供电方独自承担损失。

（四）计费与付款流程繁琐，供电方现金流承压

计费与付款条款的设计进一步加剧供电方的现金流压力。PLN对发票的任何部分有异议时，可启动专家解决程序，争议金额需存入PLN监管的托管账户，且账户开立及维护费用由供电方承担。这意味着即便大部分款项无争议，供电方也可能因小部分争议金额被冻结资金，影响项目运营资金周转。

此外，逾期付款的惩罚力度不足，仅需按逾期付款利率支付利息，未明确利率具体标准，也无额外违约金条款。结合PLN历史上拖延付款的习惯，供电方面临按时供电却长期收不到款项的风险，而仅靠微薄的逾期利息无法弥补资金占用成本。

（五）环保与合规要求严苛，供电方违约风险高

协议对环保与合规的要求极为严格，供电方稍有疏忽即可能构成违约。

合同约定，供电方需维持功率因数（0.85滞后至0.9超前）、爬坡率（RRc）、频率（47Hz-52.0Hz）等运行标准，未达标则面临罚款，甚至被断开电网。罚款金额按附录G公式计算，例如频率未达标时，罚款=（失效时长/计费期总小时数）×PEBm×NEOm，若某计费期失效时长为10小时，PEBm为20美分/kWh，NEOm为100万kWh，罚款金额即达2万美元，且PLN可直接从发票中扣除，无需提前通知。

另一方面，招标文件要求供电方配合PLN获取可再生能源市场化工具（RE MBI），包括碳信用、绿色证书等，相关审计费用由双方平均承担，但收益却按5:5分成。这意味着供电方需投入额外成本配合PLN申请资质，却仅能获得一半收益，且若PLN与第三方合作不当，供电方还需承担连带责任，合规成本与收益严重不匹配。

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PLN近27年违约行为复盘：

从金融危机到产能过剩的三次系统性违约

PLN在过去27年间的违约行为并非偶然，而是呈现经济压力下强制违约的明显模式，主要包括：1997年亚洲金融危机时期，27个项目系统性违约，国际投资者损失超10亿美元；2008年全球金融危机时期，履约改善但隐性违约仍存，融资延迟成常态；2015-2023年产能过剩危机：全行业重新谈判，供电方被迫让步。

这三次大规模违约案例均导致国际投资者损失惨重，也为本次WtE项目的供电方敲响警钟。

（上滑屏幕可详细了解）

1997年亚洲金融危机：

27个项目系统性违约，国际投资者损失超10亿美元

1997年印尼盾贬值85%-95%，PLN以美元计价合同成本过高为由，对27个独立发电商（IPP）项目实施系统性违约，通过强制降价、暂停项目、资产国有化等方式转移风险，导致国际投资者损失超10亿美元。

Paiton I项目：40%电价强制削减，投资方收益腰斩

Paiton I是印尼最大的燃煤电厂（1230兆瓦），1994年签署的PPA约定前12年电价略高于8美分/kWh，采用照付不议结构，保证20%-25%的内部收益率。1999年两台机组商业运行后，PLN立即要求重新谈判，将调度率降至零直至2000年2月，实质暂停付款。最终投资方被迫接受电价降至5美分/kWh（降幅37.5%-40%），仅通过延长合同期限弥补部分损失。此次违约使投资方（Edison Mission Energy、三井物产等）的预期收益从25%降至8%以下，被迫重组债务，陷入长期亏损。

Karaha Bodas地热项目：政府法令暂停，2.61亿美元仲裁赔偿却难执行

1994年，Karaha Bodas Company（KBC）与PLN签署电力销售合同，规划建设400兆瓦地热电厂。1997年9月，印尼总统颁布法令无限期暂停项目，尽管工程已完成1/3。KBC启动国际仲裁，2000年12月仲裁庭裁定PLN违约，需赔偿2.61亿美元加每年4%的利息。但印尼政府通过国内法院干预执行，KBC不得不在美国、香港、加拿大等多国提起执行程序，直至2004年才收回部分赔偿，资金占用成本与诉讼费用进一步加剧损失。

CalEnergy地热项目：资产被国有化，投资方血本无归

CalEnergy的子公司Himpurna California Energy和Patuha Power在中爪哇、西爪哇开发的Dieng和Patuha地热项目，1998年7月Dieng项目一号机组完工后，PLN以“总统令暂停”为由拒绝调度，且不支付任何电费。1999年5月，雅加达仲裁庭裁定PLN违约，判赔浪费成本和利润损失，但PLN拒不执行。2002年后，印尼政府将项目转移至国有公司Geo Dipa Energi，实质实现资产国有化，CalEnergy的数亿美元投资彻底亏损。

