原创:印尼新能源市场的机会与挑战--水电篇

写在前面：近日，中国向世界隆重宣布，中国将力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。中国将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤电项目。

作为中印尼两国合作的重要组成部分，印尼的新能源市场都有哪些机会呢？可能遇到的问题是什么？今天我们就分类简单分析一下。

水资源总体情况

印尼拥有丰富的可再生能源，包括大规模的地热资源及小规模的太阳能，但其中最有发展前景的是水电资源。一方面水电资源是相对最便宜的可再生能源，另一方面利用水力发电不会造成水污染和温室气体排放的问题。印尼作为东盟最大经济体，经济增长速度年平均5%左右（去年疫情除外）。当前用电需求年增长率约为8.5%，在此基础上未来几年用电需求将进一步增加。

根据1983年印尼水电资源普查，总蕴藏量约为75000 MW，共1249个位置；1999年印尼水电资源蕴藏量复核筛选后为21480 MW，共167个位置；2011年印尼水电资源总体规划报告进一步筛选为26321 MW，其中包括已投入运行的项目4 388 MW；计划和正在修建的项目5956 MW；新的潜在项目16027 MW，并根据难易程度分为四组。水电资源未开发比例为60.9%。

PLN根据装机规模，将水电站分为三类，并制定对应的项目开发准则和指导电价。水电站分类如下：

(1) 大型水电（PLTA）：＞10MW；

(2) 小型水电（PLTM）：1MW～10MW;

(3) 微型水电（PLTMH）：＜1MW。

2015年，印尼电力总装机容量为55528 MW，其中水电占比约10%，印尼政府计划到2025年，可再生能源在国家能源结构中占比达到23%，装机容量要达到45GW，占总装机量的33%，其中水电21GW，在新能源中占比46.7%。

 

水电的主要参与者

印尼水电发展主要由政府和PLN主导，但为了克服日益增长的电力需求，政府也允许私人参与水电站开发，并且私人独立发电商已在水电开发领域占有了越来越重要的地位。

印尼水电投资开发主要参与者：

(1) PLN（印尼国家电力公司）

(2) 地方省政府

(3) IPP（私人独立发电商）

为实现国家的经济发展目标，印尼政府实施了税收减免等许多激励措施以吸引外国投资者进入可再生能源领域。2015年到2019年印尼电力35000MW中，PLN占10681MW，且全部已招标和正在评标中，再无新项目。IPP占25904 MW，并且大约50%尚未招标。可见印尼水电市场已以IPP为主要发展趋势。

 

项目主要来源

印尼政府根据国家能源政策（NEP），提出国家电力总体规划（RUKN），再经由议会协商通过和地方政府认可后正式确立。

根据确立的RUKN，PLN每年更新并发布未来十年的电力供应商业规划（RUTPL）。通常只有列入RUPTL里的大型电厂项目，PLN才会与投资商签订购电协议（PPA）。但小水电和微型水电（不大于10MW）不被列入RUPTL。印尼大部分电力资料和知识点，都出自于当年更新的RUPTL。

地方政府根据RUKN，提出地方电力总体规划（RUKD），再经由地方议会磋商达成一致后正式确立，用以指导和落实地方电力建设。RUKD中所列项目为地方政府所在地未开发的水电资源，并非全部能在RUPTL中找到，但对水电站投资者项目选择并在前期介入非常重要。

 

水电开发一般流程

（1） 开始：选择潜在水电站项目；

（2） 获取项目开发所需各类准证；

（3） 完成可研工作并报PLN审批；

（4） 与PLN签订购电协议PPA；

（5） 完成征地，同时完成详细设计；

（6） 选定承包商并开始建设；

（7） 完成：建成并进入商业运行阶段。

 

小水电分析

1、小水电现状

印尼水电的总蕴藏量为75000MW，小水电的可开发量为7500 MW(10%)，已装机量为510MW。小水电分布在各个岛屿上，主要分布在北苏门答腊、东爪哇和苏拉威西，其中北苏门答腊储量最大，约有300个地点。JICA（日本国际协力事业团）在九十年代初期所做的一个研究为印尼政府确立了大约10个小型水电项目；PLN已经研究和确立了75个微型水电项目（＜1MW），并建设了其中一小部分；发电设备供应商已经为自备用户确立了至少40个项目。

印尼政府也致力于积极开发丰富的小水电资源。根据2006年印尼能矿部第1号条例，不大于10MW的IPP项目无需招标，根据印尼能矿部2015年第19号法令，不大于10MW的小水电项目的上网电价等于固定基准电价乘以地区系数，由PLN无条件收购。