2008年全球金融危机：

履约改善但隐性违约仍存，融资延迟成常态

2008年全球金融危机导致印尼盾贬值28%，但PLN的履约表现较1997年有所改善，未出现大规模强制降价或暂停项目，主要得益于政府补贴支持（2009年电力补贴457千亿印尼盾）和外汇储备增加（从1998年174亿美元增至2008年502亿美元）。

但隐性违约仍未完全消除，最典型的是Paiton 3项目（815兆瓦）。该项目2008年8月签署PPA后，因金融危机导致融资延迟18个月，PLN虽未直接违约，但拒绝调整电价或延长合同期限，导致投资方（三菱商事、丸红等）的融资成本增加约1.5亿美元。最终项目需日本国际协力银行（JBIC）提供政治风险担保才完成财务关闭，投资方的预期收益从12%降至9%。

2015-2023年产能过剩危机：

全行业重新谈判，供电方被迫让步

2015年后，印尼爪哇-巴厘电网备用容量率飙升至41.5%，PLN以“电力过剩”为由推动全行业PPA重新谈判，通过“延迟投产”“削减调度量”“降低电价”等方式转移成本，国际投资者再次承压。

Sarulla地热项目：8年电价争议，投资方成本激增

Sarulla项目（330兆瓦）2005年获得合同，但PLN以“电价过高”为由拒绝执行，要求将原约定的4.64美元/千瓦时降至更低水平。双方谈判持续8年，2013年才确定电价为6.79美元/千瓦时，虽高于原约定，但投资方因建设延迟额外承担成本2亿美元，且电价后期需逐步降低，长期收益被压缩。

新冠疫情期间：全行业重新谈判，PLN规避31亿美元照付不议罚款

2020年疫情导致电力需求下降，PLN以电网安全为由要求所有IPP重新谈判，延迟电厂投产日期。根据PLN 2023年向议会的报告，通过这一策略，PLN成功避免47.05万亿印尼盾（约31亿美元）的照付不议罚款。但IPP被迫接受投产延迟却无补偿的条件，部分项目因现金流断裂陷入停滞，投资方的融资成本和运维成本大幅增加。

Cirebon电厂：提前退役谈判，投资方收益缩水

Cirebon 1项目（660兆瓦）2022年启动提前退役谈判，PLN要求将PPA从2042年缩短至2035年，通过能源转型机制（ETM）再融资。尽管有亚洲开发银行参与，投资方仍需承担2.3-3亿美元的退役成本，且无法获得任何补偿，项目预期收益从11%降至6%。

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国际仲裁实践对供电方的启示：

胜诉易执行难，风险不可低估

从PLN历史上的国际仲裁案例来看，供电方虽可能在仲裁中胜诉，但执行过程漫长且困难，实际挽回的损失有限，难以依赖仲裁解决PLN违约问题。

（一）仲裁胜诉率较高，但赔偿金额难以覆盖损失

根据公开案例，国际仲裁庭对PLN违约的认定较为明确，供电方的胜诉率超过80%。例如，1999年MidAmerican Energy的两个子公司Himpurna和Patuha Power，分别获得3.917亿美元和1.805亿美元的仲裁赔偿；2000年Karaha Bodas项目获得2.61亿美元赔偿。这些案例表明，若PPA条款明确且PLN存在明显违约，仲裁庭通常会支持供电方的索赔请求。

但赔偿金额往往难以覆盖供电方的实际损失。以Karaha Bodas项目为例，KBC的实际投入（含工程建设、融资成本）约4亿美元，仲裁赔偿仅2.61亿美元，加上8年的资金占用成本，实际亏损超过2亿美元。此外，仲裁费用通常由双方分担，供电方需承担数百万美元的律师费和仲裁费，进一步加剧损失。

（二）执行过程漫长且困难，印尼政府多维度阻碍

即便仲裁胜诉，供电方也难以顺利收回赔偿，印尼政府和PLN通常通过国内法院干预、拖延执行、资产冻结等方式阻碍赔偿支付。

例如，Karaha Bodas项目2000年获得仲裁裁决后，印尼政府通过雅加达地方法院提起诉讼，试图撤销裁决，尽管最终失败，但执行过程拖延至2004年，KBC额外承担了3000万美元的诉讼费用。

MidAmerican Energy的仲裁案同样面临执行难题，PLN以资金短缺、政府未批准为由拒绝支付，MidAmerican不得不在美国、英国、新加坡等多国申请资产冻结，直至2001年才收回部分赔偿，此时距离仲裁裁决已过去2年，资金的时间价值损失超过1000万美元。

（三）仲裁结果对PLN约束有限，违约模式未改变

尽管多次仲裁败诉，PLN的违约模式并未改变，反而通过修改合同条款、调整政策、降低违约成本。例如，1997年违约后，PLN在后续PPA中取消主权担保，将风险转移给投资方；2008年危机后，PLN引入基于成本的定价体系，降低可再生能源电价；2020年疫情后，PLN推动产能过剩条款，为削减调度量提供法律依据。

这表明，国际仲裁仅能解决单个项目的争议，无法改变PLN经济压力下违约的根本模式，供电方即便胜诉，也可能在后续项目中面临新的风险，难以长期保障自身权益。

4

中国投资者的风险应对建议

结合本次印尼 Danantara 垃圾焚烧发电项目的招标文件及购电协议（PPA）安排，中国投资者在评估是否参与该项目时，应当从风险前提认知、投资方式选择及风险敞口控制三个层面作出理性判断，而不宜仅依据名义电价或政策导向作出决策。


01

将PPA 风险视为投资前提，而非可谈条件

从当前 PPA 结构来看，项目未向发电方提供传统意义上的收入保障机制，例如 Take-or-Pay、容量电费或最低收入兜底。项目收入高度依赖 PLN 的实际调度、电量确认及系统运行状况，而上述因素在合同中并未被严格约束。

对投资者而言，这意味着：

  • 项目的主要风险并非来源于单一违约事件，而是源自制度性安排本身；

  • 不宜假设可通过后续谈判显著改善 PPA 的风险分配；

  • 是否参与该项目，关键不在于PPA 是否理想，而在于在该PPA 条件下，投资回报是否仍具有可接受性。

因此，投资决策应基于接受现有规则后的收益—风险平衡，而非以改变规则为前提。

02

通过投资方式与资本结构控制风险敞口

在合同层面风险缓释空间有限的情况下，投资者更应关注如何进入项目、以何种方式承担风险。

  • 审慎控制投资规模与股权比例

    该项目更适合采取阶段性或可调整的投资策略，而非一次性、高比例、长期锁定的重资产投入。对于风险偏好较低、或对现金流稳定性要求较高的投资主体，应慎重评估深度参与的必要性。

  • 避免母公司或集团层面的无限风险外溢

    若通过担保、承诺或其他方式将项目风险上移至母公司或集团层面，将显著放大调度风险、限电风险及付款不确定性对整体财务状况的影响。投资者应尽可能将风险控制在项目公司层面，避免形成以集团信用对冲政策与系统风险的结构。

  • 在财务测算中充分纳入下行情景

    项目测算不宜仅基于理论发电量或名义电价，应充分考虑限电、调度削减、差额结算及付款节奏不确定性对实际可实现现金流的影响，并据此判断项目的真实收益水平。

03

通过商业定价与退出安排应对不可控风险

鉴于部分关键风险在现有制度和合同框架下难以通过法律手段有效转移，投资者更应在商业层面提前应对。

  • 将不可对冲风险反映在回报要求中，若项目面临较高的调度与系统风险，该等风险应体现在更高的 IRR 要求或更为保守的投资定价中，而不宜寄希望于事后通过合同救济解决。

  • 重视退出机制与投资流动性，投资者应在股权安排及合资结构中预留合理的退出路径，以应对项目运行过程中政策环境、电力系统条件或商业假设发生变化的情形。

  • 谨慎看待争议解决的实际效果，虽然项目文件通常约定国际仲裁，但在印尼实践中，仲裁裁决的执行效率和确定性仍存在不确定性。投资者不宜将争议解决机制视为主要风险缓释工具，而应在投资初期即假设合同救济存在现实摩擦成本。

印尼Danantara垃圾焚烧发电项目虽具备市场潜力，但PLN提供的PPA协议存在严重的权利义务失衡，结合PLN近27年的违约劣迹与国际仲裁的执行困境，中国投资者面临的风险不容忽视。若仅依赖项目规模、政策支持等表面优势贸然进入，可能面临发电量不足、收益缩水、资产损失的多重风险。建议投资者在参与项目前，全面评估PLN的履约能力，推动PPA条款修订，构建完善的风险对冲体系，在保障自身权益的前提下，谨慎参与印尼电力市场投资。