但PLN认为法令中制定的上网电价远高于售电价格，而政府未对此差额向PLN进行财政补贴，会造成PLN的严重亏损，因此拒绝服从能矿部2015年第19号法令。

印尼政府与PLN在此问题上的拔河态势，造成目前PLN拖延与小水电开发者签署PPA。这使得几十个小水电项目陷于停滞阶段，等待政府解决相关问题。也导致了小水电投资人因为项目开发的前期投入而陷入财务危机。

 

2、小水电展望

印尼政府计划到2025年，小水电/微型水电装机达到2846 MW。为实现此目标，政府颁布了许多鼓励小水电开发的积极政策。

相较大中型水电项目，小水电的优势明显，而且项目非常多，政府政策上也大力支持，开发权不需要通过印尼国家电力公司PLN进行竞标，地方政府可以直接指定。一般小水电开发准备期时间为18个月，即一年半左右，即可开工建设，相对于开发大于10 MW的项目来说，具有很大的优势。

政府和PLN就电价的分歧是目前小水电发展的最大阻碍。政府和PLN正在协商解决方案，诸如：小水电购电价格财政补贴、PLN针对小水电及可再生能源成立子公司（EBT）进行针对性购电等。

 

常规水电分析

1、常规水电现状

常规水电通常指装机大于10MW的水电项目。根据印尼能矿部长2015年第3号令，常规水电按装机容量分类为：10MW～50MW、50MW～100MW、＞100MW三类，并执行不同的指导电价。

印尼水力发电潜力达到75000 MW，可供开发利用的潜力为25600 MW，目前水电站总装机仅为5000 MW，印尼现有大坝中具备水利发电条件的约有5%。

受印尼政府预算不足的影响，印尼市场竞争性投标项目不断减少，而中国承包商可参与的竞标项目更少。印尼政府直接投资、政府主导的国企投资项目，当地资金投资的项目，中国承包商均无法参与。

 

2、常规水电展望

印尼正处于水电大发展时期。印尼政府计划在2019年将可再生能源从目前的10700 MW提高至21500 MW，水电站将成为该计划最重要的部分。但是实际并没有做到。

由于PLN财务能力下降，传统的公开竞标项目以及EPC项目已越来越少，几近没有。IPP已逐渐成为大规模水电站开发的主流趋势，输变电领域私人投资也即将放开。私人投资IPP水电站数量将会越来越多。中国传统的承包商企业从EPC向IPP转变是顺应市场变化的必然趋势。目前中资电力建设承包商都在做IPP，早期介入、培育项目。

 

抽水蓄能电站

1、抽水蓄能电站现状

抽水蓄能电站在印尼仍属于新生事物，目前尚无已建成项目，仅有一个在建项目，即：Upper Cisokan抽水蓄能电站。

 

2、抽水蓄能电站展望

抽水蓄能在电力系统中具有调峰填谷、事故备用、调频、调相、黑启动等多种功能，是当前最成熟、最经济的大规模电能储存工具。

(1)调峰填谷：低谷时电网有多余电力，高峰时电网电力不足。抽水蓄能电站利用低谷多余电力抽水蓄能，高峰时放水发电承担高峰负荷，可明显减少电网峰谷差。

(2)事故备用：抽水蓄能电站从静止达到满负荷运行仅需1—2分钟，能够快速启动，迅速转换工况。由它来承担系统事故备用容量，可以有效减少火电机组承担的旋转备用容量，起到改善火电机组运行方式、减少系统燃料消耗以及稳定系统频率和缓解事故等重要作用。

(3)储能：抽水蓄能通过水泵工况抽水将系统中的多余电能转化为上水库水的势能，在系统需要时，通过水轮发电机将水的势能转化为电能，是当前最成熟、最经济的大规模电能储存工具，储能是其实现各项功能的基础。

（4）调频：在电网的频率下降至设定值时，抽水蓄能机组会自动从水泵工况、调相工况或停机状态转为发电工况，向电网输送电力，使电网的频率自动调整到设定值，保证了电网的频率质量。

（5）调相：调节系统无功，提高系统的稳定性，是抽水蓄能电站的又一显著特征，随着技术的进步和电网运行的需要，目前大型抽水蓄能机组均可以在抽水和发电两种工况下调节系统的无功功率。

（6）黑启动：黑启动己成为电网崩溃后系统恢复正常运行的重要措施。一旦电网发生垮网事故，抽水蓄能电站在无外界帮助情况下，便可利用电站的上水库的蓄水冲动水轮发电机，完成电厂自救发电,同时向无自救能力的火电厂提供厂用电，启动火电机组，使电网得以恢复正常运行。

由于在印尼尚无修建抽水蓄能电站的经验和相关电力系统调度管理运行经验，因此抽水蓄能电站仍处于发展初期，但开发前景很好，尤其是印尼最大的爪哇-巴厘电网下大部分电站是燃煤燃气电站承担基荷的现实条件下（全国也如此），电力系统的调峰调频的需求较为必要和迫切。根据印尼能矿部批准发布的印尼电力供电计划（RUPTL 2016-2025），印尼未来10年将开发4座抽水蓄能电站，其中苏门达腊岛2座，爪哇岛3座。

由于抽水蓄能的功能和定位决定了其运行小时数较常规水电项目少很多，一般意义上的经济性不如后者好，因此，发展抽水蓄能电站需要国家的电力公司和电网公司的大力支持，这也决定了该类项目的建设开发单位主要是国家电力部门。所以，与之对应的，目前主要参与抽水蓄能电站开发的机构是提供主权贷款的多边金融机构，如：亚洲开发银行（ADB）和世界银行（WB）。在印尼国家计委的蓝皮书（即：利用外资项目清单）及相关财政担保等一系列安排下，上述金融机构主要为项目开发进行贷款，PLN为项目开发的业主，并面向全球进行公开招标。往往此类竞标十分激烈，竞争异常白热化，2014年Upper Cisokan抽水蓄能电站竞标过程就是一个典型例子。

面对此类竞标项目，中资企业的策略只有一个：拼实力（拼价格）！

问题和挑战

1、问题：

• 政策变化频率太高 – 印尼过去10年中政策已经3次重大调整，至今仍在等待新的总统令；

• 土地与移民问题 – 印尼没有可耕种或居住的国有土地，所以项目的移民全部为商业化运作；

• 开发商业化 – 作为国家重大的基础设施，国家没有流域规划（空间规划不能细化到流域的合理开发）；

• 开发权势力化 – 自从本世纪初国家将能源矿产开发权下放到地方政府（县级）后，开发权就变成了金钱和权力游戏；

2、挑战

• 中国公司在印尼水电开发的主要问题突出表现在开发指导思想与现实的矛盾。规模认识的差距—中国公司热衷于大规模项目，而当地项目（在中国人眼里）普遍较小，10千瓦等级的项目在印尼算是大项目了；

• 承担风险的心理差距 – 绝大多数中国公司参与项目开发的基本条件是项目具备PPA（购电协议），但是印尼本地开发商能够独立完成项目前期工作的凤毛麟角。

3、机遇

尽管印尼水力资源的开发程度低下，进展缓慢，但是中国公司仍然有很大的参与机会。

• 在目前已经开始并进入PLN名单（包括列入RUPTL和通过DPT）的大型项目（100MW以上）中，绝大部分项目还在寻找投资商；

• 印尼相关法律法规有利于可再生能源的投资开发，包括上网计价和支付、电能采购方式的调整、税收政策的鼓励等等；

• 碳排放的压力，这个压力是全球性的，目前印尼65%以上的电能来自燃煤电厂，因为风电和太阳能规模限制、地热发电的投资和技术限制，可再生能源的主力军还是水力发电。

4、建议

• 立足印尼现实，匹配公司战略。充分考虑印尼项目的规模、开发速度，如果不能达到公司的期望值，尽早改变市场计划；

• 审慎选择项目。对于环评不彻底、移民量大、电力消纳无着落的项目，不建议作为近期项目；

• 承担投资商的义务。这一点也是绝大部分项目推动开发进度的钥匙。一方面本地开发商对项目前期开发没有技术上的足够认识，无法完成承诺（甚至协议）的工作，另一方面投资商没有前期的深入参与，无法获得项目开发的第一手信息，无论对合作条件的确定还是对后期建设中可能出现问题的规避都留有隐患。

• 社会因素重于技术因素。技术因素影响效益，社会因素影响成败；

• 不建议参与小水电（10MW以下）开发，主要是电费支付方式（全部印尼盾）等问题。如果能实现双边货币直接兑换，这就不成大的问题。

本文部分内容综合来自在印尼中资企业等调研报告，在此致谢！